1

RAPORT ŞTIINŢIFIC ŞI TEHNIC PROIECT PCCA NR. 36/2012 - ETAPA 5 – 2016

“Sisteme hibride de conversie a energiei regenerabile de mica putere

integrate într-o micro reţea – MICROREN”

Coordonator : Universitatea Politehnica din Timişoara

Raportul de faţă prezintă realizările si rezultatele specifice etapei a cincea, intitulata

”Proiectarea, implementarea si validarea strategiilor de conducere a microgridului”, înglobând doua

activităţi tehnice prevăzute:

- Integrarea componentelor funcţionale ale sistemului microgrid, realizarea microgridului hibrid.

- Dezvoltarea unor strategii de conducere supervizata a sistemului microgrid hibrid

vânt/hidro/fotovoltaic.

In cadrul proiectului, au fost dezvoltate doua sistem microgrid hibride, fiecare cu propria

strategie de conducere: un sistem microgrid hibrid eolian-hidro-solar (implementat de catre echipa

coordonatoare si partenerul al doilea), respectiv un sistem microgrid hibrid eolian-hidro (implementat

de catre primul partener). Prezentarea fiecaruia dintre cele doua sisteme dezvoltate constituie capitole

separate ale prezentului raport.

Primul capitol prezinta topologia de integrare a celor trei componente (surse generatoare de

energie: eolian-hidro-solar). Este descrisa strategia de stocare a energiei în supercondensatoare cu

ajutorul unui convertor bidirectional cu raport mare de conversie, utilizata in cadrul aplicatiei de tip

microgrid pentru testare si validare standului experimantal realizat.

O sectiune disticta se refera la proiectarea si implementarea unor emulatoare pentru simularea

componentei eoline, respectiv hidro. Componenta software a acestor emulatoare este implementata

folosind modele LabView. Componenta hardware foloseste o placa de achizitie/comanda NI cRIO.

Este analizata functionarea acestor emulatoare in modurile de operarea off-grid, respectiv on-grid.

In conformitate cu activitatile tehnice prevazute, in continuare se prezinta strategia de

conducere ierarhizata a microgridului. Astfel, sunt descrise cele doua nivele de conducere: nivelul

inferior, destinat gestionarii puterii de ieșire a surselor regenerabile (folosindu-se in acest sens

controlere locale), respectiv nivelul supervizor care asigura managementul energetic corespunzător

funcţionării integrate a intregului microgrid.

Ultima parte este alocata prezentarii unei implementarii a unui sistem SCADA in reteaua

microgrid. Aplicatia SCADA, dezvoltata in Labview, indeplineste trei functii importante:

monitorizare, istoric (baza de date) si control. In timpul functionarii, aplicatia achizitioneaza datele

trimise de sistemul de achizitie si conversie (tensiuni, curenti, putere) si le afiseaza in timp real prin

intermediul interfetei grafice. Interfata SCADA permite o conducerea supervizata a celor trei

componente generatoare de energie. O testare a reţelei microgrid şi a sistemului SCADA a fost

realizata pentru validarea solutiei propuse.

Al doilea capitol (vizand microgridul eolian-hidro) trateaza urmatoarele problematici:

- integrarea în partea de c.c. a microretelei hibride a unui microsistem eolian bazat pe

microaerogenerator electric cu reluctantă variabilă si autocomutatie electronică (μGRVAE) si a unui

microsistem hidraulic bazat pe microhidrogenerator electric cu magneti permanenti si autocomutatie

electronică (μGMPAE);

- testarea functionării integrate a celor două microsisteme pe modele de laborator;

- dezvoltarea unei strategii de monitorizare si supervizare a microretelei de c.c. ce integrează cele două

microsisteme.

De subliniat ca toate obiectivele ştiinţifice si tehnice aferente activitaţilor etapei curente au fost

realizate. De asemenea, au fost elaborate un număr de 14 lucrări ştiinţifice, dintre care 2 in reviste

indexate ISI cu factor de impact.

2

DESCRIERE ŞTIINŢIFICĂ ŞI TEHNICĂ

I. SISTEM MICROGRID HIBRID EOLIAN-HIDRO-SOLAR

1. Integrarea componentelor funcţionale ale sistemului microgrid, realizarea microgridului

hibrid.

1.1 Sistem microgrid hibrid

In cadrul grantului MICROREN, cercetarea a fost axata pe noi abordări asupra structurilor,

topologiilor si configuraţiilor de micro reţele. Standul de emulare dezvoltat (standul experimental) este

alcătuit din trei subsisteme: sistemul solar, sistemul eolian si sistemul hidro cuplate intre ele intr-un

sistem microgrid hibrid eolian-hidro-solar. Practic, o micro reţea este un ansamblu de resurse

energetice distribuite si respectiv sarcini interconectate care acţionează ca o entitate de sine stătătoare

care este conectata la o reţea de putere de arie întinsa sau operează in mod autonom. Micro reţelele au

in principiu ca si componente: unităţi de conversie de resurselor de energie, unităţi de stocare a

energiei electrice, convertoare electronice de putere, interfeţe de conectare.

Una dintre cele mai importante problematici ale domeniului micro reţelelor este faptul ca atât

consumatorul cat si generatorul trebuie sa opereze independent, iar simultan trebuie menţinut si un

anumit echilibru intre producerea si consumul energiei electrice generate. Problema planificării

distribuţiei de energie si a proiectării topologiilor de micro reţele reprezintă elementele definitorii ale

asigurării operării in mod on-grid cat si off-grid (autonom).

In fig. 1., este prezentata o topologie de micro reţea care are in componenta sa cele 3

subsisteme de conversie a energiei (vânt, hidro si solar) realizate in cadrul standului experimental de

laborator al UPT.

Fig. 1. Stand experimental (UPT) –

topologia micro reţelei.

Fig. 2. Subsistemul eolian – schema bloc.

3

Fig. 3. Emulator turbina eoliana.

Fig. 4. Invertorul hibrid (subsistemul

eolian).

In fig. 2 este prezentat spre exemplificare, structura subsistemului de conversie a energiei

eoliene in energie electrica, avand ca si componente principale: emulatorul turbinei de vânt, invertorul

de putere, convertor hibrid, regulatoare si unităţi de stocare temporara a energiei (super condensator,

baterie de acumulatori). In fig.3. este prezentat emulatorul turbinei eoliene care consta in principiu

dintr-o maşina de antrenare (mașina de inducţie) cuplata la un generator sincron de joasa viteza.

Emulatorul turbinei de vânt permite atingerea unei viteze de rotaţie de pana la 750 [rpm]. In fig.4. este

prezentat invertorul hibrid configurabil. Alte componente importante ale simulatorului reconfigurabil

de reţele microgrid îl reprezintă subsistemele de conversie a energiei solare, respectiv a energiei hidro.

Sunt vizate structuri de conducere clasica cat si de tipul MPPT (cu urmărirea punctului de maxima

putere).

1.2 Stocarea energiei în supercondensatoare în aplicatii de tip microgrid, cu ajutorul unui

convertor bidirectional cu raport mare de conversie.

În aplicatiile de tip microgrid (Fig. 5), sunt necesare elemente de stocare, care pot sa satisfacă

anumite cerinte în privinta densitatii de putere si al densitatii de energie. Astfel pentru a acoperi o

gamă cât mai largă de utilizări se folosesc combinații de diferite elemente de stocare, de exemplu

baterii împreună cu supercondensatoare (SC). Supercondensatoarele pot obtine densităti mari de

putere, iar bateriile densităti mari de energie, împreună formând o combinatie complementară. Datorită

densitătii mari de putere, SC pot capta vârfurile de putere furnizate de diverse surse din retea, sau pot

furniza vârfuri de putere pentru diversi consumatori, crescând astfel durata de viată a bateriei care va fi

mai putin solicitată.

DC Bus

Supercapacitor

DC

DC

AC

DC

Hybrid converter

DC

DC

PV Panels Wind turbine

Hydro turbine

AC

DC

AC

DC

AC Grid

DC LoadDC

DC

Battery

Fig. 5. Structură bloc a unei retele de tip microgrid.

L1

VO

T1

T2IL1

D1

VL1

SCVS

D2

Fig. 6. Schema unui convertor bidirectional

conventional.

4

L1 L2

Ci

C1 C2

Co VOT1

T2

T3

IL1 IL2

VCD1

D3

D2

VL1 VL2

VCSC

VS

Fig. 7. Schema convertorului cu raport mare de conversie.

L1 L2

Ci

C1 C2

Co VO

IL1 IL2

SC

L1 L2

CiC1 C2

Co VO

IL1 IL2

SC

Fig. 8. Schema echivalentă pentru cele două stări de conductie (stânga – tON, dreapta tOFF).

În aceste aplicatii un rol important îl are convertorul care interfatează elementul de stocare cu

linia principală de tensiune. În cazurile retelelor de curent continuu este des utilizat convertorul

bidirectional din Fig. 6. Acest convertor functionează ca unul coborâtor într-un sens sau ridicător în

celălalt sens. Pentru a simplifica analiza acestui convertor se consideră că tensiunea de pe

condensatoare este considerată constantă, convertorul functionează în regim de curent neîntrerupt si nu

sunt pierderi.

Se poate observa din comparatia convertorului cu raport mare de conversie utilizând celule de

condensatoare prezentat mai sus (HBDC), cu alte convertoare cu raport mare de conversie avantajele si

dezavantajele acestuia, din punct de vedere al numărului de componente, raportului de conversie, si

tensiunii maxime de pe ventile:

Topologie HBDC SEPIC

bid.

Zeta bid. Altele Convertorul

standard

Rată

conversi

e

Boost

Buck

Tensiune maximă pe

ventile

nr. inductoare 2 3 2 2 1

nr. condensatoare 2 3 1 1 0

nr. ventile 3 3 4 4 2

Pentru o comparatie grafică, se poate observa în Fig. 9.a si în Fig. 9.b o comparatie a raportului

de conversie a convertorului hibrid, cu raport mare de conversie, si a convertorului standard. Se poate

observa de asemenea, că atât în modul de convertor coborâtor cât si în cel de convertor ridicător,

convertorul are un raport mai bun de conversie, extinzând domeniul de utilizare al unui

supercondensatorului.

5

Fig. 9.a. Comparatie a raportului de conversie în regimul ridicător.

Fig. 9.b. Comparatie a raportului de conversie în

regimul coborâtor.

Un aspect ce prezintă o deosebită importantă îl reprezintă strategia de control a convertorului,

astfel încât încărcarea si descărcarea supercondensatorului să fie realizată la momente oportune de

timp. Metoda propusă în acest caz se bazează pe tehnica droop, care în forma standard (Fig. 10.a)

constă în utilizarea convertorului astfel încât acesta să simuleze comportarea unei surse ideale de

tensiune ce are conectat în serie o rezistentă. Astfel, cu metoda droop standard se pot conecta în paralel

mai multe convertoare și ele îsi vor împărtii curentul în mod egal. Metoda propusă pentru

managementul energetic al supercondensatorului constă în utilizarea unei impedante virtuale neliniare

în locul rezistentei din metoda droop standard. Astfel se poate utiliza o impedantă compusă din două

diode Zener conectate în serie, care împreună sunt conectate în paralel cu o rezistentă, care, de această

dată, are o valoare mult mai ridicată (Fig. 10.b).

+_

R2droop

Vd1

R1droop

Vd2

DZ1

DZ2

+_

*

a. b.

VO

Fig. 10. Metoda droop: a. Standard; b.Propusă

pentru managementul energetic al SC

Caracteristicile grafice al dependenței

tensiune/curent, de la iesirea convertorului,

exemplifică foarte bine functionarea metodei.

Pentru o vizualizare mai bună, caracteristica se

poate împărtii pe trei regiuni: regiunea liniară, în

care metoda este identică cu cea standard;

regiunea de tensiune constantă, în care diodele

Zener mentin tensiunea constantă la borne;

regiunea de curent constant, în care convertorul

intră in limitare de curent, ca o metodă

suplimentare de protectie si functionalitate extinsă

în cazul aparitiei regimurilor defectuoase de

funcționare (Fig.11).

Implementarea acestui tip de control nu este dificil, de fapt acesta este chiar unul dintre

avantajele lui, fiind relativ simplu. Aceasta metoda are nevoie de un control în cascadă (Fig. 12) în

care se utilizează un regulator de curent pentru bucla internă, mai rapidă, și un regulator de tensiune

pentru bucla externă. Regulatorul de curent poate fi unul de tip 2, ales după răspunsul convertorului în

domeniul frecvență. Bucla externa conține un regulator de tip PI, care este regulatorul de tensiune. În

plus mai conține si partea de emulare a metodei droop, adică o reactie suplimentară de la curentul de la

iesire cu un bloc de saturatie. Pe lângă aceasta mai conține si o limitare în cazul cresterii excesive a

tensiunii pe supercondensator.

6

IImax-Imax -Ilim Ilim

Linear

region

Constant

voltage

region

Constant

voltage

region

Constant

current

region

Constant

current

region

Linear

region

VO

Fig.11. Împărtirea caracteristicii pe regiuni.

+- Type II HBDCIL1*

PI+-

+-

VS OVV limitation

Rdroop IL2

VO*

VO

IL1

-

\

Fig. 12. Implementarea buclei de control.

Setupul experimental al convertorului poate fi observat în Fig. 13. Pentru test, convertorul s-a

conectat la o sursă de tensiune dreptunghiulară, cu limitare de curent, și o sarcină de curent constant,

emulând astfel o linie de tensiune cât mai reală dintr-o rețea de tip microgrid. Supercondensatorul

folosit este de 31.5 F la o tensiune maximă de 200V.

HBDC

330V .. 370V30V .. 200V

DC

Source

Constant

current load31.5F

17A

0 .. 5A

Fig. 13. Setup experimental.

Fig. 14. Rezultate în regim stationar, comparate cu cele teoretice.

Rezultatele în regim stationar sunt grupate în Fig. 14, pentru a observa felul în care

caracteristica teoretică este urmărită si în experiment, urmărind câteva puncte de test. Standul

experimental poate fi observat în Fig. 15.

Fig. 15. Stand experimental.

7

1.3 Sistem hibrid hidro-eolian

O etapa importanta, vizand faza de integrare a componentelor unui microgrid, o constitutuie

dezvoltarea unui sistem de emulare hardware-in-the-loop (HIL) implementat in laborator. Sistemul

cuprinde două emulatoare: un emulator pentru o turbină eoliană, respectiv unul pentru o hidroturbină.

Hardware-In-the-loop (HIL) este o tehnică utilizată în dezvoltarea şi testarea sistemelor complexe în

timp real.

Sistemele HIL sunt compuse din:

• Un sistem software care implementează modelul matematic al dispozitivelor emulate (modelele de

turbină eoliană, hidroturbină). Sistemul software este implementat pe controlerul de proces NI cRIO

9068.

• Un sistem fizic care asigură caracteristicile statice şi dinamice similare sistemelor reale studiate.

Aceasta cuprinde ca dispozitive de acţionare două unităţi ABB ACS 800. Fiecare din aceste

dispozitive acţionează emulatorul fizic corespunzător; acesta fiind format din: un motor de inducţie

trifazat de 7,5 kW cu rotor în colivie (IM), o cutie de viteze (GB) şi un generator sincron cu magneţi

permanenţi (PMSG). Primele două componente constituie echivalentul turbinei, fie eoliană, fie

hidroturbină; cutia de viteze fiind necesară pentru a regla viteza la valoarea potrivită pentru generator.

1.3.1 Emulator Eolian

Turbina eoliană considerata este o turbină de putere mică (≤10kW). Sistemul eolian este

compus dintr-o masina de inductie care este conectata la un generator sincron cu magneţi permanenţi.

Emulatorul eolian utilizează un model în LabVIEW real-time al turbinei eoliene (simulare a

centralei eoliene) şi NI cRIO pentru a controla maşina de inducţie, care simulează comportamentul

turbinei eoliene sub diverse forme de undă ale vântului. Avantajele acestei metode constau în

posibilitatea de a testa mai multe configuraţii de control fără a fi necesară prezenţa agregatului eolian

real (Fig. 16 si Fig. 17).

Sistemul software trimite semnale de referinţă (viteza unghiulară) sistemulului fizic (mai exact,

invertorului ABB ACS800 1) în timp real. Rolul dispozitivului ACS800 este de a conduce motorul de

inducţie (IM 1), dar şi de a calcula cuplul de sarcină şi de a-l transmite înapoi la controler. Cu ajutorul

feedback-ului de la ieşirile convertizorului (viteza efectivă şi cuplul maşinii de inducţie), emulatorul

calculează un nou semnal de referinţă. Aplicatia software este implementata in LabView (Fig. 17).

Controlerul în timp real NI cRIO este ideal pentru această sarcină, datorită robusteţei şi

flexibilităţii sale în controlul sistemelor industriale. Acesta are un FPGA integrat, oferind achiziţii şi

generări de semnal de mare viteză, precum şi creşterea performanţei în bucle de control al proceselor

pentru aplicaţii de control.

Fig. 16. Front Panel-ul programului de simulare a

turbinei de vânt.

Fig. 17. Codul programului de simulare a turbinei de vânt.

Emulatorul eolian poate functiona in mod on-grid sau off-grid. In modul on-grid, sistemul

eolian este conectat la reţeaua principală printr-un redresor trifazat cu protecţie la supratensiune (Wind

Interface) şi un invertor (Wind Inverter) (Fig. 18). Wind Interface redresează şi filtrează cele 3 tensiuni

de fază sinusoidale, producând astfel o tensiune de ieşire continuă care alimentează invertorul.

Invertorul are posibilitatea de: încărcarea a bateriilor, alimentare a sarcinilor cu tensiune AC sau

trimiterea puterii la reţeaua principală. În modul off-grid, generatorul alimentează un supercapacitor

(Maxwell), printr-un convertor DC-DC hibrid. Energia stocată în supercapacitor poate alimenta

8

magistrala de 50V DC cu ajutorul unui controler de încărcare. Astfel, emulatorul poate alimenta cu

energie elementele de de stocare conectate la magistrala de 50V DC.

Schema de principiu pentru modul de funcţionare on-grid în cazul emulatorului eolian este

reprezentata in Fig. 18.a, iar pentru modul off-grid in Fig. 18.b.

Fig 18.a Subsistemul eolian în modul ongrid.

Fig.18.b Subsistemul eolian în modul offgrid.

1.3.2 Emulatorul Hidro

Turbina hidraulică modelată este o turbină de

impuls, mai precis o turbină Pelton de putere

mica. Turbinele de impuls sunt potrivite pentru

aplicatii cu înălţime de cădere mare (între 15 şi

2000 m), dar cu un debit de volum redus, cum ar

fi cursurile de apă rapide, dar de mică adâncime.

Turbina este instalată “pe cursul râului” (run-of-

river sau flow-of-river). Acest tip de instalaţie

este utilizată pentru locaţii unde se generează mai

puţin de 10 MW.

Fig. 19. Subsistem hidroenergetic.

Energia disponibilă depinde de cantitatea de apa care curge prin turbină şi pătratul vitezei sale.

Schema bloc al unei astfel de instalaţii este prezentata în Fig. 19.

Emulatorul hidro utilizează un model în LabVIEW real-time al turbinei hidro şi placa NI cRIO

pentru a controla maşina de inducţie, care simulează comportamentul turbinei hidro pentru diverse

regimuri ale debitului Q. Sistemul software trimite semnale de referinţă (viteza unghiulară)

sistemulului fizic (mai exact, invertorului ABB ACS800 1) în timp real. Dispozitivul ACS800

calculează cuplul de sarcină şi îl transmite înapoi la controler.

Emulatorul hidro poate functiona si el in mod on-grid sau off-grid. În modul on-grid (Fig.

20.a), microgridul este conectat la reţeaua principală. Puterea este transferată bidirecţional, de la

microgrid la reţea (atunci când energia produsă din surse regenerabile este în exces) sau în direcţia

contrară (atunci când microgrid-ul nu poate furniza energie sarcinilor locale) (Fig. 20.a). Prin urmare,

sistemul hidroenergetic alimentează magistrala de 400V DC cu ajutorul unui convertoare AC-DC de

putere făcute dintr-un invertor comercial (Danfoss) cu un panou de control modificat. Un convertor

bidirecţional DC-DC conectează magistrala de 400V DC cu magistrala de 50V DC, creând

posibilitatea de a transfera puterea în ambele direcţii. Magistrala de 50V DC constituie sursa de

încărcare a bateriilor, deci a sistemului de stocare. Aceasta magistrala este interfaţată cu reţeaua

principală printr-un invertor hibrid (Xantrex). Invertorul hibrid este folosit pentru a debita energie de la

microgrid la reţeaua principală sau pentru a trimite energie de la reţeaua principală la sarcinile de

curent alternativ. De asemenea, invertorul poate încărca bateriile cu energie de la reţeaua principală.

În cazul emulatorului hidro, funcţionarea în cazul off-grid este similară cazului on-grid,

excepţia constituind-o faptul ca invertorul hibrid Xantrex este setat constant pe alimentarea magistralei

DC de 50V şi implicit a bateriilor, iar in cazul în care nu mai este necesară contribuţia acestuia, acesta

este deconectat (Fig. 20.b).

9

Fig. 20.a Subsistemul hidro în modul on-grid.

Fig. 20.b. Subsistemul hidro în modul off-grid.

2. Dezvoltarea unor strategii de conducere supervizata a sistemului microgrid hibrid

vant/hidro/fotovoltaic

2.1 Control ierarhic al microgridului

Odată cu dezvoltarea tehnologiei electronice de putere și de stocare a energiei, tehnologia

microgrid a câştigat în popularitate în sistemul energetic. O structură microgrid este o distribuție de

generatoarele distribuite (DG), invertoare, sistemul de stocare a energiei, sarcini și dispozitive de

monitorizare. Microgridul poate avea două moduri de funcționare: modul on-grid (conectat la reţeaua

naţională de energie electrică) și modul off-grid (de insularizare, deconectat de la rețea).

În aceste condiții este necesară existența mediilor de stocare a energie. Comparativ cu rețeaua

de alimentare națională, microgrid-ul are caracteristici haotice și intermitente. Tehnologia de stocare a

energiei controlată de către sistemul de management energetic poate netezi puterea la ieșire. Controlul

ierarhic este propus ca o metodă de compensare a fluctuațiilor de tensiune provocate de sursele de

energie regenerabile într-un microgrid.

Controlul pe mai multe straturi sau ierarhic combină cele mai bune caracteristici ale

arhitecturilor de control centralizate și descentralizate. În funcție de arhitectura de control, controlerele

de nivel inferior pot avea niveluri diferite de inteligență. În timpul funcționării centralizate, fiecare

controler de nivel inferior primește prescriere de la controlerul de la nivelul superior. Într-o

funcționare descentralizată, fiecare controler de nivel inferior genereaza o decizie la nivel local.

In situatia in care, microgrid-urile au generatoare de bază nedispecerizabile, cum ar fi

generatoarele fotovoltaice si cele eoliene sau alte surse intermitente de energie este necesar să se

adapteze sistemul de distribuție pentru a furniza un răspuns optim. Problemele de optimizare sunt

dificil (poate chiar imposibil) de rezolvat prin utilizarea unor tehnici analitice. Tehnicile euristice

multi-obiectiv de optimizare si sisteme multi-agent au demonstrat potențialul de a rezolva astfel de

probleme. De asemenea, trebuie utilizată o arhitectură de control distribuită ierarhic.

Sistemul de control ierarhic pentru microgrid considerat contine două nivele: nivelul inferior de

control care se referă la controlul aferent componentelor sistemului si nivelul superior, care se referă la

managementul fluxurilor de energie, luând în considerare un criteriu mixt format din costul energiei si

durata de viată a bateriei (Fig. 21).

10

Figura 21. Structura generală de control.

Nivelul inferior asigură

conversia de putere maximă în

regiunea 2 (Regim partial de

sarcină) și limitarea puterii în

regiunea 3 (regiune de operare de

încărcare completă). Nivelul

superior asigură managementul

energetic al întregului microgrid.

Schema generală de control este

reprezenata in fig. 21.

a) Nivelul INFERIOR

Acest nivel permite gestionarea puterii de ieșire a surselor regenerabile. La nivel de control

local, fiecare sursă de energie regenerabilă și sarcină controlabilă are un controler local (LC) (Tabel 1).

În acest caz nu există comunicare directă între LC și controlerul central.

Tabel 1. Controlerele locale Componentă Parametrii

Controler de încărcare WIND

Schneider Xantrex XW MPPT 80/600 Charge Controller

Uin=600(V), Uout=48(V), Iin=80(A), P = 4.8(kW)

Controler de încărcare PV

Schneider Xantrex XW MPPT 60/150 Charge Controller

Uin=400 (V), Iin=16.6(A), Uout=600 (V), Iout=6(A), Pout=4 (kW)

Invertor Hibrid Schneider Xantrex Hybrid Inverter

Uin:=48(V), Iin=96(A), Uout≈240(V), Iout=40 (A), Pout=4.5 (kW)

SMA Sunny Boy SMA Sunny Boy 3000TL

Uin=750(Vdc), Uout≈230(V), Iin=15(A), P = 3(kW)

Componentele nivelului inferior sunt detaliate in continuare:

1. Sistem solar (fotovoltaic)

Conexiunea dintre PV și Magistrala de 400V DC se face printr-un Controler de încărcare solară

(Schneider Electric, Xantrex XW MPPT 80 600). Controlerul recoltează energia disponibila din

panourile fotovoltaice, indiferent de condițiile de mediu, prin utilizarea unui algoritm MPPT rapid

(Advanced Fast Sweep Maximum Power Point Tracking). Acest algoritm verifică rapid intervalul

complet de tensiune pentru determinarea dinamică a punctului de putere maximă. Controlerul de

încărcare solară comunică cu Supervizorul (Controlerul Central) cu ajutorul unui alt echiament de la

firma Schneider Electric, anume Conext ComBox.

2. Sistem eolian

Generatorul sistemului eolian alimentează, printr-un convertor DC-DC hibrid, un

supercapacitor (Maxwell). Acest supercapacitor are rolul de a filtra perturbațiile din tensiunea produsă

de sistemul eolian pentru a alimenta, cu ajutorul unui controler de încărcare (Conext Xantrex XW

MPPT 60/150), Magistrala de 400V DC. Xantrex MPPT Solar este un regulator de încărcare

11

fotovoltaică (PV), care urmărește punctul de putere maximă al PV-urilor pentru a furniza energia

maximă disponibilă. Acesta utilizează un algoritm MPPT dinamic/ Algoritmul MPPT reglează în mod

continuu tensiunea de funcționare a panourilor fotovoltaice, astfel încât acestea funcționează continuu

la punctul de putere maximă, fără a întrerupe fluxul de putere de ieșire. Regulatorul de încărcare solară

aplică o sarcină de încărcare variabilă pe panouri până când găsește punctul de putere maximă.

Controlerul de încărcare solară comunică cu Supervizorul (Controlerul Central) cu ajutorul unui alt

echipament de la firma Schneider Electric, anume Conext ComBox.

3. Sistem hidroenergetic

Controlerul sistemului hidroenergetic este implementat utilizand o placă dSpace. Controlul are

loc printr-o comanda directă asupra convertorului Danfoss AC/DC, realizându-se astfel controlul

puterii transmise magistralei de 400V DC. Realizarea comunicării între dSpace DS1103 PPC

Controller Board și convertor se realizează cu ajutorul unei plăci de comunicare care este montată în

slotul Slave I/O (CP31). Se urmăreșteo maximizare a puterii furnizate de sursă.

4. Conexiunea cu rețeaua principală de alimentare (Grid)

Microgrid-ul poate funcționa în două moduri: on-grid (conectat la rețeaua de alimentare cu

energie electrică) sau off-grid (deconectat de la rețea). În primul mod de funcționare, laboratorul

microgrid este conectat prin invertorul hibrid SMA (Sunny Boy 3000TL) la rețeaua principală. Puterea

este transferată bidirecțional, de la microgrid la rețea, atunci când energia produsă din surse

regenerabile este în exces sau în direcția contrară, atunci când microgrid-ul nu poate furniza energie

sarcinilor locale. În modul off-grid, microgrid-ul este deconectat de la rețeaua principală și energia

produsă este stocată sau utilizată de încărcături locale. Invertorul hibrid este conectat între magistrala

de 400V DC și rețeaua principală. Invertorul hibrid este comandat de către Controlerul Central

(Superviser).

5. Comunicarea între magistrale

Un convertor bidirecțional DC-DC conectează magistrala de 400V DC cu magistrala de 50V

DC, creând posibilitatea de a transfera puterea în ambele direcții. Acesta este controlat de către

Controlerul Central (Superviser).

6. Elementele de stocare

Menținerea stabilității sistemului influențează mai mulți factori, în special, parametrii de

funcționare. Sistem de stocare a energiei face parte din elementele de bază ale unui microgrid

inteligent. Prin combinarea acestor sisteme și a surselor regenerabile de energie se asigură stabilitatea

microgridului, îmbunătățirea calității sistemului și răspuns rapid pentru fenomenele tranzitorii.

Sistemele de stocare a energiei pot fi folosite ca centralizate sau descentralizate. Cele centralizate se

găsesc în microgriduri cu sarcină totală mică și număr redus de surse regenerabile. Cazul configurației

descentralizate a SSE este un sistem de acumulare conectat direct la fiecare sursă prin diverse interfețe

electronice. Cu această configurație, fiecare sistem de stocare are un rol în gestionarea și optimizarea

puterii de ieșire din sursa la care este conectat. Puterea active furnizată SSE în microgrid trebuie să fie

monitorizată în permanență. În acest sens, sunt utilizate supercapacitoare și baterii de stocare a

energiei.

7. Sistem AC

Sarcinile AC sunt alimentate cu ajutorului unui invertor hibrid Xantrex de la Magistrala de

50V. Invertorul controlează energia produsa utilizand un algoritm de urmărire a punctului de putere

maximă (MPPT).

b) Nivel SUPERIOR. Acest nivel asigura managementul energetic corespunzător funcţionării integrate a intregului

microgrid. Sursele de energie eoliana, solara respectiv hidro sunt intermitente, astfel incat o combinare

a lor poate asigura un flux continuu de energie consumabila sau stocabila in baterii.

Controlerul de supraveghere utilizat în sistem este alcătuit dintr-o placă dSpace care

monitorizează diferiții parametri ai sistemului și controlează subsistemele. Unitatea controler

coordonează sursele de energie autonome pentru a menține stabilitatea, regimul de operare, controlul

bateriilor și protecția sistemului împotriva suprasolicitărilor. Scopul acestui nivel de control este de a

12

regla amplitudinea tensiunii prescrise pentru buclelor de control de pe nivelul inferior. Acest control

trebuie să asigure cel mai rapid răspuns la schimbările de sarcină și de evoluția a puterii obținute de la

sursele regenerabile. Timpii de răspuns de ordinul câtorva milisecunde sunt esențiali pentru asigurarea

stabilității rețelei.

Doua strategii de conducere pot fi luate in calcul: conducere centralizata, respectiv

descentralizata. O conducere de tip descentralizat este folosita pentru controlul unui microgrid cu surse

diverse de energie. Un astfel de control inteligent trebuie să supervizeze distinct fiecare dintre sursele

din microgrid pentru asigurarea performantelor globale dorite, asigurand urmatoarele operatii:

monitorizarea și controlul încărcarcarii bateriilor, deconectarea sarcinile de prioritate redusă,

monitorizarea și controlul starii întregului sistem. Controlerul de supraveghere determină modul de

funcționare a fiecărui subsistem de generare a energiei. Modurile de operare sunt determinate de

echilibrul energetic dintre sarcina totală (sarcină AC și sistem de stocare) și producția totală (eoliană,

solară, hidro și grid), acest control putand conecta sau deconecta sursele regenerabile individuale,

grid-ul, bateriile și sarcinile AC.

2.2 Sistemul SCADA, strategii de control

Achizitia de date, procesarea acestora si controlul pe baza rezultatelor obtinute au un rol

important in functionarea optima a retelelor de tip microgrid. In literatura de specialitate, sistemul care

indeplineste aceste functii poarta numele de SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition).

Acest sistem trebuie sa indeplineasca doua activitati majore: achizitia de date din proces (monitorizare)

si controlul acestui proces, in mod automat. De asemenea acest sistem trebuie sa furnizeze

utilizatorului informatii, dar si posibilitati de control, chiar daca acesta nu este prezent in acelasi loc cu

echipamentele de monitorizare si control al procesului.

Principalele functii pe care trebuie sa le indeplineasca sistemul SCADA sunt: achizitii de date,

control de la distanta, alarme, afisare de informatii, baza de date si rapoarte. Sistemul SCADA este

compus din patru componente principale:

1. Sistemul de achizitie si conversie.

2. Sistemul de comunicare.

3. Unitatea centrala (sau centrul de control).

4. HMI (Human Machine Interface).

Prima componenta a sistemului SCADA, este formata din senzori si echipamente de masura cum

ar fi senzori de viteza, de temperatura si de presiune, ampermetre, voltmetre. In cele mai multe cazuri

senzorii si echipamentele de masura furnizeaza semnale analogice pe care unitatea de conversie are

rolul de a le transforma cu ajutorul echipamentelor electronice inteligente in semnale digitale care pot

fi transmise la distanta fara perturbatii.

Sistemul de comunicare are rolul de a transmite date spre sau de la centrul de control si

monitorizare. Transferul acestor date poate fi efectuat prin cablu, wireless, radio sau satelit utilizand

diferite protocoale de comunicatie. La fel cum modul de transmitere a datelor s-a schimbat de a lungul

timpului, si protocoalele de comunicare s-au schimbat pentru a indeplinii cerintele de functionare

specifice diferitilor producatori de echipamente (Modbus, Modbus RTU, Modbus TCP/IP).

Protocolul Modbus este bazat pe o arhitectura master-slave sau client-server si a fost dezvoltat de

Modicon pentru a fi folosit la PLC-urile proprii, dar cu timpul acesta a devenit un standard, fiind foarte

utilizat in industrie pentru conectarea si comunicarea tuturor dispozitivelor industriale intre ele.

Modbus permite conectarea la aceeasi retea a numeroase dispozitive de control si monitorizare diferite.

Acest protocol este utilizat foarte des la comunicarea dintre un computer si unitatea de control sau

monitorizare in sisteme SCADA.

Deoarece este folosit de diferiti producatori de echipamente, protocolul Modbus a fost dezvoltat,

fiind combinat cu caracteristicile Ethernet/IP determinand aparitia protocolului Modbus/TCP. Atat

protocolul Modbus/TCP, cat si Ethernet/IP se bazeaza pe tehnologia standard de internet si utilizeaza

protocolul TCP/IP. Astfel ambele protocoale pot exista in aceeasi retea. Protocolul TCP/IP este un

protocol ce permite rutarea datelor la un IP specific, verificand integritatea datelor.

13

Unitatea centrala este o componenta esentiala in sistemele SCADA deoarece controleaza

transferul de date si asigura interfata dintre utilizator si echipamente, atat pentru monitorizare cat si

pentru implementarea controlului. Unitatea centrala poate fi formata dintr-un singur computer care

functioneaza ca server, sau dintr-un ansamblu de componente cum ar fi computere, servere, sisteme

periferice de intrare-iesire avand ca scop informarea utilizatorului sau preluarea comenzilor de la

acesta.

Componentele unitatii centrale pot fi impartite in doua categori:

-componente hardware (computere si servere utilizate pentru executarea diferitelor sarcini in

functie de performantele lor).

-componente software (mecanisme ce furnizeaza mediile de analiza pentru monitorizare si

control, creaza baze de date si rapoarte).

Ultima componenta, HMI-ul este mecanismul prin care sunt monitorizate si afisate datele

receptionate prin diferite cai de comunicatie, dar este implementat si controlul in functie de necesitatile

utilizatorului. HMI asigura legatura dintre unitatea centrala si utilizatorul sistemului SCADA, astfel

incat acesta poate urmari si reactiona la alertele si alarmele afişate.]Sistemul SCADA este foarte

utilizat in automatizarea sectorului de producere si transport al energie electrice deoarece asigura

posibilitatea de a control si monitoriza reteaua de la distanta. In afara de utilizarea acestui sistem in

aplicatiile cu caracter electric este utilizat si in alte domenii cum ar fi control industrial, servicii

publice de apa, industria petroliera si chimica.

2.2.1 Sistemul SCADA in reteau microgrid

Sistemul de achizitie si conversie al sistemului SCADA este compus din doua module Adam,

dezvoltate de Advantech, un modul PLC de la Siemens (Siemens Logo) si o serie de traductori. Aceste

module au rolul de a transmite marimile obtinute de la traductori la unitatea centrala prin intermediul

retelei locale. Atat modulele de la Advantech, cat si cel de la Siemens sunt prevazute cu port Ethernet

si permit comunicarea prin intermediul protocolulului Modbus TCP/IP.

Reteaua locala (Fig. 22) are la baza un switch care realizeaza interconectarea diferitelor

segmente de retea prin cablu UTP (Unshielded Twisted Pair) si un router care permite accesul la

sistemul SCADA din afara retelei locale prin intermediul internetului. Topologia sistemului de

comunicatie se bazeaza pe protocolul de comunicatie Modbus TCP/IP, Ethernet TCP/IP si Xanbus care

este un protocol ce permite comunicarea dintre echipamentele produse de Schneider Electric.

Siemens Logo PLC

Scada Host

Sunny Boy

Adam Modules

Siemens TDE

Conext ComBoxSchneider

Devices

RouterRouter

SwitchSwitch OPC ServerOPC Server OPC Software ClientLabview

OPC Software ClientLabview

A V

Internet

A V

Fig. 22. Topologia sistemului de

comunicatie.

In sistemul SCADA implementat in reteaua

microgrid unitatea centrala sau centrul de control

este compus dintr-un calculator care are rol atat de

server cat si de HMI. Deoarece reteau microgrid

este formata din dispozitive ce au producatori

diferiti, cu protocoale de comunicatie diferite, este

necesara utilizarea unui OPC Server care face

posibila comunicarea dintre acestea .

OPC Serverul (OLE (Object Linking and

Embedding) for Process Control ) este un software

ce permite comunicarea dintre un sistem de operare

si dispozitivele hardware. Acesta este implementat

pe principiul server-client, unde clientul este

programul care trebuie sa se conecteze la hardware,

iar serverul este partea care primeste date sau

trimite comenzi la hardware in functie de cerinta

clientului

In sistemul SCADA, serverul este reprezentat de un computer, iar clientul este aplicatia

dezvoltata in limbajul de programare grafica, Labview, de la National Instruments. Labview este

folosit frecvent atat pentru achizitii de date, cat si ca instrument de control in automatizari industriale.

Aplicatia SCADA dezvoltata in Labview (Fig.23) indeplineste trei functii importante:

monitorizare, istoric (baza de date) si control. In timpul functionarii, aplicatia achizitioneaza datele

14

trimise de sistemul de achizitie si conversie (tensiuni, curenti, putere) si le afiseaza in timp real prin

intermediul interfetei grafice. De asemena, in timpul functionarii aplicatia salveaza pe hard diskul

computerului, fisierele bazei date, creand astfel un istoric cu valorile achizitionate in fiecare zi.

Fig. 23. Secventa cod Labview a

aplicatiei SCADA.

Fig. 24. Interfata aplicatiei SCADA.

HMI-ul sistemului este compus dintr-un display (TDE Siemens) conectat la PLC cu rolul de a

afisa valorile achizitionate in timp real, si un monitor/tv conectat la server cu scopul de a afisa interfata

aplicatiei SCADA.

Interfata aplicatiei (Fig. 24) permite utilizatorului monitorizarea si controlul in timp real al

dispozitivelor din reteaua microgrid printr-o serie de indicatori, butoane si grafice. De asemenea

interfata permite vizualizarea datelor achizitionate in trecut in mod tabelar sau grafic pentru fiecare zi

(Fig.25).

Deoarece sistemul SCADA dispune de conexiune internet, acesta poate fi accesat de la distanta

prin intermediul unei pagini web. Prin introducerea adresei IP a routerului in orice browser de internet,

pagina web va permite monitorizarea in timp real sistemului microgrid de la distanta (Fig. 26).

Fig. 25. Interfata istoricului SCADA.

Fig. 26. Pagina web a sistemului

SCADA.

Fig. 27. Pagina web a modulului

Conextbox.

Controlul retelei microgrid se face in doua etape:

15

-setari locale

-setari din interfata aplicatie SCADA.

Setarile locale sunt efectuate din centrul de control prin intermediul interfetelor de comunicare ale

fiecarui dispozitiv din retea astfel incat acesta sa poata functiona independent daca reteau de

comunicare devine indisponibila. Implementarea acestor setari are loc la pornirea sistemului microgrid

sau la momentul in care se doreste schimbarea modului de functionare. Implementarea setarilor in

dispozitivelor Schneider se realizeaza prin intermediul modulului ConextCombox printr-o pagina web

(Fig. 27). De asemenea aceasta pagina furnizeaza informatii despre starea echipamentelor Schneider

dar si un istoric. Setarile din interfata SCADA permite controlul puterii injectate in retea de catre

invertorul SMA SunnyBoy prin intermediul Siemens Logo. Acest control poate fi manual, cand se

alege de catre utilizator puterea injectata sau control automat caz in care pe baza masuratorilor

aplicatia stabileste nivelul de putere injectat. Controlul automat este realizat cu ajutorul unui regulator

bazat pe logica fuzzy. Acest regulator urmareste valorile tensiunilor de pe busurile de tensiune

continua (High Voltage DC, Low Voltage DC) si in functie de valoarea acestora determina nivelul de

putere injectata in retea.

2.2.2 Rezultate experimentale Testarea reţelei microgrid şi a sistemului scada a fost realizat prin utilizarea structurii din Fig.28.

Notaţiile pentru mărimile din reţea, prezente în figură, sunt explicate în tabelul următor:

Nume Semnificaţie

VHVbus Tensiunea busului de tensiune mare

VSC Tensiunea pe supercondensator

VLVbus Tensiunea busului de tensiune mică / Tensiune pe baterii

Ihydro Curentul provenit de la emulatorul hidro

IHBDC Curentul provenit de la convertorul HBDC

ISC Curentul prin supercondensator

ISMA Curentul absorbit de invertorul SMA Sunny Boy inverter

IINchrg Curentul absorbit de încărcătorul de baterii

IOUTchrg Curentul de la ieşirea încărcătorului de baterii

IBAT Curentul prin baterii

IHybInv Curentul de la intrarea invertorului hibrid

Rezultatele experimentale prezentate în Fig. 29 prezintă circulaţia curenţilor în momentul în care

invertorul SMA primeşte o comandă treaptă de scădere a puterii. În momentul imediat următor

curentul de la convertorul pentru încărcarea supercondensatorului, IHBDC, are o creştere (în modul),

indicând faptul că supercondensatorul se încarcă. O creştere similară o are şi curentul prin

supercondensator, ISC.

Fig. 28. Topologia reţelei microgrid.

Încărcarea supercondensatorului se observă şi

din tensiunea pe acesta, VSC. Tensiunea VHVbus,

măsurată la busul de tensiune mare, are şi ea o

creştere datorită curenţilor de la panoul solar şi

de la generatorul hidro. Creşterea tensiunii

cauzează o scădere a curentului de la

generatorul hidro deoarece acesta funcţionează

în regim de putere constantă. După un timp de

aproximativ 5-10 secunde, încărcătorul „Charge

controller” începe să furnizeze energie înspre

busul de tensiune mică, VLVbus, energie care mai

apoi este injectată în reţeaua de curent alternativ

de invertorul hibrid, fapt care se poate observa

de curentul de la intrarea acestuia, IHybInv.

16

Rezultatele experimentale prezentate în Fig. 29 prezintă circulaţia curenţilor în momentul în care

invertorul SMA primeşte o comandă treaptă de scădere a puterii. În momentul imediat următor

curentul de la convertorul pentru încărcarea supercondensatorului, IHBDC, are o creştere (în modul),

indicând faptul că supercondensatorul se încarcă. O creştere similară o are şi curentul prin

supercondensator, ISC. Încărcarea supercondensatorului se observă şi din tensiunea pe acesta, VSC.

Tensiunea VHVbus, măsurată la busul de tensiune mare, are şi ea o creştere datorită curenţilor de la

panoul solar şi de la generatorul hidro. Creşterea tensiunii cauzează o scădere a curentului de la

generatorul hidro deoarece acesta funcţionează în regim de putere constantă. După un timp de

aproximativ 5-10 secunde, încărcătorul „Charge controller” începe să furnizeze energie înspre busul de

tensiune mică, VLVbus, energie care mai apoi este injectată în reţeaua de curent alternativ de invertorul

hibrid, fapt care se poate observa de curentul de la intrarea acestuia, IHybInv.

Fig. 30 prezintă o situaţie în care sursele de energie furnizează o putere mică, în cazul acesta

generatorul hidro furnizează o putere de aproximativ 200W. Convertorul HBDC începe să injecteze

energie în reţeaua de curent continuu, menţinând tensiunea în limite acceptabile. Singurul consumator

în acest caz este invertorul SMA care injectează energie cu putere constantă în reţeaua de curent

alternativ.

Fig. 29. Forme de unda I: Scăderea referinţei de

putere injectate în reţea.

Fig. 30. Forme de undă II: Generatorul hidro ca

sursă unică de energie.

II. SISTEM MICROGRID HIBRID EOLIAN-HIDRO

În cadrul etapei curente, pentru un al doilea sistem microgrid hibrid eolian-hidro au fost realizate:

(i) integrarea în partea de c.c. a microretelei hibride a unui microsistem eolian bazat pe

microaerogenerator electric cu reluctantă variabilă si autocomutatie electronică (μGRVAE) și a unui

microsistem hidraulic bazat pe microhidrogenerator electric cu magneti permanenti si autocomutatie

electronică (μGMPAE); (ii) testarea functionării integrate a celor două microsisteme pe modele de

laborator; (iii) propunerea unei strategii de monitorizare si supervizare a microretelei de c.c. ce

integrează cele două microsisteme.

17

Fig. 31. Standul experimental pentru testarea microsistemului eolian integrat în microretea,

bazat pe μGRVAE cu actionare directă.

Fig. 32. Interfata ControlDesk cu cronogramele curentilor electrici de fază debitati

si cuplului de forte electromagnetice dezvoltat, în cazul μGRVAE studiat,

pentru unghiurile de comutatie θon = 30o și θoff = 45o.

Subansamblul principal din alcătuirea microsistemului eolian integrat în structura microretelei

hibride îl reprezintă μGRVAE trifazat de 1,5 kW cu 6 poli statorici si 8 dinti rotorici, actionat direct la

axul orizontal al microturbinei eoliene, pentru viteze ale vântului de 2–10 [m/s]. Topologia 6/8 a

prototipului de μGRVAE, proiectat optimal si realizat practic, permite asocierea acestuia cu un

redresor comandat, în semipunte trifazată asimetrică si functionarea ansamblului cu riplu redus al

cuplului de forte electromagnetice dezvoltat. In scopul validării performantelor prototipului de

μGRVAE, pe de o parte, s-a utilizat programul JMAG Designer de analiză numerică de câmp magnetic

cvasistationar prin metoda elementelor finite bidimensionale, iar, pe de altă parte, s-a realizat standul

experimental de laborator, în care microturbina de vânt este emulată prin intermediul unui motor

sincron cu magneti permanenti, controlat vectorial (Fig. 31).

Au fost utilizate două programe pentru testare: SIMULINK modelează sistemul utilizând

diagrame-bloc de comandă, iar dSPACE înregistrează modificările, care apar asupra variabilelor în

timp real, cu ajutorul cărora se realizează controlul μGRVAE.

18

În Fig. 32, sunt înregistrate cronogramele de regim permanent ale intensitătilor curentilor electrici

statorici de fază si momentului cuplului de forte electromagnetice, în cazul μGRVAE, pentru unghiuri

de comutatie θon = 30o si θoff = 45o.

Fig. 33. Topologia μGMPAE trifazat din

structura microsistemului hidraulic integrat în

microretea.

Fig. 34. Distributia instantanee a densitătii

fluxului magnetic în sectiunea transversală

a μGMPAE studiat.

Fig. 35. Standul experimental pentru testarea microsistemului hidraulic integrat în microretea,

bazat pe μGMPAE cu acționare directă.

Subansamblul principal din alcătuirea microsistemului hidraulic integrat în structura microretelei

hibride îl reprezintă μGMPAE trifazat, având rotor exterior cu 12 magneti permanenti de Nd-Fe-B,

montati superficial si statorul cu 9 poli magnetici, pe care este bobinată concentrat înfăsurarea indusă

trifazată si cu 9 dinti feromagnetici intercalati, nebobinati (Fig.33). Topologia prototipului de

μGMPAE, proiectat si realizat practic, produce t.e.m. de fază cvasi-trapezoidale si curenti statorici de

fază cvasi-dreptunghiulari, impunând asocierea acestuia cu un redresor comandat, în punte trifazată si

functionarea ansamblului cu riplu redus al cuplului de forte electromagnetice dezvoltat.

În scopul validării performantelor prototipului de μGMPAE, pe de o parte, s-a utilizat

programul JMAG Designer de analiză numerică de câmp magnetic cvasistationar prin metoda

elementelor finite bidimensionale (Fig. 34), iar, pe de altă parte, s-a realizat standul experimental de

laborator, în care microturbina hidraulică este emulată prin intermediul unui motor sincron cu magneti

permanenti, controlat vectorial (Fig. 35).

În Fig. 36, sunt înregistrate cronogramele de regim permanent ale intensitatilor curentilor electrici

statorici de fază si curentului continuu redresat, în cazul μGMPAE functionând în sarcină rezistivă.

19

Fig. 36. Interfata ControlDesk cu cronogramele curentilor electrici statorici de fază

si curentului continuu redresat, în cazul μGMPAE studiat,

functionând în regim permanent pe sarcină rezistivă.

Fig. 37. Schema bloc de integrare a microsistemului eolian bazat pe μGRVAE trifazat

si a microsistemului hidraulic bazat pe μGMPAE trifazat într-o microretea de c.c.

În Fig. 37, este prezentată schema bloc a unei microretele de c.c. integrând microsistemul eolian

bazat pe μGRVAE trifazat si microsistemul hidraulic bazat pe μGMPAE trifazat, cu stocarea energiei

de c.c. în baterie si posibilitate de conexiune la reteaua electroenergetică locală de c.a. Circuitul

electric de c.c. permite alimentarea directă a consumatorilor locali racordati la microreteaua de c.c.

Rolul principal al sistemului (controlului) de supervizare a microretelei de c.c. din Fig.37 este

realizarea balantei puterii electrice instantanee în microretea, conform unui algoritm de management

energetic, cu considerarea datelor de predictie si cu respectarea limitelor de putere ale microretelei si

capacitătii de stocare a energiei de c.c. în baterie. Astfel, în cazul insuficientei puterii electrice

furnizate sarcinii locale de c.c., sistemul de supervizare intervine asigurând necesarul de putere

electrică prin descărcarea bateriei. Reciproc, în cazul excesului de putere electrică debitată de

microsistemele eolian si hidraulic integrate, supervizorul intervine prin încărcarea bateriei si, eventual,

furnizarea de energie electrică în reteaua locală de c.a. Dacă bateria este complet încărcată si reteaua

locală de c.a. nu permite absorbtia excesului de energie electrică generată de microsistemele eolian si

hidraulic, atunci supervizorul limitează productia de energie a acestor microsisteme integrate.

20

Bibliografie

[1] Filip I., Prostean O., Vasar C., Szeidert I., „An Improved Structure of an Adaptive Excitation Control

System Operating under Short-Circuit”, JOURNAL ADVANCES IN ELECTRICAL AND COMPUTER

ENGINEERING, Vol 16, Issue 2, DOI: 10.4316/AECE.2016.02006, 2016, ISI Indexed, Impact Factor

0.459, pp. 43-50.

[2] Filip I., Szeidert I., „Adaptive fuzzy PI controller with shifted control singletons”, JOURNAL EXPERT

SYSTEMS WITH APPLICATIONS, Vol 54, DOI: 10.1016/j.eswa.2016.01.036, 2016, ISI Indexed,

Impact Factor 2.981, pp. 1-12.

[3] Szeidert I., Filip I., Vasar C., Prostean O., „Computation of electrical generator parameters using

regression functions”, 11th IEEE International Symposium on Applied Computational Intelligence and

Informatics (SACI), 12-14 May, 2016, Timisoara, Romania, pp. 89-92.

[4] Szeidert I., Filip I., Prostean O., Vasar C., „Laboratory setup for microgrid study”, 20th Jubilee IEEE

International Conference on Intelligent Engineering Systems, June 30-July 2, 2016, Budapest, Hungary,

pp. 289–292.

[5] Vasar C., Prostean G., Szeidert I., „An analysis of diffuse solar radiation”, 20th Jubilee IEEE International

Conference on Intelligent Engineering Systems, June 30-July 2, 2016, Budapest, Hungary, pp. 161-164.

[6] Wu G., Ruan X., Ye Z., „Nonisolated high step-up DC-DC converters adopting switched-capacitor cell”

IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 62, no. 1, Jan. 2015, pp. 383–393.

[7] Xiao J., Wang P., Setyawan L., „Hierarchical control of hybrid energy storage in DC microgrids” IEEE

Trans. Ind. Electron., vol. 62, DOI 10.1109/TIE.2015.2400419, no. 8, Aug. 2015, pp. 4915–4924.

[8] Sun L., Zhuo F., Wang F., Zhu T., „A novel topology of high voltage and high power bidirectional ZCS

DC-DC converter based on serial capacitors” in Proc. Applied Power Electronics Conf. and Expo. (APEC

2016), Mar. 2016, pp. 810–815.

[9] Pelan O., Muntean N., Cornea O., Blaabjerg F., „High voltage conversion ratio, switched C & L cells,

step-down DC-DC converter,” in Proc. IEEE Energy Conversion Congress and Expo. (ECCE 2013), Sep.

2013, pp. 5580–5585.

[10] Cornea O., Guran E., Muntean N., Hulea D., „Bi-directional hybrid DC-DC converter with large

conversion ratio for microgrid DC busses interface,” in Proc. Int. Symp. on Power Electronics, Electrical

Drives, Automation and Motion (SPEEDAM 2014), pp. 695–700.

[11] Dranca M.A., Radulescu M.M., „Dynamic behaviour of a three-phase low-speed switched reluctance

micro-wind generator”, Proc. International Conference on Applied and Theoretical Electricity – ICATE

2016, Craiova, Romania.

[12] Zaharia M.V., Gillon F., Radulescu M.M., Khlissa R., Brisset S., „Fast determination of the optimal

control parameters of a switched reluctance machine using space mapping technique”, Proc. 14th

International Workshop on Optimization and Inverse Problems in Electromagnetism – IEEE OIPE 2016,

Rome, Italy.

[13] Zaharia A., Radulescu M.M., Brisset S., „Analiza functionării micromasinii electrice

cu magneti permanent si autocomutatie electronică în regim de generator autonom”, Lucrările

Simpozionului de Masini Electrice – SME 2016, Bucuresti, Romania.

[14] Bărglăzan M., Miloş T., „Aerodynamic Protection of Wind Turbines”, Revista Hidraulica, nr. 2, 2016,

INOE, IHP, Bucureşti, pag. 26 – 35, ISSN 1453-7303.

[15] Bărglăzan M., „Optimization of axial wind turbines operation”, Revista Hidraulica, nr. 1, 2016, INOE,

IHP, Bucureşti, pag. 30 – 35, ISSN 1453-7303.

[16] Badarau R., Milos T., „Cinematica mecanismului centrifugal de protectie la supraturare a rotorului de

turbină eoliană de putere mică”, XVI Conferinta Nationala multidisciplinara Sebes, 10 iunie 2016,

Volumul 30, pag. 29-36, Editura AGIR, ISSN 2067-7138.

[17] Badarau R., Milos T. ,,Dinamica mecanismului centrifugal de protectie la supraturare a rotorului de

turbină eoliană de putere mică”, XVI Conferinta Nationala multidisciplinara Sebes, 10 iunie 2016,

Volumul 30, pag. 37-46, Editura AGIR, ISSN 2067-7138.

[18] Patrascu C., Muntean N., Cornea O., Hedes A., „Microgrid Laboratory for Educational and Research

Purposes”, IEEE 16th International Conference on Environment and Electrical Engineering (EEEIC), 7-10

June 2016, Florence, Italy, ISBN: 978-1-5090-2320-2.

[19] Hulea D., Cornea O., Muntean N., „Nonlinear Droop Charging Control of a Supercapacitor with a Bi-

Directional Hybrid DC-DC Converter”, IEEE 16th International Conference on Environment and

Electrical Engineering (EEEIC), 7-10 June 2016, Florence, Italy, ISBN: 978-1-5090-2320-2.