Raport de cercetare în extenso – Sistem informatic support ... · şi conducerea unui sistem...

Sistem informatic suport pentru proiectarea, implementarea şi controlul fermelor energetic hibride - E-FARM -

Etapa 2: Definirea arhitecturii şi stabilirea conceptelor in vederea realizarii sistemului informatic suport (SIS) şi sistemului de control- partea I

1

– Raport de cercetare în extenso –

Sistem informatic support pentru proiectarea, implementarea şi controlul fermelor energetice hibride- E-FARM

Contract 22134/01.10.2008

Etapa 2: Definirea arhitecturii şi stabilirea conceptelor în vederea realizarii sistemului informatic suport (SIS) şi sistemului de control- partea I



2

COLECTIV DE ELABORARE IPA: STOIAN Ioan BALOGH Szabolcz CAZAN Rareş Cosmin CĂPĂŢÎNĂ Dorina CĂPĂŢÎNĂ Octavian CORHA Alin DANCEA Ovidiu GYURKA Bela Zoltan IGNAT Sorin Mihai KOVACS Istvan MARCHIS Ioan MIRCEA Maria MOLDOVAN Alexandru ISPE: VATRĂ Fănică POIDA Ana VOICU Camelia UTBv: MARINESCU Corneliu CĂTĂLIN Ion ŞERBAN Ioan GEORGESCU Marius



3

CUPRINS

1. OBIECTUL LUCRĂRII

2. BAZA LUCRĂRII

2.1. Baza juridică

2.2. Baza tehnică

3. STANDARDE ŞI NORME NAŢIONALE ŞI INTERNAŢIONALE DE REFERINŢĂ

4. REZULTATE OBTINUTE ÎN CADRUL PROIECTULUI

4.1. Managementul proiectului

4.2 Metode de producere a energiei 4.2.1. Structura de ansamblu a unei FEH 4.2.2. Producerea de energie electrică în instalații eoliene4.2.2.1. Potențialul eolian 4.2.2.2. Principalele componente şi caracteristici ale unei instalații eoliene4.2.2.3. Puterea dezvoltată de o instalație eoliană4.2.2.4. Amplasarea instalațiilor eoliene

4.2.3. Producerea de energie electrică în instalații fotovoltaice4.2.3.1. Potențialul solar 4.2.3.2. Caracteristicile celulelor fotovoltaice4.2.3.3. Tehnologii MPPT (Maximum Power Point Tracking)4.2.3.4. Componentele unui sistem fotovoltaic4.2.3.5. Amplasarea instalațiilor fotovoltaice4.2.3.6. Exemple de amplasare a unor instalații fotovoltaice

4.2.4. Producerea de energie electrică în microhidrocentrale (MHC)4.2.4.1. Potențialul hidroenergetic utilizabil în MHC‐uri4.2.4.2. Principalele componente şi caracteristici ale unei MHC4.2.4.3. Amplasarea MHC‐urilor

4.2.5. Producerea de energie electrică în celule/pile cu combustibil4.2.5.1 ‐ Considerații generale 4.2.5.2. Clasificare şi utilizări

4.2.6. Sisteme/Surse de alimentare de siguranță şi de rezervă4.2.6.1. Grupuri Motor‐Generator (Engine generating sets ‐ EGS)

4.2.7. Calitatea energiei electrice pentru consumatorii alimentați din FEH4.2.7.1 Componentele calității energiei electrice4.2.7.2 Standarde în vigoare, obligatorii în România, referitoare la calitatea energiei electrice livrate consumatorilor4.2.7.3 Principalii parametrii care definesc calitatea energiei electrice şi limite admise

4.3 Prezentarea elementelor de stocare a energiei4.3.1 Limitări în dimensionarea sistemului de stocare4.3.2 Cererea zilnică de energie a sistemului autonom4.3.2.1 Unități ale consumului de energie electrică4.3.2.2 Consumul de energie electrică pentru o locuință4.3.2.3 Prioritizarea consumatorilor

4.3.3 „Esențial” şi „ne‐esențial” în circuitele de alimentare4.3.4 Selectarea solutiilor optime ce se pot implementa în Romania



4

4.3.5 Dimensionarea bateriilor 4.3.5.1 Prezentarea alegerii elementelor de stocare în vederea formalizarii proiectării 4.3.5.2 Sistemul de stocare a energiei 4.3.5.3 Modelarea invertorului de tensiune4.3.5.4 Alegerea tipului de baterie 4.3.5.5 Modelarea elementelor de stocare

4.3.6 Simulări 4.3.6.1 Modelul Simulink al sistemului cu stocare LAB

4.4 Tehnologii de proiectare asistată pentru FEH4.4.1 Specificatii ale sistemului informatic suport pentru proiectarea şi exploatarea optimală a fermelor energetice hibride 4.4.1.1. Sistemul informatic suport pentru proiectarea FEH (SIS‐CAD)4.4.1.2. Sistemul informatic suport pentru monitorizarea şi controlul fermelor energetice hibride SIS‐IC

5. DEFINIREA FUNCŢIILOR DE ANVELOPĂ ALE SISTEMULUI INFORMATIC EFARM – COMPONENTĂ PENTRU REFERENŢIAL

5.1. Funcții pentru componenta SIS‐CAD

5.2. Funcții pentru componenta SIS‐IC

6. CONCLUZII

7. BIBLIOGRAFIE



5

1. Obiectul lucrării

Problema adresată de proiectul EFARM este dezvoltarea unui instrument de proiectare şi control inovativ a fermelor energetice hibride menit să contribuie la cresterea utilizării SER (Surselor Energetice Regenerabile) în tară, prin optimizarea proiectării şi cresterea eficientei tehnico-economice a exploatării fermelor energetice hibride (FEH). Obiectivul general al proiectului este rezolvarea unor probleme complexe referitoare la proiectarea şi conducerea unui sistem energetice tip GD (Generare Distribuită) prin dezvoltarea, validarea şi implementarea în conditii reale a unui produs informatic complex pentru proiectare conducere şi control optimal al FEH. Astfel, proiectul permite dezvoltarea unui produs informatic menit să faciliteze implementarea şi exploatarea FEH.

Scopul realizării sistemului este:

Cresterea capacitătii sectorului de CDI în scopul utilizării surselor de energie regenerabilă Cresterea competentei tehnologice şi promovarea transferului de cunostinte şi tehnologii în

domeniul energiei cu respectarea principiului dezvoltării durabile. Crearea de tehnologii curate. Cresterea competitivitătii activitătilor de CDI prin stimularea parteneriatelor în domeniul prin

desfăsurarea actiunilor de cercetare colaborativă între membri consortiului multidisciplinar. Facilitarea în implementarea şi exploatarea optimale a resurselor energetice regenerabile fiind

o componentă a dezvoltării durabile Depasirea dificultătilor şi extinderea utilizării SER în tara

Obiectivele specifice ale proiectului E-FARM sunt:

Elaborarea unor studii necesare dezvoltării unui sistem informatic suport de proiectare şi control optimal a fermelor energetice hibride din zone izolate bazate pe SER;

Dezvoltarea bazelor de date şi cunostinte necesare în proiectarea şi controlul FEH Dezvoltarea unui sistem informatic suport (SIS) compus din:

o componenta de tip CAD (SIS-CAD), pentru proiectarea optimală a FEH; o componenta de tip sistem inteligent de conducere şi control (SIS-IC) în vederea

asigurării functionalitătii, eficientei şi stabilitătii FEH.

Dezvoltarea unui model functional al FEH, de mică putere amplasat într-un areal geografic precizat în scopul validării sistemului informatic suport.

Realizarea documentatiilor tehnice de proiectare şi utilizare a sistemului informatic suport. Dezvoltarea interesului local asupra surselor energetice renegerabile şi diseminarea astfel a

cunostintelor potentialului SER (Surse Energetice Regenerabile) local.

În etapa prezentă, Etapa a II- a, „Definirea arhitecturii şi stabilirea conceptelor în vederea realizarii sistemului informatic suport (SIS) şi sistemului de control- partea I”, cu termenul de finalizare 15.12.2009, sunt cuprinse urmatoarele activitati:

Activitatea I.1 Definirea arhitecturii şi stabilirea conceptelor în vederea realizarii sistemului informatic suport (SIS) şi sistemului de control- partea I

CO: Tehnologii de proiectare asistata pentru FEH P1 : prezentarea metodelor de producere a energiei în scopul formalizarii proiectarii P2: prezentarea elementelor de stocare în vederea formalizarii proiectarii



6

2. Baza lucrării 2.1. Baza juridică

Proiectul se desfăşoară pe baza unui parteneriat între SC IPA SA CIFATT Cluj (coordonator al proiectului) unitate cu profil de cercetare-dezvoltare, Institutul de Studii şi Proiectări Energetice Bucuresti, Universitatea Transilvania din Brasov şi Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca,

Baza legală a lucrării o constituie contractul de finantare de la bugetul de stat având nr. 22134/01.10.2008 (Programul 4 din cadrul PNCDI), încheiat între SC IPA SA şi Autoritatea contractantă, Centrul National de Management Programe, prin Programul 4 - „Parteneriate în Domeniile Prioritare”.

2.2. Baza tehnică Baza tehnică a lucrării este constituită din:

o Anexa B - Descrierea proiectului o Planul de realizare al proiectului, anexe ale contractului.



7

3. Standarde şi norme naţionale şi internaţionale de referinţă

Continua dezvoltare a surselor de energii regenerabile a condus la necesitatea introducerii de reglementări, standarde, ghiduri de proiectare, şi alte instrumente care să creeze un mediu propice pentru dezvoltarea acestui sector. Standardul IEEE 1547 a fost elaborat în anul 2003 şi tratează problema interconectării surselor de energie distribuite la un sistem electroenergetic de putere mare şi este împărţit în şase capitole principale (P1547.1 – P1547.6) [1-2]. Seria de standarde IEEE-1547 este împărtită în sase părti până în momentul de fată, cu următoarea structura: P1547.1 – specifică testele care ar trebui realizate pentru a vedea în ce masură sistemul respectă prevederile din standard. Echipamentele utilizate la interconectare trebuie să îndeplinească cerintele impuse în standard. Sunt definite proceduri de testare flexibile, pentru a putea fi aplicate la o varietate cât mai mare de tehnologii, indiferent de caracteristicile locului de amplasare a sistemului. P1547.2 – este un ghid ce furnizează detalii în vederea întelegerii cât mai usoare a standardului IEEE 1547. Acest document facilitează utilizarea standardului IEEE 1547 prin caracterizarea diverselor tehnologii de generare distribuită şi problemele de interconectare asociate. Tot aici se gasesc descrieri tehnice şi scheme electrice, ghid de proiectare, şi exemple practice de interconectare. P1547.3 – furnizează informatii referitoare la monitorizare, schimbul de informatii, şi controlul în vederea interconectării unui sistem distribuit la un sistem electro-energetic de putere. P1547.4 – furnizează căi alternative şi practici pentru proiectarea, functionarea şi integrarea sistemelor autonome distribuite cu un SEN (Sistem Energetic National). Este tratată problema capacitătii de separare şi reconectare a sistemului autonom la SEN, şi mentinerea alimentării micro-retelei izolate în diverse conditii de functionare. Acest ghid este destinat în primul rând proiectantilor de sisteme electro-energetice, operatorilor, integratorilor de sistem şi producătorilor de echipamente, furnizând informatii importante referitoare la functionarea sistemelor izolate de tip autonom. P1547.5 – este un ghid referitor la cerintele tehnice, inclusiv de proiectare, constructie, testare, întretinere pentru interconectarea surselor îndepartate de energie electrică îndepartată cu o capacitate mai mare de 10MVA, la un SEN. P1547.6 – furnizează informatii referitoare la interconectarea surselor distribuite de energie electrică la alte retele electrice secundare (locale), care contin mai multe surse distribuite. Principalele cerinţe impuse în cadrul acestui standard sunt: - Instalaţiile sistemului GD nu trebuie să influenţeze negativ dispozitivele de protecţie din

instalaţiile consumatorilor, sau din reţeaua de distribuţie, necesitând echipamente de protecţie şi control suplimentare.

- Sistemul GD nu trebuie să compromită siguranţa în funcţionarea sistemului electric la care este interconectat. Proprietarul este responsabil de propriul echipament în cazul apariţiilor de avarii în sistemul de distribuţie.

- Instalaţia de interconectare trebuie să fie echipată cu dispozitive de protecţie care să prevină funcţionarea în paralel cu sistemul de distribuţie în cazul în care tensiunea, frecvenţa sau faza nu sunt în limitele normale.

- O componentă importantă o reprezintă sistemul de comunicaţie, care se impune în majoritatea cazurilor pentru a asigura o flexibilitate sporită şi siguranţa în funcţionare a sistemului. Mai multe sisteme distribuite pot fi conectate informaţional cu un dispecer automat care ia decizii cu privire la funcţionarea întregului sistem.



8

Întreruptoarele plasate în punctul comun de cuplare (PCC) trebuie să fie capabile să deconecteze curenţii de scurtcircuit mari, care pot apărea din reţeaua de distribuţie. De asemenea trebuie să existe un dispozitiv manual de deconectare care să poată fi blocat pe poziţia deschis (de. ex. separator) şi vizibil de personalul reţelei de distribuţie.

Calitatea energiei furnizate de aceste surse trebuie să respecte standardele generale din domeniu. Un element important îl reprezintă injecţia de armonici (superioare) de curent provocate de funcţionarea convertoarelor electrice existente în sistem. Acestea nu trebuie să depăşească valorile maxim admisibile din standarde. Alte standarde importante la nivel international referitoare la ferme energetice hibride sunt

urmatoarele:

• IEEE 1547-2003 Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems

• IEEE 1547.1- 2005 Standard for Conformance Tests Procedures for Equipment Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems

• IEEE 1547.2 –Draft, Application guide for Standard for interconnecting Distributed Resoarces with Electrical Power Systems

• IEEE 1547.3 Draft Guide for monitoring, information exchange and control of distributed resources interconnected with electrical power systems

• IEEE 1547.4 Draft Guide for design, operation and integration of Distributed Resources Island Systems with electrical Power Systems

• IEEE 929-2000, Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems – incorporated în IEEE 1547

• UL 1741, Standard for Inverters, Converters, and Controllers for Use în Independent Power Systems - elaborated by Underwriters Laboratories Inc. – compatibilzed with IEEE 1547

• IEC60050-415 International electrotechnical vocabulary –Part 415:Wind turbine generator systems

• IEC61727 Photovoltaic (PV) systems - Characteristics of the utility interface - December 2004

• IEC 62116 Ed.1 2005: Testing procedure of islanding prevention measures for utility interactive photovoltaic inverter (describes the tests for IEC 61727) – approved în 2007

• IEC WT 01- IEC System for conformity testing and certification of wind turbines – Rules and Procedures

• IEC-EN 61400-1 Wind Turbine generator systems Part1: Safety requirements • IEC-EN 61400-2 Wind turbine generator systems Part 2: Safety of small wind turbines • IEC-EN 61400-3 Wind turbine generator systems Part 3: Design requirement for offshore

wind turbines • IEC-EN 61400-4 Wind turbine generator systems Part 4: Design requirement for gearbox

for wind turbines • IEC-EN 61400-11 Wind turbine generator systems Part 11: Acoustic noise measurement

techniques • IEC-EN 61400-12 Wind turbine generator systems Part 12: Wind turbine power

performance testing • IEC-EN 61400-13 Wind turbine generator systems Part 13: Measurement of mechanical

loads • IEC-EN 61400-14 Wind turbine generator systems Part 14: Declaration of sound power

level and tonality values



9

• IEC-EN 61400-21 Wind turbine generator systems Part 21: Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines

• IEC-EN 61400-22 Wind turbine generator systems Part 22: Maintenance cycle report to IEC WT 01 Ed.1: System for conformity testing and certification of wind turbines – Rules and procedures

• IEC-EN 61400-23 Wind turbine generator systems Part 23: Full-scale structural testing of rotor blades

• IEC-EN 61400-24 Wind turbine generator systems Part 24: Lighting protection • IEC-EN 61400-25 Wind turbine generator systems Part 25: Communication standard for

remote control and monitoring of wind power plants • IEC-prEN 61400-121 Wind turbine generator systems Part 121: Power performance

measurement of grid connected wind turbines • Pr EN50308 – Wind Turbines – proactive measures – requirements for design, operation

and amintenance • Pr EN50376 Declaration of sound power level and tonality values of wind turbines • VDE0126-1-1 2006 Automatic disconnection device between a generator and the public

low-voltage grid” – Safety issues- applied on German Market

Alte standarde: • Principii fundamentale şi de securitate pentru interfata om-masină,

marcare şi identificare. Identificarea bornelor echipamentelor, a extremitatilor conductoarelor care au cod de identificare

SR EN 60445:2003

• Erori de masurare. Terminologie SR 13251:1996 • Tensiuni nominale ale retelelor electrice de distributie publică de joasă

tensiune SR HD 472 S1:2001

• Vocabular international de termini fundamentali şi generali metrologici

SR 13251:1996

• Protectie împotriva socurilor electrice. Aspecte comune în instalatii şi echipamente electrice

SR EN 61140:2002

• Protectia împotriva electrocutărilor. Instalatii electrice fixe. Prescriptii de proiectare, executii şi verificări

STAS 12604/5-90

• Protectia contra electrocutărilor. Limite admisibile. STAS 2612-87 • Schimbătoare de caldură. Îndrumător de întocmire a instructiunilor de

instalare, de exploatare şi de întretinere, necesare pentru mentinerea performantelor tuturor tipurilor de schimbătoare de caldură

SR EN 307:2000

• Ghid pentru achizitionarea de echipamente pentru centrale electrice. Partea 5-3: Turbine eoliene

SR EN 45510-5-3:2004

• Turbine eoliene. Măsuri protectoare. Prescriptii pentru proiectare, exploatare şi întretinere

SR EN 50308:2005

• Turbine eoliene. Partea 12: Tehnici de măsurare ale performantelor de putere

SR EN 61400-12:2001

• Turbine eoliene. Partea 2: Securitatea turbinelor eoliene mici SR EN 61400-2:2001 • Recomandări pentru sisteme mici de energie regenerabilă şi hibride

pentru electrificarea rurală. Partea 3: Dezvoltarea şi conducerea proiectului

SR CEI/TS 62257-3:2006

• Energie solară. Vocabular SR EN ISO- 9488:2002 • Captatoare solare. Captatoare solare plane. Clasificare şi simbolizare STAS 12903-90

• Instalatii termice solare şi componente ale acestora. Captatoare solare. SR EN 12975-1:2006



10

Partea 1: Conditii generale • Instalatii termice solare şi componentele acestora. Instalatii

prefabricate SR EN 12976:2006

• Instalatii electrice în constructii. Partea 7-712: Prescriptii pentru instalatii şi amplasamente speciale. Sisteme de alimentare cu energie solară fotovoltaică (PV)

SR HD 60364-7-712:2005

• Protectie împotriva supratensiunilor a sistemelor fotovoltaice (PV) generatoare de energie electrică. Ghid

SR EN 61173:2002



11

4. Rezultate obtinute în cadrul proiectului 4.1. Managementul proiectului

Managementul etapei are la bază metoda RUP (Rational Unified Process) ce reprezintă un cadru de dezvoltare iterativă a proceselor software, fiind creat de Rational Software Corporation. RUP se bazează pe structura bloc, sau elemente de conţinut, ce descriu ce va rezulta, competenţele necesare şi explicatiile pas cu pas care descriu cum anumite obiective pot fi atinse. Principalele componente ale blocului sunt:

Rolul fiecărui participant – acesta defineşte competenţele, abilităţile şi responsabilităţile aferente participanţtilor în cadrul fazelor

Rezultatele – rezultatele reprezinta produsul activitatii Activitati – reprezinta un obiective specifice ce au ca scop atingerea obiectivului general al

proiectului Realizarea proiectului este asigurata de consortiu multidisciplinar cu realizari în domeniul

tematicii abordate format dintr-un institut CD – IPA SA, care isi asuma responsabilitatea coordonarii proiectului, un Institut de Studii şi Proiectari Energetice – ISPE Bucuresti şi doua universitati: Universitatea Transilvania din Brasov şi Universitatea Tehnica din Cluj-Napoca, care dispun de personal cu experienta în domeniu CD.

Astfel, în concordanta cu structura metodei RUP, rolul fiecarui participant a fost impartit în functie de activitatile specifice etapei în cauza, tinand cont de competentele şi abilitatile participantilor. Etapa 2 „Definirea arhitecturii şi stabilirea conceptelor în vederea realizarii sistemului informatic suport (SIS) şi sistemului de control- partea I” cuprinde o activitate şi anume: „Stabilirea conceptelor ce vor sta la baza realizarii a SIS pentru proiectare şi control al FEH (SIS)” şi cuprinde trei subactivitati pentru fiecare partener participant la aceasta etapa.

Coordonatorul de proiect – SC IPA SA : Activitatea : ”Tehnologii de proiectare asistata

pentru FEH” realizata de coordonatorul de proiect a dezvoltat urmatoarele probleme: Definirea conceptelor ce stau la baza realizarii SIS pentru proiectare şi control a FEH; Tehnologii de proiectare asistata pentru FEH care detaliaza urmatoarele domenii: ♦ Tehnici proiectare modul CAD;♦ Baze de date potential energetic din surse regenerabile; ♦ Baze de date echipamente disponibile pentru realizarea FEH- arhitectura hardware; ♦ Concepte de dezvoltare sofware de control pentru FEH - arhitectura software; ♦ Modul inteligent de conducere bazat pe sistem suport decizie; ♦ Tehnici control pentru FEH; ♦ Modul software de configurare pentru FEH; ♦ Modul software de simulare pentru FEH♦ Functii anvelopa sistem E-FARM Partenerul ISPE prin realizarea activitatii care i-a fost atribuita „Prezentarea metodelor de producere a energiei în scopul formalizarii proiectarii” a detaliat urmatoarele probleme leagate de proiectul EFARM: Structura de ansamblu a unei FEH; producerea de energie electrica în instalatii eolieneProducerea de energie electrica în instalatii fotovoltaiceproducerea de energie în microhidrocentrale (MHC) producerea de energie în celule/pile cu combustibil sisteme/surse de alimentare de siguranta şi de rezervaSisteme pentru controlul tensiunii şi al fluxurilor de putere în retele electrice; Calitatea energiei electrice pentru consumatorii alimentati din FEH



12

Partenerul UTBv prin realizarea activitatii sale „Prezentarea elementelor de stocare în vederea formalizarii proiectarii” a dezvoltat urmatoarele capitole: Limitări în dimensionarea sistemului de stocare; Cererea zilnica de energie a sistemului autonom Prioritizarea consumatorilor; Importanta circuitelor de alimentare Estimarea potenţialului energetic Dimensionarea bateriilor Prezentarea alegerii elementelor de stocare în vederea formalizarii proiectarii Partenerul UTCN - P3 nu a participat la realizarea acestei etape.

Rezultatele obiectivelor specifice, impartite pe parteneri au ca rezultat prezentarea unui raport

tehnic şi stiintific de fiecare dintre acestia. Fiecare rezultat a fost integrat formand astfel un singur document ce cuprinde toate informatiile, rezultand astfel indeplinirea obiectivului general al Etapei 2. Etapa a fost tratata ca un proiect în sine, iar evaluarea acesteia se face prin urmatoarele documente asociate:

Plan de evaluare pentru monitorizarea progresului. Astfel s-a organizat o intalnire în care s-a prezentat de catre coordonator structura raportului rezultat în Etapa 2, s-au discutat responsabilitatile ce au revenit fiecarui partener în cadrul acestuia şi concordanta cu activitatile enuntate în cadrul proiectului. Aceasta intalnire a avut ca scop clarificarea atributiilor fiecarui participant şi armonizarea obiectivelor specifice astfel incat rezultatul final sa reprezinte o baza solida pentru etapele urmatoare.

Analiza a modului de rezolvare a problemelor ce apar pe parcursul proiectului : metodele de rezolvare a problemelor au avut la baza responsabilitatile atribuite fiecarui partenerilor şi a coordonatorului, responsabilitati ce au fost stabilite în faza de propunere a temei:

o Conducatorul de proiect: Asigura managementul proiectului şi comunicarea operativa cu autoritatea contractanta şi cu partenerii

Mobilizeaza resursele umane, materiale şi financiare necesare realizarii proiectului Receptioneaza lucrarile efectuate de parteneri Asigura secretul profesional pe durata prevazuta în acordul de colaborare

• Partenerii: Participa la realizarea proiectului conforma planului de realizare Mobilizeaza resurse umane materiale şi financiare necesare realizarii proiectului în

conformitate cu propunerea de proiect Asigura comunicarea directa şi operativa intre membrii consortiului sau prin

intermediul unui portal protejat asigurandu-se astfel cadrul de lucru colaborativ Elaboreaza şi preda la termen rapoartele de faza pentru activitatile/lucrarile desfasurate

prevazute în proiect Asigura secretul profesional pe durata prevazuta de acordul de colaborare şi dupa caz

aplica prevederile legale privind regimul informatiilor clasificare Plan de management al riscului ce cuprinde gestionarea riscurilor asociate la proiect cu

referire la responsabilitati şi resurse; astfel datorita tipului de rezultat a fazei, studiu tehnic şi stiintific, riscul preconizat de catre coordonator a fost de natura comunicativa, din aceste considerente acesta a tinut contact permanent cu partenerii, informandu-i de schimbarile ce au aparut pe parcursul etapei.



13

Fig. 4.2.1.1 - Costul energiei electrice pentru RES şi preţul energiei electrice industriale în EU-15.

Instalaţii eoliene offshore

Instalaţii eoliene onshore

Maree şi valuri

Solar termal electric

Instalaţii fotovoltaice

Centrale hidroelectrice mici

Centrale hidroelectrice mari

Energie electrică din geotermal

Biodeşeuri

Biomasă solidă

Biomasă (solidă) ‘co-ardere’

Costul energiei produse industrial în EU-15

Costul energiei electrice (EUR/MWh)

4.2 Metode de producere a energiei

4.2.1. Structura de ansamblu a unei FEH Aşa cum s-a prezentat în lucrarea elaborată în Etapa 1 a proiectului E-FARM, în contextul subiectului prezentei lucrări, o Fermă Energetică Hibridă (FEH) - Sistem Energetic Hibrid (Hybrid Energy System - HES) - Sistem Energetic Hibrid pe bază de Surse Regenerabile (Hybrid Renewable Energy System - HRES) este un sistem energetic de tip generare distribuită (GD) care constă din: - două sau mai multe surse de energie electrică produsă din surse regenerabile de energie (instalaţii eoliene, panouri fotoelectrice, microhidrocentrale, pile cu combustibil, grupuri energetice pe bază de biomasă etc.) - un sistem (o instalaţie) de stocare optimă a energiei electrice; - unul sau mai multe grupuri generatoare de rezervă/siguranţă pe bază de combustibili convenţionali (motorină, păcură, gaze naturale etc.) - o reţea proprie/internă de distribuţie a energiei electrice la consumatori pe care îi alimentează; - un sistem de monitorizare şi control a puterii produse de diferitele surse din sistem şi de monitorizare şi control a funcţionării respectivului sistem energetic în ansamblu său (controlul frecvenţei şi tensiunii în reţeaua internă a FEH) şi a fiecărei componente în parte. Un astfel de sistem este în general destinat alimentării unuia sau mai mulţi consumatori (de cele mai multe ori situaţi în zone izolate, îndepartate de o reţea electrică publică. În figura 4.2.1.1 se prezintă o privire de ansamblu asupra principalelor surselor de generare distribuită care ar putea intra în componenţa unor Sisteme Energetice Hibride şi domeniile de puteri generate de acestea.Numeroşi factori influenţează aspectele economice referitoare la DG şi RES, respectiv cele referitoare la realizarea de Sistemelor Energetice Hibride. Aspectele economice cele mai importante se referă la investiţiile iniţiale, costul combustibilului, preţul energiei electrice produse şi la costul conectării la reţelele electrice publice.



14

În figura 4.2.1.1 se prezintă o comparaţie între nivelurile de costuri în EU-15 pentru producerea de energie electrică din surse de energie regenerabilă. Energia electrică provenită din instalaţii fotovoltaice costă peste 200 EUR/MWh. În general, utilizarea biomasei conduce la cel mai redus cost al energiei electrice dintre toate variantele de utilizare a RES, pe locul secund se situează energia electrică produsă de instalaţiile eoliane şi de instalaţiile hidroelectrice de mică putere, iar celulele fotovoltaice reprezintă cea mai scumpă variantă. Cu toate acestea, numeroase ţări stimulează utilizarea sistemelor bazate pe fotocelule pentru producerea de energie electrică.

Veniturile obţinute din DG şi RES sunt dependente de energia electrică vândută (şi de căldură în cazul cogenerării). În plus, pot rezulta beneficii din serviciile de reţea ce ar putea fi asigurate de DG şi RES (de ex.: echilibrarea locala a consumului, evitarea pierderilor din reţea) sau din subvenţii de mediu şi taxe. Aceste subvenţii şi taxe sunt, în general, destinate să stimuleze producerea de energie electrică “curată”. Astfel de exemple sunt certificatele verzi sau ‘feed-în tariffs’ (tarifele ‘feed-în’) pentru energia electrică produsă din RES, reducerea de taxe pentru investiţii în RES, taxe pentru CO2 şi credite pentru carbon.

Avându-se în vedere obiectul prezentei lucrări, în continuare se vor prezenta diferitele metode de producere şi de stocare a energiei electrice ce pot fi utilizate în cadrul unei FEH, precum şi o serie elemente referitoare la calitatea energiei electrice care trebuie asigurată consumatorilor alimentaţi în conformitate cu reglementările în vigoare şi la posibilităţile de control al fluxurilor de putere în reţeaua internă a FEH.

4.2.2. Producerea de energie electrică în instalaţii eoliene

4.2.2.1. Potențialul eolian

Deşi potenţialul teoretic al României în domeniul resurselor eoliene este de circa 14.000 MW, potenţialul exploatabil este mult mai redus, având în vedere vitezele medii reduse (de maximum 7 - 8 m/s), obţinute doar în câteva zone ale ţării. În fig. 4.2.2.1 este prezentată harta vitezelor medii ale vânturilor în România, obţinută pe baza datelor măsurate pe ultimii 60 ani. Datele din această figură pun în evidenţă faptul că valori medii anuale de peste 6 m/s rezultă în puţine zone ale ţării. Multe dintre zonele cu viteze ale vântului care pot determina eficienţa instalaţiei eoliene se află în zonele înalte ale ţării, caracterizate însă de o densitate redusă a aerului şi deci de energie relativ redusă a maselor de aer.



15

4.2.2.2. Principalele componente şi caracteristici ale unei instalații eoliene

Tehnologia instalaţiilor eoliene moderne s-a dezvoltat rapid în ultimele două decenii. Principiul de bază al instalaţiilor eoliene a rămas aproape neschimbat şi constă din două procese de conversie a energiei, realizate de principalele componentele ale grupului eolian (figura 4.2.2.2 şi figura 4.2.2.3), şi anume:

• rotorul (componenta principală a turbinei eoliane) care este o maşină fluido-dinamică ce converteşte energia cinetică a unui flux de aer (vânt) în energia mecanică de rotaţie a axului acestuia;

Fig. 4.2.2.1. Harta cu vitezele medii a vânturilor din România.



16

• generatorul electric / alternatorul care converteşte această energie mecanică în energie electrică şi o livrează unei reţele electrice, direct sau prin intermediul unui transformator.

A. Rotorul şi palele Rotorul este realizat cu pale (“blades”) montate pe un arbore motor; numărul palelor variază de la 1 la cca. 20, uneori mai multe. Arborele poate fi orizontal sau vertical. În primul caz turbinele sunt de tipul cu ax orizontal (HAWT - Horizontal Axis Wind Turbine); în cel de al doilea - cu ax vertical (VAWT - Vertical Axis Wind Turbine). Ultimul tip este, în prezent, foarte rar utilizat şi - din această cauză - ne vom referi, în cele ce urmează, numai la HAWT. O instalaţie eoliană modernă are, de obicei, trei pale. Palele au profil de aripă (fig. 4.2.2.4), fiind realizate în prezent din poliester întărit cu fibre din sticlă sau carbon. Palele sunt montate pe o structură din oţel numită butuc (“hub”). În cazul turbinelor moderne, pale sunt reglabile pentru controlul unghiului de înclinare a acestora faţă de direcţia vântului (“pitch control”). Palele împreună cu butucul formează rotorul turbinei eoliene. Din cauza densităţii reduse, fluxul de aer are o densitate energetică “modestă”, motiv pentru care rotoarele turbinelor eoliene trebuie să aibă dimensiuni foarte mari (palele au lungimi de la circa 1 m până la multe zeci de metri).

Fig.4.2.2.4 - Secţiune trasversală a unei pale a rotorului, indicându-se vitezele şi direcţiile de mişcare ale vântului şi rotorului.

viteza vântului

direcţia de rotaţie a rotorului

viteza remanentă a vântului

viteza de rotaţie a rotorului

direcţia vântului

Fig.4.2.2.2 - Secţiune într-o instalaţie eoliană.

generator

cutie de viteze

dulap de control / comandă (controller)

giruetă şi anemometru

turn

rulment principal

motor de orientare

pală

nacelă

butuc

pală

pală

rotor

sistem de frânare axul

lent

axul rapid

Fig.4.2.2.3 - Componentele principale ale uneiinstalaţii eoliene de mică putere.



17

Planul de rotaţie al rotorului turbinei eoliene este controlat automat astfel ca acesta să fie permanent perpendicular pe direcţia vântului. Fluxul de aer rezultant pe o pală a rotorului (adică vectorul sumă al vitezei vântului cu viteza locală a rotorului) produce o diferenţă de presiune între partea palei expusă vântului şi cea opusă. (Aerul ce se scurge peste partea opusă vântului circulă la o viteză mai mare şi, deci, la o densitate şi presiune mai mici). Această diferenţă de presiune produce o forţă de împingere perpendiculară pe rezultantă fluxului de aer. O componentă a acestei forţe produce un moment mecanic de rotaţie care roteşte rotorul şi axul turbinei. Puterea la nivelul axului turbinei este convertită în energie electrică de generatorul electric.Energia cinetică a masei de aer în mişcare dezvoltată în unitatea de timp (puterea fluxului de aer P) este:

321 vAP ⋅⋅⋅= ρ (4.2.2.1)

în care P este puterea, în W;

ρ - densitatea aerului, în kg/m3;

A - aria suprafeţei baleiată de palele rotorului, în m2;

v - este viteza vântului, în m/s.

După cum se observă din relaţia (4.2.2.1), energia vântului depinde de viteza vântului la puterea a treia. Dublarea vitezei vântului conduce la multiplicare cu opt a puterii.

Energia vântului nu poate fi convertită în totalitate în energie utilă la axul rotorului. Eficienţa maximă teoretică a puterii vântului este limitată la circa 59,3 % şi se atinge atunci când raportul între vitezele vântului din aval şi amonte de turbină este egal cu 1/3.. Această limită este numită coeficient de putere sau coeficientul Cp sau factorul Betz.. În consecinţă, relaţia (4.2.2.1) devine:

321 vACP p ⋅⋅⋅⋅= ρ (4.2.2.2)

unde Cp este coeficientul de putere mecanică (la “axul lent” al turbinei).

Coeficientul de putere în cazul turninelor eoliene reale atinge valori semnificativ mai reduse decât valoarea ideală (Cp ideal = 0,593) din cauza diferitor pierderi aerodinamice ce depind de construcţia rotorului (numărul şi forma palelor, greutate, rigiditate etc.). În figura 4.2.2.5 sunt prezentate valorile tipice ale coeficientului de putere Cp pentru diferite tipuri de rotoare de turbine eoliene.

Fig 4.2.2.5. Coeficientul de putere al rotorului pentru diferite

tipuri de rotoare de turbine eoliene



18

Coeficientul Cp, definit la “axul lent” (“slow shaft” sau “low-speed shaft”) al turbinei, reprezintă eficienţa (randamentul) conversiei de către rotorul turbinei a energiei vântului (neperturbat) în energie mecanică de rotaţie a axului principal al turbinei (“main shaft”), care este amplasat în aval de rotor şi înaintea cutiei de viteze. Viteza de rotaţie a axului principal al turbinei este egală cu viteza rotorului turbinei şi, din această cauză axului principal al turbinei este denumit “axul lent” al acesteia.

Coeficientul de putere Cp poate fi definit şi după cutia de viteze, la axul de viteză mare al turbinei, numit “axul rapid” (“fast shaft” sau “high-speed shaft”), care este şi axul generatorului, sau la bornele generatorului sau la bornele dinspre reţeaua electrică a transformatorului (dacă este necesar) de evacuare a energiei electrice în reţeaua electrică (Cp la “reţea” notat Ce).

Puterea electrică netă la ieşirea unei instalaţii eoliene (unui grup eolian), Pelec, care ţine seama de randamentul părţii mecanice şi randamentul părţii electrice ale grupului eolian, este dată de relaţia:

321 vACP eelec ⋅⋅⋅⋅= ρ (4.2.2.3)

unde Ce este coeficientul de eficienţă netă totală (randamentul total al grupului eolian).

Astăzi, unităţile eoliene mari, moderne, sunt capabile să realizeze o eficienţă netă totală, Ce , de la 42 % la 46 %, în funcţie de energia vântului neperturbat într-un tubul cu secţiune circulară a cărui arie transversală este egală cu aria baleiată de palele rotorului.

Cantitatea de energie electrică produsă de un grup eolian depinde de tipul, dimensiunile şi de amplasarea acestuia. În figura 4.2.2.6 se prezintă curbe caracteristice ce reprezintă puterea tipică la ieşire în funcţie de viteza vântului. La viteze reduse nu se produce energie electrică. Turbina începe să funcţioneze de la o viteză a vântului egală cu aproximativ 3 m/s (circa Beaufort 2) şi furnizează puterea maximă la o viteză a vântului egală cu aproximativ 12-14 m/s (circa Beaufort 6). La o viteză a vântului de peste 25-30 m/s grupurile eoliene sunt proiectate să se blocheze în mod controlat pentru a se evita supraîncărcarea şi avarierea instalaţiei eoliene sau a construcţiei. Ultimele tipuri de turbine eoliene sunt echipate cu dispozitiv de control al unghiului de înclinare a palelor care modifică unghiul palei rotorului în condiţii de vreme nefavorabilă. Rezultatul constă în faptul că puterea poate fi generată chiar în condiţii de vreme rea. În timpul furtunilor puternice este necesar totuşi să se blocheze rotorul turbinei. Există trei metode care pot fi utilizate pentru reglarea/controlul puterii la ieşire în situaţiile în care viteza vântului depăşeşte 12 -14 m/s şi anume (a se vedea şi figura 4.2.2.6):

- “stall control” (control cu palele fixe)

Fig. 4.2.2.6 - Caracteristicile tipice ale unei instalaţii eoliene: puterea la ieşire în funcţie de viteza vântului.

putere dată de vânt

pute

re sp

ecifi

că curbele puterii reale

control cu palele fixe

control al unghiului de înclinare

puterea teoretică maximă utilizabilă

Viteza vântului neperturbat (m/s)



19

Tehnologia eoliană cu palele fixe a fost larg folosit în sistemul de control al puterii. Rotorul este menţinut la viteză constantă, majoritatea generatoarelor asincrone fiind conectată la reţeaua publică de 50 sau 60 Hz fără a se folosi convertoare de frecvenţă sau altă electronică de putere. Controlul/reglarea puterii se bazează pe principiul aerodinamic conform căruia, dacă unghiul de atac al curentului de aer atinge o anumită limită / valoare critică (“stall point”), forţa ascensională şi, în consecinţă, momentul de rotaţie a rotorului, se stabilizează sau chiar descreşte în amplitudine (a se vedea figura 4.2.2.6 şi figura 4.2.2.7.a). Avantajul principal al acestui concept este simplitatea sa. Nu este nevoie de nici un sistem mecanic sau electronic pentru a se limita puterea deoarece acesta este un sistem de reglare complet pasiv.

Această metodă este utilizată tot mai rar deoarece, atunci când este aplicat turbinelor cu o putere mai mare de 1,0 - 1,5 MW, el poate conduce la probleme de rezonanţă în pale şi în trenul de dirijare. Alt dezavantaj îl constituie calitatea scăzută a energiei electrice obţinută de la acest tip de instalaţii eoliene.

- “pitch control” (controlul unghiului de înclinare a palelor rotorului)

Deşi acest concept era deja cunoscut şi aplicat, pe scară limitată în anii 1980’ şi 1990’, el a fost dezvoltat după aceea şi este în prezent larg răspândit. Viteza rotorului este variabilă şi creşte cu viteza vântului. La viteza rotorului la care se produce puterea nominală, puterea este menţinută constantă (a se vedea figura 4.2.2.6 şi figura 4.2.2.7.c) prin reglarea/schimbarea unghiului de înclinare a palelor rotorului (“pitching the blades”) către vânt, scăzând unghiul de atac, forţa ascensională şi momentul rotorului. Avantajul acestei metode de reglare/control a puterii la ieşire este că poate fi folosită la instalaţiile eoliene de ordinul MW fără să se introducă rezonanţe mecanice indezirabile. - soluţii intermediare de control/reglare a puterii În ultimele două decade, au fost introduse o serie metode noi de control a puterii, ele fiind bazate pe unul sau altul dintre metode de control prezentate mai sus. Unii producători folosesc metoda combinată numită “active stall control” care combină metoda “stall control” (viteza constantă a rotorului) cu metoda “blade pitch control” (controlul unghiului palelor rotorului) pentru optimizarea caracteristicilor de funcţionare a instalaţiilor eoliene (fig.4.2.2.7.b). Altă variantă este combinaţia metodei “stall control” cu electronică de putere pentru optimizarea calităţii energiei electrice. B. Nacela Nacela (a se vedea figura 4.2.2.2) conţine toate componentele principale ale unei instalaţii eoliene, cum sunt arborele/axul principal (“main shaft”) cu rulmentul său (“bearing”), cutia de viteze (“geaebox”) - dacă este necesară, generatorul electric, sistemul de frânare (“brakes system”) şi sistemul de orientare/rotire a nacelei (“revolving system”). Arborele principal transferă cuplul rotorului la cutia de viteze.

Fig.. 4.2..2.7 - Caracteristicile de putere ale grupurilor eoliene în funcţie de metoda de control utilizată .



20

Cutia de viteze (multiplicatorul de viteză) este necesară pentru trecerea de la viteza relativ redusă a rotorului la cea a generatorului (1.500 rotaţii/minut). Instalaţiile eoliene sunt echipate cu un sistem de siguranţă robust care include şi un sistem aerodinamic de blocare (“braking system”). În cazuri de pericol sau pentru oprirea necesară mentenanţei instalaţiei eoliene, se foloseşte un disc de blocare (“braking disk”).

De asemenea, în nacelă este amplasat şi un dulap/cutie care conţine sistemul de comandă-control a intalaţiei eoliene (un controller). C. Generatorul electric În mod curent, există trei tipuri de instalaţii/grupuri eoliene. Diferenţa principală între aceste concepte se referă la generator şi la modul în care eficienţa aerodinamică a rotorului este limitată atunci când viteza vântului este mai mare decât cea nominală, cu scopul de a se evita suprasarcina. Aproape toate grupurile eoliene instalate în prezent folosesc unul din sistemele următoare (figura 4.2.2.8): ♦ generator asincron cu rotor în scurtcircuit (“squirrel-cage induction generator”); ♦ generator asincron cu dublă alimentare (cu rotor bobinat) (“double - fed (wound rotor) induction generator”); ♦ generator sincron (“direct-drive synchronous generator”).

Grupurile eoliene din prima generaţie au fost instalaţii cu viteze fixe şi au folosit generatoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit. Acestea au fost denumite instalaţii eoliene cu “viteză constantă a rotorului”, deşi generatorul asincron cu rotorul în scurtcircuit permite mici variaţii ale vitezei rotorului său (aproximativ 1 %). Din cauza diferenţei mari dintre viteza de rotaţie a rotorului instalaţiei eoliene şi cea a rotorului generatorului, este necesară o cutie de viteze pentru multiplicarea vitezei. Înfăşurarea statorului generatorului este conectată la reţeaua electrică. Deoarece generatorul asincron cu rotorul în scurtcircuit consumă putere reactivă pentru excitaţie, lucru care un este dorit în special în reţele electrice slabe, este necesară conectarea la bornele generatorului a unor condensatoare pentru compensarea puterii reactive consumate de generatorul asincron. Celelalte două tipuri de generatoare permit funcţionarea instalaţiei eoliene cu o variaţie importantă a vitezei rotorului generatorului, cuprinsă între o viteză maximă admisă şi o viteză minimă posibilă. În mod uzual raportul între cele viteze este egal cu 2. Aceste nivele diferite de viteză sunt adaptate cu ajutorul electronicii de putere care decuplează frecvenţa rotorului generatorului de frecvenţa reţelei electrice.

În cazul instalaţiilor eoliene cu generatoare asincrone cu dublă alimentare se utilizează electronica de putere pentru alimentarea înfăşurărilor rotorului generatorului. Frecvenţa curentului rotorului este variată astfel încât frecvenţa curentului generat în înfăşurările statorului generatorului

Fig. 4.2.2.8 - Sisteme de generare aplicate la grupurile eoliene.

generator sincron

generator asincron cu dublă alimentare

(cu rotor bobinat)

convertor

generator asincron cu rotor în scurtcircuit

convertor

condensatoare pentru

compensare

rotor

reţea reţea reţea

rotor rotor



21

să fie egală cu frecvenţa reţelei electrice la care este conctat direct generatorul. O cutie de viteze este necesară pentru a se potrivi vitezele rotorului instalaţiei eoliene şi rotorului generatorului.

În ultima perioadă se utilizează şi o altă configuraţie de instalaţie eoliană cu viteză variabilă, echipată cu generator asincron cu rotorul bobinat şi cu rezistenţă variabilă conectată la înfăşurările rotorului, prin care se poate controla alunecarea generatorului şi astfel se poate regla puterea evacuată (Sistemul OptiSlip produs de Vestas). Generatoarele sincrone conectate direct la reţeaua electrică nu au nevoie de cutie de viteze. Generatorul şi reţeaua electrică sunt complet decuplate prin electronică de putere. Viteza rotorului generatorului este mult mai mică decât în cazul generatoarelor conectate indirect la reţeaua electrică, generatorul putând fi utilizat la viteze mici; acestea sunt uşor de recunoscut datorită diametrelor mari şi proximităţii lor faţă de rotorul instalaţiei eoliene. D. Sistemul de control / comandă Instalaţiile eoliene au sisteme de control/comandă mai mult sau mai puţin complexe care, de multe ori, folosesc sisteme de calcul performante şi care pot, de asemenea, să furnizeze informaţii detaliate asupra stării instalaţiei eoliene. Adesea, sistemele de control/comandă ale instalaţiilor eoliene pot fi conectate, prin câte una sau două căi distincte de comunicaţie, cu unul sau mai multe sisteme informatice de comandă operativă, de cele mai multe ori situate în alte amplasamente, putându-se astfel transmite date referitoare la starea şi regimul de funcţionare a instalaţiilor eoliene sau se pot transmite în sens invers telecomenzi de conectare sau de deconectarea de la reţeaua electrică a instalaţiilor eoliene sau consemne de încărcare sau de descărcare a generatoarelor respective. E. Stările/regimurile de funcţionare a unei instalaţii eoliene Funcţionarea instalaţiilor eoliene este determinată permanent de viteza şi variaţia vântului. Se pot distinge patru stări/regimuri principale de funcţionare, şi anume:

- Stare oprită a instalaţiei ca urmare a faptului că valoarea vitezei vântului a coborât sub valoarea “vitezei de pornire” ( “cut-în speed” vcut-în) a instalaţiei v < vcut-în.

- Stare de funcţionare la sarcină parţială - funcţionarea cu energia maximă extrasă de la vânt, atunci când viteza vântului v se situează în domeniul vcut-în ≤ v ≤ vn , unde vn este “viteza nominală” a vântului. Instalaţia eoliană generează puterea nominală la “viteza nominală” a vântului.

- Stare de funcţionare la sarcină plină - funcţionarea cu putere constantă, egală cu puterea nominală, atunci când viteza vântului v se situează în domeniul vn ≤ v ≤ vcut-out , unde vcut-

out este valoarea “vitezei de decuplare” (“cut-out speed”), reprezentând viteza vântului la care instalaţia este scoasă din funcţiune şi oprită pentru a nu se deteriora. În mod uzual, vcut-

out = 25 m/s. - Stare oprită a instalaţiei ca urmare a faptului că valoarea vitezei vântului este prea mare

pentru funcţionarea în siguranţă a instalaţiei eoliene v > vcut-out.



22

Aceste stări/regimuri de funcţionare ale instalaţiilor eoliene sunt prezentate în mod uzual sub

forma unei curbe a puterii generate de instalaţia eolienă în funcţie de viteza vântului. Un exemplul al

unei astfel de caracteristici este indicat în figura 4.2.2.9, în care linia întreruptă reprezintă puterea vântului, iar curba continuă reprezintă puterea extrasă din vânt de instalaţia eoliană şi transferată reţelei electrice.

Deoarece viteza vântului nu este constantă, grupurile eoliene trec foarte des de la o (un) stare (regim) de funcţionare la alta (altul), influenţând negativ funcţionarea reţelelor electrice din care acestea fac parte. În figura 4.2.2.10 sunt prezentate toate stările de funcţionare ale unui grup eolian precum şi succesiunea trecerii dintr-o stare în alta. Unele din acestea sunt sări de funcţionare staţionare (de lungă durată), altele au un caracter temporar / tranzitoriu (cu timp limitat de desfăşurare). Detalii privind semnificaţia fiecăreia din stările din figura 4.2.2.10 şi acţiunile care se realizează în cadrul acestor stări de diferitele componente şi sisteme ale instalaţiei eoliene sunt prezentate de Lubosny (2003), sau Vatră (2008). Stare de funcţionare

staţionară Stare de funcţionare temporară/tranzitorie

Fig. 4.2.2.10 - Stările de funcţionare ale unui grup eolian.

Funcţionarea la sarcină parţială

Funcţionarea la sarcină plină

Conectarea la reţea

Pornirea

Oprirea grupului eolian

Starea de aşteptare

Starea oprit

Start

Testarea grupului eolian Stop Deconectare în

caz de urgenţă

Imobilizare

Fig.4.2.2.9 - Caracteristicile unei instalaţii eoliene: puterea în funcţie de viteza vântului.



23

F. Schema de principiu a părţii electrice a unei instalaţii eoliene Instalaţiile eoliane sunt echipate cu echipamente şi sisteme specifice pentru a putea fi conectate şi funcţiona în reţelele / sistemele electrice. Schema de principiu, în sensul cel mai larg, a părţii electrice a unei instalaţii eoliene, prezentată în figura 4.2.2.11, constă din patru secţiuni principale , şi anume:

secţiunea generatorului; secţiunea de joasa tensiune instalaţiei

eoliene; conectare la reţeaua electrică locală.

Configuraţia secţiunii generatorului depinde de tipul generatorului. În cazul generatoarelor asincrone cu rotorul în scurtcircuit, această secţiune conţine numai generatorul asincron. În cazul generatoarelor asincrone cu dublă alimentare, în această secţiune este inclus şi un convertor conectat între statorul şi rotorul generatorului prin intermediul unui transformator sau a unui reactor. În cazul generatoarelor asincrone cu rotorul bobinat şi rezistoare variabile conectate la înfăşurările rotorului, secţiunea generatorului conţine şi comutatoare electronice aferente acestor rezistoare. În cazul instalaţiilor eoliene echipate cu generatoare sincrone, această secţiune conţine numai generatorul sincron. Secţiunea de joasă tensiune a instalaţiei eoliene cuprinde soft-starter-ul, condensatoarele pentru compensarea puterii reactive, serviciile auxiliare şi sistemele de protecţii:

• Soft-starter-ul este utilizat pentru uşurarea conectării (deconectării) generatorului la (de la) reţeaua electrică. Fără utilizarea unui soft-starter, curentul de pornire ar fi de până la 7-8 ori mai mare decât curentul nominal, fenomen ce ar putea determina probleme de tensiune într-o reţea electrică slabă. El este utilizat pentru a se evita producerea unor variaţiile mari ale tensiunii şi de curenţilor electrici din reţeaua electrică la care se conectează grupul eolian şi pentru a se proteja partea mecanică a instalaţiei eoliene împotriva unor cupluri de torsiune şi a unor forţe mari (de exemplu arborele şi cutia de viteze). Tiristoarele, utilizate în soft-starter, consumă circa 1-2 % din energia care la parcurge. Din această cauză, instalaţiile eoliene sunt echipate cu un întreruptor de ocolire (bypass switch) care se închide după ce soft-starter-ul a acţionat (a realizat funcţia).

• Sistemul de compensare a puterii reactive - constituit dintr-o baterie de condensatoare - este utilizat în cazul instalaţiilor eoliene echipate cu generatoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit sau cu generatoare asincrone cu rotorul bobinat şi rezistoare variabile conectate la înfăşurările rotorului. În cazul generatoarelor asincrone cu dublă alimentare, compensarea puterii reactive este realizată de convertor, prin controlul curentului din rotorul generatorului. Pentru o astfel de instalaţie eolienă, funcţia de soft-starter este realizată de

Fig. 4.2.2.11. Schema de principiu a părţii electrice a unei instalaţii eoliene



24

convertor şi rezistor cu un întreruptor de ocolire (bypass switch), limitându-se curentul prin convertor la pornirea generatorului.

• Serviciile auxiliare ale unei instalaţii eoliene cuprind servomotoare de acţionare, pompe, ventilatoare, sisteme de comandă-control şi de comunicaţii, sisteme de încălzire, iluminat etc.

• Sistemele de protecţii cuprinse în această secţiune a instalaţiei eoliene include sistemele protecţiile de reţea (protecţii maximale de curent şi de tensiune, protecţie de minimă tensiune etc.) şi sistemele de protecţii tehnologice (de viteză, temperatură etc.).

G. Exemple şi caracteristici principale a unor instalaţii eoliene de putere mică În prezent sunt fabricate sute de tipuri de instalaţii eoliene pentru producerea de energie electrică, într-o mare varietate a caracteristilor constructive şi tehnice, inclusiv în ceea ce priveşte puterile lor nominale. În funcţie de puterea lor nominală, instalaţiile eoliene pot fi clasificate astfel (figura 4.2.2.12):

instalaţii eoliene de putere mică, cu puterea nominală de până la circa 100 kW; instalaţii eoliene de putere medie, cu puterea nominală cuprinsă între 100 kW şi 1000 kW; instalaţii eoliene de putere mare, cu puterea nominală mai mare de 1000 kW.

Avându-se în vedere obiectivele proiectului de cercetare din care face parte şi prezenta lucrare, în tabelele 4.2.2.1 şi 4.2.2.2 sunt prezentate, spre exemplificare, caracteristicile principale ale unor instalaţii eoliene de putere mică fabricate în prezent. Se menţionează că informaţiile conţinute în aceste tabele nu sunt exhaustive.



25

10 kW 1-3 kW 1-3 kW

550 kW 2,3 MW

Fig. 4.2.2.12 - Imagini ale unor instalaţii eoliene de mică, medie şi mare putere.



26

Tabel 4.2.2.1 - Caracteristicile principale ale unor instalaţii eoliene de putere mică

Tip Pn

[kW]

D [m]

H [m]

vp [m/s]

vn [m/s]

vo [m/s]

nr [rot/mi

n]

Număr pale

transm. rotaţie

generator

Ug [V]

ng [rot/mi

n] BERGEY

BWCXL1 1 2,5 9 3 11 - 3 directă SMP 230 -

BWC EXCEL

7,5 (10) 7 18 3,4 12 - 3 directă SMP 230 -

WESTWIND

3 3 3,7 18-24 4,4 14 - 150-900 3 directă SMP+

C j.t. -

2.5 light 1,8 3,7 18-24 3 12 - 150-900 3 directă SMP+

C j.t. -

5 5,5 5,1 24 3,5 14 - 120-750 3 directă SMP+

C j.t. -

10 STD 10 6,2 18-30 3 14 - 110-600 3 directă SMP+

C j.t. -

10 light 8 6,2 18-30 4 13 - 110-600 3 directă SMP+

C j.t. -

VERGNET GEV5/5 5 5 12-30 5 12,5 - 259 2 R/5,78 SMP 400 - GEV6/5 5 6 12-30 4 11 - 213 2 R/7,03 A 400 - GEV7/1

0 10 7 18-35 4,5 12 - 135-150 2 R/11,1 A 400 -

GEV 10/15 15 10 18-40 4,5 13 - 139 2 R/11,1 Ada 400 -

GEV 10/20 20 10 18-40 4,5 16 - 139 2 R/11,1 400 -

GEV 15/60 60 15 24-50 5 15 - 92 2 R/16,7

5 400 -

FORTIS PASSA

AT 1,4 3,1 12-18 2 15 - 240-1000 3 SMP 230 -

ALIZE 10 7 18-36 3 12 - 25-300 3 SMP 230 - BORNAY

INCLIN 3000

1,5 1,65 8,2 3

3,5 12 13

18 20 2 G/70,2 A 690

- INCLIN

6000 2,75 9,2 4 14 25 15,6 3 G/70,65 Ada 690 -

PITCHWIND PW20/1

4 20 14-15 24-30 3 9 - 0-70 2 0-400

PW25/14 25 14-

15 24-30 3 9,5 - 0-75 2 G/85,07 Ada 600 0-400

PW30/14 30 14-

15 24-30 3 10 - 0-80 2 0-400

Notǎ: Densitatea aerului este considerată cea de referinţă: ρ = 1,225 kg/m3

Legendǎ: A - asincron, A-n - asincron cu ‘n’ poli, Ada - asincron cu dublǎ alimentare, SMP - sincron cu magnet permanent, C - convertor, R/n – reductor/raport de transmisie, c. – la comandǎ



27

Tabel 4.2.2.2 - Exemple de curbe de putere pentru instalaţii eoliene de putere mică

WESTWIND BERGEY FORTIS

v [m/s

]

2.5 kW light

2.5 kW STD

5 kW STD

10 kW light

10 kW

EXCEL-S

BWC EXCEL

-R

BWC

Passaat

1,4 kW

Montana 5,8 kW

Alize

10 kW

2 0 0 3 0,03 0 0 0 0 0,06 0,11 0 4 0,09 0 0,05 0,2 0,1 0,2 0,22 0,13 0,22 0,45 5 0,2 0,09 0,37 0,6 0,4 0,65 0,7 0,22 0,42 1 6 0,34 0,26 0,85 1,2 1,1 1,34 1,45 0,32 0,72 1,78 7 0,5 0,5 1,41 2 2,05 2,06 2,24 0,45 1,08 2,6 8 0,67 0,85 2,1 2,7 3,2 2,95 3,2 0,62 1,4 4 9 0,89 1,21 2,7 3,8 4,4 3,92 4,26 0,79 2 5,2 10 1,16 1,55 3,3 4,9 5,7 4,98 5,4 0,93 2,7 6,65 11 1,5 1,92 3,9 6,2 6,9 6,07 6,58 1,05 3,33 8,5 12 1,72 2,2 4,4 7,3 8,3 7,28 7,02 1,15 3,85 9,8 13 1,85 2,4 4,8 7,9 9,5 7,69 7,02 1,25 4,36 10 14 1,87 2,52 5 8,05 10 8,09 7,02 1,32 4,9 10 15 1,87 2,6 5 8 10 6,47 6,14 1,38 5,35 9,8 16 1,87 2,7 4,25 7,5 8,5 4,85 4,39 1,4 5,67 3,8 17 1,85 2,7 2 2,18 2,37 1,4 5,8 3,2 18 1,75 2,3 1,5 2,43 2,63 1,4 5,67 3,3 19 1,48 1,45 1,6 2,43 2,63 1,38 5,35 3,4 20 1 1,8 2,43 2,63 1,35 4,9 3,5 21 1,29 4,5 3,6 22 1,18 4 3,8 23 3,65 4 24 3,55 25

VERGNET BORNAY

v [m/s]

GEV 5/5

GEV 6/5

GEV 7/10

GEV 10/15

GEV 10/20

GEV 15/60

GEV 26/220

GEV MP 30

INCLIN 3000

INCLIN6000

2 0 0 3 0 0 0 0 0,2 0,4 4 0 0,08 0 0 0,6 1,6 2,5 0,53 0,9 5 0,05 0,37 0 0,4 0,4 2,1 8,8 21 0,74 1,38 6 0,3 0,92 1,16 1,9 1,9 5,8 21,1 47 1 2,05 7 0,76 1,6 2,3 4,15 4,1 10,5 36,8 76,5 1,5 2,8 8 1,35 2,4 3,7 6,6 6,5 17 59,2 115 1,9 3,7 9 2 3,3 5,1 8,7 8,8 23,8 84,8 157 2,25 4,3 10 2,7 4 6,5 10,9 11 31 120,5 196 2,5 5 11 3,7 4,6 7,7 13 12,8 39 160 235 2,8 5,5 12 4,5 4,96 8,9 14,5 14,8 46 189 250 3,1 6



28

13 5 5,2 10 15 16,5 52,5 202 250 3,3 6,2 14 5,25 5,3 11 15 17,9 58 211 250 3,5 6,5 15 5,28 5,3 11,7 15 19 62,6 215 250 3,25 6,15 16 5,28 5,3 12,25 15 20 65 218 250 3 5,8 17 5,27 5,25 12,6 15 20,8 65,3 218 250 3,06 5,9 18 5,21 5,2 12,8 15 21,3 65,3 218 250 3,1 6 19 5,2 5,1 12,8 15 21,4 65,3 218 250 3,2 6,1 20 5,13 5 12,8 15 21,4 65,3 218 250 3,3 6,2 21 5,07 4,96 12,8 15 21,4 65,3 218 250 22 5 4,9 12,8 15 21,4 65,3 218 250 23 4,93 4,8 12,8 15 21,4 65,3 218 250 24 4,87 4,7 12,8 15 21,4 65,3 218 250 25 4,8 4,6 12,8 15 21,4 65,3 218 250

4.2.2.3. Puterea dezvoltată de o instalație eoliană Energia primară utilizată pentru antrenarea palelor instalaţiei eoliene este determinată de deplasarea maselor de aer sub acţiunea diferenţelor de temperatură pe suprafaţa globului. Energia cinetică W ce poate fi preluată din masa de aer m pentru o viteză v1 în faţa palelor instalaţiei eoliene şi v2 în spatele acestora (figura 4.2.2.13) rezultă din relaţia:

)(21 2

221 vvmW −⋅⋅= . (4.2.2.4)

Puterea teoretică PWA ce poate fi obţinută rezultă din:

)(21)(

21 2

221

22

21 vv

tVvv

tm

tWPWA −⋅

⋅⋅=−⋅⋅==

ρ , (4.2.2.5)

în care t este timpul; V - volumul masei de aer; ρ - densitatea erului (ρaer = 1,2 kg/m3). Volumul mediu de aer transferat în unitatea de timp Vmed = V/t poate fi determinat din aria transversală A baleiată de pale (figura 4.2.2.13) şi din viteza medie vmed :

2

21 vvAvA

tVV medmed

+⋅=⋅== (4.2.2.6)

Puterea teoretică PWA este:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⋅⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⋅

⋅⋅=+⋅−⋅⋅⋅=

1

221

22

31

2122

21 11

4)()(

41

vv

vvvA

vvvvAPWAρ

ρ . (4.2..2.7)

Expresia (4.2.2.7) pune în evidenţa o variaţie a puterii teoretice PWA în funcţie de raportiul v2/v1 de forma indicată în figura 4.2.2.14. Se observă faptul că alegerea corespunzătoare a raportul v2/v1 poate conduce la maximizarea puterii preluată din energia maselor de aer. Dacă notăm 12 /ννγ = , atunci:

PWA,

4

31vA ⋅⋅ρ

0 1/3 1 v2/v1

Fig. 4.2.2.14 - Variaţia puterii preluată din masele de aer.

Aria A D

v1

v1

v2

v2

Fig. 4.2.2.13 - Instalaţie eoliană.



29

[ ]2231 221

40

)(γγγ

ργ

⋅−⋅−−⋅⋅⋅

==vA

Pd

dWA (4.2.2.8)

Anulând derivata, din relaţia (II.2.8) rezultă că: ( ) 3/1=optγ . (4.2.2.9) În consecinţă, puterea maximă ce poate fi preluată din energia maselor de aer este:

31max, 27

8 vAPWA ⋅⋅⋅= ρ . (4.2.2.10)

Din analiza relaţiei (4.2.2.10) se ajunge la concluzia, cunoscută, că puterea unei instalaţii eoliene este proporţională cu aria baleiată de pale, cu puterea a treia a vitezei vântului şi cu densitatea aerului. Aceasta reprezintă numai o parte din puterea teoretică posibilă a maselor de aer incidente dată de formula:

312

1 vAP tvan ⋅⋅⋅= ρ (4.2.2.11)

astfel că puterea maximă este numai o parte din aceasta.

pvantWA CPvAvAP ⋅=⋅⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= 59,021

278 3

131max, ρρ (4.2.2.12)

unde CP este coeficientul/factorul de putere mecanică (la “axul lent” al turbinei), prezentat deja.

Relaţia (II.2.12), numită legea lui Betz, pune în evidenţă faptul că, teoretic, nu poate fi preluată din energia vântului decât cel mult 59,3 % (valoarea ideală a factorului Cp este de 0,593). În realitate factorul Cpr nu are valoarea ideală Cp din legea lui Betz, deoarece apare necesitatea de a controla funcţionarea instalaţiei (la viteze mari ale vântului este necesar a reduce valoarea Cpr pentru a proteja instalaţia). Având în vedere şi randamentul instalaţiei (pale, generator, convertor, transformator, alte servicii proprii) pentru zona normală a vitezei vântului, rezultă că, în realitate, Cpr va avea valori mai mici de 0,59. Dacă se consideră randamentul η al instalaţiei eoliene, atunci relaţia care permite calculul puterii maxime ce poate fi preluată din masele de aer într-o instalaţie eoliană este:

vantpvantnetWA PCPP ⋅⋅=⋅⋅= ηη2716

, (4.2.2.12)

În general factorul Cpr = Cpr(λ,β) este funcţie de viteza relativă λ şi unghiul de control β al palelor, viteza relativă λ determinându-se cu relaţia:

1v

Rs ⋅=ω

λ (4.2.2.14)

în care ωs este viteza de rotaţie a palelor instalaţiei [rad/s], R − raza palelor instalaţiei eoliene [m], iar v1 − viteza neperturbată a maselor de aer [m/s]. Factorul Cpr este o mărime specifică a fiecărei instalaţii eoliene, depinzând de caracteristicile sale aerodinamice precum şi de modul de reglarea a puterii instalaţiei. Modul de variaţie a factorului Cpr cu viteza relativă λ şi unghiul de control β trebuie să fie indicat de constructorul instalaţiei eoliene. Unghiul β influenţează portanţa palelor şi el se modifică prin rotirea palei în jurul axei proprii. În figura 4.2.2.15 este indicată orientativ variaţia factorului Cpr(λ,β) pentru o instalaţie

Cpr 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0

β = 1°

β = 3°β = 5°

β = 7°

β = 9°

β = 11°

0 2 4 6 8 10 12 14 λ

Fig. 4.2.2.15 - Variaţia factorului Cpr în funcţie de unghiul de reglare β şi de viteza relativă λ.



30

eoliană. Datele din figura 4.2.2.13 pun în evidenţă faptul că valoarea maximă a factorului Cpr este de numai 0,47, mult mai mică decât limita Betz Cp = 0,593; pentru a obţine o putere maximă din energia vântului, instalaţiile se dimensionează pentru λnominal = 8,1. Cu suficientă exactitate, factorul Cpr poate fi calculat din relaţia:

λββλ ⋅+−⋅⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −⋅−⋅= 0068,0)/21exp(54,01165176,0),( a

aC pr (4.2.2.15)

în care mărimea de calcul a rezultă din expresia:

1035,0

08,01

1

3 +−

⋅+

=

ββλ

a (4.2.2.16)

Se constată că valoarea maximă a factorului Cpr (Cpr,max = 0,48) este realizată pentru β = 0 şi λ = 8,1. Această valoare particulară a lui λ este definită ca valoare nominală (λnom) şi, pentru a obţine o putere maximă din energia vântului, instalaţiile eoliene se dimensionează pentru această valoare. Se constată, de asemenea, că valoarea maximă a factorului Cpr este (mult) mai mică decât limita Betz Cp = 0,593. De menţionat că turbinele de vânt sunt dimensionate pentru a funcţiona între o viteză a vântului minimă (sub care nu pornesc), numită “viteza de pornire” (vcut-în - “cut-în speed”) şi una maximă la care se opresc, numită “viteza de decuplare” (vcut-out - “cut-out speed” ). Între aceste valori, se găseşte “viteza nominală” (vn) a vântului care corespunde puterii nominale declarate a instalaţiei eoliene. Între viteza nominală şi viteza de decuplare puterea generată de instalaţie se menţine la o valoare practic constantă prin modificarea adecvată a factorului Cpr (modificarea unghiului de control β), astfel încât curba de variaţie a puterii generată de instalaţie, în funcţie de viteza vântului, are forma din figura II.2.16. Aceste valori ale vitezei vântului pot să difere de la turbină la turbină. Spre exemplu, domeniul de utilizare al vitezei vântului poate fi de la circa v1,min = 3,5 m/s la v1,max = 20...30 m/s, iar viteza corespunzătoare puterii nominale de 12...15 m/s.

4.2.2.4. Amplasarea instalațiilor eoliene

A. Introducere Alegerea amplasamentului unei instalaţii eoliene prezintă o importanţă deosebită atât din punctul de vedere al eficienţei investiţiei, cât şi din punctul de vedere al acceptabilităţii pentru populaţie. De asemenea, costurile de racordare la reţeaua electrică publică sunt influenţate de poziţia amplasamentului în raport cu punctul de conectare. La definitivarea amplasamentului trebuie cunoscute următoarele aspecte generale: - caracteristicile vântului din zonă (evaluarea potenţialului eolian); - graficul temperaturilor din zonă;

Fig. 4.2.2.16 - Caracteristica de putere a unei instalaţii eoliene uzuale

0 5 8 10 15 20 25 28 v [m/s]

P [%]

100

80

60

4035,7

20

0

vcut-in vcut-out

vn



31

- umiditatea atmosferică; - densitatea aerului; - iradianţa solară; - fenomene meteologice importante; - prezenţa substanţelor chimice active; - prezenţa particulelor mecanice active; - salinitatea; - activitatea oragioasă; - activitatea seismică în zonă; - structura solului; - posibilitatea ocupării terenului (achiziţionarea terenului şi impactul asupra mediului). Instalaţiile eoliene actuale sunt realizate, în general, pentru următoarele condiţii climatice:

- temperatura mediului ambiant: −10°C până la +40°C; - umiditatea relativă: 95%; - atmosferă nepoluată; - radianţa solară: 1000 W/m2 ; - densitatea aerului: 1,225 kg/m3 .

În zona amplasamentului trebuie să existe o reţea electrică pentru a permite conectarea instalaţiei eoliene, caracterizată de: - variaţii de tensiune în banda de ± 10 % din tensiunea nominală; - variaţii de frecvenţă în banda ± 2 % din frecvenţa nominală; - nesimetrie de tensiune sub 2 %; - numărul de evenimente în reţeaua electrică să fie limitat la cel mult 20 pe an. O atenţie deosebită trebuie acordată topografiei amplasamentului, caracterizată prin abaterile de la forma plană. Stabilirea potenţialului utilizabil al energiei cinetice a vântului reprezintă etapa cea mai importantă a procesului de adoptarea a deciziei privind implementarea instalaţiilor eoliene. Influenţa vitezei medii a vântului în zonă are o influenţă deosebită asupra parametrilor energetici şi economici ai instalaţiei. Stabilirea variaţiei vitezei vântului în amplasamentul vizat impune determinări pe termen lung, baza de date a unor staţii meteologice din zonă oferind numai informaţii parţiale privind viteza vântului la un nivel de referinţă care nu corespunde cu înălţimea la care este plasată instalaţia eoliană şi nici cu amplasamentul pe care urmează a fi implementată instalaţia. B. Alegerea amplasamentului În figura 4.2.2.17 sunt prezentate principalele etape legate de alegerea amplasamentului unei instalaţii eoliene, analiza eficienţei instalaţiei în locul respectiv şi evaluarea energiei produse. Alegerea adecvată a amplasamentului, pe baza algoritmului indicat în figura 4.2.2.17, necesită un interval mare de timp, dar oferă toate datele necesare realizării unei investiţii eficiente. În România, în mare măsură lipsesc datele necesare, fiind utilizate date de la staţiile meteologice apropiate sau informaţii subiective. În mare măsură stabilirea amplasamentului este legată de posibilitate achiziţionării terenului necesar.



32

La

evaluarea caracteristicilor vântului în zonă este necesar a avea următoarele informaţii, bazate pe valori medii pe 10 minute: - curba de densitate de probabilitate a vitezei vântului în intervalul vitezelor de pornire şi de oprire ale grupului eolian; - abaterea standard a vitezei vântului în intervalul vitezelor de pornire şi de oprire ale grupului eolian; - turbulenţele vântului; - înclinarea straturilor de aer (în cazul terenurilor cu denivelări); - neuniformitatea vântului în plan vertical; - valoarea extremă a vântului pe o durată medie de 10 minute, la înălţimea axului elicei, cu probabilitate de apariţie la 50 ani.

Evaluarea amplasamentului

Alegerea locului stâlpului de măsurare

Găsirea unei staţii meteo de referinţă

Instalarea stâlpului de măsurare şi a instru- mentaţiei necesare

Efectuarea măsurătorilor

Obţinerea datelor locale

Corelarea celor două seturi de date

Stabilirea regimului estimat de vânt pe

termen lung

Realizarea modelului topografic al

amplasamentului

Simularea circulaţiei aerului (vânt)

Evaluarea rezultatelor şi măsuri de îmbunătăţire

Poziţionarea instalaţiei eoliene în amplasament

Alegerea grupului eolian

Optimizarea poziţionării în funcţie de siajul elicei şi de efectele topografice luând

în considerare constrângerile de mediu

Stabilirea con-strângerilor de mediu

Evaluarea pierderilor datorate amplasamentului

Calculul energiei nete şi a incertitudinilor

Adoptarea deciziei

Etapa I-a: Stabilirea prin măsurători

a regimului de vânt

Etapa II-a: Stabilirea producţiei

brute a grupulu i eolian

Etapa III-a: Stabilirea producţiei

nete a grupului eolian

Fig.4.2.2.17 - Algoritm pentru alegerea amplasamentului unui grup li



33

Obţinerea unor informaţii veridice privind caracteristicile vântului prezintă o importanţă deosebită asupra deciziei privind realizarea investiţiei. Primul pas pentru iniţierea şi dezvoltarea unui proiect de instalaţie eoliană constă în preselecţia uneia sau mai multor amplasamente adecvate scopului proiectului, cu dimensiuni, posibilităţi de acces pentru transportul părţilor componente ale unităţilor eoliene şi cu caracteristici ale terenului satisfăcătoare pentru a se putea instala unităţile eoliene. În general, sunt de preferat suprafeţele de pământ deschise, cu potenţial ridicat de vânt pe o durată de timp cât mai lungă din an, cu un relief plat, fără obstacole, sau arii situate în vârful dealurilor. Ca exemplu, în figura 4.2.2.18 este indicat modul în care o denivelare de teren poate determina modificarea circulaţiei aerului. Evaluarea caracteristicilor terenului din punct de vedere topografic se poate face preliminar pe baza unor indicatori de tipul celor prezentaţi în tabelul 4.2.2.3.

Tabelul 4.2.2.3 - Indicatori privind topografia terenului Distanţa faţă de instalaţia eoliană

Înclinarea maximă faţă de planul orizontal

Abatere maximă a terenului faţă de un disc cu raza de 1,3⋅zax faţa de

teren < 5⋅zax

< 10° < 0,3⋅zax

< 10⋅zax < 0,6⋅zax < 20⋅zax < 1,2⋅zax

Datele din tabelul 4.2.2.3 pun în evidenţă faptul că pentru o instalaţie eoliană cu o putere nominală de 10 kW cu axul elicei aflat la înălţimea de 20 m, este necesar ca pe o rază de 100 m să nu existe o denivelare mai mare de 6 m, iar pentru o instalaţie eoliană cu o putere nominală de 660 kW cu axul elicei aflat la 50 m, este necesar ca pe o rază de 250 m să nu existe o denivelare mai mare de 15 m. Instalaţiile eoliene necesită suprafeţe relativ mari de pământ, în principal pentru a se putea respecta condiţiile impuse de cerinţele de proximitate între unităţile eoliene şi dintre acestea şi diferitele construcţii, zone rezidenţiale, drumuri, căi ferare, căi navigabile etc., din imediata lor vecinătate.

Aşezarea instalaţiilor eoliene în siajul altor instalaţii poate determina pierderi de până la 15 % faţă de cazul utilizării vântului neperturbat. Amplasarea instalaţiilor eoliene trebuie făcută astfel încât să fie utilizat cât mai eficient terenul disponibil, dar să se limiteze piederile datorate influenţei reciproce a instalaţiilor. La alegerea amplasamentului şi plasarea instalaţiilor eoliene este necesar a evalua siajul elicelor instalaţiilor în funcţie de direcţiile predominante ale vântului. Nu se ia în considerare siajul elicelor dacă spaţiul între rândurile plasate perpendicular pe direcţia predominantă a vântului este mai mare de (3-5)⋅D, în care D este diametrul elicei instalaţiei (figura 4.2.2.19). Distanţa dintre instalaţiile eoliene, pe acelaşi rând, nu trebuie să fie mai mică de D.

Fig.4.2.2.18 - Circulaţia aerului în apropierea unui deal.



34

În majoritatea ţărilor nu este permis ca rotoarele turbinelor eoliene să se învârtă deasupra

drumurilor, căilor ferate şi a căilor de navigaţie şi trebuie respectată o distanţă minimă faţă de infrastructura publică. În ţările nordice şi în ţările cu climat de tip continental, o atenţie specială trebuie acordată depunerii de gheaţă pe palele rotorului. În timpul rotirii rotorului, gheaţa depusă pe palele rotorului poate fi aruncată la distanţă mare şi, potenţial, poate provoca rănirea persoanelor şi pagube.

Autorităţile de sistematizare şi de reglementare pot solicita o analiză de risc suplimentară dacă pe amplasamentul avut în vedere pentru construcţia instalaţiei eoliene se poate depune gheaţă sau acesta este foarte aproape de infrastructuri cum ar fi: - facilităţi pentru transportul, depozitarea sau procesarea diferitor produse periculoase; - conducte pentru transportul diferitor produse periculoase (inclusiv subterane); - clădiri rezidenţiale, comerciale sau publice; - drumuri, căi ferate sau navale; - conductoare ale liniilor electrice aeriene de medie sau înaltă tensiune sau linii în cablu subteran. De asemenea, instalaţiile eoliene trebuie să respecte toate reglementările relevante referitoare la protecţia mediului ambiant. Instalaţiile eoliene nu pot fi instalate în ariile protejate prin lege. Primele informaţii privind potenţialul eolian a amplasamentelor preselectate se pot obţine, în principal, din trei surse: - populaţia din zonă şi autorităţile locale; - datele despre vânt obţinute de la o statie meteorologică situată la cel mult 30-40 km de amplasamentul analizat; - Harta vitezei medii a vânturilor din România (figura 4.2.2.1). În cazul în care informaţiile sunt obţinute de la populaţia din zonă, pentru evaluarea vitezei vântului se poate avea în vedere Scara Beaufort de evaluare a vitezei vântului, prezentată în tabelul 4.2.2.4 .

Tabelul 4.2.2.4 - Evaluare vitezei vântului pe scara BEAUFORT.

Grade Beaufort Descriere

Viteza vântului

(m/s) Observaţii

0 Staţionar 0 Frunzele nu se mişcă; fumul se înalţă vertical

1 Calm 1 - 1,5 Frunzele nu se mişcă; fumul deviază puţin de la traseul vertical

2 Vânt perceptibil 2 - 3 Frunzele se mişcă; steagurile flutură încet

3 Vânt usor 3 - 5,5 Frunzele şi rămurelele copacilor în mişcare continuă, de mică amplitudine

Fig. 4.2.2.19 Amplasarea instalaţiilor eoliene pe teren în raport cu vântul predominant: a) în rânduri; b) sub formă de „pană”



35

4 Vânt moderat 6 - 8 Frunzele şi rămurelele copacilor în mişcare continuă, de

amplitudine mai mare sau variabilă

5 Vant semnificativ 8,5 - 10 Ramurile mici ale copacilor se mişcă; steagurile flutură

6 Vânt puternic 11 - 14 Ramurile mici se indoaie; steagurile flutură şi se răsucesc

7 Vânt foarte puternic 14,5 - 17 Crengile se mişcă; steagurile se mişcă cu zgomot

(pocnesc)

8 Vânt

extrem de puternic

17,5 - 20 Copacii se mişcă de la rădăcină (foarte evident la plopi, ulmi)

9 Început de furtună 21 - 24 Ramurile se rup din copaci.

10 Furtună 24,5 - 28 Crengi întregi se rup din copaci; ţigla sau şindrila zboară de pe acoperiş

11 Furtună 29 - 32 Unii copaci sunt doborâţi; încep să apară daune ale locuinţelor

12 Uragan 33 + Daune extinse (copaci, case). Al doilea pas după preselecţia amplasamentelor, constă în evaluarea condiţiilor climaterice de vânt pe termen lung. Scopul acestei activităţi este de a se elimina acele amplasamente care pot fi neprofitabile pe termen lung. Fezabilitate proiectului din punct de vedere financiar (profitabilitatea) este o precerinţă pentru dezvoltarea în continuare a unui proiect de instalaţie eoliană. Evaluarea potenţialului eolian pe amplasamentul analizat este de o importanţă deosebită pentru estimarea producţiei anuale de energie electrică, element care are cea mai mare influenţă asupra fezabilităţii financiare a proiectului. Energia vântului este proporţională cu puterea a treia a vitezei vântului, ceea ce impune să se realizeze o estimare cât mai detaliată a vitezei vântului în amplasamentul analizat. La această etapă este necesar să se determine, în principal, următoarele caracteristici ale vântului în amplasamentul analizat: - curba de densitate de probabilitate a vitezei vântului în intervalul vitezelor de pornire şi de oprire ale grupului eolian; - abaterea standard a vitezei vântului în intervalul vitezelor de pornire şi de oprire ale grupului eolian; - turbulenţele vântului; - înclinarea straturilor de aer (în cazul terenurilor cu denivelări); - neuniformitatea vântului în plan vertical.

O estimare mai detaliată a vitezei vântului în amplasamentul analizat se poate realiza prin utilizarea unor programe de calcul specializate, ca de exemplu „WAsP”, „Wind Farmer” şi „WindPRO”. Programul de calcul WAsP necesită ca date de intrare distribuţia vitezei vântului pe termen lung măsurată în cel puţin trei staţii meteorologice din jurul amplasamentului analizat. Precizia rezultatelor creşte atunci când staţia meteorologică este situată în apropierea amplasamentului analizat. Rezultatul obţinut este „climatul de vânt (wind climate)” pe termen lung pe amplasamentul analizat. Atunci când nu se dispune de date adecvate de la staţiile meteorologice existente în zonă sau atunci când terenul din vecinătatea amplasamentului analizat este mai complex, ca de exemplu în zonele de deal sau de munte, este necesar să se facă măsurători pe amplasamentul analizat. Măsurătorile trebuie



36

efectuate pe o perioadă de minimum un an, pentru a se putea ţine seama de variaţiile sezoniere ale vitezei vântului şi, dacă este posibil, să fie extinse pe o perioada de doi ani. Studiile legate de alegerea amplasamentului trebuie să determine direcţia predominantă a vânturilor şi curbele de repartiţie a vitezelor pe fiecare direcţie. În figura II.2.20 este indicată, spre exemplificare, „roza" vânturilor pentru un amplasament, determinată la intervale de 30°, ceea ce oferă informaţiile necesare amplasării în teren a instalaţiilor eoliene. În cazul terenurilor denivelate tebuie analizată influenţa asupra turbulenţei vântului. Pe baza evaluării resurselor de vânt, în continuare se studiază în detaliu cele mai promiţătoare amplasamente pentru instalaţia eoliană. În acest scop pot fi folosite programe de calcul specializate (cele mai cunoscute fiind „WAsP”, „Wind Farmer” şi „WindPRO”) pentru a se calcula energia ce poate fi produsă de unităţile eoliene. Programele de calcul folosite permit stabilirea poziţiei de amplasare a instalaţiilor eoliene cu eficienţă ridicată privind utilizarea energiei vântului (etapa II din algoritmul indicat în figura 4.2.2.17).

Modelarea trebuie să ia în considerare nu numai distribuţiile vitezei şi direcţiei vântului, dar şi caracteristicile de relief ale terenului (topografia amplasamentului), precum şi pierderile datorate siajului altor instalaţii eoliene situate în acelaşi amplasament. Modelarea unor asfel de detalii asigură o poziţionare optimă a grupurilor eoliene în amplasamentul analizat. În general, se optimizează locul de amplasare a unităţilor eoliene pentru a fi poziţionate pe direcţia predominantă a vântului.

Acurateţea rezultatelor acestor programe depinde mult de modul în care a fost determinată, prin măsurători, roza vânturilor în amplasament, precum şi de experienţa celui care utilizează programele respective, care trebuie să ia în consideraţie aspecte concrete pe amplasamentul studiat. Cantitatea de energie electrică produsă de o instalaţie eoliană este determinată de distribuţia locală a vântului şi de poziţionarea instalaţiilor eoliene în amplasamentul analizat.

C. Estimarea energiei produse Producţia anuală de energie electrică se poate estima prin multiplicarea curbei de putere în funcţie de viteza vântului a instalaţiei eoliene cu funcţia de distribuţie a vitezei vântului determinată pentru amplasamentul analizat:

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⋅= ∑

=

n

ivvy ii

PfE1

(4.2.2.18)

unde: Ey este producţia anuală de energie electrică, în kWh; v - viteza vântului, în m/s; n - numărul de intervale/tranşe („bin”) de 0,5 sau 1 m/s, dintre viteza de pornire („cut-în speed”) şi viteza de oprire („cut-out speed”), în general de la 3 m/s la 25 m/s (a se vedea figura 4.2.2.21); fvi - numărul de ore pe an pentru care viteza vântului este vi (a se vedea figura 4.2.2.22); Pvi - puterea rezultată pentru o viteză a vântului egală cu vi, în kW.

N

S

5% 10% 15%

Fig. 4.2.2.20 - Roza vânturilor:

0 – 3 3 – 6 6 – 9 > 9 m/s



37

Pentru exemplificare, în figura 4.2.2.21 se prezintă curba putere funcţie de viteza vântului pentru

un grup eolian de 2 MW, iar în figura 4.2.2.22 se prezintă o distribuţie tipică pentru viteza vântului, de tip Weibull, cu un parametru/factor de fomă k =2 şi o viteză medie anuală a vântului de 7 m/s. Această distribuţie indică numărul de ore pe an în care viteza vântului are valoarea specificată. Distribuţia vitezei vântului depinde de amplasament şi trebuie determinată pentru fiecare amplasament în parte. Având la bază curba puterii din fig.4.2.2.21 şi distribuţia de tip Weibull din fig.4.2.2.22 pentru viteza vântului, cu parametru de formă k = 2, în tabelul 4.2.2.5 se prezintă producţia brută de energie electrică la bornele generatorului şi numărul echivalent de ore de funcţionare la sarcină plină, pentru o viteză medie a vântului cuprinsă între 7 m/s şi 8,5 m/s.

În tabelul 4.2.2.5 se poate fi observată puternica dependenţă a producţiei de energie electrică a instalaţiei eoliene de viteza vântului în amplasament.

Tabelul 4.2.2.5 - Producţia brută de energie electrică la bornele generatorului eolian în funcţie de viteza medie a vântului.

Viteza medie a vântului (m/s) 7,0 7,5 8,0 8,5 Parametrul de formă Weibull k=2 Puterea instalaţiei eoliene (MW) 2 2 2 2 Energia la bornele generatorului (MWh) 5.400 6.200 6.800 7.400

Număr echivalent de ore la sarcină plină 2.700 3.100 3.400 3.700

Pentru evaluarea energiei nete produse de instalaţia eoliană trebuie să se anticipeze pierderile locale. Aceste pierderi includ:

• pierderi datorate siajului generat de turbinele eoliene; • pierderi în reţeaua electrică a instalaţiei eoliene; • pierderi datorate indisponibilităţii instalaţiei eoliene.

Fig.4.2.2.21 - Curba puterii unei unităţi eoliene de 2 MW în funcţie de viteza vântului [38-1]. (fără măsuri de reducere a zgomotului) [1, 2].

Fig.4.2.2.22 - Curba de distribuţie a vitezei vântului măsurată într-un amplasament (viteza medie anuală a

vântului 7 m/s, parametrul de formă egal cu 2).



38

În practica curentă se estimează că într-o centrală eoliană pierderile datorate siajulul sunt de ordinul a 3-4 % din cantitatea de energie electrică produsă de unităţile eoliene. Pierderile în reţelele electrice interne ale unei centrale eoliene sunt definite ca pierderile de energie electrică dintre întreruptorul grupului eolian şi punctul de conectare la reţeaua electrică. În funcţie de punctul şi de modul de conectare a centralei electrice la sistemul energetic aceste pierderi pot ajunge la 2-3 % din cantitatea de energie electrică produsă de unităţile eoliene. Disponibilitate unei unităţi eoliene este definită ca un procent din timp în care unitatea eoliană este fie în funcţionare sau este disponibilă să funcţioneze dacă condiţiile de vânt permit şi este disponibilă conexiune la sistemul energetic. Pe baza datelor de funcţionare a unitătilor eoliene moderne, se poate considera că disponibilitatea tehnică a unei unităţi eoliene este de 97 % sau mai mare.

Analiza de incertitudine şi risc este o parte importantă a studiului privind amplasamentul şi producţia de energie electrică. În acest scop sunt de parcurs următoarele etape: • identificarea mărimilor de intrare, care pot determina incertitudini; • ataşarea fiecăreia dintre aceste mărimi a curbei de repartiţie corespunzătoare; • transpunerea incertitudinilor în termeni de energie; • determinarea curbei totale de incertitudine; • evalurea prognozei de producţie a energiei electrice. În general sunt acceptate repartiţii normale ale variaţiei mărimilor, ceea ce, în general, oferă rezultate suficient de corecte din punct de vedete practic. De cele mai multe ori calculele sunt realizate pe un termen de 10 ani. Calculele de prognoză, pe termen scurt, devin necesare pentru ca parcurile eoliene să poată opera cu succes pe piaţa de energie electrică. D. Aspecte practice la alegerea amplasamentului Estimarea caracteristecilor solului din punctul de vedere al construcţiei este deosebit de importantă având în vedere solitările importante asupra fundaţiei pe durata funcţionării instalaţiei şi în cazul vânturilor care depăşesc limita de funcţionare, şi trebuie efectuată de un specialist geolog în domeniu. În acest sens, este necesar să se cunoască valoarea extremă a vântului pe o durată medie de 10 minute, la înălţimea axului elicei, cu probabilitate de apariţie la 50 ani şi a compara această valoare cu viteza de referinţă adoptată în calculele de proiectare. De asemenea, este necesar să se analizeze stabilitatea construcţiei la activităţile seismice din zonă.

Aspectele legate de conectarea la o reţea electrică publică trebuie analizate, atât din punctul de vedere al stabilirii punctului de conectare, cât şi al compatibilităţii în funcţionare (capacitatea de preluare a puterii generate şi condiţiile privind calitatea energiei electrice).

Pentru a limita impactul vizual al instalţiilor eoliene sunt utilizate programe de simulare 3D atât a amplsamentului cât şi a zonelor înconjurătoare. 4.2.2.5. Evaluarea statistică a datelor măsurării vitezei vântului în amplasament A. Măsurători Măsurarea vitezei şi direcţiei vântului se face cu o mare diversitate de aparate mecanice, electrice sau electronice care sunt denumite, generic, anemometre. Toate anemometrele furnizează o valoare medie a vitezei referitoare la un interval de timp, scurt sau lung, însă niciodată viteza instantanee. În scopul caracterizării resursei eoliene într-un loc dat (anume) intervalul de timp minim adoptat pentru măsurători sistematice este de 10 minute. Vom nota această viteză cu ve (viteza medie elementară). Tabelul 4.2.2.6 prezintă un exemplu de date obţinute cu un anemometru electronic.



39

Tabelul 4.2.2.6 - Date obţinute cu un anemometru electronic. Timp vmax vmin vmedie Calm Direcţie t °C 10.00 10.00 2.50 5.75 0 273 12.5 10.10 9.20 2.40 5.30 0 260 12.5 10.20 9.80 2.10 5.80 0 265 12.5 10.30 8.75 1.20 5.25 0 255 13.0 10.40 8.15 1.60 5.25 0 255 13.0 10.50 9.20 1.00 5.65 0 250 13.0 11.00 8.00 0.65 4.90 0 260 13.0

B. Viteza medie Primul pas în determinarea puteri ce poate fi generată de o turbină constă în estimarea vitezei vântului la înălţimea h a rotorului turbinei, utilizând datele referitoare la viteza vântului înregistrate de un anemometru situat la înălţimea href. Este cunoscut faptul că viteza vântului creşte odată cu creşterea înalţimii faţă de sol. O bună aproximare se realizează prin utilizarea următoarei relaţii logatitmice:

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

refref h

hvv (4.2.2.19)

unde v este viteza vântului la înălţimea h a rotorului, vref este viteza vântului la înălţimea href a anemometrului, iar α este exponentul de putere, care poate fi determinat pe baza următoarei relaţii propuse în 1978 de Justus:

( )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅−

⋅−=

10ln088,01

ln088,037,0

ref

ref

hv

α (4.2.2.20)

Dacă notăm cu vi (t) viteza instantanee a vântului, valoarea medie a vitezei referitoare la o perioadă de timp T se calculează cu relaţia binecunoscută din Analiza matematică:

∫=T

im dttvT

v0

)(1 (4.2.2.21)

Media poate fi orară, zilnică, săptămânală, lunară sau anuală în funcţie de intervalul de referinţă T. Uzual, baza de analiză o constituie media orară, din care se pot determina, ulterior, celelalte valori medii. Relaţia (4.2.2.21) defineşte media în sens matematic. În practică, aşa cum s-a arătat mai sus, viteza instantanee a vântului nu este cunoscută şi, atunci, viteza medie este calculată folosind un anumit număr N de valori medii calculate pe intervale de timp Δt, a căror durată este funcţie de tipul aparatului folosit. Dacă, de exemplu, se dispune de valori medii ale vitezei vântului referitoare la intervale de 10 minute, este evident că pentru media orară vor fi folosite 6 valori. În general, valoarea medie a vitezei vântului se calculează, în practică, folosind relaţia:

∑∑=

Δ

==

Δ≅

N

jj

tT

jjm v

Nv

Ttv

11

1 (4.2.2.22)

care este o aproximaţie a integralei de mai sus, aproximaţie cu atât mai bună cu cât intervalul de timp Δt este mai mic. C. Viteza medie cubică



40

Această viteză medie se defineşte ca fiind rădăcina de ordinul trei a mediei cubului vitezei instantanee:

31

0

33, )(1

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= ∫

T

im dttvT

v (4.2.2.23)

Utilitatea acestei viteze medii cubice este evidentă dacă se are în vedere faptul că puterea (în consecinţă şi energia) unei instalaţii eoliene este proporţională cu cubul vitezei vântului. Din această cauză, se poate considera că viteza medie cubică este o măsură a puterii şi energiei disponibile a unei instalaţii eoliene. Trebuie remacat faptul că diferenţa dintre vm şi vm,3 depinde de iregularitatea (neregularitatea) vântului. În fapt, vm,3 este cu atât mai mare decât vm cu cât vitezele instantenee sunt mai diferite de valoarea lor medie. Acest fapt poate fi ilustrat cu un simplu exemplu. Să considerăm două situaţii diferite pentru care avem trei valori de viteză: - vânt constant: 5, 5, 5 m/s → vm = 5 m/s, vm,3 = 5 m/s ; - vânt neregulat: 2, 5, 8 m/s → vm = 5 m/s, vm,3 = 6 m/s. D. Neregularitatea vântului Aceasta se caracterizează cu ajutorul factorului de neregularitate sau fluctuaţie care se defineşte fiind raportul dintre vm,3 şi vm :

3,m

mf v

vk = (4.2.2.24)

Cu ajutorul acestui factor se poate, de asemenea defini, puterea eoliană disponibilă : 33

021

fmd kvAP ⋅⋅⋅⋅= ρ (4.2.2.25)

O evaluare cumulativă pa baza înregistrărilor pe mai mulţi ani arată că factorul de neregularitate are un comportament asimptotic având tendinţa de a se stabiliza la o valoare aproximativ constantă. În practică, se consideră că viteza medie şi factorul de neregularitate constituie parametrii caracteristici primari ai unui amplasament.

E. Abaterea pătratică medie Adesea, în locul factorului de neregularitate se foloseşte abaterea pătratică medie (abaterea standard) care, exprimată în valori relative, se calculează cu relaţia:

21

1

2)1(1⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−≅ ∑

=

N

j m

j

vv

Nσ (4.2.2.26)

sau în valoare absolută:

21

1

2

021

2 )(1]))((1[ ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−≅−= ∑∫

=

N

jmj

T

mia vvN

dtvtvT

σ (4.2.2.27)

Acest parametru evidenţiază, de asemenea, neregularitatea vitezei vântului şi are, pentru un număr mare de înregistrări, efectuate mai mulţi ani, un comportament asimptotic. F. Aplicarea distribuţiei Weibull



41

Intervalul total de măsurare a vitezei vântului se împarte intervale mai mici având pasul “bin”, de regulă, de 0,5 sau 1 m/s. Pentru fiecare interval se calculează frecvenţa de apariţie a unei viteze de vânt aparţinând acelui interval. Cu ajutorul acestor frecvenţe se trasează histograma vitezelor (graficul de frecvenţe în funcţie de viteza vântului). Această histogramă este, de fapt, o densitate de probabilitate determinată experimental. Ea serveşte, apoi, pentru determinarea celor doi parametri ai repartiţiei Weibull care descrie probabilistic viteza vântului din amplasamentul analizat. Se obişnueşte să se construiască histograme şi pentru cubul vitezei vântului care - având în vedere relaţia acesteia cu puterea - poartă numele de distribuţia puterilor. Cu ajutorul histogramelor pot fi realizate curbele cumulative de frecvenţe (care sunt, de fapt, funcţiile de repartiţie experimentale) ale parametrului studiat. Se obişnuieşte a se trasa curba cumulativă de frecvenţe a puterilor normalizată în raport cu aria descrisă de palele turbinei, deci pentru unitatea de arie). În practica prelucrării datelor obţinute în urma măsurătorilor privind viteza vântului într-un anumit amplasament se foloseşte, de regulă, repartiţia Weibull cu doi parametri:

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−⋅⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛⋅=

− kk

V cv

cv

ckvp exp)(

1 (4.2.2.28)

În cazul repartiţiei Weibull adoptată pentru măsurătorile vitezei vântului, parametrul de formă k este adimensional, iar parametrul de scală c are dimensiunile unei viteze, putând fi determinat cunoscând viteza medie vm (determinată cu relaţia 4.2.2.22), utilizând relaţia:

( )kv

c m/11+Γ

= (4.2.2.29)

în care Γ(t) este funcţia Gamma definită cu relaţia:

dxext xt −∞

−∫=Γ0

1)( (4.2.2.30)

Înlocuind relaţia (II.2.29) în relaţia (II.2.30) se obţine:

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛+Γ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⋅+Γ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= )11(exp)11()(

kvv

kvv

vkvp k

k

m

kk

mV (4.2.2.31)

În literatura de specialitate se mai dau:

- viteza medie pătratică:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +Γ⋅=

kcvm

2121

2, (4.2.2.32)

- viteza medie cubică:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +Γ⋅=

kcvm

3131

3, (4.2.2.33)

- factorul de neregulaitate:

)/11()/31(3/1

3,k

kv

vk

m

mf +Γ

+Γ== (4.2.2.34)

- abaterea standard:

)/11()]/11()/21([ 2/12

kkk

+Γ+Γ−+Γ

=σ (II.2.35)

- abaterea standard în valoare absolută:

21

2 )]11()21([kk

ca +Γ−+Γ=σ (II.2.36)



42

Din analiza relaţiilor de mai sus se constată că factorul de neregularitate şi abaterea standard nu depind decât de parametrul de formă, k, al repartiţiei Weibull. De aici se poate trage concluzia că, reciproc, parametrul de formă depinde numai de neregularitatea vântului. Într-adevăr, rezultatele măsurătorilor arată că zonele muntoase şi cele urbane, caracterizate de vânturi neregulate, au repartiţii Weibull al cărui parametru de formă are valori cuprinse între 1 şi 1,5, în timp ce în zonele oceanice caracterizate de o climă alizeo-musonică cu vânturi foarte regulate, k variază între 2,5 şi 4; în zonele de coastă din regiunile temperate k este cca. 2. Referitor la relaţiile de mai sus, în practică se folosesc relaţii empirice care evită folosirea funcţiei Gamma, relativ dificil de calculat. Sistemul cel mai practic este cel de a calcula abaterea standard folosind relaţia (4.2.2.26) şi apoi alţi indicatori folosind relaţiile empirice:

0966,19847,0 −⋅= σk (4.2.2.37)

kkk

1434,0568,0)11( ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ +=+Γ (4.2.2.38)

27068,011339,09794,0 σσ ⋅+⋅+=fk (4.2.2.39)

Aceste relaţii dau rezultate satisfăcătoare pentru 1 < k < 4 care acoperă, practic, domeniul uzual. Cunoscând valorile de mai sus, se pot determina, în continuare, toţi ceilalţi parametri, printre care parametrul de scală, densitatea de probabilitate şi funcţia de repartiţie. Distribuţia Rayleigh (modelul Rayleigh) este mai simplă decât distribuţia Weibull deoarece depinde numai de un singur parametru; ea provine din Weibull unde k =2 (vezi figura 4.2.2.22). Parametrul k ce apare în distribuţia Weibull este relativ omogen pentru regiuni climatice similare; de exemplu, 5,1≅k pentru zonele muntoase, 2≅k pentru zone temperate şi de coastă şi 3≅k pentru zonele alizeo-musonice. În consecinţă, putem adopta valoarea k=2 şi atunci repartiţia Weibull devine repartiţia Rayleigh. Având în vedere faptul că pentru această valoare

4/)/11(2 π=+Γ k rezultă că pentru acestă distribuţie densitatea de probabilitate este;

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

2

4exp

2)(

mmV v

vvvvp ππ (4.2.2.40)

Distribuţia Rayleigh depinde numai de parametrul vm (viteza medie). Având în vedere faptul că valoarea k = 2 este practic corectă pentru climatul temperat, această distribuţie nu este recomandată decât pentru acest tip de climat. Folosirea abuzivă pentru alte zone de climă conduce la erori care ajung până la 40 %. G. Turbulenţe, rafale, vânt extrem Turbulenţa este o abatere a vitezei instantanee faţă de valoarea medie quazistaţionară. Este evident că pentru a înregistra turbulenţa este necesar să se folosescă aparate de măsură având caracteristici speciale; ele pot să facă medierea vitezei pe intervale mult mai mici de timp, de exemplu 0,1 s, obţinând o viteză quasi-instantanee vi . În acest caz, viteza quasi-instantanee poate fi definită ca suprapunerea unei perturbaţii a vitezei, Δvi peste o viteză medie a fluxului de aer, vi,m:

imii vvv Δ+= , (4.2.2.41) în care vi,m este pozitivă, iar abaterea poate fi pozitivă sau negativă. Perturbaţia Δvi constituie componenta turbulentă a vitezei; ea este o mărime aleatoare ce poate fi caracterizată de abaterea standard (σt,i) şi, în plus, de intensitatea turbulenţei (It,i):



43

21

,

221

0

221

0

2,,

1)(1

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛ Δ

≅⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛Δ=

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛−=

∑∫∫

i

iniT

ii

T

miii

it N

v

dtvT

dtvvT

ii

σ (4.2.2.42)

mi

itit v

I,

,,

σ= (4.2.2.43)

Energia conţinută de turbulenţă este mică şi nu se ia, de regulă, în calcule la evaluarea potenţialului energetic eolian. Ea poate afecta, însă, structura mecanică a instalaţiei eoliene. Rafalele (în limba engleză gusts) sunt fluctuaţii de amplitudine mare ale vitezei vântului care se pot succede în interval de ordinul minutelor. Pot produce erori în sistemele de măsurare. Cunoaşterea statisticii lor este deosebit de importantă deoarece intervin în studiul dinamicii turbinei. Se defineşte rafala medie maximă ca cea mai mare valoare a vitezei vântului măsurată într-un interval de t secunde. Această valoare se corelează cu viteza medie, vm, şi cu abaterea standard, σ, folosind relaţia: σ⋅+= )(max tgvv m (4.2.2.44) unde g(t) se numeşte factor de rafală. Acesta depinde de tipul de anemometru folosit şi de intervalul de mediere. Pentru evaluarea lui se foloseşte relaţia empirică:

)3600ln(42,0)(t

tg ⋅= (4.2.2.45)

Vântul extrem este vânt de viteză foarte mare care are o probabilitate de apariţie foarte mică. Pentru evaluarea lui sunt necesare măsurători care se efectuează pe intervale de timp de ordinul zecilor de ani. La astfel de viteze, turbina este oprită, dar un astfel de vânt este periculos pentru structura mecanică a instalaţiei. Atunci când nu se dispune de măsurători se adoptă valoarea standard de 60 m/s.

4.2.3. Producerea de energie electrică în instalaţii fotovoltaice

4.2.3.1. Potențialul solar

În figura 4.2.3.1 este prezentată harta cu intesităţile medii ale radiaţiei solare în România . Analiza datelor din această figura pune în evidenţă faptul că valorile maxime ale iradiaţei sunt în jur de 5200 MJ/m2 şi an (1250 kWh/m2 şi an) şi rezultă în zonele sudice ale ţării. Zonele de interes (areale) deosebit pentru aplicaţiile electroenergetice ale energiei solare în ţară noastra sunt:

Primul areal, care include suprafeţele cu cel mai ridicat potenţial acoperă Dobrogea şi o mare parte din Câmpia Româna

Al doilea areal, cu un potenţial bun, include nordul Câmpiei Române, Podişul Getic, Subcarpaţii Olteniei şi Munteniei o bună parte din Lunca Dunării, sudul şi central Podişului Moldovenesc şi Câmpia şi Dealurile Vestice şi vestul Podişului Transilvaniei.

Cel de-al treilea areal, cu potenţialul moderat acoperă cea mai mare parte a Podişului Transilvaniei, nordul Podişului Moldovenesc şi rama Carpatică.



44

Îndeosebi în zona montană variaţia pe teritoriu a radiatiei solare directe este foarte mare, formele negative de relief favorizand persistenţa ceţii şi diminuând chiar durata posibilă de strălucire a Soarelui, în timp ce formele pozitive de relief, în funcţie de orientarea în raport cu Soarele şi cu direcţia dominantă de circulaţie a aerului, pot favoriza creşterea sau, dimpotrivă determină diminuarea radiaţiei solare directe .

4.2.3.2. Caracteristicile celulelor fotovoltaice Sistemele fotovoltaice sunt alcatuite din celule, dispositive ce convertesc radiaţia solară direct în electricitate. Structura de baza a unei celule fotovoltaice este un semiconductor cu jonctiune p-n.

Schema de echivalenţă a unei celule solare.

Fig. 4.2.3.1 - Harta cu intesităţiile medii a radiaţiei solare în România.



45

Atunci când această structură este expusă la radiaţia solară se generează curent continuu. Curentul generat variază liniar cu intensitatea radiaţiei solare. Ecuaţia de bază ce descrie caracteristicile I-V ale PV este:

(4.2.3.1)

unde I este curentul celulei (A); IL - curentul generat de lumina (A); Io - curentul de saturaţie al diodei; q - sarcina electronului, egală cu 1.6x10-19 (C); K - constanta lui Boltzman (j/K); T - temperature celulei (K); Rs ; Rsh - rezistente echivalente serie, paralel (Ω); V - tensiunea de ieşire a celulei (V).

Tensiunea şi curentul pe care le generează celulele fotovoltaice sunt dependente de natura materialului de fabricaţie şi de dimensiunile acestor celule. Variaţiile tensiunii şi curentului, pentru o celulă fotovoltaică de siliciu, de dimensiune 10x10 cm, la diferite valori ale radiaţiei solare, sunt prezentate în următorul grafic:

Fig. 4.2.3.2 - Caracteristica tensiune-curent pentru diferite valori ale radiaţiei solare (MPP=Maximum Power Point)

Tensiunea maximă produsă de acest tip de celule solare este de aproximativ 0,6 V. Se observă că valoarea maximă a tensiunii variază puţin în raport cu intensitatea radiaţiei solare. Intensitatea curentului electric are valori cuprinse între aproximativ 0,4 şi 2,2 A pentru variaţia radiaţiei solare cu valori între 200 şi 1000 W/m2. Curba de variaţie a puterii se poate determina ca produs între valorile de tensiune şi curent, luând în considerare curbele de variaţie pentru tensiune şi intensitate a curentului electric:



46

Fig. 4.2.3.3 -Variaţia puterii electrice a celulelor fotovoltaice.

Din graficul de mai sus se observă că valoarea maximă a puterii se obţine în punctul în care intensitatea curentului începe să scadă. Acest punct de pe curba de variaţie a intensităţii curentului poartă denumirea de punctul de putere maximă (PPM). Puterea maximă obţinută în acest punct se numeşte putere în punctul de putere maximă (PPPM). Calculul producţiei de energie electrică într-o zi a unui modul fotovoltaic Celec se poate scrie ca: Celec = Esol · Im · Cp, [Ah/zi] (4.2.3.2) în care Esol este energia solară zilnică [kWh/m² · zi]; Im - curentul modulului la puterea maximă STC [A]; Cp - coeficientul de pierderi în curent. Pentru a calcula puterea necesară aplicaţiei, se utilizează relaţia de mai sus în sens invers, înlocuind energia produsă prin energia solicitată. Pentru a avea garanţia asigurării energiei în orice anotimp, calculul se va face în condiîiile cele mai defavorabile de radiaţie solară pe durata de utilizare a sistemului. Pentru determinarea curentului modulului la puterea maximă STC se poate utiliza relaţia:

Im = Nz / (Esol · Cp), (4.2.3.3)

în care se notează: Im - curentul modulului la puterea maximă STC [A]; Nz - necesarul zilnic al aplicaţiei [Ah/zi]; Esol - energia solară zilnică cea mai defavorabilă [kWh/m² * zi]; Cp - coeficientul de pierderi în curent. Cea mai adecvata tehnologie pentru module, se alege în funcţie de puterea necesară, dar şi de tipul climatului, de costuri, dar uneori şi de aspectele estetice. Siliciul amorf are un aspect particular, dar mai ales are bune performante la iluminari slabe şi în cazul radiaţiei difuze. În schimb, randamentul lui în cazul radiaţei solare nu este decat de 7 %, faţă de 13 % cât este în cazul siliciului cristalin. El este utilizat în situatii speciale: - putere mică (< 10 W) în climat temperat; - aplicaţii cu pret redus; - produse portabile sau flexibile; - anumite aplicaţii arhitecturale, datorită aspectului său uniform. Alegerea adecvata a tipului de panou pentru fiecare aplicaţie, trebuie făcută ţinând cont de toţi parametrii electrici, dar se va acorda o aţentie specială următoarelor aspecte:



47

(4.2.3.4)

- nivel de tensiune suficient pentru încărcarea bateriilor de stocare; - tipul de garanţie asupra puterii de vârf; - profil climatic; - facilitate de montare etc. Tensiunea nominală a sistemului fotoelectric Tensiunea nominală a câmpului fotoelectric trebuie aleasă ţinând cont de: - tipul aplicaţiei; - puterea fotoelectrică cerută a sistemului; - disponibilitatea de materiale (module şi consumatori); - extinderea geografică a sistemului. În cazul utilizatorilor conectaţi la reţea, pentru care ferma hibridă în condiţii defavorabile relativ la potenţialul eolian sau fotovoltaic asigură doar o parte din energia electrică necesară, întreaga energie produsă este convertită în nivel 230 Vc.a. / 50 Hz. Generatoarele ansamblului hibrid pot fi alese astfel ca nivelul de tensiune la borne sa fie cât mai mare, prin conectarea în serie a modulelor. În acest mod se reduc pierderile, deoarece curentul ar fi mai mic şi s-ar putea utiliza invertoare cu randament mărit. În cazul sistemelor autonome, pentru o anumita putere, o tensiune redusă determină curenţi mari, care produc pierderi prin efect Joule Lenz relativ în cabluri (pentru un aparat de 100 W la 12 V, curentul absorbit va fi de 8 A). Diametrul cablurilor se va alege corespunzător, pentru limitarea acestor pierderi, dar are impact negativ asupra costurilor de cablare. Pentru instalaţii de puteri mai mari, se aleg nivele de tensiune de 24 sau 48 V pentru a reduce valoarea curenţilor. În tabelul urmator se prezintă tensiunile recomandate pentru sistemele fotoelectrice, în funcţie de puterea lor: Tabel 4.2.3.1 - Tensiuni recomandate pentru sisteme fotovoltaice

Puterea câmpului fotoelectric 0 - 500 Wv 500 Wv - 2 kWv 2 - 10 kWv > 10 kWv

Tensiunea recomandată 12 Vc.c. 24 Vc.c. 48 Vc.c. > 48 Vc.c.

Dupa alegerea tensiunii nominale, trebuie să se verifice că sunt disponibili consumatori la tensiunea aleasă. În caz contrar, se pot utiliza convertoare c.c.-c.c. (variatoare de tensiune continuă). Aceasta însemnă totuşi că trebuie revăzut consumul zilnic al sistemului şi deci puterea fotoelectrică (datorita randamentului convertoarelor). Se defineşte randamentul energetic al unei celule, ca fiind raportul dintre puterea electrică maximă şi puterea incidentă:

unde: E este iluminarea [W/m²]; S - suprafaţa activă a panourilor [m²]; Pm - puterea maximă măsurată în condiţiile STC (Standard Test Conditions), respectiv în spectrul AM1.5, la o temperatură de 25°C şi iluminare de 1000 W/m². Randamentul unei celule este, în general, destul de scăzut, de ordinul 10 - 20 %. Au fost obtinuţe randamente mai bune cu materiale noi (în laborator, arseniură de galiu AsGa oferă un randament mai mare de 25 %), cu tehnologii experimentale (tehnologia multistraturi), deseori dificile şi costisitoare pentru a fi puse în practică. În aceste condiţii, materialul fotoelectric cel mai utilizat este siliciul, care reprezintă o soluţie economică. Pentru astfel de celule, randamentul energetic nu depaşeşte 15 %.



48

(4.2.3.5)

(4.2.3.6)

Pe baza caracteristicilor curent-tensiune şi putere-tensiune, se pot obţine şi alţi parametrii: • Curentul de scurtcircuit Icc, respectiv curentul debitat de celulă, atunci când tensiunea la

bornele sale este nulă. Practic, acest curent este foarte apropiat de curentul Iph. • Tensiunea în gol Vco, respectiv, tensiune la bornele celulei, atunci când curentul debitat este nul. • Între cele două extreme (scurtcircuit/gol) există un optim care este punctul de putere maximă

Pmax sau MPP (Maximum Power Point). • Factorul de formă, care arată apropierea de caracteristica ideală, respectiv raportul:

Randamentul unei celule depinde de iluminare şi de temperatură. Pentru a se estima temperatura unei celule Tc, cunoscând temperatura mediului ambiant Ta, se poate folosi expresia:

în care Em este iluminarea medie [W/m2]. TUC - temperatura de utilizare a celulei [°C].

4.2.3.3. Tehnologii MPPT (Maximum Power Point Tracking) Algoritm de control al MPP (Maximum Power Point) Caracteristicile de putere generată ale unui sistem fotovoltaic în funcţie de radiaţie şi temperatură nu sunt liniare. În plus, diagrama radiaţiei zilnice are o variaţie abruptă în timpul zilei, aşa cum este prezentat în figura de mai jos.

Fig. 4.2.3.4

În aceste condiţii, punctul de putere maximă a modulului fotovoltaic se schimbă continuu, prin urmare punctul de operare a sistemului fotovoltaic trebuie să se modifice pentru a maximiza producţia de energie. S-au dezvoltat proceduri tehnice pentru menţinerea operării la punctul de putere maximă - denumite MPPT ( Maximum Power Point Tracking). Există o multitudine de metode disponibile în literatura de specialitate, cele mai utilizate fiind prezentate în cele ce urmează.

1. Metoda tensiunii constante (TC) Algoritmul tensiunii constante este cea mai simplă metodă de control MPPT. Punctul de operare a modulului fotovoltaic este ţinut în apropierea punctului de putere maximă prin reglarea tensiunii modulului PV şi aducerea acesteia la o tensiune de referinţă Vref. Valoarea Vref este egală cu tensiunea din punctul de putere maximă - VPPM al modulului PV. Aceasta metodă presupune că



49

izolarea individuală şi variaţiile de temperatură pe reţeaua de module sunt nesemnificative şi că tensiunea de referinţă constanta este o aproximare adecvată a tensiunii punctului de putere maximă. Această metodă nu necesită nici o mărime de intrare. Totuşi, este necesară măsurarea tensiunii PV pentru a programa factorul de umplere a convertorului c.c/c.c (SEPIC - Single Ended Primary Inductor Convertor ) de către regulatorul PI, aşa cum se prezintă în figura următoare.

Fig. 4.2.3.5 - Algoritm TC - VPPM

Este important de observat că atunci când un panou fotovoltaic se află în condiţii de izolare redusă, această tehnică este mai eficientă decât metodele P&O şi CI ce urmează a fi prezentate. 2.Metoda ImPuls scurt de Curent (PC) Aceasta metodă atinge punctul de putere maximă prin asignarea curentului de operare - Iop unui convertor de putere controlat. De fapt, punctul de operare optim pentru putere de ieşire maximă este proporţional cu curentul de scurcircuit -Isc, la diferite condiţii de iradiaţie de nivel S:

(4.2.3.7)

unde k este constanta de proporţionalitate. Această ecuaţie arată că Iop poate fi calculat instantaneu prin detectarea Isc. Relaţia dintre Iop şi Isc este de proporţionalitate, chiar dacă temperatura variaza în domeniul: 0°C la 60°C. Parametrul de proporţionalitate este estimat la aproximativ 92 %.

Fig. 4.2.3.6 - Algoritm PC - VPPM

Prin urmare, acest algoritm de control necesită măsurarea curentului de scurtcircuit. Pentru a le putea obţine este necesară introducerea unui comutator static în paralel cu reţeaua de module PV, pentru a crea condiţii de scurtcircuit. Pe durata scurtcircuitului VPV = 0, sistemul nu generează energie. Ca şi în tehnica prezentată anterior, este necesară măsurarea tensiunii reţelei fotovoltaice necesară regulatorului PI pentru a obţine valoarea de referinţă a tensiunii capabilă să genereze curentul de operare. 3. Metoda tensiunii în gol (Open Voltage) Metoda tensiunii în gol este bazată pe observaţia că tensiunea la punctul de putere maxim este întotdeauna apropiată de un procent constant din valoarea tensiunii în gol. Nivelele de temperatură şi izolare solară modifică poziţia MPP într-o gamă de toleranţă de 2 %. În general aceste tehnici utilizează valoarea de 76 % din tensiunea în gol ca tensiune optimă de operare. Acest algoritm de control necesită masurarea tensiunii în gol. Şi în acest caz este necesar să se introduca în circuit un comutator static; pentru aceasta metodă, comutatorul trebuie conectat în serie.



50

Fig. 4.2.3.7 - Algoritm OV - VPPM

Când IPV = 0, sistemul nu generează putere. Tot în această metodă este necesară măsurarea

tensiunii modulului PV pentru regulatorul PI.

4. Metoda perturbă şi observă (Perturb and Observe) Algoritmul P&O funcţionează prin modificarea periodică (creştere sau scădere) a tensiunii sau curentului sistemului PV şi comparând puterea de ieşire a PV cu cea a ciclului anterior de perturbare. Dacă tensiunea de operare a PV variază şi puterea creşte (dP/dVPV > 0), sistemul de control modifică punctul de operare a PV în aceeaşi direcţie; altfel punctul de operare este modificat invers. În următorul ciclu de perturbare algoritmul continua în acelaşi fel. O problemă întâlnită în algoritmii P&O este că tensiunea terminalului modulului este perturbată la fiecare ciclu PPPM; prin urmare când este atins PPM, puterea de ieşire oscilează în jurul maximului, rezultând pierdere de putere în cadrul sistemului. Acest lucru este valabil în special în condiţii atmosferice ce variaza lent. În plus, P&O poate să lucreze eronat în condiţii atmosferice ce variază rapid.

Fig. 4.2.3.9 - Deviere P&O de la MPP

5. Metoda de incrementare a conductivităţii (Incremental Conductance)

Acest algoritm este bazat pe observaţia că prin următoarea ecuaţie se poate determina PPM:

(4.2.3.8)

unde IPV şi VPV sunt curentul, respectiv tensiunea PV.

Fig. 4.2.3.8 - Algoritm P&O - VPPM



51

Când punctul de operare optim este în dreapta PMM, vom avea (dIPV/dVPV)+(IPV/VPV)<0, când punctul de operare este în stânga PMM vom avea (dIPV/dVPV)+(IPV/VPV)>0. PPM poate fi astfel urmărit prin compararea conductivităţii instantanee IPV/VPV cu conductivitatea incrementală dIPV/dVPV. Odata atins PPM, operarea modulului PV este menţinuta în acest punct şi generarea de perturbaţie este oprită, înafară de cazul ca apare o schimbare în dIPV. În acest caz algoritmul decrementează sau incrementează tensiunea de referinţă pentru a urmări noul PPM. Dimensiunea pasului de incrementare determină viteza cu care este urmărit PMM. Prin intermediul acestui algoritm este teoretic posibilă cunoaşterea momentului în care PPM este atins, prin urmare când generarea perturbaţiei trebuie să fie oprită. Metoda IC oferă performanţe bune în condiţii atmosferice ce variază rapid. Există două metode diferite IC în literatura de specialitate:

- Algoritmul clasic care necesită măsuratorile din figura 4.2.3.9 pentru determinarea perturbaţiei directe: prin măsurarea atât a VPVt şi IPV.

- Algoritm care combină TC cu algoritmul clasic: dacă iradiaţia este mai mică de 30 % din nivelul iradiaţiei nominale este utilizată metoda TC, altfel se utilizează cea clasică.

6. Metoda temperaturii Tensiunea în gol VOV a unei celule solare variază în principal cu temperatura celulei solare, în

timp ce curentul de scurtcircuit este proporţional cu nivelul iradiaţiei şi este relativ stabil la schimbările de temeperatura a celulei. Tensiunea de gol poate fi descrisă prin următoarea ecuaţie:

(4.2.3.9)

unde VOVSTC=21,8 V este tensiunea în condiţii standard de test (STC); (dVOV/dT) = -0,08 V/K - gradientul de temperatură; TSTC - temperatura în STC. Pe de altă parte, tensiunea PPM, VPPM , în orice condiţii de operare poate fi descrisă prin:

(4.2.3.9)

unde VMPP_STC este PPM în STC.

Fig. 4.2.3.10 - Caracteristici V-I la diferite nivele de iradiaţie



52

4.2.3.4. Componentele unui sistem fotovoltaic Componentele unui sistem fotovoltaic se pot observa în următoarea schema bloc:

Figura 4.2.3.11 - Structura tipică unui sistem fotovoltaic

4.2.3.5. Amplasarea instalațiilor fotovoltaice Pentru amplasarea surselor solare este necesară, asemenea surselor energetice eoliene, cunoaşterea potenţialului solar (pct.4.2.3.1) al zonei. Acesta se referă la cantitatea de iradiaţie din zona respectivă. Tipuri de montaj a panourilor sunt prezentate în figura de mai jos. Panourile fotovoltaice se amplasează pe o suprafaţă dreaptă, ferită de şocuri mecanice. Instrucţiunile de montaj, precum şi componentele ce ajuta la acesta sunt date de producători în funcţie de panoul utilizat. Suprafaţa ocupată de un panou fotovoltaic este proporţionala cu puterea acestora. Astfel un panou de 80 W (0,75456 m2) va ocupa o suprafaţă mai mică decât unul de 150 W (1,173 m2). Din aceste considerente calculul suprafeţei disponibile utilizate pentru amplasarea panourilor în raport producţia de energie dorită de la sursa solară trebuie analizate în faza de proiectare a fermei.

Fig. 4.2.3.12 - Tipuri de amplasamente fotovoltaice



53

Panourile fotovoltaice trebuie astfel amplasate încât să fie orientate către soare. Ca regulă, cănd este necesară energie în lunile de iarnă când radiaţia solară este mică, unghiul de înclinare al panoului ar trebui să fie amplasat înspre poziţia verticală (aproximativ egală cu latitudinea plus 15 grade) pentru a maximiza expunerea la radiaţia solară.

Fig. 4.2.3.13 - Exemplu amplasament Radiatia solară este influenţată de modificarea permanentă a câtorva parametrii cum sunt:

- înălţimea soarelui (unghiul format de direcţia razelor soarelui cu planul orizontal); - unghiul de înclinare a axei Pământului; - modificarea distanţei Pamant - Soare; - latitudinea geografică.

În figura 4.2.3.14 este reprezentată variaţia densităţii radiaţiei solare în funcţie de înălţimea Soarelui, adică unghiul format de direcţia razelor solare cu planul orizontal, pentru diferite situaţii atmosferice.

Fig. 4.2.3.14 - Variaţia radiaţiei solare în funcţie de direcţia razelor solare Poziţia captatorilor solari este definită prin doua unghiuri şi anume, unghiul de înclinare faţă de orizontală, prezentat în figura 4.2.3.15 şi notat cu α, respectiv unghiul azimutului, reprezentând orientarea faţă de direcţia sudului, prezentat în figura 4.2.3.15.



54

Figura 4.2.3.15 - a) Unghiul de înclinare a captatorilor solari faţă de orizontală ; b) Unghiul azimutului (orientarea faţă

de direcţia Sud) ( www.viessmann.com ) Figura 4.2.3.16 prezintă într-un mod sintetic, influenţa combinata a celor doi parametrii care definesc orientarea captatorilor solari, asupra gradului de captare a energiei solare disponibile.

Fig. 4.2.3.16 - Influenţa combinată a unghiului de înclinare şi a unghiului azimutului, asupra gradului de captare a

energiei solare disponibile ( www.viessmann.com ). Analizand figura 4.2.3.16, se observă că unghiul de înclinare optim, care permite captarea optimă a radiaţiei solare, este de cca. 15…55°, iar abaterea de la direcţia Sud poate să se situeze între ± 40° fără a fi afectata capacitatea de captare a energiei solare. Pentru unghiuri de inclinare de 5…65°, radiaţia solară poate fi recuperată în proporţie de 90…95 %. Valorile prea reduse ale unghiului de înclinare nu sunt recomandate deoarece favorizează murdărirea suprafeţei captatorilor, ceea ce atrage după sine înrăutăţirea performanţelor optice ale captatorilor. Pentru abateri de la direcţia Sud, de ± 60°, la anumite valori ale unghiului de înclinare, se poate recupera de asemenea 90…95 % din radiaţia solară. Chiar şi colectorii montaţi vertical, cu o abatere de până la ± 20° faţă de direcţia Sud, pot recupera 80 % din radiaţia solară, ceea ce sugerează posibilitatea montării acestora pe faţadele clădirilor. Pe exemplul din diagramă se observă că în cazul unui unghi de înclinare de 30° şi a unei abateri de la direcţia Sud de 45°, care corespunde direcţiei SV, gradul de captare a radiaţiei solare este de 95 %. Ca o consecinţă a celor menţionate, se poate spune ca orientarea captatorilor solari faţă de orizontală şi faţă de Sud, nu este o problema atât de sensibilă, cum ar putea să pară la prima vedere. Diagrama a fost trasată pentru Germania, dar concluziile care se pot obţine cu ajutorul acesteia pot



55

fi extrapolate pentru majoritatea ţărilor din Europa, inclusiv pentru România. Mult mai importantă, din punct de vedere a capacităţii de captare a energiei solare, este tehnologia utilizată pentru construcţia colectorilor solari. Evoluţiile tehnologice ale colectorilor solari, au avut ca scop creşterea capacitaţii de absorbţie a radiaţiei solare şi reducerea într-o proporţie cât mai mare a diverselor tipuri de pierderi.

4.2.3.6. Exemple de amplasare a unor instalații fotovoltaice

Fig. 4.2.3.17 - Instalaţia fotovoltaică de la Universitatea “Politehnica” Bucureşti (Pv = 30 kW)



56

Fig. 4.2.3.18 - Camera invertoarelor instalaţiei fotovoltaice de la UPB.

Puteri active - 14.02.2007

0

0.5

1

1.5

2

2.5

1 13 25 37 49 61 73 85 97 109 121 133

Interval de monitorizare

P [k

W]

Faza AFaza BFaza CTotal

Fig. 4.2.3.19 - Variaţia puterii generate într-o zi de instalaţia fotovoltaică de la UPB (curba de sarcină electrică)



57

Fig. 4.2.3.20 - Instalaţii fotovoltaice amplasate pe acoperişurile unor locuinţe.



58

Fig. 4.2.3.22 - Instalaţii fotovoltaice amplasate pe faţadele unor clădiri.

Fig. 4.2..3.21 - Instalaţii fotovoltaice amplasate la.nivelul solului.



59

Fig. 4.2.3.23 - Clădire de birouri placată cu panouri fotovoltaice.

CIS Solar Tower din Manchester, Marea Britanie

• Clădire de birouri, sediul Cooperative Financial Services, placată cu panouri fotovoltaice. • Înălţimea clădirii: 118 m • Suprafaţa totală a panourilor fotovoltaice: 3.972 m2 • Putere instalată: 391 kWv • Investiţie: 5,65 milioane £ • Racordată la reţea în luna noiembrie 2005

Calcule estimative arată că, în ipoteza menţinerii preţurilor actuale ale energie electrice, investiţia va fi recuperată în 76 ani, durata de viaţă prognozată a instalaţiei fotovoltaice fiind de circa 40 de ani.



60

4.2.4. Producerea de energie electrică în microhidrocentrale (MHC)

4.2.4.1. Potențialul hidroenergetic utilizabil în MHC‐uri Pe plan mondial nu există o clasificare globală clară care să definească limitele de putere ale unei microhidrocentrale. În cazul României, centralele hidroelectrice cu puterea instalată mai mică de 10 MW se împart în: - centrale hidroelectrice de mică putere (CHEMP), cu puterea cuprinsă între 1 MW şi 10 MW; - microhidrocentrale (MHC), cu puterea mai mică de 1 MW. La nivel european, centralele hidroelectrice cu puterea instalată cuprinsă între 100 kW şi 1 MW sunt considerate tot centrale de mică putere, iar denumirea de microhidrocentrala (MHC) se aplică doar centralelor hidroelectrice cu o putere instalată sub 100 kW. Centralele cu puterea instalată sub 100 kW nu sunt considerate semnificative la nivelul ansamblului Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN). Potenţialul hidroenergetic amenajabil din România prin MHC echivalează cu aproape 80 % din energia produsă de Portile de Fier I, cu deosebirea că MHC-urile sunt distribuite pe întreaga suprafaţă a ţării. Micropotenţialul amenajat la sfârşitul anului 2005 totalizează un număr de 380 de microhidrocentrale cu puterea totală instalată de 502 MW şi energia medie de proiect de 1153 GWh/an. În figura 4.2.4.1 se prezintă harta cu micropotenţialul hidroenergetic exploatat la sfârşitul anului 2005 în România. România se bucură de un potenţial microhidro ridicat. Cercetări şi studii efectuate în mod sistematic înainte de 1989 au estimat că potenţialul real exploatabil în microhidrocentrale este în România de circa 1100 MW, cu o producţie anuală cuprinsă între 2 TWh la 3.76 TWh. Costurile aferente unei amenăjari hidroenergetice de mică putere depind în principal de condiţiile locului unde va fi amplasată şi anume de înălţimea de cădere a apei, debitul afluent, parametrii geologici şi geografici şi de lucrările de amenajare. Atunci când se folosesc stavilare, baraje, lacuri şi heleştee deja existente se reduce atât costul total al amenajării cât şi impactul asupra mediului. Durata perioadei de amortizare a investiţiilor se poate reduce atunci când concomitent cu producerea de energie electrică, amenajarea mai are şi alte destinaţii, cum ar fi: controlul inundaţiilor, irigaţii, alimentarea cu apă potabilă. Studiile efectuate în numeroase ţări au arătat că amenajările hidroenergetice de mică putere sunt mai eficiente din punct de vedere al costurilor decât celelalte moduri de producere a energiei electrice din energii regenerabile.



61

Fig. 4.2.4.1 - Harta cu micropotenţialul hidroenergetic exploatat în România la sfârşitul anului 2005.

Din punct de vedere tehnologic, sursa de energie hidro reprezintă o sursă cu un grad mare de stabilitate a producţiei, cu variaţii diurne rare şi relativ nesemnificative. Ca atare nu cere un sistem de stocare a energiei electrice. Tehnologia este dezvoltată de mai bine de 100 de ani, prezintă o mare stabilitate, iar modernizările se fac în special cu scopul creşterii randamentului de generare (turbine + generatoare electrice). Acolo unde există resurse hidro, producerea de energie electrică din surse hidro este mai ieftină decât producerea de energie electrică cu ajutorul celulelor fotovoltaice (de circa 6 ori) sau a instalaţiilor eoliene (de circa 2 ori).



62

4.2.4.2. Principalele componente şi caracteristici ale unei MHC A. Componentele unei MHC Proiectarea unei microhidrocentrale este una puternic dependentă de locul unde urmează să fie amplasată. Alegerea soluţiei implică alegerea soluţiei de baraj sau deviere, existenţa sau nu a unui canal, a unui lac de liniştire (toate dependente şi de condiţiile de sol), a conductei, a turbinei, a generatorului, a canalului de evacuare, etc. În acest context este foarte dificil de a se prezenta o metodica unitară de proiectare. Fiecare proiect este un unicat, lucru afirmat şi de firmele furnizoare de echipamente. O amenajare hidroelectrica cuprinde mai multe construcţii speciale pentru captarea, colectarea şi acumularea apei, pentru aducerea apei la turbină şi pentru evacuarea acesteia la utilizare. În cadrul unei MHC energia potenţială disponibilă sau căderea brută este convertită în energie electrică prin intermediul următoarelor componente principale:

- Acumularea: constituie o formă de stocare a energiei potenţiale disponibile. - Sistemul de transfer: include priza de apă (echipată cu grătar) şi circuitul de transfer (canalul,

conducta forţată, galeriile şi evacuarea), unde o parte din energia disponibilă este convertită în energie cinetică.

- Turbina hidraulică: este componenta care converteşte energia apei în energie mecanică. - Generatorul: este componenta care converteşte energia mecanică în energie electrică. - Linia electrică de legatură la reţeaua electrică, prin intermediul căria se livrează energia

electrică produsă în MHC. Echipamentele electromecanice (turbina şi generatorul) sunt găzduite de clădirea centralei. În cazul unei centrale de mică putere, rolul acesteia este de a le proteja de intemperiilor. Numărul, tipul şi puterea generatoarelor, gabaritul, amplasarea lor şi geomorfologia locului vor dicta forma şi mărimea clădirii. Construcţiile sunt extrem de flexibile. - Acumularea După tipul acumulării, există: - amenajări pe cursul râului; - amenajări cu centrala localizată la baza barajului; - amenajări integrate canalelor de irigaţii; - amenajări integrate conductelor de alimentare cu apă; - amenajări cu pompaj. - Sistemul de transfer (traseul hidraulic) Cuprinde o priză de apă care include grătarul pentru perturbatori plutitori, o poartă şi o intrare într-un canal, într-o conductă forţată sau direct în turbină, în funcţie de tipul amenajării. Priza de apă este în general, construită din beton armat, grătarul din oţel, iar poarta din lemn sau oţel. La amenajările la care centrala electrică este situată la o distanţa oarecare în aval de priza de apă există un canal şi/sau tunel de aducţiune şi/sau conductă forţată conduc apa de la priza de apă la centrala electrică. Canalele sunt, în general, excavate şi urmăresc conturul terenului. Tunelele sunt subterane şi sunt excavate prin forare, prin explozii sau prin folosirea unei maşini de forare. Conductele forţate care transportă apa sub presiune pot fi din oţel, fier, fibră de sticlă, polimer, beton sau lemn.



63

Intrarea şi ieşirea din turbină includ vanele şi porţile necesare opririi accesului apei către turbină, pentru oprirea centralei şi revizii tehnice. Aceste componente sunt, în general, fabricate din oţel sau fier. Porţile din aval de turbină, dacă sunt necesare pentru revizii, pot fi fabricate din lemn. Canalul de fugă transportă apa evacuată de la turbină înapoi în râu. Acesta este realizat, dacă este cazul, prin excavare, asemenea canalului de aducţiune. - Turbina hidraulică După principiul de funcţionare, turbinele hidraulice se împart în:

- Turbine cu acţiune (de presiune egală), la care energia potenţială a apei este transformată aproape în întregime în energie cinetică până la ieşirea din statorul turbinei, iar rotorul are rolul numai de a prelua această energie, din această categorie facând parte turbinele Pelton.

- Turbine cu reacţiune (cu supratensiune), la care energia potenţială a apei se transformă în energie cinetică a rotorului în interiorul turbinei; din această categorie fac parte turbinele Francis, Kaplan şi bulb.

După ponderea zonei de curgere a apei pe circumferinţa rotorului, admisia apei poate fi:

- Parţială: atunci când curgerea apei se realizează printr-un singur punct sau mai multe puncte ale circumferinţei rotorului.

- Totală: atunci când curgerea apei se realizează în mod uniform pe întreaga circumferinţă a rotorului.

După direcţia de admisie a apei în rotor, se deosebesc următoarele tipuri de admisie:

- Axială, după o direcţie paralelă cu axa de rotaţie a turbinei. - Oblică - Radială, dupa direcţia razei - Transversală: când unghiul dintre direcţia de admisie şi rază este de cel mult 45 grade - Tangenţilă, când unghiul format dintre direcţia de admisie şi tangentă este mai mic de 45 de grade.

Selectarea corectă a turbinei este deosebit de importantă în faza de proiectare a hidrocentralelor, aceasta asigurând funcţionarea optimă a ansamblului. Selecţia depinde în principal de valorile debitului de apă la aval şi amonte. Alţi parametrii ce trebuie consideraţi în momentul în care se alege tipul de turbină includ viteza presupusă pe care trebuie să o aibă turbina şi capacitatea acesteia de a lucra în condiţiile unor debite reduse. Conversia energiei potenţiale a apei în energie mecanică are la bază două procedee fundamentale dar totalmente diferite. Principiile sunt aceleaşi ca şi la turbinele din centralele de mare putere. Turaţia specifică Turaţia specifică, sau rapiditatea reprezintă turaţia cu care s-ar roti turbina respectivă dacă ar funcţiona pe o cădere de 1 m şi ar dezvolta o putere de 1CP (730W). Ea se calculează cu formula

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

⋅⋅=

25,1

5,0

min mCP

HP

Hnns (4.2.4.1)

unde: n este turaţia nominală a turbinei, în rot/min; P- puterea nominală a turbinei, în CP; H- căderea de apă, în m.



64

Turaţia specifică este un criteriu după care se alege tipul de turbină, conform tabelului care urmează. La fiecare amenajare completă, în funcţie de căderea nominală a apei şi puterea estimată a turbinei, din acest tabel se poate alege tipul de turbină cel mai favorabil şi se poate comanda turbina. Rapiditatea ei este un parametru caracteristic care este dat de furnizorul turbinei.

Tablelul 4.2.4.1 - Date de performanţă pentru turbine hidraulice

Tipul turbinei Varianta Rapiditate

ns Cădere netă

H [m] Dispoziţie

ax

Pelton lent 1-10

>300 Orizontală

normal 11-25 Verticală rapid 26-60

Francis lent 60-150

50-625 Verticală

normal 151-250 Orizontală rapid 251-350

Kaplan lent 300-600

10-90 Verticală normal 601-800 rapid 801-1200

Bulb lent 500-900

<16,6 Orizontală

normal 901-1400 Verticală rapid 1401-2000

Turbinele cu acţiune

Fig. 4.2.4.2 - Schema de principiu a unei turbine cu acţiune.

Caracteristica principală a acestor tipuri de turbine este producţia de energie asigurată în timp ce jetul de apă este deviat de către palele turbinei. Presupunând că viteza jetului de apă existent este aproape zero (toată energia jetului de apă este folosită în mişcarea palelor), că pierderea de presiune la ieşirea din duza de suflare a jetului şi la impactul cu palelele rotorului este neglijabilă, ecuaţia energiei aplicată volumului de control aratată în figura de mai sus asigură puterea debitată de turbină:



65

disponibildisponibil HQP ⋅= (4.2.4.2)

unde Q reprezintă descărcarea jetului de apă de intrare şi Hdisponibil este presiunea disponibilă la duza de suflare a apei. Prin aplicarea ecuaţiei momentului unghiular (presupunând neglijabil momentul unghiular a jetului de apă existent) la acelaşi volum de control, puterea absolută dezvoltată de turbină poate fi scrisă sub forma: TNTP ⋅⋅=⋅= πω 2 (4.2.4.3) unde ω reprezintă viteza unghiulară, T cuplul ce acţioneaza pe axul turbinei şi N viteza de rotaţie. Eficienţa turbinei este definită ca raportul dintre puterea dezvoltată de turbină şi puterea apei disponibile:

disponibilPP

=η (4.2.4.4)

În general, eficienţa unei turbine este dată sub forma de curbe de izoeficienţă, ecuatia (II.4.4) arată relaţia dintre Q,ω şi η. O reprezentare tipică a izoeficienţei este prezentată în figura de mai jos.

Fig. 4.2.4.3 - Curba de izoeficienţă a unei turbine Pelton

În condiţii ideale puterea maximă generată este de aproximativ 85 %, dar datele experimentale arată că turbina Pelton este oarecum mai puţin eficientă (aproximativ 80 %) datorită frecării cu aerul, frecării mecanice şi a curgerii neuniforme a apei din palete. Turbinele Pelton Sunt turbine cu acţiune cu admisie parţială şi tangenţială, în care scurgerea apei se realizează axial, datorită cupelor cu dublă ieşire. Fiecare jet trece printr-o duza cu o valvă în formă de ac care controlează debitul, ca în figura 4.2.4.4.



66

Aceste turbine se utilizează pentru căderi relativ ridicate. Axele duzei se găsesc în acelaşi plan cu rotorul. Pentru a opri turbina, jetul poate fi deviat cu ajutorul unei placuţe pentru a nu mai ajunge la paletele turbinei. În acest fel, valva pote fi închisă foarte uşor, astfel încât suprapresiunea din conductă să fie menţinută la o valoare minimă acceptabilă. Energia cinetică care parăseşte rotorul se pierde şi de aceea paletele sunt construite astfel încât să menţina vitezele de părăsire a acesteia cât mai reduse. Carcasa turbinei foloseşte doar la protecţia la stropire, deci se realizează din material subţire. Caracteristicile cele mai importante ale turbinelor Pelton sunt:

• funcţionarea fără şocuri la orice sarcină; • randamente ridicate (până la 90 %); • părţile componente uşor accesibile; • reglaj uşor a puterii.

Turbinele Turgo La acest tip de turbine avem de a face cu o cădere între 30 şi 300 de metri. Sunt deasemenea turbine de impuls ca Pelton, dar forma paletelor este diferită, iar jetul de apă loveşte planul rotorului la un unghi de 20o. Apa ajunge la rotor printr-o parte a acestuia şi iese pe cealaltă. În timp ce la turbinele Peloton întâlnim o limitare a volumului de apă pe care îl pot prelucra, la cele de tip Turgo nu întalnim aceasta problema. Viteza mare rezultantă a rotorului asigură acestor turbine un cuplaj bun cu generatorul, ceea ce duce la creşterea eficacităţii globale şi la o reducere a costurilor de întreţinere.

Turbinele Banki, Cross-flow

Acest tip de turbină, denumită şi Banki-Michell, se pretează unei largi game de căderi, depaşindu-le pe cele de tip Kaplan, Francis şi Pelton. Poate lucra cu debite între 20 de litri/secundă şi 10 m3/secundă şi căderi de apă între 1 şi 200 de metri. Apa ajunge la turbină direcţionată cu ajutorul unor vane situate pe o piesă intermediară situată înainte de rotor şi prin primul etaj al rotorului care merge în plin cu un grad redus de reacţie. Apa care părăseşte primul etaj ajunge la centrul deschis al turbinei. În acest moment, se ajunge la o direcţie de compromis, ceea ce cauzează pierderi datorate vibraţiilor. Rotorul este realizat din două sau mai multe

Fig. 4.2.4.4 - Turbina Pelton

Fig. 4.2.4.5 - Turbina Turgo

Fig. 4.2.4.6 - Turbina Banki



67

discuri paralele conectate printr-o serie de palete curbate. Eficienţa acestor turbine este mai scazută ca a celorlalte, dar ramâne aceeaşi pentru o largă gamă de debite şi căderi, ceea ce o face agreabilă pentru MHC cu reglaje de debit puţin pretenţioase. Turbinele cu reacţie Turbinele cu reacţie generează putere folosind atât presiunea cât şi mişcarea apei. Mecanismul de conducere este imersat în apă. Apa se scurge peste pale, aceastea nefiind lovite direct. Comparate cu turbinele de impuls, turbinele cu reacţie sunt în general utilizate în zone de cădere mică şi debite mari. Turbinele hidraulice cu palete rotative aparţin acestui caz. Acestea au propriul element de comandă echipat cu trei sau şase pale, ce au contact uniform cu apa. Unghiul de contact al palelor poate fi ajustabil.

Aparatul director reprezintă componente fixe de ghidare ce induc efectul de turbionare a apei. Vanele de ghidaj ajustabile controlează volumul de apă ce trece prin turbină. Pot fi complet închise pentru a opri apa către turbină. Turbinele Francis Aceste turbine de reacţie cu debit radial, cu paletele rotorului fixe şi vane de ghidaj reglabile, se utilizează la căderi medii. La cele care lucrează la viteze ridicate, admisia este radială, iar ieşirea axială, ca în figura II.4.8. Apa circulă prin turbină ca şi cum ar circula într-o ţeava închisă, mişcându-se de la o parte fixă - distribuitorul - către una mobilă - rotorul - , nefiind în acest timp în contact cu atmosfera.Carcasele spiralate din oţel se utilizează la căderi mari, acestea fiind proiectate astfel încât viteza tangenţială a apei sa fie constantă de-a lungul mai multor secţiuni consecutive ale circumferinţei.Principalele avantaje ale turbinei sunt:

• utilizarea completă a căderii de apă; • la puteri şi căderi egale, necesită un spaţiu de

instalare mai mic decât turbinele cu acţiune;

Fig. 4.2.4.7 - Turbină cu reacţie: a) vedere de sus; b) vedere laterală.

Fig. 4.2.4.8 - Turbina Francis



68

• funcţionează cu un randament maxim în apropiere de sarcina nominală.

Turbinele Kaplan

Sunt turbine cu reacţiune de tip elicoidal cu pas variabil, cu admisie totală axială şi scurgerea apei prin rotor axial. Construcţia mecanică axială este asemănătoare cu cea a turbinei Francis, cu excepţia rotorului şi a elementelor asociate acesteia. Printre cele mai mari turbine de acest tip din lume se numără şi cele de la CHE Porţile de Fier I, cu putere de 178 MW, cădere 38 m şi un diametru al rotorului de 9 m.

Turbinele bulb

Turbinele elicoidale fără reglaj se utilizează atunci când atât căderea cât şi debitul sunt practic constanate. Unităţile în formă de bulb derivă din Turbinele Kaplan, generatorul aflându-se într-o incintă impermeabilă submersă în albia râului. Figura Fig. 4.2.4.10 prezintă o turbină la care generatorul – şi reductorul dacă este cazul – răcite cu aer comprimat se gaseşte în bulb. Doar cablurile electrice, bine protejate, părăsesc bulbul.

- Generatorul electric Generatoarele tranformă energia mecanică în energie electrică. În vremea de pionierat a hidroelectricităţii, se utilizau generatoare de curent continuu variabil care se pretau la cerinţele sistemelor energetice de atunci. În prezent se utilizează exclusiv generatoare trifazate de curent alternativ, în funcţie de caracteristicile reţelei alimentate, acestea împărţindu-se în două mari categorii:

- generatoare sincrone: sunt echipate cu circuite de excitaţie de curent continuu - statice sau rotative - asociate cu regulatoare de viteză care au rolul de a furniza controlul tensiunii, frecvenţei şi defazajului înainte de conectarea generatorului la reţea şi energia reactivă necesară sistemului după conectare. Pot, de asemenea, funcţiona decuplate de la reţea şi produce putere deoarece excitaţia este independentă de reţea.

Fig.4.2.4.9 - Turbina Kaplan

Fig.4.2.4.10 - Turbina bulb



69

- generatoare asincrone: sunt maşini de inducţie cu rotorul în colivie care nu au posibilitatea de reglare a tensiunii şi a căror viteză de rotaţie este influenţată de frecvenţa sistemului. Îşi iau curentul de excitaţie de la reţea, absorbind energie reactivă datorită magnetismului propriu. Dacă adaugăm o baterie de condensatoare, corect dimensionată, se poate utiliza acest tip de generator şi pe o reţea izolată. În aceste condiţii, ansamblul trebuie prevăzut cu regulatoare adecvate pentru a putea controla tensiunea şi frecvenţa.

Generatoarele sincrone sunt mai scumpe decât cele asincrone şi se utilizează în situaţii în care puterea generată de generator reprezintă un procent semnificativ din puterea întregului sistem. Generatoarele asincrone sunt mai ieftine şi se folosesc în reţele de mare amploare unde puterea lor este incomparabil mai mică decât cea a întregului sistem. Randamentul lor global este cu 2-4 % mai scăzut decât cel al generatoarelor sincrone. În general, când puterea instalată depaşeste 5 MW se utilizează exclusiv generatoare sincrone. Tensiunea la care aceste generatoare lucrează variază cu puterea lor. Valorile standard sunt de 380 şi 430 V până la 6000/6600 V pentru puteri mai mari. Generarea de putere la 380 sau 430 V permite utilizarea transformatoarelor standard ca tranformatoare de distribuţie şi utilizarea directă a energiei generate pentru alimentarea circuitelor auxiliare ale staţiei de putere. Configuraţia generatoarelor Generatoarele pot fi construite cu arbori în plan vertical sau orizontal, independent de configuraţia turbinei. Alt criteriu de clasificare a generatoarelor este poziţionarea lagărelor. De exemplu, se practică instalarea unui generator cu lagăre ranforsate care să susţină rotorul unei turbine Francis. În acest fel arborele turbinei nu trebuie să treacă prin conducta de admisie, deci astfel se îmbunătăţeşte randamentul global. Aceasta soluţie se utilizează şi la turbinele de tip Pelton. Când generatoarele sunt de mică putere, au un sistem de răcire deschis, iar pentru unităţile mai mari se recomandă folosirea unui sistem de racire închis prevăzut cu schimbător de caldură apă-aer. Controlul turbinelor Turbinele sunt proiectate pentru o anumită valoare a căderii şi a debitului. Orice abatere de la aceşti parametrii trebuie rezolvată, fie prin închiderea şi deschiderea unor elemente constructive cum ar fi vanele şi valvele, fie prin controlul puterii furnizate. Pentru schemele conectate la o reţea izolată, parametrul care trebuie controlat este viteza de rotaţie a rotorului, care la rândul ei dă valoarea frecvenţei. În cazul în care generatorul se supraîncarcă, turbina îşi încetineşte rotaţia. Rezolvarea acestei probleme se poate face controlând viteza de rotaţie a turbinei: fie controlând debitul care trece prin ea, fie menţinând acest debit constant şi ajustând sarcina electrică prin intermediul unor sarcini de balast conectate la bornele generatorului. Controller-ele care urmăresc prima variantă nu au practic limită de putere. În cazul celorlalte, care urmează controlul electronic al sarcinii, nu se recomndă depaşirea puterii de 100 kW din considerente ţinând de costul soluţiei şi a necesităţii de a disipa energia calorică emisă de balast. Controlul automat

De obicei instalaţiile hidroelectrice de mică putere sunt supravegheate de un sistem automat de control. Deoarece nici o microhidrocentrală nu seamană cu cealaltă, este greu de fabricat un echipament de automatizare standard care să se poată integra fiecărui tip de sistem. În principiu se impun cateva recomandări:



70

- schemele trebuie prevăzute cu comenzi manuale şi aparate de masură de acelaşi tip, care să opereze independent de echipamentul automat; acestea se vor utiliza la pornirea sistemului şi la operaţiile de întreţinere;

- sistemul trebuie să fie echipat cu dispozitive şi relee specifice detectării disfuncţionalităţilor de amploare şi care să aducă sistemul într-o stare stabilă;

- se impune o permanentă achiziţie de date ce trebuie stocate în scopul evaluării ulterioare a randamentului instalaţiei şi care să servească la luarea deciziilor de funcţionare;

- organizarea întregului ansamblu de automatizare trebuie să se facă pe module şi se impune existenţa convertoarelor electronice:

- convertoare analog-digitale pentru măsurarea nivelului apei, a poziţiei valvelor, a unghiurilor de înclinaţie ale paletelor turbinei, a puterii instantanee utilizate, a temperaturii, etc.

4.2.4.3. Amplasarea MHC‐urilor A. Amenajările de pe cursul râurilor Râurile cu cădere mare şi medie folosesc stavilare ca să devieze apa către captare, de unde este direcţionată către turbine prin intermediul unei conducte forţate. O altă variantă presupune direcţionarea apei printr-un canal cu pantă mică ce urmareşte cursul râului către captare, iar de acolo printr-o conductă forţata de lungime redusă către turbine. Aceasta variantă se utilizeaza în ideea scurtării lungimii conductei forţate, care de obicei este destul de scumpă. Schemele cu cădere redusă se construiesc de obicei în văile râurilor. Aici se întâlnesc două variante constructive. Una ar fi utilizarea unei conducte forţate de lungime redusă (asemenea celor ce au cădere mare), iar cea de-a doua presupune realizarea unui mic baraj care să genereze o cădere suficientă. B. Amenajările cu centrala la baza barajului O amenajare hidroelectrică de mică putere nu permite construirea unui rezervor de mari dimensiuni, asta din cauza investiţiilor substanţiale care ar trebui efectuate. Însă dacă există deja o acumulare, construită din alte considerente (controlul inundaţiilor, irigaţii, captarea apei pentru un oraş), aceasta poate fi utilizată în scopul furnizării apei necesare turbinelor. În cazul în care la baza barajului există o conductă de evacuare a apei, lucrurile se simplifică şi mai mult. În caz contrar, se merge pe o captare de tip sifon, recomandată pentru amenăjari cu căderi de până la 10 metrii şi puteri sub 1 MW. Turbina se găseşte fie în vârful barajului, sau la ieşirea conductei de evacuare.

Fig. 4.2.4.11 - Amenajare pe cursul râului (cădere mică).



71

C. Amenajări integrate canalelor de irigaţii

În cazul în care se utilizează un canal de irigaţii, se deosebesc două variante constructive. Prima ar fi lărgirea canalului astfel încât acesta să includă captarea de apă, centrală, evacuarea şi un by-pass lateral. Acesta este indispensabil bunei funcţionări a canalului de irigaţii în ideea opririi turbinei. Acestă variantă trebuie luată în considerare odată cu proiectarea canalului întrucat largirea ulterioară ar implica costuri suplimentare semnificative. Altă variantă ar fi lărgirea numai a unei porţiuni din canal, astfel încât să se poată amenaja captarea şi canalul deversor. Pentru a reduce la minim lăţimea captării se va lungi cât se poate canalul deversor. De la captare, o conductă ce merge paralel cu canalul va aduce apa sub presiune la turbină. 4.2.4.4. Determinarea potenţialului hidroenergetic Potenţialul hidroenergetic poate fi clasificat în mai multe categorii:

- potenţialul hidroenergetic teoretic(brut); - potenţialul hidroenergetic teoretic liniar; - potenţialul hidroenergetic amenajabil.

Potenţialul hidroenergetic teoretic(brut) este determinat numai pe baza condiţiilor hidrologice şi a topologiei, neţinându-se cont de posibilitaţile tehnice şi economice de amenajare, acesta constituind o măsură a limitei superioare a potenţialului hidro. Dacă este folosit nivelul precipitatiilor nete sau debitul total dintr-o zonă, este necesar să se considere pierderile datorate evaporării şi infiltraţiilor. Potenţialul care rezultă este cel corespunzător unui sistem de rezervoare echivalente şi este prezentat în figura 4.2.4.15. Pentru a se efectua evaluarea unui bazin, acesta este împărţit în subdiviziuni de arie egală folosind un grilaj. Potenţialul fiecărei subdiviziuni este calculat folosind o funcţie ce depinde de nivelul de precipitaţii, aria suprafeţei şi diferenţa de nivel faţă de un punct de referinţă predefinit. Fig. 4.2.4.15 - Calcularea potenţialului teoretic

Fig. 4.2.4.12 Amenajare cu baraj şi aducţiune de tip sifon

Fig. 4.2.4.13 Centrală integrată unui canal de irigatii



72

Potenţialul teoretic poate fi clasificat astfel:

- potenţialul hidrografic teoretic de suprafaţă din precipitaţii reprezintă energia echivalentă volumului de apă provenită din precipitaţii într-un an pe o suprafaţă (în general se consideră suprafaţa unui bazin hidrografic);

- potenţialul hidroenergetic de suprafaţă din scurgere reprezintă energia echivalentă corespunzătoare volumului de apă scurs pe o suprafaţă într-un interval de un an.

Potenţialul teoretic liniar reprezintă energia echivalentă a volumului de apă scurs pe un râu într-un an. Potenţialul hidro relevant este obţinut prin împărţirea unui curs de apa în subdiviziuni. Subdiviziunile sunt considerate astfel încât panta şi debitul să fie aproximativ uniforme aşa cum poate fi văzut în figura 4.2.4.16. În mod normal este definit pe baza mediei anuale a debitelor şi a diferenţei de nivel dintre începutul şi sfârşitul cursului de apa considerat. Potenţialul liniar a unor afluenţi poate fi calculat separat, în funcţie de mărimea şi importanţa fiecaruia Pentru a se determina potenţialul hidroenergetic amenajabil este necesar să se cunoască, în prealabil, distribuţia anuală a debitului. Potenţialul tehnic amenajabil se referă la producţia de energie electrică care s-ar obţine prin amenajarea unui curs de apă. Potenţialul economic amenajabil se referă la acea parte a potenţialului tehnic amenajabil care poate fi valorificat prin amenajări eficiente economic. Primul pas în determinarea potenţialului este considerarea unei soluţii de amenajare în care sunt luate în considerare pierderile datorate frecării de conductă şi eficienţa generatoarelor şi a turbinelor (figura 4.2.4.17).

După estimarea costurilor de construcţie şi de producţie se poate lua o decizie în privinţa fezabilităţii, din punct de vedere tehnic şi economic, a unui plan. Pe lângă aceasta, un plan trebuie sa fie acceptabil şi din punct de vedere al mediului înconjurator.

Fig. 4.2.4.16 - Calcularea potenţialului teoretic linear.

Fig.4.2.4.17 - Calcularea potenţialului amenajabil.



73

Ecuaţii pentru calcularea potenţialului hidroenergetic Se presupune că pe un parcurs AB de apă debitul se păstrează constant. În raport cu sistemul de referinţă adoptat, energia hidraulică totală a cantităţii de apă m care se scurge printr-o secţiune transversală a cursului de apă în timpul t se determină ca sumă dintre energia potentială şi energia cinetică corespunzatoare:

2

2A

AAvm

hgmE⋅

+⋅⋅= (4.2.4.5)

2

2B

BBvm

hgmE⋅

+⋅⋅= (4.2.4.6)

unde vA şi vB sunt vitezele apei în punctul A, respectiv B, iar hA şi hB sunt înălţimile apei deasupra unui nivel de referintă, de exemplu nivelul mării. Energia hidraulică totală dezvoltată de cantitatea de apă m, curgând între două puncte situate la distanţă l şi o diferenţă de nivel h este:

)2

(22BA

BAABvv

ghmEEE−

+⋅⋅=−= (4.2.4.7)

unde Puterea hidraulică teoretică sau potenţialul hidroenergetic teoretic al căderii de apă este dată de relatia:

(4.2.4.8)

unde: D - este debitul cursului de apă, în m3/s; h - căderea de apă, în m; φ - densitatea apei; g - acceleraţia gravitaţională (9,8 m/s2). Puterea hidraulică specifică este dată de relatia:

lP

p ABl = (4.2.4.9)

Pentru determinarea potenţialului liniar se realizează împărţirea în subdiviziuni a bazinului. Potenţialul va putea fi calculat ca putere sau energie potenţială după cum urmează: - media puterii potenţiale: Pm = 9,8 · Qm · Δh (4.2.4.10) - media puterii potenţiale specifice: pm = Pm/Δl (4.2.4.11) -energia potenţială: E = 9,8 · Vn · Δh/3600 (4.2.4.12) unde:Qm este debitul annual; Δh - diferenta de nivel; Δl - lungimea orizontală; Vn - volum utilizabil de apă.



74

4.2.5. Producerea de energie electrică în celule/pile cu combustibil

4.2.5.1 ‐ Considerații generale În celula cu combustibil (CC) (în engleză - fuel cells, în franceză - cellule à combustible) se obţine energie electrică (şi căldură) prin conversie electrochimică a energiei. Pentru realizarea conversiei se folosesc: un combustibil (la anod) şi un oxidant (la catod) care reacţionează în prezenţa unui electrolit. Sunt posibile numeroase combinaţii de combustibil-oxidant. De exemplu, celulele cu hidrogen folosesc hidrogenul drept combustibil şi oxigenul (de regulă, din aer) ca oxidant. Tehnologia se bazează pe reacţia inversă electrolizei apei: combinarea hidrogenului cu oxigenul, din care se obţin energie electrică şi căldură, apa fiind rezultatul chimic al reacţiei. Ideea de a obţine energie electrică prin conversia directă a energiei chimice a apărut atunci când s-a pus problema desfăşurării şi în sens invers a fenomenului de electroliză a apei (în urma căruia rezultă componentele acesteia). De peste o sută de ani, CC a fost o speranţă pentru conversia eficientă şi nepoluantă a energiei chimice a combustibililor (convenţionali) direct în energie electrică. Au fost investiţii de sute de milioane $ în eforturi de cercetare-dezvoltare, dar rezultatele practice pentru începerea comercializării nu au fost pe măsură. Dacă, în general, pentru ca o invenţie să fie introdusă pe piaţă sunt necesari circa 75 ani, în cazul CC au trecut deja peste 160 de ani, iar performanţele acestora sunt încă perfectibile, până la un nivel când se va ajunge să fie acceptabile în privinţa costurilor şi a timpului de utilizare. Odată cu creşterea preocupărilor pentru mediul înconjurător şi, în paralel, cu nevoia unor surse noi de energie electrică, cercetarea a fost reluată în ultimele decenii. Celula cu combustibil, în concepţia actuală, poate să livreze energie electrică şi apă caldă menajeră pentru o locuinţă. Ea emite cu 50 % mai puţine noxe decât motoarele cu ardere internă, rivalizând numai cu combustibilul nuclear. Conversia electrochimică constă în transformarea directă în energie electrică a energiei chimice înmagazinată în diverse materiale active. Acest tip de conversie se numeşte directă din cauza faptului că între forma iniţială şi cea finală de energie nu se interpune nici o altă formă intermediară. Sistemele indirecte de conversie a energiei conţin mai multe etape de transformare între care, în mod obligatoriu se regăseşte forma de energie termică sau mecanică. Conversia directă a energiei elimină „veriga” energie termică sau mecanică realizând randamente superioare, care nu depind de randamentul limitat al maşinilor termice. Principial, energia eliberată la oxidarea combustibililor convenţionali, utilizată în general sub formă de căldură, poate fi convertită direct în energie electrică cu un randament foarte bun, într-o celulă cu combustibil. Deoarece în aproape toate reacţiile de oxidare intervine un transfer de electroni între combustibil şi oxidant, este evident că energia chimică de oxidare poate fi convertită direct în energie electrică. Se produce o reacţie de oxido-reducere în care are loc oxidarea combustibilului şi reducerea oxidantului cu o pierdere din partea unuia şi cu un câştig de electroni pentru celălalt. Se realizează astfel o oxidare la polul negativ (pierdere de electroni) şi o reducere la cel pozitiv (câştig de electroni).

4.2.5.2. Clasificare şi utilizări Clasificarea cea mai generală a CC are la bază modul direct sau indirect de utilizarea combustibilului precum şi temperatura de operare. Astfel există:



75

- CC directe, alimentate cu combustibil de la o butelie sau de la un ansamblu de stocare (de exemplu, hidruri metalice); la rândul lor, CC directe pot fi: - de temperaturi joase (<200 0C); - de temperaturi medii (200-250 0C); - de temperaturi înalte (>650 0C); - biochimice (cu glucoză sau hidraţi de carbon - drept combustibili); - CC indirecte, prevăzute suplimentar cu sistem de reformare catalitică, acestea fiind alimentate cu metanol, etanol, gaz metan, benzină, hidrazină, amoniac etc., din care rezultă prin reformare H2 Din punct de vedere al naturii electrolitului, în literatură sunt descrise următoarele 4 clase [43-1]:

- CC alcaline (provenind din punct de vedere istoric de la pila Bacon), ce funcţionează cu electrolit KOH soluţie 30 % la temperatura 700 C sau mai înaltă, şi au o tensiune de 0,8 V pe celulă;

- CC cu acid fosforic, cu tensiunea pe celulă de 0,7 V; din necesitatea reducerii costului electrocatalizatorului, sunt concepute să lucreze la temperatura mai ridicate, de 190-2050C (temperatură posibilă de realizat în soluţii foarte concentrate, cum sunt soluţiile 98-99 % H3PO4); - CC de temperaturi inalte; la rândul lor, acestea pot fi: - CC cu carbonaţi topiţi, ce funcţionează la temperaturi de 600-650 0C - CC cu electrolit solid din dioxid de zirconiu dopat cu oxid de ytriu, ce operează la temperaturi de circa 1000 0C;

- CC cu electrolit polimer solid, denumite mai recent pile cu membrană cu schimb de protoni PEMFC (“proton exchange membrane fuel cell”). Celula cu combustibil cu electrolit alcalin, perfecţionată de compania Pratt and Whitney Aicraft şi ulterior de International Fuell Cells, are avantajul funcţionării la temperatura relativ joase, iar soluţia este compatibilă cu electrozii din nichel şi cu o mare varietate de catalizatori. Un dezavantaj este carbonatarea în timp a soluţiei de hidroxid, deoarece îndepărtarea urmelor de CO2 din aerul cu care se alimentează catodul nu este niciodata totală. CC cea mai avansată tehnologic şi care a început să fie comercializată, este cea cu electrolit acid fosforic cu electrozi poroşi din teflon. Electrocatalizatorul din Pt sau aliaje de Pt (PtCoCr) este depus pe suport de grafit, circa 1 mg/cm2. Acest tip funcţionează la 150-200 0 C cu hidrogen, uneori la suprapresiune pentru a creşte curentul debitat. Recent, s-a reuşit ca încărcarea cu electrocatalizator să fie redusă sub 1 mg/cm2 la ambii electrozi, fără diminuarea vitezei superficiale de reacţie. Astfel de celule cu combustibil singulare construite ca prototip au atins timpi de funcţionare de 20.000 ore. În celulele la 1000 0C cu ceramică de ZrO2 (zirconia) dopată cu Y2O3, elaborate de compania Westinghouse, procesul general este, de asemenea, combustia cu oxigen sau aer. O centrală electrică cu CC de acest tip se poate alimenta chiar şi cu cărbune, care este supus mai întâi gazeificării, pe baza căldurii recuperate, rezultând hidrocarburi ce sunt mai departe oxidate electrochimic în timpul funcţionării CC. CC cu electrolit polimeric solid (PEMFC) a fost inventată de Grubb în 1957 şi pusă prima dată în aplicare de General Electric. Treptat, prin anii ‘80, s-a constatat că acest tip este cel mai potrivit pentru vehicule electrice, mai ales pentru că este eliminată soluţia lichidă. Membrana este umidificată, temperatura de lucru fiind 800 C. Deoarece mediul este acid, CO2 care intră odată cu O2 (cu aerul) nu formeaza carbonat, ca în celulele alcaline, ci este simplu eliminat înapoi în atmosferă. Membrana cel mai mult folosită este de tip “Nafion”, un perfluoropolimer cu grupe sulfonice. Membrana este un conductor protonic, în care protonul rezultat din oxidarea electrochimică a H2 este o specie cu



76

mobilitate mare. CC cu polimer solid are multe caracteristici comune cu CC de 1000 0C, al cărei electrolit solid compus din oxizi este de această dată conductor prin anioni (O2-). În literatură se arată că până să se ajungă la comercializarea PEMFC trebuie să se parcurgă mai multe etape, prima fiind deja realizată (realizarea PEMFC - model de laborator). Firma Ballard Power Inc. şi-a propus un program remarcabil în dezvoltarea PEMFC de ordinul 50 kW, putere adecvată pentru automobile. Implementările se bazează pe cercetările din Universitatea A&M din Texas, care a sprijinit-o să obţină performanţe de putere de 1 kW/kg. Membrana este în continuare perfecţionată în Japonia, SUA şi Germania, testându-se şi alte tipuri de polimeri sulfonaţi: polibenzimidazol, poliimine, polimeri pe bază de propilena, stiren etc. CC pot fi folosite pentru aplicaţii spaţiale şi pentru alimentarea consumatorilor izolaţi. CC au fost folosite de americani în programe spaţiale (misiunile Gemini şi Apollo) (figura 4.2.5.1), datorită combinaţiei favorabile de putere specifică şi energie specifică. Aplicaţiile spaţiale recente necesită puteri de ordinul kW pentru sateliţi meteo şi de comunicaţie, sau de ordinul sutelor de kW pentru misiunile spaţiale ruso-americane combinate, Apollo şi Soiuz.

CC având cuplul hidrazină / aer sunt solicitate pentru explorare submarină sau în scopuri militare. Staţiile meteo, de telecomunicaţii, de semnalizare sau balizaj din aşezări izolate, sunt prevăzute cu CC de tipul NH3/aer sau tipul H2/O2 (aer) cu electrolit acid fosforic. O direcţie importantă de implementare a CC a fost pentru aplicaţii staţionare, unde puterea specifică nu mai este un factor limitativ şi se acceptă un cost ceva mai ridicat decât pentru vehicule electrice. Centralele electrice cu celule H2/aer cu electrolit acid fosforic se preconizează a fi utilizate pentru aplatisarea curbei de sarcină la nivel naţional în perioadele când solicitările de consum ating un maxim. O schemă care ilustrează integrarea CC în producerea energiei electrice pe scară largă este redată de figura 4.2.5.2. Astfel de centrale electrice pot avea în componenţă sisteme de reformarea metanolului, hidrocarburilor gazoase sau benzinei, sunt silenţioase şi nepoluante, având puteri de 100 kW -1 MW. În plus, la unele tipuri de CC se recuperează căldura prin pompa de căldură integrată. Este cazul celulelor “calde”, cu carbonaţi topiţi (MCFC), sau a celor “fierbinţi”, cu electrolit ceramic (SOFC), unde energia termică necesară reformării (care este un proces endoterm)

Fig. 4.2.5.1. Reprezentarea schematică a unei celule cu combustibil H2/O2 cu membrană polimerică, utilizată în programul spaţial Gemini



77

este furnizată de la recuperatorul de căldură propriu. Prin reformare catalitică rezultă, adesea, amestecul H2, CO, CO2 şi vapori de apă, iar ulterior are loc reacţia: CO + H2O → H2 + CO2 , responsabilă de scăderea sub 1 % a concentraţiei de CO. Amestecul de mai sus intră în compartimentul anodic al CC. CC se folosesc şi în aplicaţii la tracţiunea electrică. Ideea utilizării CC ca surse de energie foarte eficiente şi în acelaşi timp nepoluante, a devenit foarte atractivă, chiar de la început, pentru automobile electrice, autobuze (electrobuze), locomotive, vapoare şi submarine. Cercetări ulterioare au făcut posibilă construcţia şi operarea unor vehicule propulsate electric pentru scopuri demonstrative: tractor pentru agricultură, minicar (sau carturi de golf), microbuz, autobuz, autocamion pentru armată. Interesul pentru vehicule electrice este însă legat de capabilitatea de a transporta eficient combustibilul, pentru a da vehiculului o autonomie de câteva sute de km şi cu avantajele funcţionării în siguranţă şi nepoluantă a propulsiei electrice. “Motorul electrochimic” - ansamblul alcătuit dintr-o CC şi un motor electric - este un concept important pentru tracţiunea electrică, termenul fiind sugerat în 1967 de Douglas Henderson de la compania General Motors. Din păcate, mai sunt suficiente probleme ştiinţifice şi tehnice de rezolvat. O întrebare importantă în legătură cu un astfel de motor este: ce combustibil trebuie să fie folosit ? Se pare că singurul combustibil convenabil ar fi hidrogenul, care însă trebuie să fie purificat de CO şi CO2 (se admit limite de ordinul 100 ppm), precum şi de compuşi cu sulf. O altă problemă este periculozitatea stocării H2 pur; stocarea în butelii cu pereţi groşi înseamnă transportul unei greutăţi suplimentare şi, în plus, probleme importante de siguranţă, de prevenirea exploziilor în cazuri de accident prin impact. Stocarea sub formă de hidruri este de asemenea legată de greutate suplimentară, dar este şi scumpă, datorită costului hidrurilor metalice. O altă propunere pentru tracţiune electrică este utilizarea CC de temperaturi înalte (cu carbonaţi topiţi), care însă necesită un timp de aşteptare relativ lung la pornire (pentru creşterea temperaturii) şi prezintă probleme de coroziune internă. Costul, estimat la 25 $ per kW, se presupune că va scădea mult prin simplificarea sistemului. În 1991, Roger Billings a sugerat reformarea gazului metan direct pe vehicul, pentru a produce hidrogen, care să fie introdus imediat în CC. Compania General Motors a optat începând cu mijlocul anilor ‘80 pentru reformarea metanolului cu catalizatori de CuO-ZnO. De multe ori, metanolul rezidual deteriorează membrana, prin dizolvarea polimerului.

Reformarea catalitică este aplicată acum şi de firma Daimler-Benz în Germania, dar metanolul a fost înlocuit cu benzină (în general cu hidrocarburi), care este supusă unei oxidări catalitice parţiale, conform unui patent al companiei Shell (1999). Avantajul enorm ar fi faptul că vehiculele electrice s-ar

Fig. 4.2.5.2 - Circuitul materialelor într-o centrală electrică cu celule cu combustibil.



78

alimenta de la actualele staţii de benzină. În schimb, metanolul este mai uşor de reformat decât benzina (temperatură 2500 C faţă de 800-10000 C), ceea ce îl face să fie preferat. În plus, benzina (sau hidrocarbura) produce - odată cu H2 necesar funcţionării CC - şi o mare cantitate de alţi compuşi (cu sulf, de exemplu), ce trebuie eliminaţi în atmosferă. Pentru implementarea motorului electrochimic, firmele de automobile au trebuit să conceapă un sistem auxiliar amplificator de putere pentru pornire şi accelerare, în special atunci când CC este folosită la vehicule grele. Un supliment de putere de scurtă durată poate fi dat de o baterie clasică, care este apoi reîncărcată din energia regenerativă a frânării sau în condiţiile de circulaţie “la drum lung” (“cruising”). S-a ajuns astfel la sistemul hibrid (CC + baterie clasică Pb/acid sulfuric) al motorului electrochimic. Bateria clasică furnizează întreaga sa putere în perioada de intrare în funcţiune a CC, care poate fi de până la 15 min.

4.2.6. Sisteme/Surse de alimentare de siguranţă şi de rezervă

4.2.6.1. Grupuri Motor‐Generator (Engine generating sets ‐ EGS) Grupurile motor-generator constau în mod uzual din unul sau mai multe motoare cu ardere internă ca sursa de energie mecanică, un generator pentru conversia energiei mecanice în energie electrică, acceleratori pentru pornirea rapidă a motoarelor diesel, sisteme de comandă şi reglare şi aparataj electric de conexiuni (figura 4.2.6.1 ). Acest tip de echipamente pot fi proiectate pentru o funcţionare continuă sau pentru o funcţionare pe o perioadă relativ lungă de câteva ore sau zile. Grupurile motor-generator sunt disponibile într-o gamă largă de puteri, în mod uzual de la câţiva kW până la câţiva MW. În marea majoritate a cazurilor sursa de energie mecanică sunt motoarele diesel. Atunci când sunt necesare puteri mari, sau pentru acoperirea vârfurilor de sarcină de către unii consumatori, adesea sunt utilizate turbine cu gaz (în domeniul a câtorva MW şi chiar mai mult) sau chiar centrale în cogenerare. Grupurile motor-generator pot să funcţioneze în două moduri diferite, notate aici ca grupul I şi grupul II. Grupul I: Grupurile motor-generator demarează în momentul dispariţiei alimentării cu energie electrică (figura 4.2.6.1 a şi b). Demararea motorului diesel este asigurată de bateriile secundare. Este evident că, în această structură, este necesar un interval de timp între momentul dispariţiei tensiunii şi momentul în care generatorul poate să alimenteze sarcina. În cea mai simplă structură, EGS este conectat manual (figura 4.2.6.1 a). Chiar dacă de cele mai multe ori, grupul este conectat automat (figura 4.2.6.1 b), tot nu poate fi evitată o întârziere de 6-15 s la unităţile mici şi până la 180 s la cele mari. În vederea reducerii timpului de conectare şi de transfer, anumite EGS sunt menţinute în funcţionare chiar dacă sunt în rezervă. Grupul II: Grupurile motor-generator are un timp de transfer mai mic de 2 secunde (figura 4.2.6.1 c) sau chiar nul (figura 4.2.6.1 d). Această structură este echipată cu un volant, ce are o inerţie mecanică mare, aflat pe axul generatorului. În situaţia în care alimentarea de la reţea este asigurată, generatorul şi volantul sunt antrenate la viteza necesară. În structura din figura 4.2.6.1 c, atunci când are loc o întrerupere a alimentării cu energie electrică, cupla electromagnetică conectează volantul cu motorul diesel, care porneşte şi antrenează generatorul electric. Pornirea motorului şi încărcarea sarcinii se realizează automat în 0,5 - 2 secunde. În structura din figura 4.2.6.1 d, în timpul funcţionării normale a sistemului, energia electrică nu este asigurată de la reţea, ci de la un generator antrenat de un motor electric conectat la reţea. În cazul dispariţiei tensiunii, inerţia volantului asigură energia necesară pornirii motorului prin



79

intermediul unei cuple electromagnetice. Apoi motorul cu ardere internă antrenează generatorul care asigură alimentarea cu energie electrică într-un interval de timp de transfer egal cu zero.

4.2.7. Calitatea energiei electrice pentru consumatorii alimentaţi din FEH

Energia Electrică este un produs cu un caracter deosebit deoarece constituie un flux continuu, nu poate fi stocat în cantităţi mari şi nu poate face subiectul unui control al calităţii înainte de a fi utilizat. Este, de fapt, rezumatul filozofiei “just în time” în care produsul este livrat unui consumator în punctul şi la momentul în care se utilizează, de către un furnizor autorizat, fără a se putea verifica calitatea acestuia înainte de livrare. Pentru ca principiul “just în time” să aibă succes este necesară cunoaşterea comportării generale a produsului şi a limitelor sale, să existe un control bun al componentelor care produc, transportă şi distribuie produsul şi o încredere absolută că distribuitorul/furnizorul poate livra acest produs la timp şi cu o calitate corespunzătoare. Procesele tehnologice moderne ale consumatorilor pot fi derulate în mod eficient numai în condiţiile unui sistem energetic capabil de a asigura calitatea corespunzătoare a energiei electrice furnizate, de a putea prelua o serie de perturbaţii introduse în reţeaua electrică de alimentare de instalaţiile electrice ale consumatorilor şi de a asigura eventualele variaţii ale cererii de putere şi energie electrică.

Fig. 4.2.6.1 - Grupuri motor-generator. 1- Generator, 2 - Motor diesel cu starter, 3 - Cuplă, 4 - Bloc de comandă, 5 - Volant, 6 - Motor electric pentru antrenarea volantului şi generatorului.

a) Cu conectare şi deconectare manuală a grupului; b) Cu conectare automată a grupului şi preluarea sarcinii după un interval de timp de la câteva secunde până la 180 s;

c) şi d) Cu acumulare de energie în volant antrenat de un motor electric şi preluarea sarcinii după un timp de 0.5-2 s, şi, respectiv, fără întrerupere (cu timp zero).

Reţea electrică publică

Sarcini sensibile şi / sau sarcini critice

1 2 3

a)


1 2 3

4


b)

c)


2


1 3 5

4

6

d)

2


1 3 5

4

6




80

4.2.7.1 Componentele calității energiei electrice Conform CEI 61000-4-30, calitatea energiei electrice este “totalitatea caracteristicilor energiei electrice într-un anumit nod al reţelei electrice evaluate prin comparare cu un set de parametrii tehnici de referinţă”. Parametrii sunt, în unele cazuri, cu referire la compatibilitatea între energia electrică furnizată de la reţeaua electrică şi sarcinile conectate la această reţea. De-a lungul anilor au existat multe abordări diferite pentru clasificarea aspectelor de calitate a energiei electrice. Până de curând, prin Calitatea Energiei Electrice se înţelegea numai Calitatea tensiunii de alimentare cu energie electrică. În Power Quality în European Electricity Supply Networks, EURELECTRIC, noiembrie 2003 este utilizat pentru Calitatea Energiei Electrice şi termenul general de Calitate a Alimentării/Serviciului (Quality of supply, Qualité du service), care alături de Calitatea Tensiunii şi Siguranţa în Funcţionare conţinea şi Aspectele Comerciale. În anul 2001, CEER (Council of European Energy Regulators) a clasificat aspectele legare de calitatea energiei electrice în cadrul a trei mari componente (a se vedea figura 4.2.7.1), şi anume: - Calitatea tensiunii (Voltage Quality) - privind caracteristicile tehnice ale alimentării în ceea ce

priveşte tensiunea asigurată consumatorilor, adică amplitudinea şi frecvenţa acesteia împreună cu aspectele potenţiale de perturbare a acesteia.

- Continuitatea alimentării (Continuity of Supply) - privind măsura în care consumatorii constată că alimentarea cu energie electrică este întreruptă din diferite motive.

- Calitatea comercială (Commercial Quality) - privind relaţiile comerciale dintre furnizori, respectiv dintre distribuitori şi utilizatori în ceea ce priveşte cum sunt livrate / asigurate diferitele servicii (servicii care nu se limitează la funcţionarea reţelelor electrice).

Fiecare dintre probleme calităţii energiei electrice are o altă cauză. Unele îşi au sursa în reţeaua electrică de transport a energiei electrice sau în reţeaua electrică a distribuitorului, iar altele în

Fig.4.2.7.1 - Componentele calităţii energiei electrice.

• Întreruperi de lungă durată.

Avarii

• Goluri de tensiune; • Întreruperi de scurtă durată. • Supratensiuni temp.; • Abateri de frecvenţă.

• Variaţii/abateri ale tensiunii de alimentare; • Armonice şi Interarmonice; • Fluctuţii de tensiune (flicker); • Nesimetrii de tensiune şi curent; • Regimuri tranzitorii; • Componentă continuă a tensiunii în curba tensiunii aplicate; • Tensiuni de comandă/semnalizare; • Tensiuni induse de joasă frecvenţă.

Calitatea energiei electrice

Continuitatea alimentării

Calitatea comercială

Calitatea tensiunii de alimentare

Perturbaţii



81

reţeaua consumatorului şi chiar la producător. Sistemele de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice, datorită caracteristicilor lor şi a solicitărilor specifice care apar (avarii, trăsnete, vânt, depuneri de gheaţă etc) sunt sursa perturbaţiilor sub formă de întreruperi, goluri de tensiune, nesimetrii, supratensiuni, variaţii de tensiune şi de frecvenţă. Funcţionarea multor consumatori şi, în ultima perioadă, funcţionarea unor categorii de producători de energie electrică (de exemplu centralele eoliene şi instalaţiile fotovoltaice), poate fi însoţită de introducerea în reţeaua electrică de alimentare a unor importante perturbaţii sub formă de armonice, interarmonice, flicker, nesimetrii, goluri şi creşteri de tensiune, care pot determina reducerea nivelului de calitate a energiei electrice livrată consumatori conectaţi în reţea. Un incident în oricare din aceste reţele electrice poate conduce la o întrerupere în alimentare şi/sau la goluri de tensiune care - în funcţie de structura reţelei - se pot resimţi la toţi consumatorii şi producătorii racordaţi într-un acelaşi Punct Comun de Cuplare (PCC) şi chiar mai departe. Un incident în instalaţiile unui consumator sau ale unui producător poate să conducă la un fenomen tranzitoriu care să afecteze toţi ceilalţi consumatori conectaţi în acelaşi subsistem. Alte probleme, cum sunt armonicele, interarmonicele, fluctuaţiile de tensiune (efectul de flicker), nesimetriile, sunt generate în instalaţiile proprii ale consumatorului sau ale producătorului şi se pot propaga în reţea afectând astfel şi alţi consumatori sau producători de energie electrică. Deci, ce trebuie înţeles prin calitatea energiei electrice livrată (furnizată) ? O alimentare perfectă cu energie electrică este aceea care este întotdeauna disponibilă, întotdeauna cu tensiunea şi frecvenţa în limitele admisibile şi cu o curbă de tensiune perfect sinusoidală, fără „zgomote”. Nivelul exact al abaterilor de la alimentarea perfectă, care pot fi admise, depinde de aplicaţia utilizatorului, de tipul de echipament instalat şi de percepţia sa asupra condiţiilor necesare.

4.2.7.2 Standarde în vigoare, obligatorii în România, referitoare la calitatea energiei electrice livrate consumatorilor În România, în anul 2007, a intrat în vigoare un act normativ foarte important referitor la calitatea energiei electrice în reţelele electrice de distribuţie a energiei electrice la consumatori, şi anume: -Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice . Prin faptul că sunt apelate în documentul de mai sus, următoarele standarde internaţionale referitoare la definirea indicatorilor / parametrilor calităţii energiei electrice, a limitelor admise şi a metodelor de măsurare şi de evaluare a acestora sunt obligatorii atât pentru Operatorii reţelelor electrice de distribuţie cât şi pentru utilizatorii acestor reţele (producătorii şi consumatorii de energie electrică): - EN 50160- Voltage characteristics of electricity supplied by public destribution systems. - CEI 6100-4-30 - Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-30: Testing and measurement techniques - Power quality measurment methods.

Standardul European EN 50160 a fost aprobat de Biroul Tehnic al CENELEC şi a intrat în vigoare în 1995, dată de la care distribuitorii de energie electrică din cadrul Uniunii Europene sunt obligaţi să-l respecte. Standardul a fost actualizat şi republicat în 1999, 2007 şi 2009 .



82

Ultima versiune a standardului EN 50160 se aplică atât în cazul reţelelor electrice de distribuţie publice de joasă tensiune (Un ≤ 1 kV) şi medie tensiune (1 kV < Un ≤ 36 kV) cât şi în cazul reţelelor electrice de distribuţie publice de înaltă tensiune cu tensiunea nominală cuprinsă în domeniul 36 kV < Un ≤ 150 kV. Documentul defineşte, descrie şi specifică principalele caracteristici ale tensiunii la punctul/bornele (terminalele) de alimentare ale unui utilizator din reţelele electrice publice de joasă tensiune (Un ≤ 1 kV), medie tensiune (1 kV < Un ≤ 36 kV) şi înaltă tensiune cu tensiunea nominală cuprinsă în domeniul 36 kV < Un ≤ 150 kV în condiţii normale de funcţionare şi defineşte limitele admise pentru caracteristicile tensiunii în orice punct de alimentare cu energie electrică în reţelele electrice publice din Europa. În cadrul acestui document “punctul/bornele (terminal) de alimentare” (supply terminal) este definit ca fiind “punctul într-o reţea de alimentare publică desemnat astfel şi fixat contractual, la care energia electrică este schimbată între părţile contractuale” De asemenea, în document se specifică că “metodele de măsurare care se aplică în acest standard sunt descrise în EN 61000-4-30”. Avându-se în vedere obiectul prezentei lucrări, în continuare se va face referire numai la reţelele electrice de joasă şi medie.

4.2.7.3 Principalii parametrii care definesc calitatea energiei electrice şi limite admise A. Frecvenţa în reţeaua electrică de alimentare cu energie electrică Frecvenţa este unul din cei mai importanţi parametrii pentru evaluarea caracteristicilor de funcţionare ale sistemelor electroenergetice şi a reţelelor electrice aferente, fiind definită ca inversul perioadei de repetare a curbei tensiunii fundamentale, măsurată pe un interval de timp specificat. Variaţiile frecvenţei sunt determinate de variaţiile puterii active în sistemul energetic, datorate, în principal, variaţiilor consumurilor la utilizatorii finali. Toate echipamentele (instalaţiile) din reţelele electrice din Europa sunt proiectate să funcţioneze la o frecvenţă nominală de 50 Hz. În condiţii normale de funcţionare a sistemului electroenergetic, frecvenţa în sistemul electroenergetic variază în funcţie de variaţia puterii consumate şi în concordanţă cu viteza de răspuns a sistemului de reglare a puterii generate, în timp ce în condiţii de defect sau de post defect, variaţia frecvenţei depinde de eficienţa măsurilor adoptate pentru eliminarea defectului. Frecvenţa nominală a SEN este de 50 Hz. În conformitate cu art.101 din Codul Tehnic al Reţelei Electrice de Transport [30-1], limitele normate de variaţie a frecvenţei de funcţionare a SEN sunt: 47,00 ÷ 52,00 Hz (50 Hz - 6 % ÷ + 4 %) pentru 100 % din an; 49,50 ÷ 50,50 Hz (50 Hz ± 1 %) pentru 99,5 % din an; 49,75 ÷ 50,25 Hz (50 Hz ± 0,5 %) pentru 95 % din săptămână; 49,90 ÷ 50,10 Hz (50 Hz ± 0,2 %) pentru 90 % din săptămână. În standardul EN 50160:2009 [62-1], se specifică următoarele: „Frecvenţa nominală a tensiunii de alimentare trebuie să fie de 50 Hz. În condiţii normale de funcţionare, valoarea medie a frecvenţei fundamentale măsurată pe intervale de 10 s, trebuie să se încadreze în următoarele limite: - pentru reţelele electrice conectate sincron la un sistem interconectat: 50 Hz ± 1 % (49,50 ... 50,50 Hz) pentru 99,5 % dintr-un an; 50 Hz + 4 % / - 6 % (47 ... 52 Hz) pentru 100 % din timp;



83

- pentru reţelele electrice care nu sunt conectate sincron la un sistem interconectat (de exemplu reţelele electrice de alimentare care funcţionează insularizat): 50 Hz ± 15 % (42,50 ... 57,50 Hz) pentru 100 % din timp; 50 Hz ± 2 % (49,00 ... 50,50 Hz) pentru 99,5 % dintr-o săptămână.” B. Amplitudinea tensiunii de alimentare şi limite admise Amplitudinea tensiunii într-un anumit nod al reţelelor electrice poate avea variaţii lente, datorate în special căderilor de tensiune pe linii şi în transformatoare, determinate de variaţia sarcinii electrice a consumatorilor. Variaţiile de tensiune pot fi determinate şi de modificări ale configuraţiei schemei electrice de funcţionare a reţelei, precum şi de modificări ale regimului surselor de putere reactivă. În regim normal de funcţionare a reţelelor electrice, amplitudinea tensiunii trebuie să se încadreze în benzile admisibile de tensiune specifice fiecărei reţele electrice în parte. În Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice [61-1] sunt specificate următoarele: „În PD (punctul de delimitare), în condiţii normale de exploatare, valoarea medie efectivă pentru 10 minute a tensiunii furnizate - în 95 % din timpul oricărei perioade a unei săptămâni - nu trebuie să aibă o abatere mai mare de ± 10 % din tensiunea contractuală la MT, respectiv de ± 10 % din tensiunea nominală la JT„. În standardul EN 50160:2009 se specifică următoarele referitor la:

• reţelele electrice publice de joasă tensiune: tensiunea nominală standard este Un = 230 V între faze şi neutru; tensiunea declarată Uc este egală cu tensiunea nominală a reţelei Un;

- în condiţii de funcţionare normale, variaţia tensiunii nu trebuie să depăşească ± 10 % faţă de tensiunea nominală;

- în condiţiile în care alimentarea cu energie electrică se realizează din electrice neconectate la sistemul energetic sau în cazul unor consumatori îndepărtaţi, variaţiile de tensiune nu trebuie să depăşească + 10 % / - 15 % din Un.

metoda de testare: în condiţii normale de funcţionare se aplică următoarele limite: - cel puţin 99 % din valorile efective medii pe 10 minute ale tensiunii de alimentare

măsurate pe durata unei săptămâni nu trebuie să depăşească limitele specificate mai sus;

- 100 % din toate valorile efective medii pe 10 minute ale tensiunii de alimentare măsurate pe durata unei săptămâni nu trebuie să fie limitelor de ± 15 % ale lui Un;

reţelele electrice de medie tensiune: - amplitudinea tensiunii de alimentare este dată de tensiunea declarată Uc;

- în condiţii de funcţionare normale, variaţia tensiunii nu trebuie să depăşească ± 10 % faţă de tensiunea declarată Uc; - în condiţiile în care alimentarea cu electricitate se realizează din reţele electrice neconectate la sistemul energetic sau în cazul unor consumatori îndepărtaţi, variaţiile de tensiune nu trebuie să depăşească + 10 % / - 15 % din Uc. - metoda de testare: în condiţii normale de funcţionare se aplică următoarele limite: - cel puţin 99 % din valorile efective medii pe 10 minute ale tensiunii de alimentare măsurate pe durata unei săptămâni nu trebuie să limitele specificate mai sus; - 100 % din toate valorile efective medii pe 10 minute ale tensiunii de alimentare măsurate pe durata unei săptămâni nu trebuie să fie limitelor de ± 15 % ale lui Uc. Definiţie: Tensiune de alimentare declarată (Uc) - în mod normal este tensiunea nominală Un a reţelei electrice de alimentare. Dacă ca urmare a unui acord între operatorul de reţea şi utilizator



84

tensiunea de alimentare la punctul de alimentare diferă tensiunea nominală, atunci această tensiune este tensiunea de alimentare declarată Uc. C. Valori limită recomandate pentru nivelul de flicker Conform standardului EN 50160:2009, în cazul reţelelor electrice de JT şi MT: - în condiţii normale de funcţionare, în orice perioadă de o săptămână, nivelul de flicker pe termen lung cauzat de fluctuaţiile de tensiune trebuie să fie Plt ≤ 1 pentru 95 % din timp; - această valoare a fost aleasă pe baza premizei că factorul/coeficientul de transfer între reţelele de MT şi JT este 1. În practică acest coeficient de transfer între reţelele de MT şi JT poate fi mai mic de 1; - în cazul unor reclamaţii, trebuie să se adopte valori mai reduse în reţeaua de MT şi să se ia măsuri de îmbunătăţire în reţelele de MT şi JT astfel încât nivelul de flicker pe termen lung Plt în reţeaua de JT să nu depăşească 1. D. Definirea nesimetriei tensiunii de alimentare şi limite admise În standardul EN 50160:2009 se specifică următoarele:

- nesimetria tensiunii este condiţia într-o reţea electrică polifazată în care valorile efective ale tensiunilor între faze (componenta fundamentală) sau unghiurile de fază între tensiunile de fază (între fază şi pământ) consecutive nu sunt toate egale. Gradul de inegalitate este exprimat în mod uzual ca rapoartele dintre componentele de secvenţă negativă şi, respectiv, zero, şi componenta de secvenţă pozitivă;

- nesimetria de tensiune este considerată numai în relaţia dintre sistemele trifazate şi componentele de fază de secvenţă negativă.

- în cazul reţelelor electrice de joasă şi medie tensiune, în condiţii normale de funcţionare, în timpul fiecărei perioade de o săptămână, 95 % din valorile efective medii, calculate pe intervale de 10 minute ale componentei de secvenţă negativă a tensiunii de fază (componenta fundamentală) a tensiunii de alimentare trebuie să se situeze între 0 % şi 2 % din componenta de secvenţă pozitivă a tensiunii de fază (componenta fundamentală). În unele zone nesimetria poate atinge până la 3 %.

E. Valori limită recomandate pentru armonice de tensiune În conformitate cu standardul EN 50160:2009, în cazul reţelelor de JT şi MT, în condiţii normale de funcţionare, pe durata oricărei perioade de timp de o săptămână, 95 % dintre valorile efective mediate pe 10 minute ale fiecărei armonice individuale de tensiune trebuie să fie mai mici sau egale cu valorile indicate în tabelul 4.2.7.1. În plus, valoarea factorului de distorsiune (THD) a tensiunii de alimentare (incluzând toate armonicele până la rangul 40) trebuie să fie mai mică sau egală cu 8 %. Tabelul 4.2.7.1 - Valorile armonicelor individuale de tensiune la bornele de alimentare pentru ranguri până la 25, în procente faţă de tensiunea fundamentală U1

Armonice impare Armonice pare Nemultiplu de 3 Multiplu de 3

Rangul h

Tensiunea relativă

(Uh)

Rangul h

Tensiunea relativă (Uh)

Rangul h

Tensiunea relativă

(Uh)5 6,0 % 3 5,0 % 2 2,0 %



85

7 5,0 % 9 1,5 % 4 1,0 % 11 3,5 % 15 0,5 % 6 ⋅⋅⋅ 24 0,5 % 13 3,0 % 21 0,5 % 17 2,0 % 19 1,5 % 23 1,5 % 25 1,5 %

NOTĂ Nu sunt indicate valori pentru armonice de rang peste 25, deoarece, în mod obişnuit, acestea sunt mici, şi, în mare măsură impredictibile, din punctul de vedere al efectelor de rezonanţă.

F. Definirea golurilor şi întreruperilor de tensiune Conform standardului EN 50160:2009: - gol de tensiune - o reducere temporară a tensiunii într-un punct al reţelei electrice de alimentare sub un prag de start specificat. Pentru scopurile acestui standard pragul de start a unui gol de tensiune este egal cu 90 % din tensiunea de referinţă. - durata unui gol de tensiune este între 10 ms şi 1 minut, inclusiv. - întrerupere de tensiune de alimentare - condiţia în care tensiunea în punctul de alimentare este mai mică decât 5 % din tensiunea referinţă, Uref. Întreruperile de tensiune se clasifică în: - anunţată, atunci când utilizatorii reţelei sunt informaţi în avans; - accidentală, cauzaţa de defecte permanente sau tranzitorii. O întrerupere accidentală se clasifică în: - întrerupere de lungă durată (cu durata mai mare de 3 minute), cauzată de un defect permanent; - întrerupere de scurtă durată (cu durata de până la 3 minute, inclusiv), cauzată de un defect tranzitoriu. Pentru sistemele trifazate, se consideră că s-a produs o întrerupere atunci când tensiunea de pe toate cele trei faze a scăzut sub valoarea de 5 % din tensiunea de referinţă . În toate celelalte cazuri, atunci când tensiunea pe cel puţin o fază scade sub valoarea de 90 % din tensiunea de referinţă (pragul de start), se consideră că s-a produs un gol de tensiune. Reducerile de tensiune la o valoare cuprinsă între 5 % şi 90 % din tensiunea de referinţă, cu durata mai mare de 1 min se consideră că sunt abateri de tensiune. Golurile de tensiune trebuie clasificate conform tabelului 4.2.7.2.

Tabelul 4.2.7.2 - Clasificarea golurilor de tensiune în funcţie de tensiunea reziduală şi durată.

Tensiunea reziduală

Ures (% din Uref)

Durata Δt

10 ms ≤ Δt ≤ 200 ms

200 ms < Δt ≤ 500 ms

500 ms < Δt ≤ 1 s

1 s < Δt ≤ 5 s

5 s <Δt ≤ 60 s

90 > Ures ≥ 80 CELL A1 CELL A2 CELL A3 CELL A4 CELL A5 80 > Ures ≥ 70 CELL B1 CELL B2 CELL B3 CELL B4 CELL B5 70 > Ures ≥ 40 CELL C1 CELL C2 CELL C3 CELL C4 CELL C5 40 > Ures ≥ 5 CELL D1 CELL D2 CELL D3 CELL D4 CELL D5

5 > Ures CELL X1 CELL X2 CELL X3 CELL X4 CELL X5



86

În conformitate cu definiţiile din standardul EN 50160:2009, datele din ultimul rând sunt considerate întreruperi şi nu goluri de tensiune. G. Definirea supratensiunilor temporare de frecvenţă industrială (voltage swells) Conform standardului EN 50160:2008, o supratensiune temporară de frecvenţă industrială (voltage swell) este o creştere a tensiunii într-un punct al reţelei de alimentare peste un prag specificat (110 % din tensiunea de referinţă). Durata unei voltage swell / supratensiune temporară de frecvenţă industrială este cuprinsă între 10 ms şi 1 min inclusiv. Creşterile de tensiune peste pragul de 110 % din tensiunea de referinţă cu o durată mai mare de 1 min se consideră că sunt abateri de tensiune. Suprarensiunile temporare trebuie clasificate conform tabelului 4.2.7.3.

Tabelul 4.2.7.3 - Clasificarea supratensiunilor temporară în funcţie de tensiunea maximă şi durată.

Supratensiunea temporară u (% din Uref))

Durata t [%] [ms]

10 ≤ t ≤ 500 500 < t ≤ 5 000 5 000 < t ≤ 60 000

u ≥ 120 CELL S1 CELL S2 CELL S3 120 > u > 110 CELL T1 CELL T2 CELL T3

Alegerea solutiilor nu se face numai tinind cont de disponibilitatea resurselor, fie ea globală fie exploatabila tehnic. Solutia finala va fi dictata în mod esential de considerentele de natura economică. În acest sens costurile care primeaza sunt cele de investitie şi cele de intretinere.

Problema costului combustibilului nu se pune, dar apare o alta problema care creeaza

neajunsuri în utilizarea SRE şi anume impredictibilitatea şi absenta pe perioade relativ mari a resurselor eoliene şi solare. Aceasta impune existenta unor echipamente de stocare şi/sau a unora de inlocuire. Stocarea creeaza costuri suplimentare, care se pot duce nu numai la investiţii şi la mentenanţă, dar pot creea şi costuri de combustibil, în cazul că se recurge la soluţia de utilizare a motoarelor termice. O creştere a factorului de utilizare, LF, a surselor Eol şi PV impune cresterea considerabilş a costurilor cu stocarea energiei. Iar acesta este încă un domeniu deschis din punct de vedere tehnologic, soluţiile tehnice (baterii , hidrogen+ pile combustie ) sunt încă în evolutie şi nu foarte promiţătoare, ceea ce face soluţia grupului Motor Diesel – Generator electric încă foarte competitivă.

În cele ce urmează se porneşte de la stabilirea necesarului de consum a sarcinilor şi apoi se studiază diverse scenarii în vederea stabilirii optime a sistemului de stocare.



87

4.3 Prezentarea elementelor de stocare a energiei

4.3.1 Limitări în dimensionarea sistemului de stocare

Procedura de dimensionare a sistemului de stocare oferă informaţii despre numărul de elemente de un anumit tip care trebuiesc utilizate intr-un sistem hibrid autonom.

Principalele probleme legate de dimensionarea sistemului de stocare sunt prezentate în randurile urmatoare:

- înregistrările meteo pentru locatia aleasa nu pot fi suficient de detaliate pentru a face un calcul exact al puterii sistemului autonom;

- având în vedere că înregistrările meteo sunt raportate la trecut, acestea pot sugera numai ceea ce se poate întâmpla în viitor, când sistemul regenerabil hibrid autonom este în functiune;

- este dificil de prezis cu exactitate cata energia electrică va fi utilizata în fiecare zi. O cale de a depăşi aceste limitări este de a avea o rezerva de surse regenerabile de energie

(SRE) şi un sistem de stocare care sa suplimenteze energia necesară în perioadele cu vreme nefavorabila, insa acest acest lucru va conduce în mod evident la cresterea costului pentru sistemul autonom considerat. Pentru a evita acest lucru, cel mai bine este de a evita supra-încărcarea sistemului, pentru aceasta se vor folosii consumatori putini. În cazul în care sunt mai multi consumatori în functiune, utilizatorii trebuie să accepte faptul că unii consumatori pot fi opriţi din funcţiune, ocazional, în cazul în care starea de încărcare a bateriilor este scăzuta.

4.3.2 Cererea zilnică de energie a sistemului autonom

4.3.2.1 Unități ale consumului de energie electrică Pentru locuinţele conectate de la o sursă de alimentare, există un aparat de măsura (contor), utilizat ca unitate de control al consumului. Acesta măsoară cantitatea de energie electrică exprimata în kilowaţi-oră (kWh) sau unităţi. Evaluarea puterii unui consumator casnic într-un sistem autonom este măsurată în waţi (W) sau kilowaţi (kW). Pentru a calcula cererea zilnica de energie pentru sistemul autonom operatorul de sistem trebuie să tina cont de toate aparatele care se preconizează a fi utilizate în sistem. Pentru fiecare aparat, să se găsească puterea şi sa se decidă care este durata de funcţionare zilnica. Calculul cererii zilnice de energie, pentru fiecare aparat se realizează după cum urmează:

Puterea unui consumator este de obicei scrisa undeva pe plăcuta exterioara a aparatului.

Aceasta poate fi, de asemenea, găsita şi în cartea de instrucţiuni.



88

4.3.2.2 Consumul de energie electrică pentru o locuință

Ca aplicaţie practică s-a considerat o unitate locuita ceva mai complexa decât o casă spre exemplu un laborator de cercetare, pentru aflarea consumului zilnic de energie electrică. Evident cazul unei locuinţe se obţine prin simplificare.

În continuare sunt prezentaţi algoritmii de calcul. A. Modul de calcul a energiei consumatorilor

În tabelul de mai jos sunt prezentaţi toţi consumatorii care se găsesc în laborator. S-a măsurat cu ajutorul unui aparat special puterea respectiv curentul pentru fiecare

consumator. Cu aceste valori, în funcţie de timpul de funcţionare a fiecărui consumator de parcursul unei zile, s-a calculat energia cu următoarea formula:

mPnE ⋅⋅= (4.3.2.2) unde: n – numărul de consumatori de acelaşi fel m – numărul orelor de funcţionare a consumatorilor pe zi P – puterea specifica fiecărui consumator

Tabelul 4.3.2.1. Consumul de energie electrica pe parcursul unei zile

B. Modul de calcul a puterii necesare pe ore (pe zi)

În figura de la jos s-a reprezentat puterea la fiecare ora pe parcursul unei zile normale de lucru.

Puterea consumata pe ore / zi ConsumatoriOre / Zi 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Tuburi electrice interioareTuburi electrice exterioareFrigiderFiltru de cafeaCalculatorServerBoxeImprimantaXeroxFaxTelefonAer conditionatBaterii reancarcabile Ni-Cd Puterea [W] 151 151 151 151 151 151 151 151 3211 2780 2660 999.8 860.8 526 151 151 1006 316 151 151 151 151 151 151

Fig. 4.3.2.1. Modul de calcul al puterii pe parcursul unei zile



89

C. Reprezentarea grafică a puterii consumatorilor • În intervalul 9.00 - 10.00 consumul este foarte mare, deci ar putea fi acoperit de:

- Panouri solare pentru că în acest interval radiaţia solară este ridicata. - Turbina eoliană în cazul în care există vânt. - În cel mai rau caz cand este înorat şi nu exista destula energie din partea turbinei

va trebui sa se utilizeze sistemului de stocare (bateriile de acumulatoare sau alte solutii pt sistemul de stocare).

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 240

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Put

ere

[W]

Fig. 4.3.2.2. Reprezentarea grafică a puterii consumatorilor pe fiecare oră

- În intervalul 12.00 – 14.00 consumul nu este foarte mare, deci ar putea fi acoperit de

sistemul hibrid. - În intervalul 17.00 - 18.00 consumul este aproximativ acelaşi ca şi în intervalul 12.00-

14.00. Şi în acest caz în mod normal sistemul hibrid ar trebui sa acopere nesesarul de energie. În cazul în care acest lucru nu se intampla, diferenta de energie va fi asigurata de catre sistemul de stocare.

- În intervalul 19.00 – 8.00 (în timpul nopţii), consumul nu este foarte ridicat dar în aceasta perioada, energie solară nu exista, insa turbina eoliană poate furniza necesarul de energie pentru sarcini. În cazul în care viteza vantului este foarte mica sau absenta, este nesesara utilizarea bateriilor ca sursa de energie. În cel mai bun caz, atunci cand energia inmagazinata de sistemul hibrid este mai mare decat cea suficienta pentru a alimenta toti consumatorii iar bateria are starea de incarcare SOC < 90 % , în acest caz surplusul de energie este folosit pentru încărcarea bateriei.

4.3.2.3 Prioritizarea consumatorilor În continuare sunt reprezentate diagrame cu setarea prioritatilor consumatorilor, în cazul unui sistem hibrid autonom.

În cazul sistemului hibrid s-au luat în considerare mai multe cazuri cum ar fi: - cazul în care avem numai energie de la vant şi baterii (intervalul orar 19.00 - 8.00); - cazul în care avem energie şi de la vant şi de la soare, iar în cazul în care energia nu este

suficienta se utilizeaza şi bateriile (intervalul orar 9.00-16.00);



90

- caz în care avem energie de la vant şi soare (intervalul orar 17.00-19.00); A. Prioritizarea sarcinilor în cazul unui sistem hibrid

Se consideră cazul unui sistem hibrid ce are ca surse un generator eolian şi o arie de module fotovoltaice, un caz ce are o relativa independenta de locatie, intrucit includerea şi a unei surse hidro ar fi fost restricitiva în aceasta etapa a cercetarii. Se prezinta în continuare mai multe situatii posibile de functionare a sistemului. Aceasta în vederea fundamentarii unei solutii bazata pe diferite crtiterii tehnice şi economice.

GSMP

Convertor

+

-

SarciniCA

230V50Hz

Regulator bidirecţionalde încărcare

Element de

stocare

vânt

PV 1

ConvertorMPPT

.

.

.

PV n

Fig. 4.3.2.. Diagrama bloc a sistemului hibrid autonom analizat



91

Cazul 1 – Energia eoliană + Baterii

În shema de mai jos este prezentat cazul unei turbine eoliene, atunci când energia eoliană nu este

suficientă pentru alimentarea tuturor consumatorilor se folosesc şi baterii.

unde: ∆ = Puterea produsă de turbia eoliană – Puterea necesară consumatorilor

În cazul în care energia produsa de turbina eoliană nu este suficienta se folosesc bateriile. În cazul în care toti consumatorii sunt alimentati cu energia produsa de turbine eoliană şi mai

exista un exces de energie se incarca bateriile atunci cand SOC-ul bateriiei este mai mic de 90%.

Puterea produsa de turbina eoliana

Puterea necesara consumatorilor

∆

∆ >0

Folosirea bateriilor

Soc < 90%

Încărcarea bateriei Descărcarea bateriei de la sine

Da

DaNu

Nu



92

Cazul 2 – Energia eoliană + Energia solară + Baterii În acest caz se prezinta un sistem hibrid format din turbina eoliană, panouri fotovoltaice şi baterii. Discutia se face în functie de SOC-ul bateriei, daca turbina eoliană şi panourile fotovoltaice nu furnizeaza destula energie. În functie de prioritatea consumatorilor conectam cei mai importanti consumatori şi ii deconectam pe cei mai putin important .

unde: ∆ = Puterea produsa de turbina eoliană + Puterea produsa de panoul fotovoltaic –

Puterea necesară consumatorilor.


Puterea ncesara consumatorilor

Puterea produsa de panoul fotovoltaic

∆

∆ > 0

Soc <

Încărcarea bateriei Descărcarea bateriei de la sine

Soc<

Conectarea consumatorului X

Deconectarea consumatorului X

Soc <

Conectarea consumatorului Y

Deconectarea consumatorului Y

Soc <

Conectarea consumatorului Z

Deconectarea consumatorului Z

Da

Da

Nu Da

Da NuNu Da

Nu

Nu



93

Cazul 3 – Energia eoliană + Energia solară

Acest caz este asemănător cu cazul prezentat anterior (Cazul 2), diferenta constă în faptul că

sistemul hibrid poate să furnizeze energia necesară, deoarece consumul nu este foarte mare. În cazul în care se inregistreza un exces de energie se încarcă bateriile. . .

unde: ∆ = Puterea creata de Turbia eoliană + Puterea creata de Panoul fotovoltaic– Puterea

necesară consumatorilor.

4.3.3 „Esenţial” şi „neesenţial” în circuitele de alimentare

Pentru anticiparea consumului într-un sistem hibrid, consumatorii care urmează a fi utilizaţi sunt împărţiţi în două grupuri de circuite în etapa de planificare.

Un grup este oprit atunci când este necesară reducerea consumului în sistem. Acest grup se încadrează în categoria consumatorilor ”ne-esenţiali”, cum ar fi filtru de cafea, xerox, aer


Puterea produsa de panoul fotovoltaic

Puterea ncesară consumatorilor

∆

∆ > 0

Consumatorul 1

Consumatorul 2

Consumatorul 3

Exces

Încărcarea bateriei

Toţi consumatorii sunt alimentaţi

Da

> 0 = 0



94

condiţionat, tuburi electrice de iluminat exterioare (a se vedea Tabelul 4.3.2.1). Oprirea aparatelor se poate face şi de către o unitate automata de control. În cazul în care starea de încărcare a bateriei devine scăzuta, o unitate de control va opri automat consumatorul din circuitul respectiv. Cu toate acestea, nu este recomandat sa fie deconectaţi brusc toţi consumatorii în acelaşi timp. Din acest motiv, deconectarea se va face începând cu consumatorii ne-esenţiali.

De notat ca deconectarea la tensiune scăzuta se aplica doar la bateria cu plumb acid. În cazul bateriilor nichel-cadmiu, circuite ne-esenţiale sunt oprite manual atunci când bateriile înregistrează o stare de încărcare scăzută.

Tabelul 4.3.2.1 este un exemplu de calcul a consumului zilnic de energie electrică pentru un laborator de cercetare, energia necesară este asigurată de sistemul hibrid autonom. Se prezintă modul în care consumatorii pot fi împărţiţi în funcţie de prioritatea lor. Consumatorii care au prioritate sunt simbolizaţi în tabel cu „Da” şi intra în categoria „esenţiali”, iar consumatorii a căror prioritate nu este neapărat importanta sunt notaţi cu „Nu” şi aceştia intra în categoria „ne-esenţiali”.

4.3.4 Selectarea solutiilor optime ce se pot implementa în Romania

Alegerea soluţiilor nu se face numai ţinând cont de disponibilitatea resurselor, fie ea globala fie exploatabila tehnic. Solutia finala va fi dictata în mod esential de considerentele de natura economică.

În acest sens costurile care primeaza sunt cele de investitie şi cele de intretinere. Problema costului combustibilului nu se pune, dar apare o alta problema care creeaza neajunsuri în utilizarea SRE şi anume impredictibilitatea şi absenta pe perioade relativ mari a resurselor eoliene şi solare. Aceasta impune existenta unor echipamente de stocare şi/sau a unora de inlocuire. Stocarea creeaza costuri suplimentare, care se pot duce nu numai la investitii şi la mentenanta , dar pot creea şi costuri de combustibil, în cazul ca se recurge la solutia de utilizare a motoarelor termice. O crestere a factorului de utilizare, LF, a surselor Eol şi PV impune cresterea considerabila a costurilor cu stocarea energiei. Iar acesta este inca un domeniu deschis din punct de vedere tehnologic, solutiile tehnice (baterii , hidrogen+ pile combustie ) sunt inca în evolutie şi nu foarte promitatoare, ceea ce face soluţia grupului Motor Diesel – Generator electric încă foarte competitivă. Astfel în ultimii ani firma englezeasca Cummins Generators Technologies, Stamford, UK, a investit consistent în dezvoltarea unei solutii bazata pe motor diesel şi convertoare electronice moderne pentru sisteme izolate care folosesc generatoare eoliene şi alte surse regenerabile intr-o gama de puteri ce se intinde de la 5.4 KVA la 1300 kVA. Partea de cercetare a fost efectuata de Universitatile din Leicester, UK, şi Universitatea Tehnica din Varsovia, Polonia.

Din punct de vedere economic mai sunt importante pe linga costurile de investitie, de intretinere precum şi de cele legate de cresterea factorului de utilizare a resursei, LF, (implicind stocarea şi grup generator) şi duratele necesare pentru efectuarea investitiei şi durata de viata a instalatiei. Acestea sunt ilustrate, conform unui raport al EU, în tabelele 4.3.4. -4, 5, 6 şi 7.

Tabelul 4.3.4.4. Costuri Solară PV PV Investment Investment O&M LF Lifetime

EURO/kWe EURO /kWh*year

m EURO /kWh

years

Denmark 6600-10600 7.4-13.3 7-27 0.09-0.10 25 Austria

- 1-2 kW 8900 9.4 47 0.11 15-20 - 10 kW 7100 7.5 38 0.11 15-20



95

Tabelul 4.3.4.5. Costuri Hidro

HYDRO Investment costs

O&M costs

Load factor

Construction time

Lifetime

EURO/kW EURO/kW/pa % years years

Large Hydro >5 MW

700-2000 1.7-5.0 35 2-4 15-50 Mech&El. 100+ civil

Small Hydro <5 MW

400-2000 8-40 15-95 0.5-1 25-40

Tabelul 4.3.4.6. Costuri Eoliană WIND Investment Investment O&M LF Lifetime

EURO /kWe EURO /kWh*year

m EURO /kWh years

Sweden 790-1120 0.36-0.51 5.8 0.25 25 Denmark 910 0.46 10.6 0.23 20 Austria 920-1140 0.58-0.71 16.0-19.6 0.18 20 France 1060 0.40 15 0.30 15

UK 910-1520 0.23-0.69 6.9-8.3 0.25-0.45 15-25

Tabelul 4.3.4.7. Comparaţii între SRE

Source Technology Investment EURO /kWh

year

O&M costs m EURO /kWh

Fuel costs m EURO /kWh

Wind Wind turbines 0.23-0.69 5.8-15.7 0 Solar PV-cells 7.3-13.3 6.6-55.8 0

Solar Heating 0.7-2.2 2.3-9.9 0 Hydro Hydro-power 0.2-2.8 3.8-22 0

Wet bio-waste Biogas CHP 0.2-1.3 10-73 20-0 Landfills Landfill Gas CHP 0.2-0.82 6.5-31 0

Dry biomass Steam turbine CHP

0.19-0.56 3.8-28 6.9-18

Gasification + CHP - small

0.45-1.0 4.2-62 19

Gasification + CC 0.17-0.35 5.2-32 18

Combustion + Sterling

0.21-0.39 5.3-20 7.1-26

Wood boiler (w. heating sys)

0.12-0.24 (0.53)

7.1-12 18-25

4.3.5 Dimensionarea bateriilor

Capacitatea totală necesară. Încărcarea bateriilor în timpul zilei permite utilizarea acestora în timpul nopţii. Bateriile de asemenea, atenuează variaţiile care apar în sistemul hibrid pe parcursul unei zile. În cursul unei zile însorite şi/sau cu vânt, excesul de energie se înmagazinează în baterie,



96

urmând ca energia stocată să fie utilizată în zilele inorate şi/sau fara vânt. Perioada de stocare necesară trebuie să se bazeze pe numărul maxim de zile consecutive, cu ploi sau fara vânt.

Un alt scop al bateriilor poate fi de a furniza periodic o anumita cantitate de energie şi fără variaţii zilnice a vitezei vântului / radiaţiei solare între luni. O baterie cu o rată de descărcare scăzută este necesară a fi utilizata în acest scop. Capacitatea de rezervă se calculează în domeniul cuprins intre 10 – 12 zile. Bateriile utilizate pentru stocarea energiei între sezoane utilizează multe saptamanii, la încărcare parţială, care determină o reducere a capacităţii la bateriile cu plumb-acid din cauza sulfatării. Prin urmare, se recomanda a fi utilizate baterii cu plumb acid cu rata de descărcare mai mica de 50%. Specificaţiile bateriilor. Pentru dimensionarea bateriilor, două criterii sunt necesare a fi selectate:

- capacitatea maximă în Ah; - rata de descărcare recomandata pentru tipul de baterie utilizat, exprimata procentual.

Capacitate maximă a unei baterii este măsurată ţinând cont de tensiunea specificată în timpul

descărcării acesteia. Cu toate acestea, cele mai multe tipuri de baterii, printre care cea cu plumb nu ar trebui să funcţioneze la capacitate maxima, altfel durata lor de viaţa este foarte redusa. Procentul de încărcare bazat pe fiecare ciclu la o baterie se numeşte ciclu de încărcare. Pentru a obţine o durata de viata îndelungata ciclul de încărcare nu trebuie să depăşească limita recomandata pentru tipul de baterie utilizate.

4.3.5.1 Prezentarea alegerii elementelor de stocare în vederea formalizarii proiectării

În cadrul acestei faze a cercetării, ţinând cont de etapele ce urmează, prezentam un studiu

efectuat de membrii colectivului de cercetare privind modul de abordare al alegerii şi proiectării elementelor de stocare. Trebuie reamintit ca alegerea soluţiei de stocare este dependenta de următoarele considerente principale, care sunt totodată şi variabile ce influenteaza soluţia adoptata:

- Tipul surselor de energie regenerabila ale Fermei hibride precum şi ponderea lor ce defineşte totodată şi sursa principală de energie;

- Mărimea consumatorilor; - Gradul lor de importanta; - Soluţia economică; - Calitatea definita a energiei electrice care trebuieşte livrata de Ferma; - Parametrii anteriori sunt influenţaţi şi de opţiunea unei eventuale conectării la SEN.

Pe stabilirea metodologiei de stabilire a soluţiei optime de stocare se prezintă în continuare o

analiza efectuata pe un sistem simplificat, continind o singura sursa SRE, cea eoliană. Structura sistemului se prezintă în figura de mai jos (Fig. 4.3.5.1).

Se prezintă principalele rezultate obţinute în urma simulării sistemului propus, de mică

putere, cu diferite dispozitive de stocare a energiei (LAB, VRB, Li-Ion şi PEMFC). De asemenea, se tratează implementarea practică a sistemului propus eolian cu stocare LAB, în scopul validării experimentale a simulărilor realizate.



97

GSMP

Convertor

+

-

Sarcini c.a.

230V50Hz

LAB

Fig. 4.3.5.1. Schema bloc a unui sistem autonom eolian

4.3.5.2 Sistemul de stocare a energiei

Sistemul de stocare a energiei este compus dintr-un convertor şi elementul de stocare, în cazul de faţă un banc de baterii.

Convertorul pentru integrarea bateriilor de acumulatoare în micro-reţea (MR) are rolul de a controla transferul bidirecţional de putere activă dintre MR şi baterii.

Pentru realizarea acestei funcţii trebuie în primul rând să se adapteze nivelul tensiunii bateriilor cu tensiunea de c.a. a MR (230 V). Uzual, pentru puteri de ordinul kW...zeci kW, nivelul tensiunii la bornele bateriilor de acumulatoare poate lua valorile 12 V, 24 V, 48 V, 60 V, 120 V. Pentru a obţine tensiuni mai mari de 12 V, sunt conectate mai multe baterii în serie. Pentru aplicaţia curentă se considera o tensiune de 120 V, prin înserierea a 10 baterii de 12 V. Cu cât nivelul tensiunii bancului de baterii este mai mare cu atât efortul convertorului pentru a ridica tensiunea la valoarea corespunzatoare micro-reţelei este mai mic, şi, evident, randamentul convertorului va fi mai ridicat.

În cadrul acestei lucrări, configuraţia utilizată este cea prezentată în Fig. 10. Aceasta este compusă dintr-un invertor monofazat în punte completă care transformă tensiunea de c.c. a bateriei în tensiune de c.a.. În continuare, această tensiune este aplicată unui transformator monofazat care o ridică până la nivelul de 230 V. Puterea transferată este controlată prin intermediul invertorului, prin modificarea amplitudinii şi fazei tensiunii de pe partea primară a transformatorului.

Invertorul este realizat cu tranzistoare MOSFET puse în paralel pentru a obţine curentul necesar. Utilizarea MOSFET-urilor este avantajoasă deoarece se lucrează la tensiuni relativ reduse (sub 200 V) şi curenţi mari. Invertorul poate fi supradimensionat prin plasarea mai multor tranzistoare în paralel, pentru a putea susţine suprasarcini de scurtă durată (secunde), sau chiar curenţi de scurt-circuit. Conectarea în paralel a MOSFET-urilor este simplă datorită faptului că acestea prezintă un coeficient de temperatură pozitiv, rezultând o distribuţie cvasi-egală a curenţilor prin fiecare tranzistor.

Invertorul are pe partea de c.c. un condensator electrolitic (Cd) care stochează energia pe intervale scurte de timp (milisecunde), oferind invertorului un bus de tensiune stabilă. Valoarea acestui condensator este discutabilă, însă datorită faptului că există o legatură rigidă între invertor şi baterie (printr-un cablu de impedanţă ZC), se poate utiliza un condensator de capacitate redusă. Acest lucru reprezintă un avantaj pentru convertorul bateriei, deoarece se cunoaşte faptul că condensatoatrele electrolitice de capacităţi ridicate sunt voluminoase şi în acelaşi timp au o durată de viaţă redusă. Ca dezavantaj, bateria trebuie să preia variaţiile de putere cu dublul frecvenţei reţelei (100 Hz) caracteristice unui sistem monofazat.

Utilizarea transformatorului de 50 Hz are avantajul realizării unei izolări galvanice între invertor şi MR, însă contribuie la creşterea semnificativă a greutăţii convertorului. Acest dezavantaj



98

nu poate fi privit ca fiind major, deoarece convertorul este destinat aplicaţiilor staţionare, unde dimensiunile de gabarit şi greutatea nu reprezintă o problemă stringentă.

Invertor punte

monofazatăZC

Ub

Transformator 50HzBaterie

Micro-reţea/Sarcini

Cd Cf

T

230V50Hz

iinv

uMRV

ubV

ib

CONTROL INVERTOR

ib

uMRiinv

ub

4

PWM

Fig. 4.3.5.2 Structura convertorului pentru baterie

4.3.5.3 Modelarea invertorului de tensiune

Pentru modelarea invertorului de tensiune se deosebesc două tipuri de modele: modele detaliate şi modele simplificate. În cazul modelelor detaliate se consideră structura reală a invertorului, luând în calcul comutaţia fiecărui dispozitiv semiconductor. Dezavantajul acestui model îl reprezintă volumul mare de calcul şi timpii de eşantionare foarte mici în funcţie de frecvenţa de comutaţie PWM aleasă. Sunt utilizate în general pentru a analiza efectele produse de armonicile superioare de curent şi tensiune asupra sistemului în care funcţionează invertorul. Simulările realizate cu aceste modele sunt în general de scurtă durată, mai mici de o secundă.

Pentru a analiza funcţionarea sistemului în care este integrat invertorul, pe perioade mai lungi de timp, sunt utilizate modele simplificate. Acestea iau în considerare numai valorile medii ale tensiunilor şi curenţilor, pe o perioadă de comutaţie. Fig. 4.3.5.3 prezintă modelul simplificat al invertorului de tensiune monofazat analizat în această lucrare.

σL

Fig. 4.3.5.3. Modelul echivalent simplificat al invertorului

Acesta constă pe partea de c.c. dintr-o sursă controlată în curent, care este modelată

conform ec. (4.3.5.1), iar pe partea de c.a. o sursă de tensiune, care este modelată conform ec. (4.3.5.2). În modelul prezentat se poate considera şi randamentul subunitar al invertorului.

η1

_ ⋅⋅

=b

invinvinvdc u

iui (4.3.5.1)



99

Duu binv ⋅= (4.3.5.2)

unde:

- D: reprezintă factorul de umplere al generatorului PWM; - η: randamentul invertorului; - σL : inductanţa de dispersie a transformatorului (Fig. 4.3.5.3)

4.3.5.4 Alegerea tipului de baterie

Alegerea tipului de baterie se face în funcţie parametrii acesteia şi de domeniul de aplicaţie dorit, de către furnizorul de echipament.

Principalele tipuri de baterii şi proprietăţile lor de bază sunt date în Tabelul 4.3.5.1.

Tabelul 4.3.5.1. Tipurile principale de baterii de acumulatoare şi unele din caracteristicile lor Pb NiCd NiMH Li-Ion Cost Redus Mediu Ridicat Foarte mare Densitate de energie [Wh/kg] 30-45 45-80 60-120 110-160 Tensiunea pe element [V] 2.27 1.25 1.25 3.6 Curentul de sarcină Redus Foarte mare Moderat Mare Numărul ciclurilor de încărcare / descărcare

200-500 1500 500 500-1000

Autodescărcare Redusă Moderată Ridicată Redusă Timp minim de reîncărcare [ore] 8-16 1.5 2-3 3-6 Impact asupra mediului Ridicat Ridicat Redus Ridicat

4.3.5.5 Modelarea elementelor de stocare

Elementele de stocare a energiei electrice, într-un sistem eolian de energie electrică au un rol foarte important, mai ales atunci când acesta funcţionează în regim autonom. Problema de bază a unui sistem distribuit de energie, este aceea că cererea de putere (consumul) diferă de cea disponibilă în generatoare, rezultând deci un regim de dezechilibru, care dacă nu este eliminat rapid va produce efecte negative care pot pune în pericol consumatorii sau chiar generatoarele. Această diferenţă între puterea disponibilă şi puterea cerută este tratată în diferite moduri. Unii proiectanţi de astfel de sisteme utilizează metoda disipării puterii în exces pe nişte rezistenţe, energie care poate fi utilizată la încălzire sau se pierde. O altă metodă de echilibrare a puterilor în sistem este aceea de utilizare a mediilor de stocare. În perioadele de deficit energetic, dispozitivele de stocare pot injecta putere în sistem, iar printr-o proiectare adecvată a capacităţii acestora se poate realiza un sistem eficient, care poate să satisfacă în orice moment cerinţele consumatorilor.

Stocarea energiei electrice într-un sistem autonom este necesară, deoarece : - se reduce cererea de vârf a energiei electrice şi respectiv costul energiei; - se sporeşte stabilitatea în sistem; - se asigură necesarul de energie indiferent de problemele apărute; - emisiile sunt reduse; - se sporeşte utilitatea surselor de energii regenerabile; - se reduc pierderile din sistem.



100

A. Modelul bateriei de acumulatoare pe bază de plumb

Pentru sistemele autonome, dispozitive de stocare sunt esenţiale pentru a stoca energia electrică în momentul în care vântul este absent. Bateriile de acumulatoare cu plumb (LAB) conţin celule a căror tensiune este de 2 V (la circuit deschis), celule care sunt conectate în serie şi/sau în paralel, în funcţie de caracteristicile electrice dorite de punere în aplicare.

Un model al LAB folosit în mod obişnuit este prezentat în Fig. 4.3.5.4, şi constă dintr-o sursă de tensiune controlată (Eb) în serie cu o rezistenţă internă (Rint) şi tensiunea la bornele bateriei reprezentată prin Ub,

Fig. 4.3.5.4. Modelul echivalent al bateriei

Tensiunea internă Eb depinde de mai mulţi factori, cum ar fi starea de încărcare, temperatură, tipul bateriei şi poate fi exprimată printr-o relaţie generală astfel:

∫−⋅−= t

b

bb

dtiQ

QKEE

0

0 (4.3.5.3)

unde: - Eb0: reprezintă tensiunea corespunzătoare funcţionarii în gol la încărcare nominală, [V]; - K: reprezintă tensiunea de polarizare, [V]; - Q: reprezintă capacitatea bateriei, [Ah]; - Ib: reprezintă curentul de descărcare al bateriei, [A]. În modelul prezentat există câteva simplificări şi anume: - se consideră caracteristicile de descărcare şi încărcare identice; - rezistenţa internă a bateriei se consideră constantă în toate regimurile; - se neglijează efectul temperaturii mediului ambiant asupra capacităţii bateriei; - se neglijează efectul de memorie şi autodescărcarea bateriei în timp.

Starea de încărcare (SOC) exprimată în ec. (4.3.5.4) reprezintă un alt parametru important al

bateriei, fiind utilizată ca mărime de intrare în cadrul regulatorului de încărcare / descărcare al bateriei.

1001

0

[%]0[%] ⋅

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

−+=

∫t

b

n

dti

QSOCSOC (4.3.5.4)



101

unde: Qn reprezintă capacitatea nominală a bateriei.

SOC pentru o baterie complet încărcată este 100%, iar pentru o baterie complet descărcată

este 0%. Pentru unele baterii cu plumb nu se recomandă descărcarea completă deoarece s-ar putea să nu mai existe material care să reacţioneze chimic şi bateria se deteriorează în acest caz. Din această cauza se va ţine cont în implementarea regulatorului care asigură încărcarea şi descărcarea bateriei, de un SOC minim de SOCmin = 20%. Sub acest prag sistemul de control nu va mai permite descărcarea bateriei.

Estimarea corectă a stării de încărcare a unei baterii reprezintă o problemă dificilă, mai ales în prima perioadă după instalarea sistemului, deoarece nu se poate cunoaşte exact care a fost starea de încărcare în momentul instalării bateriilor. Precizia de măsurare a curentului bateriei reprezintă o altă sursă de eroare în estimarea corectă a SOC, deoarece eroarea de măsurare a curentului va fi integrat în timp, conform ec. (4.3.5.4), iar după o anumită perioadă de timp, eroarea acumulată va reprezenta un procent important din SOC. Pentru minimizarea acestor erori se pot utiliza algoritmi adaptive, care la anumite perioade de timp resetează valoarea SOC, în funcţie de nivelul tensiunii bateriei şi de alţi parametrii (date de catalog) ai bateriilor utilizate. B. Modelul bateriei de oxido-reducere cu vanadiu

Bateriile de oxido-reducere cu vanadiu (VRB) nu au fost prezentate în tabelul 8, fiind o

tehnologie inca în curs de dezvoltare, la care datele nu sunt inca certe. Este insa o baterie care are proprietati deosebite, ceea ce ne face sa o introducem ca element de studiu şi în cadrul acestei cercetări.

Bateriile de oxido-reducere cu vanadiu (VRB) sunt potrivite pentru o gamă variată de aplicaţii, printre care şi sistemele regenerabile de energie bazate pe energia eoliană şi cea solară, generarea energiei electrice fiind astfel eficientă şi în zonele îndepărtate unde nu exista reţea distribuită de energie electrică. Bateriile de oxido-reducere cu vanadiu (VRB), utilizate pentru stocarea energiei electrice, pot în mod economic stoca şi furniza o mare cantitate de energie cerută, însă aceste baterii se adresează în special aplicaţiilor staţionare. Au o durată de viaţă ridicată, o tehnologie eficientă care permite stocarea energiei în mod independent şi cost de întreţinere foarte mic. Aceste baterii oferă un beneficiu deosebit de mare pentru furnizorii de energii regenerabile, iar fiecare consumator are posibilitatea gestionării energiei, ceea ce permite echilibrarea optimă între cererea de energie şi energia furnizată.

Modelul electric al VRB-lui, este prezentat în Fig. 4.3.5.5 şi ia în considerare rezistenţa parazită şi cea internă a sistemului. Modelul ţine de asemenea cont şi de regimurile tranzitorii care apar în timpul funcţionării sistemului. Rezistenţa internă a bateriei ţine cont de pierderile datorate reacţiilor cinetice, a rezistenţei membranei, a rezistenţei soluţiei şi a electrozilor. Rezistenţa parazită a bateriei depinde de sistemul de control şi de pierderile de putere de la stiva de celule.

0I stivaI

stivaUparazitI

reactieR

rezistivepierderiRPompa

fixepierderiR controllerR electroziC

bU



102

Fig. 4.3.5.5. Modelul electric al VRB-lui

Într-o baterie VRB, energia totală stocată de la sistem depinde de starea de încărcare (SOC) şi cantitatea de substanţe chimice active din sistem (Fig. 4.3.5.6). Energia totală disponibilă este asociată cu suprafaţa de electrozi din interiorul stivei de celule.

stivaU

rezistivepierderiR

pompapierderiI

parazitePierderi

reactieR

SOC

electroziC

fixaRbU

Fig. 4.3.5.6. Modelul bateriei VRB studiat

Tensiunea internă a stivei este direct proporţională cu starea de încărcare a bateriei, şi se

determină astfel:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

+=SOC

SOCF

RTUU eqstiva 1ln2 (4.3.5.5)

unde: - T – impactul temperaturii asupra funcţionarii bateriei; - R – rezistenţa internă a VRB-ului; - F – numărul lui Faraday (F = 96 485.3399(24) C/mol).

Pentru n stive de celule, eqU va fi egal cu celulaUn ⋅ . Această tensiune ( eqU ) este modelată cu

ajutorul unei surse de tensiune controlabile care depinde atât de numărul de celule cât şi de SOC. De obicei, valorile rezistenţelor interne ale bateriilor sunt variabile datorită supratensiunilor.

Cu toate acestea, în cazul bateriilor VRB, rezistenţa internă a bateriei se consideră constantă. Pierderile parazite sunt împărţite în pierderi fixe (sunt reprezentate de rezistenţe) şi pierderi variabile (sunt reprezentate printr-o sursă de curent controlabilă). Aceste pierderi se determină astfel:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+=

SOCIkPP stiva

fixaparazite (4.3.5.6)

unde: k reprezintă tensiunea de polarizare.

Pierderile parazite şi pierderile din pompă sunt obţinute după cum urmează:



103

fixa

stivafixa P

UR2

= (4.3.5.7)

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅

=stiva

stiva

pompa USOCIk

I (4.3.5.8)

Pierderile din pompă sunt modelate ca o sursă de curent controlabilă, care depinde de starea

de încărcare a bateriei şi curentul din stivă în paralel cu rezistenţa parazită fixă (a se vedea figura 4.3.5.5). Pentru estimarea stării de încărcare a VRB-lui, o cale este cea de actualizare a unei SOC variabile de la un timp dat la următorul, bazată pe faptul că puterea străbate stiva de celule. SOC-ul bateriei se calculează ţinând cont de SOC-ul precedent, folosind un pas fix de simulare. Modelarea estimării SOC-ului bateriei se realizează după cum urmează:

SOCSOCSOC tt Δ+=+1 (4.3.5.9)

TimpPTimpUI

ETimpP

EESOC

alano

passtivastiva

capacitate

passtiva

capacitate ×××

=×

=Δ

=Δmin

O problemă importantă în modelarea bateriilor o constituie comportarea acestora în regim tranzitoriu. Capacitatea sistemului de a răspunde rapid la schimbările rapide este deosebit de importantă pentru aplicaţii de liniarizare a puterii în sistem. Într-o baterie VRB, efectele tranzitorii apar datorită capacităţii electrozilor, precum şi de la concentraţia de golire a substanţei active de vanadiu aflată în apropierea fibrei de electrod. C. Modelul bateriei cu Li-Ion

Modelul electric al bateriei Li-Ion, este prezentat în Fig. 4.3.5.7. Regimurile tranzitorii sunt

reprezentate de către condensatorul C, în timp ce pierderile sunt separate prin două rezistenţe interne (R1, R2). Sursa de tensiune internă (E) variază în funcţie de starea de încărcare a bateriei.

Fig. 4.3.5.7. Modelul electric al bateriei Li-Ion

Bateriile Li-Ion conţin o serie de celule, fiecare celulă este capabilă să stocheze o cantitate

fixă de energie. Capacitatea de energie a unui acumulator Li-Ion este exprimată în Ah, care corespunde capacităţii sale de descărcare la curentul nominal, timp de 1-oră. Valoarea totală de putere disponibilă, depinde de puterea nominală a tensiunii şi a curentului.



104

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

×−×

⋅+=SOC

SOCkUU eqstiva 9.01009.0ln (4.3.5.10)

stivaU

rezistivaR

reactieR

SOC

reactieC

bU

Fig. 4.3.5.8. Modelul bateriei Li-Ion studiat

SOC-ul fiecărui ciclu este calculat pe baza celui precedent, folosind un pas fix de simulare.

Schimbarea SOC-lui pentru o baterie Li-Ion se modelează după cum urmează:

SOCSOCSOC tt Δ+=+1 (4.3.5.15)

alnoalno

passtiva

capacitate TimpITimpI

EESOC

minmin ××

=Δ

=Δ

Efectele tranzitorii în bateria Li-Ion sunt legate de formarea dublului strat dintre electrod şi suprafaţa soluţiei, fiind inclusă capacitatea cauzată de polarizarea electrică şi capacitatea de difuzie a spaţiului limitat de încărcare.

Aceste efecte vor fi aproximate ca un răspuns tranzitoriu de ordinul întâi şi modelate prin utilizarea unui singur condensator, conectat în paralel cu Rreacţie. D. Alte tehnologii de rezervă În cele ce urmează se prezintă succint câteva tehnologii de rezervă promiţătoare şi cu o gamă largă de aplicaţii posibile pentru alimentarea de rezervă cu energie electrică. - Supercondensatoare sau ultracondensatoare Ultracondensatoarele (în engleză, Ultracapacitors) sunt (ca şi bateriile electrice) echipamente de stocarea a energiei electrice. Ele folosesc (sunt realizate cu) electrolit şi pot fi configurate (conectate) în module de diferite dimensiuni pentru a realiza puterea, energia sau tensiunea cerute într-o gamă foarte largă de aplicaţii. Bateriile electrice stochează energia electrică sub formă electrochimică, iar supercondensatoarele o stochează sub formă electrostatică. În general, ultracondensatoarele sunt mult mai scumpe decât bateriile electrice. Ultracondensatoarele sunt, de fapt, condensatoare în care energia electrică este stocată prin separarea sarcinilor electrice la suprafaţa de separare (la interfaţa) dintre electrod şi electrolit; ele pot suporta sute de mii de cicluri de încărcare/descărcare fără a se degrada. Ele pot asigura rapid cereri suplimentare (bruşte) de energie electrică.



105

Un supercondensator (în engleză, Supercapacitor) este format din două plăci poroase, nereactive, suspendate în electrolit. Între cele două plăci ale unei celule individuale a supercondensatorului se aplică o diferenţă de potenţial. Placa pozitivă atrage ionii negativi, iar placa negativă pe cei pozitivi. Separatorul dielectric dintre cei doi electrozi împiedică migraţia sarcinilor electrice între electrozi. După încărcare (de fapt stocarea energiei), supercondensatorul poate fi folosit pentru alimentarea unei sarcini electrice. Energia electrică stocată este foarte mare în raport cu cea pe care o stochează un condensator obişnuit (standard) din cauza suprafeţei foarte mari create de electrozii poroşi din carbon şi a distanţei foarte mici care îi separă. Totuşi, energia electrică stocată de un supercondensator este mai mică decât cea stocată într-o baterie electrică. Pe de altă parte, deoarece rata lui de încărcare/descărcare este determinată numai de proprietăţile sale fizice, ultracondensatorul poate elibera energia mult mai repede (deci cu putere mai mare) decât o baterie electrică bazată pe reacţii chimice. Supercondensatoarele pot fi folosite, cu precădere, în aplicaţiile unde se cer variaţii rapide şi mari de putere sau un suport de putere redusă pentru sistemele cu memorie critică. Utilizarea unui supercondensator împreună cu o baterie combină performanţele primului cu cele de capacitate de stocare a unei cantităţi mai mari de energie a celei de a doua. El poate extinde durata de viaţă a bateriei, reduce costurile de întreţinere (mentenanţă) şi de înlocuire a bateriei În acelaşi timp, el poate să mărească cantitatea de energie electrică ce poate fi furnizată.

- Stocarea magnetică în sisteme supraconductoare a energiei electrice (SMES) Sistemele SMES (în engleză, Superconducting Magnetic Energy Storag) înmagazinează / stochează energia în câmpul magnetic al unei bobine supraconductoare parcursă de un curent electric continuu care poate fi convertit în curent alternativ dacă este necesar. Sistemul SMES de joasă temperatură, răcit cu heliu lichid, este disponibil comercial. Sistemul SMES de înaltă temperatură, răcit cu azot lichid, este încă în studiu şi va deveni probabil operaţional în viitorul apropiat. Într-un sistem SMES este creat un câmpul magnetic prin circulaţia unui curent electric continuu într-o bobină supraconductoare închisă. Pierderile electrice sunt neglijabile. În vederea extragerii energiei, calea de circulaţie a curentului este, în mod repetat, deschisă şi închisă cu un întreruptor static. Din cauza inductanţei mari, bobina se comportă ca o sursă de curent ce poate fi utilizată pentru încărcarea unui condensator care furnizează tensiune continuă unui invertor ce produce tensiunea alternativă necesară. Sistemele SMES sunt de dimensiuni mari şi au puteri de la 1 la 100 MW, dar sunt, în general, folosite pentru intervale de timp 0,1 - 1 s. Parametrii sistemul SMES cu heliu lichid, prezentat în figura II.6.12, sunt: energia 2 MJ, puterea medie 200 kW, puterea maximă 800 kW, temperatura 60 K, inductanţa bobinei 4,1 H, diametrul magnetului 760 mm, înălţimea magnetului 600 mm. - Acumulatoare cu flux de electrolit (REDOX) Necesitatea stocării unor energii mari a condus la elaborarea de echipamente de stocare cu baterii de acumulatoare de până la 15 MW (120 MWh) utilizând acumulatoare cu flux de electrolit (figura 4.3.5.10).

Fig.4.3.5.9 - Sistem stocare SMES, 2 MJ.



106

În acumulatoarele cu flux de electrolit, încărcarea şi descărcarea se bazează pe reacţia chimică reversibilă între doi electroliţi lichizi care, spre deosebire de acumulatoarele convenţionale, nu sunt stocaţi în celulele de sarcină, ci în două rezervoare separate. În timpul funcţionării acumulatorului (bateriei) aceşti electroliţi sunt pompaţi într-o celulă (un reactor chimic) în interiorul căreia are loc o reacţie de reducere-oxidare (în limba engleză, reduction oxidation reaction - redox) în urma căreia se transferă energie electrică într-un circuit electric extern. De fapt, echipamentul se bazează pe principiul unei celule de combustibil cu recuperare.

Prima baterie bazată pe circulaţia electrolitului prin celula de încărcare-descărcare a fost propusă în 1974 de către L. H. Thaller care a folosit, drept materiale active, fierul şi cromul. Acumulatoarele cu flux de electrolit sunt numite frecvent acumulatoare REDOX de la prescurtarea reacţiei de reducere-oxidare care are loc în celula de sarcină la încărcarea sau descărcarea bateriei. Într-o celulă a unei baterii REDOX cei doi electroliţi sunt separaţi printr-o membrană semipermeabilă care permite ionilor să o traverseze, dar nu permite amestecul lichidelor. Contactul electric cu exteriorul este realizat prin conductoare metalice amplasate în electroliţi, de regulă, inerte în raport cu aceştia, conductoare ce constituie electrodul pozitiv şi electrodul negativ al celulei. Existenţa unui flux de ioni prin membrana ce separă electroliţii conduce la apariţia unui curent electric în exteriorul celulei între cei doi electrozi ai celulei. Din punct de vedere teoretic pot fi utilizate multe combinaţii de elemente chimice ca să formeze cupluri redox. În practică însă, nu toate sunt aplicabile din cauza modului în care au loc reacţiile. În tabelul 4.3.5.2 sunt prezentate câteva dintre cele mai atractive cupluri redox propuse pentru a fi utilizate în bateriile cu flux de electrolit. Trei tipuri de acumulatoare au ajuns la stadiul de demonstraţie publică şi de comercializare: acumulatoarele cu vanadiu (V/V), cele cu bromură şi polisulfură de sodiu (PSB – poysulphide bromide) şi cele cu bromură de zinc (ZnBr). Tabelul 4.3.5.2 - Principalele cupluri folosite în acumulatoarele cu flux de electrolit (REDOX)

Cuplul REDOX

Pol negativ Pol pozitiv Total celula

Electrolit Potenţial REDOX [V] Electrolit

Potenţial REDOX [V]

Potenţial standard al celulei [V]

U/U U4+ + e- →U3+ - 0,607 UO22++ e- →UO2

+ + 0,06 0,7 Fe/Ti Ti3+ +e- →Ti2+ - 0,9 Fe3+ + e- →Fe2+ + 0,771 1,7

Fig. 4.3.5.10 Acumulator cu flux de electrolit REDOX a) structură ; b) imagine



107

Fe/Cr Cr3++e- →Cr2+ - 0,407 Fe3+ + e- →Fe2+ + 0,771 1,2 V/V V3+ + e- →V2+ - 0,255 V5+ + e- →V4+ + 0,991 1,2 Br/S S + 2e- →2S2- - 0,48 Br2 + 2e- →2Br + 1,087 1,5 Zn/Br Zn2++2e- →Zn - 0,763 Br2 + 2e- →2Br + 1,087 1,9 V/O V3+ + e- →V2+ - 0,255 O2+4H++e- →2H2O + 1,229 1,5 Ti/O Ti3++ e- →Ti2+ - 0,9 O2+4H++e- →2H2O + 1,229 2,1 Cr/O Cr3++e- →Cr2+ - 0,407 O2+4H++e- →2H2O + 1,229 1,6

Principalele avantaje ale acumulatoarelor REDOX sunt : - Putere mare : potenţialul pe celula elementară depinde de reacţia chimică utilizată; puterea

nominală depinde de mărimea unei celule (curentul pe care îl poate debita celula) şi numărul de celule elementare (care stabileşte tensiunea) folosite pentru a realiza o unitate; prin cuplarea în serie şi/sau în paralel a celulelor elementare se poate obţine o anumită tensiune la bornele bateriei şi corespunzător o anumită putere.

- Durată mare de descărcare (pot stoca multă energie): energia pe care o poate stoca şi apoi reda o baterie REDOX depinde de electrolitul utilizat şi de mărimea rezervoarelor de stocare. Una dintre cele mai interesante caracteristici este faptul că stabilirea puterii nominale şi a energiei electrice stocate pot fi studia separat.

- În caz de amestec a electrolitului sistemul se poate reîncărca deoarece electrolitul poate fi oricând înlocuit cu uşurinţă.

- Cele mai multe dintre reacţiile de tip redox sunt foarte rapide ceea ce conduce la timp redus de trecere de la un regim de încărcare la un regim de descărcare de ordinul milisecundelor.

- Acest tip de acumulator nu prezintă fenomenul de autodescărcare deoarece electroliţii pot fi stocaţi separat (este un avantaj major pentru sistemele de stocare pe termen lung).

- Suportă un număr mare de cicluri încărcare/descărcare fără a necesita operaţii importante de mentenanţă (circa 10.000 de cicluri).

Principalele dezavantaje sunt: - Au un randament cuprins între 75 % şi 80 % (din cauza consumului de energie pentru

pomparea electroliţilor şi din cauza formării de hidrogen în timpul reacţiilor chimice, fenomen care pierderi).

- Densitate mică de energie (pentru stocarea unor energii mari sunt necesare volume mari de electrolit)

- Capacitatea de stocare este limitată numai de dimensiunile rezervoarelor electrolitice şi de timpul de încărcare descărcare (cel mult 12 ore).

4.3.6 Simulări

4.3.6.1 Modelul Simulink al sistemului cu stocare LAB

Diagrama bloc a sistemului eolian analizat: turbină eoliană de 2 kW cu GSMP, redresor cu diode, convertor ridicător de tensiune, invertor, transformator, sarcini rezistive de c.a. şi baterie cu plumb pentru stocarea energiei electrice.

Scopul principal al schemei este alimentarea consumatorilor casnici monofazaţi la tensiunea 230 V – 50 Hz. Convertorul ridicător de tensiune are rolul de a controla cuplul electromagnetic al turbinei în funcţie de viteza vântului, astfel încât să se obţină puterea maximă disponibilă. Bateria electrică de pe partea de c.c. a invertorului asigură o alimentare continuă a sarcinilor indiferent de variaţiile vitezei vântului. Un dezavantaj al acestei scheme îl constituie utilizarea unei punţi



108

redresoare care va duce la creşterea armonicilor de curent prin generator. În consecinţă, această configuraţie este potrivită pentru GSMP de dimensiuni mici (mai mici de 50 kW).

Sistemul studiat a fost modelat şi simulat cu ajutorul programului Matlab/Simulink. Elementele fizice ale sistemului eolian au fost introduse utilizând module din librăria SimPowerSystem din cadrul Simulink. Fig. 4.3.6.1 reprezintă diagrama bloc a modelului analizat.

GSMP are o distribuţie sinusoidală a fluxului şi 8 perechi de poli. LAB este obţinută prin legarea în serie a 10 acumulatori de câte 12 V fiecare.

Fig. 4.3.6.1. Diagrama bloc din Simulink a sistemului eolian autonom analizat

Pentru a asigura stabilitatea şi siguranţa în funcţionare a sistemului considerat s-au studiat

următoarele cazuri: - procesul de funcţionare al GSMP la variaţii ale vitezei vântului; - comportarea sistemului la sarcină variabilă;

În ambele situaţii enumerate mai sus, se urmăresc evoluţiile în timp ale diferitelor mărimi (tensiuni, curenţi, puteri), pe baza cărora se extrag concluzii privitoare la funcţionarea sistemului.

Caz I – creşterea vitezei vântului pentru sarcini de 500 W respectiv 1000 W În această situaţie se consideră o creştere a vitezei vântului de la 5 m/s la 9 m/s, într-un

interval de timp de patru secunde. Se analizează acest caz pentru două sarcini rezistive de c.a. de 500 W respectiv 1000 W, care sunt conectate separat pe toată durata simulării. Această schimbare a vitezei vântului va afecta echilibrul de putere în sistem. GSMP utilizat în realizarea practică a instalaţiei de laborator, a fost conceput să funcţioneze la o turaţie de 400 RPM, însă datorită limitării de curent date de către invertorul motorului care emulează turbina eoliană, valoarea maximă la care ajunge turaţia este de aproximativ 250 RPM. Pentru a putea valida rezultatele obţinute pe cale experimentală, s-au utilizat aceeaşi parametrii ai GSMP şi în modelul din simulare.

În timpul acestui proces, tensiunea din baterie creşte cu aproximativ 2 V (Fig. 4.3.6.2). După

cum se poate observa în Fig. 4.3.6.3, la viteza vântului de 5 m/s (t=3 s) puterea produsă de turbina eoliană (aproximativ 300 W – vezi Fig. 4.3.6.4) nu este suficientă pentru a alimenta sarcina rezistivă de 500 W respectiv 1000 W, diferenţa de putere fiind asigurată de baterie. Acest lucru se



109

poate observa prin faptul că valoarea curentului este negativă, ceea ce semnifică faptul că bateria se descarcă. În momentul în care viteza vântului începe să crească, bateria va trece în modul de încărcare ( 0>batI ) în cazul sarcinii de 500 W. Valoarea curentului pentru sarcina de 1000 W rămâne negativă pe toată perioada simulării, ceea ce semnifică faptul că bateria rămâne în starea de descărcare pe toată durata simulării.

Sarcină 500 W

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10117

118

119

120

121

122

Timp [s]

Uba

t [V]

Sarcină 1000 W

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10116

117

118

119

120

Timp [s]

Uba

t [V]

Fig. 4.3.6.2. Variaţia tensiunii în baterie

Valoarea iniţială a stării de încărcare (SOC) a LAB este iniţial considerată la valoarea de 0.8

u.r. În timpul regimului tranzitoriu, starea de încărcare a bateriei scade ( 0<batI ) pentru a asigura alimentarea sarcinii, după care aceasta începe să crească, (bateria se încarcă) deoarece puterea generată de turbina eoliană este mai mare decât valoarea sarcinii (500 W). Pentru sarcina rezistivă de c.a. de 1000 W, SOC-ul continuă să scadă pe toată durata simulării.

Sarcină 500 W

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1079.98

79.985

79.99

79.995

80

Timp [s]

SOC

[%]

Sarcină 1000 W

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1079.9

79.92

79.94

79.96

79.98

80

Timp [s]

SOC

[%]

Fig. 4.3.6.3. Variaţia stării de încărcare a bateriei

În Fig. 4.3.6.4 b se prezintă balanţa puterilor active în sistemul eolian analizat, unde se poate observa că puterea la sarcini este de 1 kW, care este acoperită aproape în totalitate de către turbina eoliană. Şi în acest caz, echilibrul de putere în sistem se menţine.



110

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

Timp [s]

P [W

]

Turbina eoliana

LAB

Sarcini c.a.

(a)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

Timp [s]

P [W

]

Sarcini c.a.

Turbina eoliana

LAB

(a)

Fig. 4.3.6.4. Balanţa puterilor active din sistem a) sarcina 500 W; b) sarcina 1000 W

Caz II – Conectare/deconectare sarcină 1000 W la 0 m/s respectiv 9 m/s

Cel mai des întâlnit eveniment în funcţionarea autonomă îl reprezintă modificarea puterilor

absorbite de sarcini, în principal datorită conectării şi deconectării acestora. În acest sens se consideră o sarcină rezistivă de 1 kW, care este conectată la momentul t=3 s, şi care se deconectează la t = 7 s. În acest caz s-au considerat două situaţii, prima în care turbina eoliană nu funcţionează (v = 0 m/s), iar a doua situaţie cea în care viteza vântului are valoarea de 9 m/s.

Deoarece turbina eoliană nu funcţionează la v = 0 m/s, formele de undă raportate GSMP în acest caz sunt nesemnificative şi nu sunt reprezentate în acest capitol. În acest sens se vor prezenta formele de undă caracteristice turbinei eoliene numai în cazul în care viteza vântului are valoarea de 9 m/s. În această situaţie, o sarcină rezistivă de 1 kW se conectează / deconectează pe o perioada de patru secunde.

Valoarea tensiunii în baterie pentru cazul în care viteza vântului este de 9 m/s, scade de la 122.5 V la 119.5 A, conform Fig. 4.3.6.5 b, iar valoarea curentul scade de asemenea de la valoarea de 9 A la aproximativ – 2A, conform Fig. 4.3.6.6 b.



111

v = 0 m/s

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10110

115

120

125

Timp [s]

Uba

t [V]

(a)

v = 9 m/s

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10118

119

120

121

122

123

124

Timp [s]

Uba

t [V]

(b)

Fig. 4.3.6.5. Variaţia tensiunii în baterie

v = 0 m/s

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10-15

-10

-5

0

5

Timp [s]

Ibat

[A]

(a)

v = 9 m/s

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10-10

-5

0

5

10

15

Timp [s]Ib

at [A

](b)

Fig. 4.3.6.6. Variaţia curentului în baterie

În Fig. 4.3.6.7 b, se observă procesul de trecere al LAB-lui din modul de încărcare în cel de descărcare în timpul procesului tranzitoriu, stabilindu-se astfel echilibrul de putere în sistem.

v = 0 m/s

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1079.95

79.96

79.97

79.98

79.99

80

80.01

Timp [s]

SOC

[%]

(a)

v = 9 m/s

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1080

80.01

80.02

80.03

80.04

80.05

Timp [s]

SOC

[%]

(b)

Fig. 4.3.6.7. Variaţia stării de încărcare a bateriei

În Fig. 4.3.6.8 a se prezintă balanţa de putere din sistemul analizat. Deoarece în prima partea a simulării nu este alimentată nici o sarcină, toată puterea produsă de turbină este stocată în baterie, iar când sarcina de 1 kW se conectează la t = 3 s valoarea puterii din baterie devine negativă. Acest lucru se poate observa în Fig. 4.3.6.8 a.



112

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

Timp [s]

P [W

]

Sarcini c.a.

LAB

Turbina eoliana

(a)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

Timp [s]

P [W

]

Sarcini c.a.

LAB

Turbina eoliana

(b)

Fig. 4.3.6.8. Balanţa puterilor active în sistem pentru: (a) v=0 m/s; (b) v=9 m/s



113

4.4 Tehnologii de proiectare asistată pentru FEH

Proiectul E-FARM propune proiectarea şi dezvoltarea unei aplicatii software complexe destinată proiectării asistate a unui sistem energetic hibrid alcătuit din două sau mai multe surse de energie regenerabilă în functie de potenţialul energetic al zonei şi cerintele tehnico-economice ale beneficiarilor, aplicatie ce cuprinde componente de proiectarea asistată pentru stabilirea configuraţiei optime precum şi evaluarea unui astfel de ansamblu energetic. Proiectul urmăreşte: - Elaborarea unei configuratii stabile şi eficiente din punct de vedere economic a unei fermei

energetice hibride conform cerinţelor beneficiarului, corelate cu potenţialul energetic al amplasamentului;

- Optimizarea configuratiei; - Asigurarea unui control optimal a soluţiei alese în urma optimizării; - Crearea unui model functional în vederea validării componentelor sistemului informatic şi a

stabilirii metodologiei de implementare a acestora; - Abordarea explorativă inovativă a problemelor de stocare a energiei electrice cu aplicatii în

cadrul fermelor energetice hibride. Aplicaţia suport e-FARM va avea două componente importante: - Componenta de tip SIS-CAD, destinată stabilirii cerinţelor beneficiarului, evaluării

potenţialului energetic ala amplasamentului, configurării, simulării şi generării proiectului tehnic al unei ferme energetice hibride;

- Componenta SIS-IC, un modul inteligent de conducere bazat pe sistem suport decizie pentru asigurarea controlului şi exploatării optimale a unei ferme energetice hibride;

4.4.1 Specificatii ale sistemului informatic suport pentru proiectarea şi exploatarea optimală a fermelor energetice hibride

4.4.1.1. Sistemul informatic suport pentru proiectarea FEH (SIS‐CAD)

În termeni generali, proiectarea asistată de calculator CAD (Computer Aided Design) include conceptia, calculele, simularea şi documentaţia necesară elaborării unui anumit proiect. Proiectarea bazata pe caracteristici reprezintă un concept relativ nou în tehnicile de proiectare CAD. Deosebirea fata de tehnicile de proiectare conventionale este faptul ca se colecteaza date, caracteristici ale fiecarui modul care se doreste a fi realizat pentru a asigura un suport în proiectare cat şi o baza pentru testare a aplicatiei. Caracteristicile sunt elemente de mijlocire în proiectare şi folosirea lor poate accelera procesul de proiectare prin furnizarea mijloacelor pentru standardizare, reducerea costului şi a timpului de prelucrare. Alt avantaj care rezulta din aceasta este sporirea calitatii proiectarii şi o mai buna interfata cu aplicatia precum planificarea operatiilor şi analiza.

Cu referire la interfetele pentru CAD acestea trebuie sa indeplineasca o serie de conditii, cum ar fi: i) flexibilitatea: se refera la capacitatea de reactie asupra modificarilor, adaptabilitatea, intr-un cadru predefinit a continuei adaptari a componentelor sistemului şi a arhitecturii lor. Se poate include tot aici şi structurarea flexibila a temelor CAD în vederea noilor utilizari sau modificari; ii) caracteristica de automatizare: sa asigure desfasurarea automata a proceselor.

Alte cerinţe generale impuse sitemului de proiectare asistată sunt:



114

-interfata trebuie sa fie capabila sa opereze cu o serie mare de parametrii; -nu trebuie sa existe pierderi de informatii cand datele sunt transferate intre sisteme

eterogene; -sistemul trebuie să fie eficient în operarea datelor în timp real; -sistemul trebuie să aibă o arhitectură deschisă astfel incât să permită ataşarea de noi

module şi extensii; -sistemul trebuie să prezinte caracteristica de adaptabilitate la alte standarde; -numărul de entităti care trebuie manipulate trebuie să fie minim; -sistemul trebuie să fie capabil să arhiveze datele importante; -interfata trebuie să fie capabilă să primească şi să transmită comenzi intr-o structură de

control; Interfaţa modulului CAD a sistemului E-FARM poate fi privita ca un ansamblu de conditii,

reguli şi conventii care sa descrie schimbul de informatii, intre obiectele comunicative. Obiectele, în cazul nostru pot fi utilizatori, software (modele sau ecuaţii implementate în diferite subprograme software), echipamente hardware (descrise formal prin seturi de caracteristici), date despre potenţial energetic. Se pot distinge urmatoarele tipuri de interfete:

-interfete utilizator prin care utilizatorul poate comunica cu modulele CAD. Utilizatorul se foloseste de pictoriale, meniuri sau text pentru a descrie designul FEH şi eventualele probleme avute în vedere. Limbajul textual inca detine o pondere mare în comunicatia utilizator/sistem, insa limbajele şi interfetele grafice interactive castiga teren în fata limbajului textual deoarece acestea sunt mai usor de utilizat, invatat şi ofera metode naturale de comunicare utilizator/agent.

-interfetele procedurale sunt necesare pentru efectuarea de calcule, modelari CAD, proiectari FEH, generare cod. Aceste interfete pot utiliza subprograme, descrieri de parametrii sau pot fi gazda unui limbaj care sa execute diferite activitati CAD. A. Modulul SIS-Cad pentru definirea cerinţelor FEH

Acest modul software este unul interactiv, bazat pe o interfaţa grafică prietenoasă şi conectat la bazele de date (ce conţin informaţii despre echipamente, potenţial energetic, date climatice) care permite proiectantului să preconfigureze proiectul fermei energetice în funcţie de cerinţele şi constrângerile beneficiarului şi ale amplasamentului. Prin intermediul acestui modul se introduc primele date tehnice primare ale FEH. Acest module are următoarele funcţii: - Definirea preformanţelor generale ale sistemului; - Specificarea puterii instalaţe (specificarea necesarului de energie); - Trasarea curbei de sarcină; - Preluarea constrângerilor legate de disponibilitătilor economice ale beneficiarului (cost maxim

de instalare, costuri pe durata de viaţă); Modulul va permite şi inserarea unor date specifice (date despre beneficiar, observaţii şi cerinţe specifice, date despre furnitură şi furnizori, etapizare şi termene de realizare), acesta prezentand un caracter grafic pentru o mai buna utilizare şi invăţare a programului. B. Modulul SIS-CAD pentru evaluarea potenţialului amplasamentului Specificaţii privind potentialul energetic din surse regenerabile.

Energia constituie baza dezvoltării economice şi a progresului, fiind o componentă a dezvoltării durabile a societăţii. Printre altele, dezvoltarea durabilă necesită asigurarea, pe termen lung a cererii de energie, pentru orice consumator, la preţuri care, în condiţiile pieţei, să o facă accesibilă tuturor, producând un impact minor asupra mediului şi având riscuri reduse privind producţia, conversia şi



115

transportul energiei, precum şi managementul deşeurilor, care ar putea să rezulte din aceste operaţii. Principalele surse primare de energie, folosite - în mod curent - de mult timp şi, din această cauză, considerate „clasice”, sunt cele fosile (cărbune, petrol, gaze naturale), lemnul, energia hidraulică, energia nucleară. La acestea s-au adăugat, în ultimele decenii, resursele regenerabile.

Vântul este un „combustibil” gratuit, inepuizabil şi abundent ca resursa. Turbinele eoliene se instalează uşor şi repede şi sunt fiabile, având o disponibilitate de 98 %. Teoria aerodinamică şi tehnica modernă au permis ameliorarea instalaţiilor eoliene. Turbinele au devenit mai mari, având o eficienţă şi disponibilitate îmbunătăţite, iar centralele/parcurile eoliene au devenit mai importante. În prezent se consideră că ele permit să se obţină o energie considerată rentabilă, nepoluantă şi utilizabilă la nivel local, regional sau naţional. Un dezavantaj al energiei eoliene este impredictibilitatea vântului. În practica privind instalaţiile eoliene, se apreciază că stabilirea potenţialului utilizabil al energiei cinetice a vântului reprezintă etapa cea mai importantă a procesului de adoptarea a deciziei privind implementarea instalaţiilor eoliene. Energia eoliană depinde esenţial de viteza medie a vântului din zonă, care are o influenţă deosebită asupra parametrilor energetici şi economici ai instalaţiei. În plus, ea depinde şi de densitatea aerului, care - la rândul ei - este influenţată de temperatură, presiune barometrică şi de altitudine. Bazele de date pentru energia eoliană trebuie sa cuprinda date despre viteza vanturilor pe o perioada cat mai mare de timp masurate în metrii pe secunda, locatia din punt de vedere a elevatiei deasupra nivelului marii, inaltimea de plasare a anemometrului.

Energia solară este, ca şi în cazul energiei eoliene, un „combustibil” abundent şi inepuizabil. Potentialul de utilizare a energiei solare în România, este relativ important, asa cum se observa în figura. Există zone în care fluxul energetic solar anual, ajunge până la 1450…1600kWh/m2/an, în zona Litoralului Mării Negre şi Dobrogea ca şi în majoritatea zonelor sudice. În majoritatea regiunilor tării, fluxul energetic solar anual, depaseste 1250 – 1350kWh/m2/an. Bazele de date pentru energia solară trebuie sa cuprinda date referitoare la gradul de disponibilitate a energiei solare, radiatia solară care se masoara în kWh/m2/zi, pe perioada de timp bine stabilita, şi pe baza unor date de plasament date în coordonate de latitudine şi longitudine.

Energia hidroelectrica este o sursa de energie inepuizabila şi constituie o baza solida pentru o dezvoltare durabila. Spre deosebire de energia eoliană şi cea solară, hidroenergia este limitata de potentialul hidroenergetic (bazat pe potentialul hidrologic şi topologia unui areal). O alta limitare o constituie modificarile ireversibile pe care le aduce asupra mediului amenajarea hidroelectrica a unei curgeri de apa. Bazelede date pentru energia hidrologica trebuie sa cuprinda date despre potentialul hidrologic al unei zone precum şi topologia acesteia.

Specificatii privind potenţialul eolian.

Pentru proiectarea unei surse energetice bazate pe vânt, principalul parametru este viteza medie anuala a vântului în locatia avuta în vedere. E normal avand în vedere dependenta energiei vântului de cubul vitezei vântului. Pentru determinarea vitezei vantului la un anumit puncti fix şi deci pentru validarea unei posibile investitii sunt necesare masuratori riguroase a vitezei vantului în acel punct pe o perioada cat ma lunga de timp (în nici un caz sub un an). De asemenea viteza medie a vantului variaza direct proportional cu cresterea elevatiei de la nivelul solului. Datele generaliste care sunt disponibile în mod gratuit pot fi folosite doar intr-un mod orientativ. Putem astfel concluziona:

1) este determinantă cunoaşterea potenţialului eolian pentru orice investitie, dar datele disponibile sunt precare;

2) astfel de informaţii, fie ele şi credibile (surse: NASA, de la institutul metereologic american sau de la alte firme cum ar AMENOS-Germania sau METEOSIM Truewind-Spania) care au modelat potetialul eolian al Romaniei, pot servi unui investitor doar pentru a alege zona în care sa caute locatie pentru parcul eolian;



116

3) este absolut necesar, să se măsoare local potenţialul eolian, printr-o staţie montată în locatia selectata. - Determinarea potentialului eolian al amplasamentului.

Măsurarea vitezei şi direcţiei vântului se face cu o mare diversitate de aparate mecanice, electrice sau electronice care sunt denumite, generic, anemometre. Toate anemometrele furnizează o valoare medie a vitezei vantului intr-un interval de timp. În scopul caracterizării resursei eoliene într-un loc dat (anume) intervalul de timp minim adoptat pentru măsurători sistematice este de 10 minute. Vom nota această viteză cu ve (viteza medie elementară). Tabelul 4.4.1.1 prezintă un exemplu de date obţinute cu un anemometru electronic. Tabel 4.4.1.1 - Date obţinute cu un anemometru electronic.

Timp vmax vmin vmedie Calm Direcţie t °C 10.00

10.00 2.50 5.75 0 273 12.5

10.10

9.20 2.40 5.30 0 260 12.5

10.20

9.80 2.10 5.80 0 265 12.5

10.30

8.75 1.20 5.25 0 255 13.0

10.40

8.15 1.60 5.25 0 255 13.0

10.50

9.20 1.00 5.65 0 250 13.0

11.00

8.00 0.65 4.90 0 260 13.0

Viteza medie. Primul pas în determinarea puterii ce poate fi generată de o turbină constă în estimarea vitezei vântului la înălţimea h a rotorului turbinei, utilizând datele referitoare la viteza vântului înregistrate de un anemometru situat la înălţimea href. Viteza vântului creşte odată cu creşterea înalţimii faţă de sol. O bună aproximare se realizează prin utilizarea următoarei relaţii logaritmice:

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

refref h

hvv (4.4.1.1)

unde v este viteza vântului la înălţimea h a rotorului, vref este viteza vântului la înălţimea href a anemometrului, iar α este exponentul de putere, care poate fi determinat pe baza următoarei relaţii propuse în 1978 de Justus:



117

( )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅−

⋅−=

10ln088,01

ln088,037,0

ref

ref

hv

α

(4.4.12) Dacă notăm cu vi (t) viteza instantanee a vântului, valoarea medie a vitezei pe o perioadă de timp T se calculează cu relaţia

∫=T

im dttvT

v0

)(1

(4.4.1.3)

Media poate fi orară, zilnică, săptămânală, lunară sau anuală. Uzual, baza de analiză o constituie media orară, din care se pot determina, ulterior, celelalte valori medii. Relaţia (7) defineşte media în sens matematic. În practică, aşa cum s-a arătat mai sus, viteza instantanee a vântului nu este cunoscută şi, atunci, viteza medie este calculată folosind un anumit număr N de valori medii calculate pe intervale de timp Δt, a căror durată este funcţie de tipul aparatului folosit. În general, valoarea medie a vitezei vântului se calculează,ca o aproximaţie a integralei de mai sus, aproximaţie cu atât mai bună cu cât intervalul de timp Δt este mai mic. Viteza medie cubică. Această viteză medie se defineşte ca fiind rădăcina de ordinul trei a mediei cubului vitezei instantanee:

31

0

33, )(1

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= ∫

T

im dttvT

v (4.4.1.4)

Utilitatea acestei viteze medii cubice este evidentă dacă se are în vedere faptul că puterea (în consecinţă şi energia) unei instalaţii eoliene este proporţională cu cubul vitezei vântului. Diferenţa dintre vm şi vm,3 depinde de iregularitatea (neregularitatea) vântului. În fapt, vm,3 este cu atât mai mare decât vm cu cât vitezele instantenee sunt mai diferite de valoarea lor medie. Acest fapt poate fi ilustrat cu un simplu exemplu. Să considerăm două situaţii diferite pentru care avem trei valori de viteză: 1) vânt constant - 5, 5, 5 m/s → vm = 5 m/s, vm,3 = 5 m/s ; 2) vânt neregulat - 2, 5, 8 m/s → vm = 5 m/s, vm,3 = 6 m/s. - Neregularităţile vantului Aceasta se caracterizează cu ajutorul factorului de neregularitate sau fluctuaţie care se defineşte fiind raportul dintre vm,3 şi vm. Cu ajutorul acestui factor se poate, de asemenea defini, puterea eoliană disponibilă :

3302

1fmd kvAP ⋅⋅⋅⋅= ρ

(4.4.1.5)

O evaluare cumulativă pa baza înregistrărilor pe mai mulţi ani arată că factorul de neregularitate are un comportament asimptotic având tendinţa de a se stabiliza la o valoare aproximativ constantă. În practică, se consideră că viteza medie şi factorul de neregularitate constituie parametrii caracteristici primari ai unui amplasament. - Abaterea pătratică medie



118

Adesea, în locul factorului de neregularitate se foloseşte abaterea pătratică medie (abaterea standard) care, exprimată în valori relative, se calculează cu relaţia:

21

1

2)1(1⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−≅ ∑

=

N

j m

j

vv

Nσ

(4.4.1.6) sau în valoare absolută:

21

1

2

021

2 )(1]))((1[ ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−≅−= ∑∫

=

N

jmj

T

mia vvN

dtvtvT

σ (4.4..7)

Acest parametru evidenţiază, de asemenea, neregularitatea vitezei vântului şi are, pentru un

număr mare de înregistrări, efectuate mai mulţi ani, un comportament asimptotic. - Aplicarea distribuţiei Weibull

Intervalul total de măsurare a vitezei vântului se împarte intervale mai mici având pasul “bin”, de regulă, de 0,5 sau 1 m/s. Pentru fiecare interval se calculează frecvenţa de apariţie a unei viteze de vânt aparţinând acelui interval. Cu ajutorul acestor frecvenţe se trasează histograma vitezelor (graficul de frecvenţe în funcţie de viteza vântului). Această histogramă este, de fapt, o densitate de probabilitate determinată experimental. Ea serveşte, apoi, pentru determinarea celor doi parametri ai repartiţiei Weibull care descrie probabilistic viteza vântului din amplasamentul analizat. Se construiesc histograme şi pentru cubul vitezei vântului care - având în vedere relaţia acesteia cu puterea - poartă numele de distribuţia puterilor. Cu ajutorul histogramelor pot fi realizate curbele cumulative de frecvenţe (care sunt, de fapt, funcţiile de repartiţie experimentale) ale parametrului studiat. Se obişnuieşte a se trasa curba cumulativă de frecvenţe a puterilor normalizată în raport cu aria descrisă de palele turbinei, deci pentru unitatea de arie). În practica prelucrării datelor obţinute în urma măsurătorilor privind viteza vântului într-un anumit amplasament se foloseşte, de regulă, repartiţia Weibull cu doi parametri:

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−⋅⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛⋅=

− kk

V cv

cv

ckvp exp)(

1

(4.4.1.8)

În cazul repartiţiei Weibull adoptată pentru măsurătorile vitezei vântului, parametrul de formă k este adimensional, iar parametrul de scală c are dimensiunile unei viteze, putând fi determinat cunoscând viteza medie vm (determinată cu relaţia 4.4.1.1), utilizând relaţia:

( )kv

c m/11+Γ

= (4.4.1.9)

în care Γ(t) este funcţia Gamma definită cu relaţia:

dxext xt −∞

−∫=Γ0

1)( (4.4.1.10)

Înlocuind relaţia (4.4.1.9) în relaţia (4.4.1.8) se obţine:



119

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛+Γ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⋅+Γ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= )11(exp)11()(

kvv

kvv

vkvp k

k

m

kk

mV

(4.4.1.11)

În literatura de specialitate se mai precizeaza: viteza medie pătratică, viteza medie cubică, factorul de neregulaitate, abaterea standard, abaterea standard în valoare absolută. Din analiza relaţiilor de mai sus se constată că factorul de neregularitate şi abaterea standard nu depind decât de parametrul de formă, k, al repartiţiei Weibull. De aici se poate trage concluzia că, reciproc, parametrul de formă depinde numai de neregularitatea vântului. Într-adevăr, rezultatele măsurătorilor arată că zonele muntoase şi cele urbane, caracterizate de vânturi neregulate, au repartiţii Weibull al cărui parametru de formă are valori cuprinse între 1 şi 1,5, în timp ce în zonele oceanice caracterizate de o climă alizeo-musonică cu vânturi foarte regulate, k variază între 2,5 şi 4; în zonele de coastă din regiunile temperate k este cca. 2. - Aplicarea distributiei Rayleigh Distribuţia Rayleigh (modelul Rayleigh) este mai simplă decât distribuţia Weibull deoarece depinde numai de un singur parametru; ea provine din Weibull unde k =2. Parametrul k ce apare în distribuţia Weibull este relativ omogen pentru regiuni climatice similare; de exemplu, 5,1≅k pentru zonele muntoase, 2≅k pentru zone temperate şi de coastă şi 3≅k pentru zonele alizeo-musonice. În consecinţă, putem adopta valoarea k=2 şi atunci repartiţia Weibull devine repartiţia Rayleigh. Având în vedere faptul că pentru această valoare 4/)/11(2 π=+Γ k rezultă că pentru acestă distribuţie densitatea de probabilitate este:

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

2

4exp

2)(

mmV v

vvvvp ππ

(4.4.1.12)

Distribuţia Rayleigh depinde numai de parametrul vm (viteza medie). Având în vedere faptul că valoarea k = 2 este practic corectă pentru climatul temperat, această distribuţie nu este recomandată decât pentru acest tip de climat. Folosirea abuzivă pentru alte zone de climă conduce la erori care ajung până la 40 %. Turbulenţe, rafale, vânt extrem

Turbulenţa este o abatere a vitezei instantanee faţă de valoarea medie quasistaţionară. Este evident că pentru a înregistra turbulenţa este necesar să se folosescă aparate de măsură având caracteristici speciale; ele pot să facă medierea vitezei pe intervale mult mai mici de timp, de exemplu 0,1 s, obţinând o viteză quasi-instantanee vi . În acest caz, viteza quasi-instantanee poate fi definită ca suprapunerea unei perturbaţii a vitezei, Δvi peste o viteză medie a fluxului de aer, vi,m: în care vi,m este pozitivă, iar abaterea poate fi pozitivă sau negativă. Perturbaţia Δvi constituie componenta turbulentă a vitezei; ea este o mărime aleatoare ce poate fi caracterizată de abaterea standard (σt,i) şi, în plus, de intensitatea turbulenţei (It,i):



120

21

,

221

0

221

0

2,,

1)(1

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛ Δ

≅⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛Δ=

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛−=

∑∫∫

i

iniT

ii

T

miii

it N

v

dtvT

dtvvT

ii

σ

(4.4.1.13)

mi

itit v

I,

,,

σ=

(4.4.1.14)

Energia conţinută de turbulenţă este mică şi nu se ia, de regulă, în calcule la evaluarea potenţialului energetic eolian. Ea poate afecta, însă, structura mecanică a instalaţiei eoliene. Rafalele (în limba engleză gusts) sunt fluctuaţii de amplitudine mare ale vitezei vântului care se pot succede în interval de ordinul minutelor. Pot produce erori în sistemele de măsurare. Cunoaşterea statisticii lor este deosebit de importantă deoarece intervin în studiul dinamicii turbinei. Se defineşte rafala medie maximă ca cea mai mare valoare a vitezei vântului măsurată într-un interval de t secunde. Această valoare se corelează cu viteza medie, vm, şi cu abaterea standard, σ, folosind relaţia:

σ⋅+= )(max tgvv m (4.4.1.15) unde g(t) se numeşte factor de rafală. Acesta depinde de tipul de anemometru folosit şi de intervalul de mediere. Pentru evaluarea lui se foloseşte relaţia empirică:

)3600ln(42,0)(t

tg ⋅= (4.4.1.16)

Vântul extrem este vânt de viteză foarte mare care are o probabilitate de apariţie foarte mică.

Pentru evaluarea lui sunt necesare măsurători care se efectuează pe intervale de timp de ordinul zecilor de ani. La astfel de viteze, turbina este oprită, dar un astfel de vânt este periculos pentru structura mecanică a instalaţiei. Atunci când nu se dispune de măsurători se adoptă valoarea standard de 60 m/s. Specificatii privind potentialul solar - Caracteristica solară

Constanta solară reprezinta fluxul de energie termica unitara primita de la Soare, masurata în straturile superioare ale atmosferei terestre, perpendicular pe directia razelor solare. Valoarea general acceptata pentru constanta solară este de aproximativ 1350 W/m2, reprezentand o valoare medie anuala, masurata cu ajutorul satelitilor de cercetare stiintifica. Fluxul de energie radianta solară, care ajunge la suprafata Pamantului este mai mic decat constanta solară, deoarece în timp ce traverseaza atmosfera terestra, cu o grosime de peste 50 km, intensitatea radiatiei solare este redusa treptat. Mecanismele prin care se modifica intensitatea radiatiei solare, la traversarea atmosferei, sunt absorbtia şi difuzia.

În atmosfera este absorbita aproape total radiatia X şi o parte din radiatia ultravioleta. Radiatia absorbita este în general transformata în caldura, iar radiatia difuza astfel obtinuta este



121

retrimisa în toate directiile în atmosfera. Prin aceste procese, atmosfera se incalzeste şi produce la randul ei, o radiatie cu lungime de unda mare, denumita radiatie atmosferica. În plus, fata de cele doua mecanisme de modificare a intensitatii radiatiei solare, o parte din radiatia solară este reflectata de atmosfera terestra, sau de unele componente ale sale (moleculele de aer şi anumite categorii de nori). Prin reflectare, o parte din radiatia solară este disipata, mecanismul acestui proces fiind denumit difuzie Rayleigh, iar acest fenomen reprezinta radiatia boltii ceresti. Radiatia solară terestra are doua componente: radiatia solară directa şi radiatia solară difuza. Cele doua componente alcatuiesc radiatia solară globala. Radiatia directa este cea dominanta intr-o zi cu cer senin şi este radiatia cuprinsa în interiorul unghiului de 5.7 cu soarele la centru.

Radiatia din exteriorul acestui unghi este considerata radiatie difuza . Componenta difuza a radiatiei este mica în zilele senine şi are valoarea maxima în zilele noroase.

Figura 4.4.1.1 - Drumul luminii soarelui prin atmosfera

În zilele senine radiatia solară difuza sub orice unghi poate fi calculată ca:

(4.4.1.17)

Unde Id reprezinta radiatia difuza orizontala şi θ reprezinta unghiul de inclinare al suprafetei observate. Daca senzorul se pune pe verticala vom avea unghiul θ valoarea 90 de grade iar relatia de mai sus devine:

(4.4.1.18)

Radiaţia solară este influenţată de modificarea permanenta a catorva parametrii cum sunt: - Inaltimea soarelui (unghiul format de directia razelor soarelui cu planul orizontal); - Unghiul de inclinare a axei Pamantului; - Modificarea distantei Pamant – Soare - Latitudinea geografica.

În figura este reprezentata variatia densitatii radiatiei solare în functie de inaltimea Soarelui, adica unghiul format de directia razelor solare cu planul orizontal, pentru diferite situatii atmosferice .



122

Figura 4.4.1.2 -Variatia radiatiei solare în functie de directia razelor solare

- Captarea radiaţiei solare

Poziţia captatorilor solari este definită prin două unghiuri şi anume, unghiul de înclinare faţă de orizontală, prezentat în figura şi notat cu α, respectiv unghiul azimutului, reprezentând orientarea faţă de directia sudului, prezentat în figura 4.4.1.3.

Fig. 4.4.1.3 – a) Unghiul de inclinare a captatorilor solari fată de orizontală b) - Unghiul azimutului (orientarea fată de

directia Sud) www.viessmann.com

Figura prezintă intr-un mod sintetic, influenta combinata a celor doi parametrii care definesc orientarea captatorilor solari, asupra gradului de captare a energiei solare disponibile.

Analizând figura, se observă că unghiul de înclinare optim, care permite captarea optima a radiatiei solare, este de cca. 15…55°, iar abaterea de la directia Sud, poate sa se situeze intre ±40° fara a fi afectata capacitatea de captare a energiei solare. Pentru unghiuri de inclinare de 5…65°, radiatia solară poate fi recuperata în proportie de 90…95%. Valorile prea reduse ale unghiului de inclinare nu sunt recomandate deoarece favorizeaza murdarirea suprafetei captatorilor, ceea ce atrage dupa sine inrautatirea performantelor optice ale captatorilor. Pentru abateri de la directia Sud, de ±60°, la anumite valori ale unghiului de inclinare, se poate recupera de asemenea 90…95% din radiatia solară. Chiar şi colectorii montati vertical, cu o abatere de pana la ±20° fata de directia Sud, pot recupera 80% din radiatia solară, ceea ce sugereaza posibilitatea montarii acestora pe fatadele cladirilor. Pe exemplul din diagrama se observa ca în cazul unui unghi de inclinare de 30° şi a unei abateri de la directia Sud de 45°, care corespunde directiei SV, gradul de captare a radiatiei solare este de 95%.



123

Ca o consecinţă a celor mentionate, se poate spune ca orientarea captatorilor solari fata de

orizontala şi fata de Sud, nu este o problema atat de sensibila, cum ar putea sa para la prima vedere. Diagrama a fost trasata pentru Germania, dar concluziile care se pot obtine cu ajutorul acesteia pot fi extrapolate pentru majoritatea tarilor din Europa, inclusiv pentru România. Mult mai importanta, din punct de vedere a capacitatii de captare a energiei solare, este tehnologia utilizata pentru o constructia colectorilor solari. Specificatii privind potentialul hidroenergetic - Potentialul hidroenergetic teoretic(brut)

Este determinat numai pe baza conditiilor hidrologice şi a topologiei, astfel neţinându-se cont de posibilităţile tehnice şi economice de amenajare, acesta constituie o masura a limitei superioare a potentialului hidro. Dacă este folosit nivelul precipitatiilor nete sau debitul total dintr-o zona, este necesară considerarea pierderilor datorate evaporarii şi infiltratiilor. Potentialul care rezultă este cel corespunzator unui sistem de rezervoare echivalente şi este prezentat în fig 4.4.1.4. Pentru a se efectua evaluarea unui bazin, acesta este impartit în subdiviziuni de arie egala folosind un grilaj. Potentialul fiecarei subdiviziuni este calculat folosind o functie ce depinde de nivelul de precipitatii, ariasuprafetei şi diferenta de nivel fată de un punct de referinta predefinit.

Fig. 4.4.1.4 - Calcularea potenţialului teoretic

Potenţialul teoretic poate fi clasificat astfel:

- potentialul hidrografic teoretic de suprafaţă din precipitaţii reprezinta energia echivalentă volumului de apă provenită din precipitaţii într-un an pe o suprafaţă (în general se consideră suprafaţa unui bazin hidrografic); - potenţialul hidroenergetic de suprafaţă din scurgere reprezintă energia echivalentă corespunzătoare volumului de apă scurs pe o suprafaţă într-un interval de un an.

- Potenţialul teoretic liniar

Reprezintă energia echivalentă a volumului de apă scurs pe un râu într-un an. Potentialul hidro relevant este obtinut prin impartirea unui curs de apa în subdiviziuni. Subdiviziunile sunt considerate astfel incat panta şi debitul sa fie aproximativ uniforme asa cum poate fi vazut în fig. 45. În mod normal este definit pe baza mediei anuale a debitelor şi a diferentei de nivel dintre inceputul şi sfarsitul cursului de apa considerat. Potenţialul liniar a unor afluenţi poate fi calculat separat, în functie de marimea şi importanta fiecaruia.



124

Fig. 4.4.1.5 – Calcularea potentialului teoretic liniar

Pentru a determina potenţialul hidroenergetic amenajabil este necesară cunoasterea în

prealabil a distributiei anuale a debitului. Potentialul tehnic amenajabil se refera la producţia de energie electrică care s-ar obţine prin amenajarea unui curs de apă. Potentialul economic amenajabil se refera la acea parte a potenţialului tehnic amenajabil care poate fi valorificat prin amenajări eficiente economic. Primul pas în determinarea potentialului este considerarea unei solutii de amenajare în care sunt luate în considerare pierderile datorate frecarii de conducta şi eficienta generatoarelor şi a turbinelor (figura 4.4.1.6). Dupa estimarea costurilor de constructie şi de productie se poate lua o decizie în privinta fezabilitatii, din punct de vedere tehnic şi economic, a unui plan. Pe lânga asta un plan trebuie sa fie acceptabil şi din punct de vedere al mediului inconjurator.

Fig.a 4.4.1.6 – Calcularea potentialului amenajabil

- Ecuatii pentru calcularea potentialului hidroenergetic

Se presupune ca pe un parcurs AB de apa debitul se pastrează constant. În raport cu sistemul de referinta adoptat, energia hidraulică totală a cantitătii de apă m care se scurge printr-o sectiune transversală a cursului de apă în timpul t se determină ca sumă din energia potentială cinetică corespunzatoare:

(4.4.1.19)



125

(4.4.1.20)()

Unde vA şi vB sunt vitezele apei în punctul A respectiv B, iar hA şi hB sunt înăltimile apei deasupra unui nivel de referintă, de exemplu nivelul mării. Energia hidraulică totală dezvoltată de cantitatea de apă m, curgând între două puncte situate la distantă l şi o diferentă de nivel h este:

(4.4.1.21)

Unde: Puterea hidraulică teoretică sau potentialul hidroenergetic teoretic al căderii de apă este dată de relatia:

(4.4.1.22)

Unde: D - este debitul cursului de apă în mc/s h - căderea de apă în m φ - densitatea apei g - acceleratia gravitatională (9,8 m/s2) Puterea hidraulică specifică este dată de relatia:

(4.4.1.23)

Pentru determinarea potentialului liniar se realizeaza impartirea în subdiviziuni a bazinului. Potentialul va putea fi calculat ca şi putere sau energie potentiala cu formulele de mai jos: -media puterii potentiale: Pm = 9.8 x Qm x Δh -media puterii potenţiale specifice: Pm = Pm / Δl -energia potenţială: E = 9.8 x Vn x Δh/3600 Unde: Qm - debitul anual Δh - diferenta de nivel Δl - lungimea orizontala Vn - volum utilizabil de apa C. Modulul de analiză a sarcinii

Submodulul pentru analiza sarcinii va permite evaluarea necesarului de energie electrică în cadrul FEH, precum şi condiţiile tehnice ale principalelor surse de energie:

- tip alimentare (cc, ca monofazat, ca trifazat);



126

- tensiuni de alimentare şi variaţia admisă; - frecvenţă pentru ca 50Hz +- 1 Hz; - putere medie, minimă şi maximă disponibilă; - condiţii de calitate pentru energie furnizată.

Cel mai important element în analiza sarcinii este evaluarea curbei de sarcină, lucru care se

poate face urmărind algoritmul din figura 4.4.1.7:

Fig. 4.4.1.7 Determinarea curbei de sarcina

D. Modul de configurare pentru FEH

Modulul configurator este unul interactiv, care va asigura: - ponderea şi repartiţia cantitativă a diferitelor tipuri de energie verde produsă în FEH (eoliană,

solară, hidro) funcţie de potenţialul amplasamentului stabilit şi cerinţele beneficiarului; - caracteristicile generale ale energiei electrice furnizate în reţea (curent continuu / alternativ,

frecvenţă, număr de faze); - tipul, structura şi dimensionarea principalelor caracteristici tehnice ale generatarelor de

energie ale FEH; - tipul, dimensiunea şi caracteristicile tehnice ale sistemului de stoare a energiei; - configuraţia reţelei de distribuţie locală şi de control al sarcinii; - configuraţia sistemului de comandă / control a FEH; - sursa de energie de rezervă (generator Diesel, reţea).

Selectarea compomentelor sistemului se va face folosind anumite functii grafice - bifand elementele dintr-o lista de echipamente disponibile pentru fiecare locatie(ca şi exemplu: turbina eoliană, 2 panouri fotovoltaice, invertor, 4 acumulatori), iar caracteristicile fiecarui element selectat



127

vor fi preluate automat dintr-o baza de date, care va cuprinde caracteristici tehnice, economice, pe baza datelor, caracteristicilor existente şi potentialul locatiei respective.

Capabilităţile modulului de configurare CAD sunt date de functiile sale grafice. Aceste funcţii permit verificarea designului şi testarea pe ecran, micsorand timpul în care un produs ajunge pe piata şi costul asociat al acestuia. Folosirea functiilor garfice duce la:

- cresterea productivitatii designerului - cresterea calitatii designului - imbunatatirea documentatiei - crearea unei baze de date a productiei

Proiectarea unei ferme energetice hibride prin intermediul unui instrument de tip CAD pesupune folosirea unor submodule pentru dimensionarea sarcinii, a surselor generatoare precum şi a capacitatilor de stocare a energiei.

Submodul dimensionare surse generatoare va permite utilizatorului sa aleaga numarul şi tipul

generatoarelor (eolian, solar, hidro, grup electrogen) care vor fi folosite în cadrul FEH. În functie de de tipul consumatorilor din FEH, submodulul va asista utilizatorul la alegerea echipamentului auxiliar. În functie de energia care trebuie furnizata, dimensionarea surselor generatoare şi potentialul energetic a zonei alese se pot alege şi dimensiona susrsele de stocare pentru FEH. Alegerea surselor generatoare se va face dupa urmatorul algoritm (figura 4.4.1.8):

Fig. 4.4.1.8 Alegere echipament (surse generatoare şi echipament auxiliar)

Submodul pentru dimensionarea capacitatilor de stocare.

Deşi în preambulul acestui raport s-au prezentat mai multe soluţii la problemele de stocare a energiei, elementele de stocare cele mai răspândite sunt pe bază de baterii.



128

Dimensionarea bateriilor pentru stocarea energiei electrice depinde de dimensionarea care se face pe partea de generare cat şi pe partea de consum. Pentru dimensionarea capacitatilor de stocare se foloseste medoda descrisa în figura xx. Sunt necesare urmatoarele informatii: - cunoasterea consumatorilor/ şi a tipului acesstora – necesarul zilnic al consumatorilor; - numarul estimativ de zile fara soare/vant – perioada de stocare necesară - tipul de baterie utilizata – valoarea recomandata a ciclului de încărcare descărcare

Capacitate maximă a unei baterii este măsurată tinand cont de tensiunea specificata în timpul descărcării acesteia. Cu toate acestea, cele mai multe tipuri de baterii, printre care cea cu plumb nu ar trebui să funcţioneze la capacitate maxima, altfel durata lor de viaţa este foarte redusa. Procentul de încărcare bazat pe fiecare ciclu la o baterie se numeşte ciclu de încărcare. Pentru a obţine o durata de viata îndelungata ciclul de încărcare nu trebuie să depăşească limita recomandata pentru tipul de baterie utilizate. Numărul de baterii necesare se calculează utilizând capacitatea totala a unei baterii şi numărul maxim de cicluri de încărcare, după cum urmează:

Fig. 4.4.1.9. Etapele pentru calcularea numărului minim baterii necesare într-un sistem hibrid autonom



129

Capacitatea utilizabilă necesară se calculează din cererea zilnica de energie electrica şi perioada de stocare, după cum urmează:

Acest calcul se bazează pe o tensiune nominală a bateriei de x V. Pentru obţinerea valorii tensiunii nominale dorite, bateriile sunt conectate în serie. Atunci când se conectează mai multe baterii în serie, se verifica daca tensiunea sistemului este în limita stabilită de producător pentru tipul de baterie utilizat.

Bazele de date ce cuprind echipamentele disponibile pentru realizarea FEH conţin specificaţiile date de producători. Aceste specificaţii contin informatiile necesare atat din punct de vedere tehnic cât şi din punct de vedere economic necesare pentru dezvoltarea unui proiect de FEH. Tip

Eolian

Solar

Hidro

Convertor

Generator

Baterii

numele echipamenului

numele echipamentului costul numele

echipamentului

numele echipament

ului

numele echipament

ului

puterea nominala

puterea nominala

costul de intretinere

puterea nominala

puterea nominala

capacitatea nominala

numele producatorului


durata de viata


numele producatoru

lui

numele producator

ului

adresa de contact

adresa de contact caderea adresa de

contact adresa de contact

adresa de contact

puterea produsa

corelata cu viteza vantului

felul curentului produs(AC/DC)

puterea nominala durata de viata cost

voltaj nominal

costul durata de viata debitul cost de

intretinere

cost de intretinere

incarcarea minima


factorul de deteriorare în

timp eficiena eficienta

tipul de curent produs

durata de viata

inaltimea pentru

care a fost proiectata

inclinatia pierderi pe conducta cost

incarcarea minima

ratia de incarcare maxima



130

durata de viata azimutul tipul de curent produs(AC/D

C) tipul de

combustibil

curentul maxim de incarcare

reflexia solului consumul marginal

capacitatea maxima

coeficientul de putere în relatie cu temperatura

procentul de temperatura care poate fi folosit ca şi beneficiu

termic

ratia capacitatii

temperatura nominala de functionare

emisii


costul E. Modulul de simulare a configuraţiei FEH bazată pe scenarii

Acest modul presupune simularea funcţionării fermei ca un ansamblu, luând în calcul toate componentele FEH care contribuie la: generarea, livrarea, conversia şi stocarea energiei, configurate cu ajutorul modulului descris anterior. Simularea sistemului se va face pentru anumite scenarii date, şi va trebui sa tina cont de:

- Rezerva operaţională: presupune asigurarea unei zone de protecţie care să asigure furnizarea sigură de energie, chiar şi în timpul unor variaţii ale sarcinii necesare sau ale resurselor de energie regenerabilă.

- Controlul compenentelor „dispecerizabile” ale sistemului: presupune controlul elementelor care pot fi controlate de către dispecer: generatoare, baterii, etc.

- Strategia de dispecerizare: se referă la logica economică de dispecerizare: urmărirea sarcinii (asigurarea minimului de energie necesar) şi încărcarea ciclică (funcţionarea la capacitate maximă, cu încarcarea bateriei dacă există energie în exces).

Scenariile vor avea rolul de a impune condiţii şi restricţii suplimentare în faza de simulare a

sistemului. Aceste scenarii se referă la: modificarea cerinţelor de sarcină sau la modificarea potenţialului energetic al amplasamentului.

Componenta de simulare va determina performanţa unei configuraţii de sistem (combinaţie a mai multor componente care lucrează împreună) conform cu un regim operaţional definit. Simularea se va face pentru intervale orare, pe o perioadă de un an. Aceast modul va trebui să dea o estimare a fezabilităţii sistemului (gradul de satisfacere a cerinţelor de sarcină şi a cerinţelor particulare impuse de utilizator) şi a costurilor, pe parcursul întregului ciclu de viaţă al sistemului (incluzând costurile de instalare şi de operare).

Prin intermediul acestui modul se pot determina valorile optime pentru fiecare variabilă de decizie (variabilă asupra căreie proiectantul sistemului are un anumit grad de control). Printre aceste variabile sunt: mărimea reţelei de celule fotovoltaice, numărul de turbine eoliene, prezenţa sistemului hidro, puterea fiecărui generator, numărul bateriilor, dimensiunea convertorului AC-DC, strategia de dispecerizare (setul de reguli care impun modul de operare al sistemului FEH).



131

F. Modulul de genenare proiect al FEH Acest modul are rolul de a furniza elementele necesare pentru finalizarea proiectului tehnic al fermei enrgetice hibride. Aceste elemente sunt: - scheme de amplasament; - scheme de interconectare echipamente; - lista de subansamble; - costuri estimate.

4.4.1.2. Sistemul informatic suport pentru monitorizarea şi controlul fermelor energetice hibride SIS‐IC Cerinta principală a sistemului de control SIS-IC este sa se asigure puterea electrica necesară, în ciuda variaţiei mari a puterii generate, care este cauzata de natura aleatorie a surselor regenerabile, menţinând în acelaşi timp frecventa şi tensiunea în limite acceptabile. În plus, optimizarea operaţiilor implica selecţia celei mai bune combinaţii de componente pentru a echilibra fluxul de energie, respectând limitele de operare ale sistemului. În cazul controlului sistemelor hibride de producere a energiei electrice aspectele problematice se separa astfel: - Controlul dinamic, care corespunde intervalelor mici de timp, de ordinul secundelor sau milisecundelor, incluzând aici controlul tensiunii şi frecventei, stabilitatea reţelei, protecţii, etc. Comportamentul în regim dinamic al generatoarelor de energie regenerabila, prin variatia mare a puterii generate, cauzează probleme în sistemul electric care pot duce la avaria întregului sistem. - Strategia de operare bazata pe predictie, implica decizii în legătură cu fluxul energetic în timp îndelungat (ore, zile sau luni) şi acţiuni pentru îmbunătăţirea funcţionarii sistemului. Strategia de operare se va baza pe un subsistem inteligent de control. Acest subsistem este o invovatie absoluta pentru ca nu se adreseaza niciunui decident uman ci va avea o influenţă activă în controlul procesului. Strategia de operare trebuie să ajute controlerul de supraveghere al sistemului sa decidă câte şi care generatoare trebuie să fie în funcţiune, care sarcini controlabile să fie conectate şi controlul stocării energiei. Selectarea celei mai bune combinaţii de operare pentru fiecare aplicaţie depinde de mai mulţi parametrii: caracteristicile de sarcina; configuraţia sistemului; cerinţe privitoare la calitatea energiei. Strategia de control adoptata trebuie sa determine cel mai bun mod de funcţionare al sistemului. Aceasta este influenţata de mai mulţi factori: variaţia cererii de energie în timp; variaţia puterii; numărul generatoarelor de energie regenerabila; incertitudinea puterii produse de anumite surse; calitatea energiei furnizate (calitatea ceruta – variatia frecventei şi tensiunii în jurul valorii nominale). A. Modul inteligent de conducere bazat pe sistem suport decizie – controlul productiei/sarcinii

Odata cu dezvoltarea sistemelor informatice a fost favorizata şi dezvoltarea sistemelor de suport decizional pentru luarea deciziei. O serie de factori au contribuit în mod conjugat la dezvoltarea lor: - modificarea mediului în care se iau deciziile manageriale; - constientizarea limitelor decidentului uman; - modelarea comportamentului asistentilor decizionali; - dezvoltarea unui set de metode specifice de asistare şi transpunerea acestora în produse comerciale; - evolutia



132

conceptiei de proiectare a sistemelor informatice pentru conducere; - progresele în tehnologia informatiilor şi a comunicatiilor. La acesti factori poate fi adaugat inca unul, determinat în legatura în cazul fermelor energetice hibride: necesitatea de autonomie absoluta şi eliminare a decidentului uman din motive de eficienta economică fara a elimina capacitatea sistemului de planificare şi replanificare a procesului de producere a energiei electrice pe de o parte, respectiv distributie a sarcinii. Astfel modulul de conducere inglobat va contine un subsistem distinct SSD (Sistem de Suport Decizional) ce va avea un rol activ în conducerea FEH.

Abordarea explorativă inovativă, pe care proiectul E-FARM o propune, presupune proiectarea şi dezvoltarea unui sistem de suport decizie cu rol activ în conducerea procesului. Procesul în cauza este cel de generare a energiei electrice în cadrul unei ferme hibride (FEH). Sistemul în ansamblu (FEH) este compus din mai multe subsisteme (instalatii interconectate – componentele fermei energetice hibride) care au propriile obiective „locale” (ex. functionarea sigura şi eficienta a instalatiei) dar toate au acelasi scop general – functionarea sigura şi eficienta a sistemului în ansamblu.

Se pune astfel problema unei decizii centrale care echivaleaza cu planificarea şi replanificarea sistemului (controlul productiei/controlul sarcinii) intr-un timp apropiat de cel real* (near real time) şi are ca scop coordonarea functionarii echilibrate a instalatiilor din FEH.

În mod uzual sistemele de suport decizie ofera solutii care nu sunt în mod obigatoriu aplicate ci sunt evaluate şi eventul modificate de catre decidentul uman. Aceste sisteme pasive de suport decizional sunt recomandate pentru sisteme vaste coordonate în puncte distribuite ierarhic în care decidentii umani comunica permanent şi decizia se ia la cel mai inalt nivel ierarhic. Proiectul E-FARM propune o abordare inovativa prin extinderea rolului sistemelor de suport decizional în conducerea activa a procesului de producere a energiei electrice în FEH. Submodul software de monitorizare pentru FEH

Pachetele program folosite la nivel central alcatuiesc modulul de monitorizare extins pentru FEH. La nivelul local al FEH va fi implemetata functia de monitorizare locala a procesului prin intermediul unui HMI (Human Machine Interface – interfata om masina).

Functia de monitorizare extinsa va fi asigurata prin intermediul unei aplicatii software de concentrare a datelor achizitionate de la nivelul fermelor energetice hibride. Aplicatia va rula pe un PC - concentrator de date (datele achizitionate vor fi stocate în baze de date istorice), server de comunicatie şi interfata de monitorizare pentru dispecer. Aplicatia software implementata pentru modulul de monitorizare extins va avea o arhitectura inglobata pentru a putea cuprinde un numar cat mai mare de statii hibride adaugate ulterior şi de a putea fi dezvoltat şi dupa inchiderea proiectului. Submodul software de control pentru FEH

Modulul software de control pentru FEH va fi inglobat de controller-ul de proces. Acest controller va asigura functiile de control pentru procesul de producere a energiei electrice, va controla alocarea sarcinii şi va asigura functiile de monitorizare a parametrilor de functionare a instalatiei la nivel local.

Aplicatia software de control va avea o arhitectura modulara pentru a putea fi usor adaptata la orice configuratie de FEH. Dezvoltarea buclelor de monitorizare şi control va fi facuta folosind logica ladder (ladder logic) pentru ca aplicatia sa fie usor de portat pe orice controller care suporta acest standard. Functiile inglobate la nivelul modului de control pot fi structurate în urmatoarele categorii:

- funcţii de monitorizare a parametrilor de proces - funcţii de reglare a procesului de producere a energiei electrice şi de gestiune a sarcinii - funcţii de contorizare a energiei electrice produse respectiv livrate



133

- funcţii de transmitere a datelor achizitionate din proces la distanta - functii de calibrare şi recalibrare a procesului de producere a energiei electrice şi de gestiune a sarcinii

B. Modulul de mentenanţă centralizată al subsistemului SIS-IC Fermele energetice hibride (FEH) trebuie sa functioneze complet autonom. Autonomia totala a FEH presupune implementarea la nivelul local al FEH a tuturor functiilor de control. Pentru dezvoltarea în timp a cunostintelor despre potentialul energetic al unui anumite zone şi pentru optimizarea procesului de producere a energiei electrice, la nivelul FEH, va fi implemetat un mecanism de comunicare la distanta a parametrilor de functionare fermei energetice hibride. Pentru monitorizarea la distanta a acestor parametrii va fi dezvoltat în cadul proiectului un sistem distribuit de monitorizare.

Sistemul SCADA (supervisory control and data acquisition) este un sistem industrial de masura şi control format dintr-un echipament de calcul central, cu rol de master (numit, de obicei, statie master, terminal master, sau MTU), una sau mai multe unitati amplasate în instalatiile tehnologice pentru achizitie şi reglare (numite, de obicei, statii la distanta, terminale la distanta, sau RTU), şi un pachet de programe software standard sau specifice, particularizate pentru fiecare instalatie, utilizate în monitorizarea, controlul, comanda şi reglarea la distanta a echipamentelor tehnologice. Pachetele program folosite la nivel central alcatuiesc modulul de monitorizare extins pentru FEH. La nivelul local al FEH va fi implemetata functia de monitorizare locala a procesului prin intermediul unui HMI (Human Machine Interface – interfata om masina). Modulul software de control pentru FEH va fi inglobat de controllerul de proces. Acest controller va asigura functiile de control pentru procesul de producere a energiei electrice, va controla alocarea sarcinii şi va asigura functiile de monitorizare a parametrilor de functionare a instalatiei la nivel local.

Sistemele SCADA actuale oferă bucle de reglare deschise şi utilizează echipamente şi tehnici de comunicatie de date la mare distanţă, dar sunt prezente şi elemente de control în bucle de reglare cu reactie inversa locala şi tehnici de comunicatii în retele locale.

Sistemele SCADA dedicate unor unitati de productie sunt referite ca fiind Sisteme de Control Distribuit (DCS - Distributed Control Systems). Aceste sisteme au functii similare sistemelor SCADA, dar echipamentele de achizitie de date şi echipamentele de reglare sunt dispuse pe o arie mai restransa. Comunicatia de date are loc printr-o retea locala (LAN), şi prezinta caracteristici bune de fiabilitate şi de viteza de transfer.

Un sistem DCS include în mod obisnuit un mare numar de bucle de reglare locale. Pentru definirea functiilor principale s-au stabilit obiectivele: • Precizarea categoriilor şi tipurilor de informatii (date) ce se vor vehicula în sistem:

- informaţii vehiculate la nivel local obtinute de la nivel de echipamente şi informatii transmise pentru a fi centralizate;

- comenzi generate de lacentru (optional); • Analiza şi precizarea cerintelor functionale din punct de vedere a structurii sistemului. Se va urmari precizarea cerintelor functionale ale celor doua subsisteme SCADA (local – nivelul FEH, respectiv nivelul central) componente ale sistemului distribuit pentru managementul fermelor energetice hibride:

- subsistemul amplasat la nivelul FEH - subsistemul amplasat la nivel central (concentrator de date). Cele doua subsisteme vor include componente de comunicatie moderne bazate pe tehnologii

wireless care sa permita urmarirea în timp real a proceselor tehnologice în scopul conducerii optimizate a amenajarii procesului de generare a energiei electrice şi vor permite instalarea componentelor informatice pentru structurarea sistemului distribuit.



134

5. Definirea funcţiilor de anvelopă ale sistemului informatic E-FARM – componentă pentru referenţial

Pe baza specificaţiilor definite în capitolele 4.4.1.1 şi 4.4.1.2, se pot defini funcţiile de anvelopă ale sistemului suport E-FARM. Acestea se împart în două categorii, după cum urmează:

5.1. Funcţii pentru componenta SIS-CAD

1. Managementul bazelor de date şi de cunoştinţe necesare pentru proiectarea şi operarea unei FEH Componentele generice (date tehnice despre echipamente, funcţii de modelare potenţial energetic, modele de calcul economic, etc.) pe baza cărora se vor construi viitoarele configuraţii particularizate de FEH vor trebui stocate în baze de date şi cunoştinţe specifice domeniului proiectului. Se disting trei tipuri de baze de date: Baze de date de echipamente, care vor asigura: i) gestiunea tipurilor şi caracteristicilor tehnico-economice ale generatoarelor de energie regenerabilă (eolian, solar, hidro), ii) gestiunea tipurilor şi caracteristicilor tehnico-economice ale dispozitivelor de stocare a energiei; iii) gestiunea tipurilor şi caracteristicilor echipamentelor de consum a energiei (echipamente de sarcină) Baze de date pentru estimarea potenţialului energetic, care oferă un suport unitar pentru stocarea datelor necesare estimării potenţialului energetic al unui amplasamnet, cât şi pentru modelele şi cunoştinţele necesare pentru instrumentele de calcul al potenţialului (modele, ecuaţii, etc.). Astfel, acestea vor asigura: i) importul parametrilor hidro, eolian şi solar din alte baze de date dedicate, ii) gestiunea parametrilor hidro, eolian şi solar, iii) gestiunea modelelor de calcul al potenţialului energetic (modele predefinite – seturi de ecuaţii – necesar de date istorice şi formatul acestora)

2. Definirea cerinţelor beneficiarului şi trasarea curbei de sarcină

Această funcţie va ajuta proiectantul să determine cerinţele impuse sistemului FEH de către beneficiar: cerinţe legate de puterea instalată necesară, curba de sarcină, constrângeri economice. Analiza curbei de sarcină presupune alegerea sarcinilor ce trebuiesc alimentate în cadrul FEH, tipul precum şi frecventa de alimentare a acestora. Aceste informatii sunt necesare pentru stabulirea curbei de sarcina pentru FEH. Curba de sarcină se va utiliza în cadrul funcţiei de simulare, pentru a se determina fezabilitatea sistemului proiectat.

3. Evaluarea potenţialului energetic al amplasamentului

Pe baza datelor existente în bazele de date de potenţial şi pe baza ecuaţiilor şi modelelor implementate în submodulele sistemului, se va face o evaluare a potenţialului energetic al amplasamentului, şi se va determina care dintre sursele de energie pot satisface în mod real nevoile beneficiarului.



135

4. Configurarea FEH Această funcţie se referă la generarea unor posibile configuraţii ale sistemului şi a unor

moduri de operare, pe baza costrângerilor definite de beneficiar, de resursele disponibile şi de specificul zonei în care este amplasată FEH. Se folosesc componentele şi informaţiile generice de la nivelul bazei de date şi cunoştinţe, urmând ca acestea să se completeze şi să se personalizeze pe baza datelor oferite de proiectant. 5. Simularea performanţelor FEH

Simularea operării pe termen lung a FEH: componenta de simulare va determina performanţa unei configuraţii de sistem conform cu un regim operaţional definit. Simularea se va face pentru intervale orare, pe o perioadă de un an.

Această funcţie va trebui să dea o estimare a fezabilităţii sistemului (gradul de satisfacere a cerinţelor de sarcină şi a cerinţelor particulare impuse de utilizator) şi a costurilor, pe parcursul întregului ciclu de viaţă al sistemului (incluzând costurile de instalare şi de operare).

6. Generarea proiectului tehnic al FEH

Odată ce funcţia de simulare a modelului funcţional valideză configuraţia aleasă, modulul SIS-CAD va avea ca ultimă funcţie generarea elementelor necesare eleborării proiectului tehnic ale fermei energetice hibride, şi anume: schemele de interconexiune ale echipamentelor, schemele de amplasament, lista de subansamble şi estimarea costurilor de instalare şi operare.

Înlănţuirea funcţiilor sistemului SIS-CAD este prezentată în figura următoare. Figura 5.1.1. Înlănţuirea funcţiilor componentei SIS-CAD a sistemului informatic suport E-FARM

Management baze de date şi cunoştinţe

Configurarea FEH

Simularea performanţelor

Generarea elementelor proiectului tehnic al FEH

Definirea cerinţelor beneficiarului şi trasarea curbei de sarcină

Evaluarea potenţialului energetic al amplasamentului



136

5.2. Funcţii pentru componenta SIS-IC În ceea ce priveşte a doua componenta a sistemului informatic suport E-FARM, cea de control a

FEH, se pot distinge următoarele funcţii:

1. Monitorizarea parametrilor sistemului Această funcţie presupune monitorizarea potenţialului energetic al surselor regenerabile, ii) colectarea datelor referitoare la producţia de energie, iii) colectarea datelor privitoare la consumul de energie, iii) colectarea datelor privind starea echipamentelor (de producţie, stocare, control, echipamente de sarcină).

2. Controlul sistemului Această funcţie presupune reglarea procesului de producere a energiei, gestiunea sarcinii, calibrarea şi recalibrarea procesului de producţie a energiei, respectiv de gestiune a sarcinii.

3. Mentenanţă centralizată Această funcţie va asigura dezvoltarea în timp a cunoştinţelor despre potenţialul energetic al anumitor amplasamente şi deasemenea despre modul de exploatare al acestui potenţial. Un mecanism de comunicare la distanta a parametrilor de functionare fermei energetice hibride va asigura mentenanţa centralizată a diferitelor amplasamente.

Fig. 5.1.2. Înlănţuirea funcţiilor componentei SIS-IC a sistemului informatic suport E-FARM

Conducere şi control dinamic Mentenanţă centralizată

Măsurarea parametrilor sistemului



137

6. Concluzii

Prezenta lucrare, structurată sub forma unui raport stiintific şi tehnic, prezintă rezultatele cercetării colectivelor multidisciplinare ale partenerilor proiectului E-FARM, efectuate în scopul crearii unei baze pentru etapele urmatoare.

Etapa 2 - Definirea arhitecturii si stabilirea conceptelor în vederea realizării sistemului informatic suport (SIS) si sistemului de control a avut Activitatea I.1 Stabilirea conceptelor ce vor sta la baza realizării a SIS pentru proiectare şi control al FEH (SIS) cu subactivităţile defalcate pentru fiecare partener: CO - Tehnologii de proiectare asistată pentru FEH; P1 - Prezentarea metodelor de producere a energiei în scopul formalizării proiectării P2 - Prezentarea elementelor de stocare în vederea formalizării proiectării

Partenerii implicaţi în realizarea etapei 2 a proiectului E-FARM au definit conceptele referitoare la metodele de realizare ale sistemului informatic suport (SIS), surse de producere şi de stocare a energiei electrice şi au stabilit arhitectura de ansamblu a unei ferme energetice hibride (FEH).

Pentru fermele energetice hibride au fost identificate metodele de producere a energiei electrice atât din surse regenerabile (eolian, solar, hidro) precum şi din surse stabile (grupuri electrogeneratoare – ca surse de rezerva) şi a fost definită structura de ansamblu a unei FEH. Pentru fiecare sursă regenerabilă au fost definite mijloacele de calcul a potenţialului energetic, au fost definite componentele instalaţiilor necesare pentru generarea energiei electrice precum şi mijloacele prin care pot fi determinate locurile în care pot fi amplasate aceste instalaţii. De asemenea, au fost stabilite criteriile de performanţă ale FEH, prin definirea standardelor de calitate în vigoare ce reglementează furnizarea energiei electrice.

Pe lângă identificarea metodelor de stocare a energiei au fost stabilite şi mijloacele de stocare a acesteia. Aceste metode se referă la specificarea limitărilor în dimensionarea sistemului de stocare, specificaţii privind consumatorii din cadrul unei FEH precum şi prioritizarea acestora, specificaţii privind circuitele de alimentare, specificaţii privind tehnologiile disponibile în cazul unităţilor de stocare e energiei precum şi modalitati de dimensionare a acestora.

Au fost definite si conceptele care stau la baza sistemului informatic suport pentru proiectare şi control a FEH. Aceste concepte înglobează mijloacele, tehnicile şi tehnologiile folosite pentru realizarea sistemului informatic suport (SIS). Au fost definite specificaţiile modulului CAD, specificaţii referitoare la bazele de date cu echipamente din cadrul FEH precum si specificatii privind arhitecturile software si hardware ale SIS. Au fost definite specificaţiile modulului inteligent de control al FEH. Referitor la modulul inteligent de control, au fost definite specificatiile modulelor de monitorizare si de control ale FEH precum si specificatiile sistemului de suport decizional care va sta la baza conducerii procesului de generare a energiei electrice. În finalul raportului au fost identificate funcţiile de anvelopă ale sistemului E-FARM care înglobează sistemul informatic suport pentru proiectare şi sistemul de control pentru FEH.

Au avut loc acţiuni de diseminare a rezultatelor proiectului, după cum urmează:



138

• Organizarea unei mese rotunde pentru diseminarea rezultatelor proiectului EFARM, cu tema “ Surse de energie regenerabile”. Locul de desfăşurare a fost la sediul SC IPA SA Sucursla Cluj, str Zorilor nr 15, în data de 22 octombrie 2009. La acestă masă rotundă au participat membri din consorţiu care participă la realizarea lucrării cât şi invitati de la unităţile economice interesate de rezultatele proiectului. Au participat 12 reprezentanti ai potenţialilor beneficiari SC Hidroelectrica SA, SC Hidroserv SA, Universitatea Tehnica Cluj şi Universitatea Transilvania Brasov. Au fost abordate următoarele teme de discuţie:

Rezultatele obţinute până acum în cadrul proiectului EFARM, cât şi rezultatele preconizate care se vor obtine prin derularea proiectului.

Prezentarea instalaţiei eoliene de 1.5Kw de la Floreşti, realizată de IPA Cluj Discuţii şi proiecte comune de viitor

• Au fost publicate 9 articole din care două au cotaţia ISI.



139

7. Bibliografie [1] Peter Vaessen, Davy Thielens, “Distributed Generation – Global agenda“, KEMA Consulting, mai 2007 [2] “United Nations Framework Convention on Climate Change, 7 Noiembrie 2008 [3] Directiva Uniunii Europene : 2004/8/EC [4] OPET – Combined Heat and Power – proiectul OPET CHP/DH 2004 (proiect cofinantat de UE în cadrul programului FP5) [5] BEER-Departament for Business Enterprise&Regulatory Reform [6] Europa.eu, Green Paper „Towards a European strategy for the security of energy supply”, 29 Nov. 2000 [7] International Energy Agency - www.iea.org [8] “Politica Energetica a Romaniei în Perioada 2006 – 2009”- Document strategic în domeniul energiei Ministerul Economiei şi Comertului [9] Autoritatea Nationala de Reglementare în domeniul Energiei - www.anre.ro [10] www.renewebleenergy.no [11] Renewable Energy, Marit L. Fossdal, Eli Arnstad, Kirsten Broch Mathiesen, Bjørn Eriksen [12] Survey of Energy Resources World Energy Council 2007 Hydropower [13] Renewables 2007 Global Status Report, Eric Martinot. [14] Ghidul producatorului de energie electrica din surse regenerabile de energie, ANRE 2007 [15] www.minind.ro/domenii_sectoare/energie/studii/potential_energetic.pdf [16] ICEMENERG SA, ICPE SA , ANM ,UPB , ISPE SA , INL SA , IGR , OVM-ICCPET SA ,ENERO “Studiu privind evaluarea potentialului energetic actual al surselor regenerabile de energie în Romania (solar, vant, biomasa, microhidro, geotermie), identificarea celor mai bune locatii pentru dezvoltarea investitiilor în producerea de energie electrica neconventionala” [17] Renewable Energy Laboratory - HOMER [18] www.retscreen.net [19] Clean energy project analysis: RETScreen engineering&cases textbook [20] F.G. Filip „Sisteme suport pentru decizii”, 2004 [21] A. Buscayrol, Ph. Delarue, X. Guillaud, „Power strategies for maximum control structure of a wind conversion system with a synchronous machine”, Renewable energy, Vol. 30, pp. 2273-2288, 2005. [22] V. A. Graham and K. G. T. Hollands. A method to generate synthetic hourly solar radiation globally. Solar Energy, Vol. 44, No. 6, pp. 333-341, 1990. [23] Mugur Balan, “Energia Solară - 2.1. Particularitati ale energiei solare” [24] Basler & Hofman, Hydrology în Mountainous Regions. I – Hydrological Measurements; the Water Cyrcle, Proceedings of two Lausanne Symposia, August 1990, IAHS Publ. No. 193, 1990, Elvetia [25] Studiu privind problematica SER, GD şi utilizarea acestora în FEH - Etapa 1 din cadrul proiectului E-FARM - Sistem informatic suport pentru proiectarea, implementarea şi controlul fermelor energetice hibride, finanţat de la Bugetul de Stat în baza contractului nr.22134/2008 (Programul 4 din cadrul PNCDI). [26] Vatră F. - Surse de energie distribuite. - Secţiunea 1 din Modulul 9 - Surse de energie distribuite şi calitatea energiei electrice, Note de Curs din cadrul cursurilor LPQIVES - Calitatea Energiei Electrice - Gradul 2, organizate de SIER în anul 2009.



140

[27] Rob van Gerwen - Introducere în producerea distribuită şi surse de energie regenerabilă –Secţiunea 8.1 - Noiembrie 2006, din Ghid de Aplicare - Calitatea şi Utilizarea Energiei Electrice elaborat în cadrul Programulul Leonardo Energy /LPQI, disponibilă pe site-ul SIER www.sier.ro. [28] Golovanov N., Vatră F. - Producerea şi consumul de energie electrică în lume. Surse primare, procedee, evoluţie, tendinţe. - Secţiunea 1 din Modulul 1 - Surse şi resurse de energii regenerabile din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anul 2009. [29] Vatră F., Vatră C.A., Poida A. - Conectarea centralelor eoliene la reţelele electrice ale SEN. Secţiunea 1 din Modulul 2 - din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anul 2009. [30] Wien F. - Producerea Distribuită şi Regenerabile - Energie eoliană, Secţiunea 8.3.2 (noiembrie 2006) din Ghid de Aplicare - Calitatea şi Utilizarea Energiei Electrice - Programul LPQI (disponibilă şi pe site-ul SIER: www.sier.ro) [31] Lubosny Z. - Wind Turbine Operation în Electric Power Systems, Springer, 2003, ISBN 3-540-40340-x. [32] Blaabjerg F., Chen Z. - Power Electronics for Modern Wind Turbines, Morgan & Cliaypool Publishers, 2006, ISBN 1-59829-032-0 [33] Thomas Ackermann, Wind Power în Power Systems, John Wiley&Sons.Ltd, 2005. [34] Postolache P., Golovanov N., Vatră F. - Instalaţii electrice eoliene - Secţiunea 1 din Modulul 1 - Surse şi resurse de energii regenerabile din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anul 2009. [35] Postolache P. - Grupuri electrice utilizate în centralele eoliene - Secţiunea 2 din Modulul 2 - Criterii/cerinţe/avize de conectare şi funcţionare a centralelor eoliene la/în reţelele electrice ale SEN din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anul 2009. [36] Siegfried H. - Grid Integration of Wind Energy conversion Systems, Second edition, John Wiley & Sons,Ltd, 2003, ISBN 0-470-86899-6. [37] Vatră F., Vatră C.A., Poida A. – Controlul / reglarea centralelor eoliene. Integrarea centralelor eoliene în conducerea operativă a SEN. - Secţiunea 6 din Modulul 2 Criterii/cerinţe/avize de conectare şi funcţionare a centralelor eoliene la/în reţelele electrice ale SEN din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anul 2008. [38] Postolache P., Vatră C.A. – Evaluarea potenţialului eolian. - Secţiunea 4 din Modulul 1 - Surse şi resurse de energii regenerabile din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anul 2008. [39] Yin M.ş.a.- Modeling of the wind turbine with a permanent magnet synchronous generator for integration, PESGM 2007, Tampa, Florida, Rap. 001076. [40] El-Fouly T.H.M., El-Saadany E.F., Salama M.M.A. - Voltage regulation of wind farm equipped with variable-speed doubly-fed induction generators wind turbines, PESGM 2007, Tampa, Florida, Rap.001502. [41] Vatră F. - Studiu de caz privind influenţa centralelor eoliene asupra calităţii energiei electrice în PCC la SEN. Conferinţa Naţională şi Expoziţia de Energetică – CNEE 2009, 21-23 octombrie 2009, Sinaia. [42] Vatră F., Postolache P. - Cauze şi probleme privind calitatea energiei electrice. Secţiunea 4 din Modulul 9 - Surse de energie distribuite şi calitatea energiei electrice, Note de Curs din cadrul cursurilor LPQIVES - Calitatea Energiei Electrice - Gradul 2, organizate de SIER în anul 2009. [43] CEI 61400-21:2008- Wind turbine generator systems - Part 21: Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines.



141

[44] Vatră F. - Evaluarea influenţei instalaţiilor eoliene asupra calitatăţii energiei electrice din reţelele electrice. Secţiunea 5 din Modulul 9 - Surse de energie distribuite şi calitatea energiei electrice, Note de Curs din cadrul cursurilor LPQIVES - Calitatea Energiei Electrice - Gradul 2, organizate de SIER în anul 2009. [45] Vatră F., Vatră C.A., Poida A. - Introducere în calitatea energiei electrice. Parametrii care permit evaluarea influenţei centralelor eoliene asupra calităţii energiei electrice. - Secţiunea 1 din Modulul 3 - Calitatea energiei electrice în cazul racordării la SEN a centralelor eoliene din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anii 2008 şi 2009. [46] Vatră F. - Predeterminare prin calcul a nivelului de flicker generat de grupurile şi centralele eoliene. Studiu de caz. - Secţiunea 3 din Modulul 3 - Fluctuaţii de tensiune / flicker. din cadrul Cursului din cadrul Cursurilor de Perfecţionare şi Certificare LPQIVES în domeniul calităţii energiei electrice - Gradul 2, organizate de SIER în anii 2008 şi 2009. [47] Connection Criteria at the distribution Network for Distributed Generation, Task Force C6.04.01, 2005, CIGRE publication. [48] Larsson A. - Guidelines for grid connection of wind turbines. [49] Vatră F. - Soluţii de conectare a centralelor electrice eoliene la reţelele electrice. Conferinţa Naţională şi Expoziţia de Energetică - CNEE 2009, 21-23 octombrie 2009, Sinaia. [50] Vatră F., Ilişiu D. - Condiţii tehnice de racordare a centralelor eoliene la reţelele electrice ale SEN. Comparaţie între prevederi din unele Coduri Tehnice din Europa. Conferinţa Naţională şi Expoziţia de Energetică - CNEE 2009, 21-23 octombrie 2009, Sinaia. [51] Vatră F. - Prevederi propuse pentru codurile tehnice din România. Comparaţie între prevederi din unele Coduri Tehnice din Europa - Secţiunea 2 din Modul 3 – Calitatea energiei electrice în cazul racordării la SEN a centralelor eoliene. Note de Curs din cadrul cursului LPQIVES - Inregrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anii 2008-2009. [52] Normă Tehnică - ”Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene” Cod ANRE : 51.1.017.0.00.03/04/09. [53] Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin HG nr.90/2008. [54] Codul Tehnic al Reţelei Electrice de Transport - Revizia I - August 2004. [55] Codul Tehnic al Reţelei Electrice de Distribuţie - Revizia I 2008. [56] IEEE 1547/2003 - Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems. [57] IEEE P1547.3 - Guide for monitoring, information exchange and control of distributed resources interconnected with electric power systems. [58] CEI - pr.EN 61400 - 121 - Wind turbine generator systems - Part 121: Power performance measurements of grid connected wind turbines. [59] Vatră F. - Amplasarea centralelor eoliene. - Secţiunea 5 din Modulul 1 - Surse şi resurse de energii regenerabile din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anul 2009. [60] Vatră F. - Proiect, construcţia şi exploatarea unei centrale eoliene. Studiu de caz. - Secţiunea 6 din Modulul 4 - Valoarea energiei eoliene. Efecte locale ale centralelor eoliene. Sisteme de stocare. Testarea în amplasament. Proiect şi execuţie, din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anii 2008 şi 2009. [61] “WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program) - Version 8” , Riso National Laboratory, Roskilde, Danmark.



142

[62] Ton van de Wekken - “Wind Farm Development and Operation: A Case Study”, Power Quality and Utilisation Guide - Section 8 - Distributed Generation - Leonardo Energy (ianuarie 2007), www.leonardo-energy.org [63] Smieja T. ş.a. - Wind Farm Planning, Sixth International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power, Delft, Netherlands, 2006. [64] Vatră C. A.- Renewable sources productivity - particular case wind turbine, Conferinţa Naţională şi Expoziţia de Energetică – CNEE 2007, 7-9 nov. 2007, Sinaia. [65] Vatră C. A. - Wind resource characteristics and assessment of the wind turbine productivity, Degree Project, Politecnico di Torino, 2005. [66] Vatră C. A.- Analysis of the wind resource characteristics and assessment of the wind turbine productivity, Conferinţa Naţională şi Expoziţia de Energetică - CNEE 2009, 21-23 octombrie 2009, Sinaia. [67] Postolache P. - Tehnologii de rezervă. - Secţiunea 6 din Modulul 5 - Siguranţa în alimentarea cu energie electrică, Note de Curs din cadrul cursurilor LPQIVES - Calitatea Energiei Electrice - Gradul 1, organizate de SIER în anii 2008 şi 2009. [68] Vatră F. - Continuitatea şi siguranţa alimentării cu energie electrică. - Secţiunea 1 din Modulul 5 - Siguranţa în alimentarea cu energie electrică, Note de Curs din cadrul cursurilor LPQIVES - Calitatea Energiei Electrice - Gradul 2, organizate de SIER în anul 2009 [69] Markiewics H., Klajn A. - Rezilienţă. Îmbunătăţirea fiabilităţii cu ajutorul surselor de energie de rezervă. Ghid de Aplicare - Calitatea Energiei Electrice, Broşura 4.3.1, www.sier.ro. [70] Roberts B. - Experience with Custom Power Applications for Critical Manufacturing Facilities, IEEE PES Transmission and Distribution Conference and Exposition, September 9, 2003, Dallas, Texas, USA. [71] Golovanov N. - Sisteme UPS statice şi dinamice. - Secţiunea 5 din Modul 5 din cadrul Cursurilor LPQIVES Gradul 1, organizate de SIER în anii 2005-2008. [72] Thasananutariya T., Chatratana S., McGranaghan M. - Economic evaluation of solution alternatives for voltage sags and momentary interruptions, EPQU Magazine, Vol.I, No.2, 2005. [73] Tonelli L. - PQ services offered/required by the Italian Market CIRED 2001, Round Table - Cost Aspects of Power Quality. [74] www.eneria.ro, www.sier.ro [75] Postolache P. - Sisteme de stocare a energiei - Secţiunea 4 din Modulul 4 din cadrul Cursului de Specializare Integrarea şi funcţionarea centralelor eoliene în sistemul electroenergetic, organizat de SIER în anul 2009. [76] Sels T., Dragu C., Van Craenenbroeck T., Belmans R., Overview of new energy storage systems for an improved power quality and load managing on distribution level, CIRED, Amsterdam 2001, 4_26 [77] Buonarota A., Magistris P., Testa A., Zagliani F., Traditional and advanced energy storagy systems for new strategies for the development and the exploitation of MV and LV network, CIRED Barcelona 2003, R4-08 [78] Schainker R. B., Executive Overview: Energy Storage Options For A Sustainable Energy Future, PESGM 2004 − 000966 [79] Bórmio E. Jr ş.a., Development and implementation of FACTS - „Flexible alternating current systems” − în distribution system, CIRED, Torino, 2005, 0733 [56-1] Vatră F. - Aspecte ale calitǎţii energiei electrice referitoare la consumatori. - Secţiunea 1 din Modulul 10 - Utility package , Note de Curs din cadrul cursurilor LPQIVES - Calitatea Energiei Electrice - Gradul 2, organizate de SIER în anul 2009. [80] CEI 61000-4-30:2008 - Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 4-30: Testing and measurement technique - Power quality measurement methods. [81] Power Quality în European Electricity Supply Networks, EURELECTRIC, noiembrie 2003.



143

[82] CEER (Council of European Energy Regulators) - Report „Quality of electricity supply: Initial benchmarking on actual levels, standards and regulatory strategies”, Aprilie 2001. [83] Vatră F - Introducere în calitatea energiei electrice. Secţiunea 0 din Modulul 1- Goluri de tensiune şi întreruperi de scurtă durată, Note de Curs din cadrul cursurilor LPQIVES -Calitatea Energiei Electrice, organizate de SIER în anii 2008 şi 2009 [84] ANRE - Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice. Cod ANRE : 28.1.013.0.00.30.08.2007 [85] EN 50160:2009 - Voltage characteristics of electricity supplied by public destribution systems. [86] Vatră F. - Elemente noi aduse de ultima ediţie a standardului EN 50160. - Secţiunea 9 din Modulul 10 - Utility package , Note de Curs din cadrul cursurilor LPQIVES - Calitatea Energiei Electrice - Gradul 2, organizate de SIER în anul 2009. [87]Ministerul Mediului şi Dezvoltarii Durabile, “Energii Regenerabile” 02 August 2007. [88] *** Plan de actiune privind SRE, 2006. [89] C. Tinteranu, Contributiile cercetarii energetice romanesti în domeniul surselor regenerabile de energie, Energetica , nr.6, 1998, p.281-284. [90] S. Cerchez, Probleme actuale şi de viitor ale hidrenergeticii din Romania, Energetica, nr.8-9, 2001, p.409-417. [91] P. Sørensen, A. Hansen, L. Janosi, J. Bech, B. Bak-Jensen, Simulation of interaction between wind farm and power system, Risø-R-1281(EN), Risø National Laboratory, Dec. 2001. [92] P. Sørensen, A. D. Hansen, P. A. C. Rosas, Wind models for simulation of power fluctuations from wind farms, Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, vol. 90, pp. 1381-1402, Dec. 2002. [93] P. A. C. Rosas, P. Sørensen, H. Bindner, Fast wind modeling for wind turbines, Proc. of the Wind Power for the 21 Century: EUWER Special Topic Conference and Exhibition, pp. 184-187, Sept. 2000. [94] F. Iov, A. D. Hansen, P. Sørensen, F. Blaabjerg, “Wind Turbine Blockset în Matlab/Simulink – General Overview and Description of the Models”, Aalborg University, March 2004. [95] P. Rosas, „Dynamic influence of Wind Power on the Power System”, PhD Thesis, Section of Electric Power Engineering, DTU, Denmark, March 2003. [96] P. Sorensen, A. D. Hansen, P.A.C. Rosas , “Wind models for simulation of power fluctuations from wind farms”, Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, vol. 90, no. 12, December 2002 , pp. 1381-1402(22). [97] M. Valentini, T. Ofeigsson, and A. Raducu, “Control of a variable speed variable pitch wind turbine with full power converter,” 17 December 2007, Project report at the Institute of Energy Technology, Aalborg University, Pontoppidanstraede 101, DK-9220 Aalborg, Denmark. [98] M. Miskiewicz, M. Swierczynski, A. M. Julean, L. Torok, “Control of generator converter for wind turbines”, June 2008, Project report at the Institute of Energy Technology, Aalborg University, Pontoppidanstraede 101, DK-9220 Aalborg, Denmark. [99] S. Heier, „Grid integration of wind energy conversion systems, John Wiley & Sons, Ltd, ISBN-13 978-0-470-86899-7, 2006. [100] N. Guiho, F. Iov, P. Venne, R. Teodorescu, „Development of a real time small wind turbine simulator”, Power Electronics and Drive Project, Institute of Energy Technology, Aalborg, Denmark. [101] S. Seman, ”Transient performance analysis of wind-power induction generators”, PhD Thesis, Department of Electrical and Communications Engineering, Helsinki University of Technology, Helsinki 2006. [102] B. Boukhezzara, L. Lupua, H. Siguerdidjanea, M. Handb, ”Multivariable control strategy for variable speed, variable pitch wind turbines”, Renewable Energy, vol. 32, issue 8, July 2007, pp. 1273-1287.



144

[103] I. Boldea, “The Electric Generators Handbook – Variable Speed Generators”, CRC Taylor & Francis Group, ISBN 0-8493-5725-X, 2006. [104] I. Boldea, “The Electric Generators Handbook – Synchronous Generators”, CRC Taylor & Francis Group, ISBN 0-8493-5715-2, 2006. [105] P. C. Krause, O. Wasynczuk, S. D. Sudhoff, „Analysis of Electric Machinery and Drive Systems”, John Wiley & Sons Inc., March 2002. [106] N. Mohan, T.M. Undeland, W. P. Robbins, “Power Electronics – Converters, Applications and Design”, John Wiley & Sons, Inc., U.S.A., 2003. [107] J. Sastry, “Analysis and Control of AC/DC PWM Rectifier-Assisted Induction Generator”, Ph. D Thesis, Tennessee Technological University, Aug. 2003. [108] F. Blaabjerg, R. Teodorescu, M. Liserre, A. V. Timbus, “Overview of Control and Grid Synchronization for Distributed Power Generation Systems”, IEEE Trans. Industrial Electronics, vol. 53, no. 5, pp. 1398-1409, Oct. 2006. [109] L. Barote, R. Weissbach, R. Teodorescu, C. Marinescu, M. Cirstea, Stand-Alone Wind System with Vanadium Redox Battery Energy Storage, IEEE, International Conference on Optimization of Electrical and Electronic Equipments, OPTIM’08, 22-24 May, Brasov, Romania, 2008, pp. 407-412. [110] L. Barote, L. Clotea, MPPT Control of a Variable-Speed Wind Turbine, Bulletin of the Transilvania University of Brasov– Vol.13(48), Series A1, ISSN 123-9631, Brasov, Romania 2006, pp. 195-201. [111] VRB-ESS and VRB Energy Storage System are trademarks of VRB Power Systems Inc., „Case Study – Electricity Storage for Capital deferral”, (Online:www.vrbpower.com). [112] P. Lailler, „Investigation on Storage technologies for Intermittent Renewable Energies: Evaluation and Recommended R&D Strategy”, Contract ENK5-CT-2000-20336, EC-FP5, WP1 ST1- Lead Acid Systems Storage Technology Report, 2003. [113] I. Serban, “Microretele hibride cu surse regenerabile de energie”, Editura Universitatii Transilvania din Brasov 2008, ISBN 978-973-598-428-1. [114] P. Thounthong, S. Rael, B. Davat, „Control Algorithm of Fuel Cell and Batteries for Distributed Generation System”, IEEE Trans. Energy Conversion, vol. 23, no. 1, pp.148-155, March 2008. [115] J. Chahwan, C. Abbey, G. Joos, “VRB Modelling for the Study of Output Terminal Voltages, Internal Losses and Performance”, IEEE Electrical Power Conference – EPC’07, 25-27 October 2007, Montreal, Canada, pp. 387 – 392. [116] C. Abbey, J. Chahwan, M. Gattrell, G. Joos, “Transient Modeling and Simulation of Wind Turbine Generator and Storage Systems”, CIGRÉ Canada Conference on Power Systems, Montreal, Oct. 1-4 2006. [117] J. A. Chahwan, “VRB and Li-Ion Battery Modelling and Performance în Wind Energy Applications”, Master Thesis, Department of Electrical and Computer Engineering, McGill University, Montréal, Québec, Canada May 2007. [118] L. Barote, C. Marinescu, „A New Control Method for VRB SOC Estimation în Stand-Alone Wind Energy Systems”, Proccedings of the IEEE International Conference on Clean Electrical Power - Renewable Energy Resources Impact, 9-11 June 2009, Capri, Italia, ISBN: 978-1-4244-2543-3, pp. 253 – 257. [119] L. Gao, S. Liu and R. Dougal, “Dynamic Lithium-Ion Battery Model for System Simulation”, IEEE Transactions on Components and Packaging Technologies, vol. 25, no. 3, pp. 495-505, September 2002. [120] R. Tirnovan, A. Miraoui, R. Munteanu, I. Vadan., H. Balan, „Polymer Electrolyte Fuel Cell System (PEFC)”, IEEE International Conference on Automation, Quality and Testing, Robotics, May 2006, pp. 457 – 462. [121] *** Manual de instalare – Generatoare eoliene EOLIS, gama 300 W – 20 kW.

Raport de cercetare în extenso – Sistem informatic support ... · şi conducerea unui sistem...

Documents

Transcript of Raport de cercetare în extenso – Sistem informatic support ... · şi conducerea unui sistem...