Lucrare disertație Grigore Alexandru Sebastian

07

ABSTRACT

08

LISTA TABELELOR ȘI

FIGURILOR

SIMBOLURI ȘI ABREVIERI

26

10

INTRODUCERE

TEHNOLOGIA SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

INTRODUCERE // 11

SURSELE DE ENERGIE

REGENERABILĂ CA SURSE DE PRODUCERE DISTRIBUITĂ // 13

RACORDAREA LA SEN A CENTRALELOR FOTOVOLTAICE // 17

CERINȚE DE RACORDARE LA SEN ÎN ROMÂNIA // 19

STRUCTURA SISTEMELOR FOTOVOLTAICE // 24

68

INVERTOARE PENTRU SISTEME FOTOVOLTAICE

TIPOLOGII DE INVERTOARE // 32

INVERTOARE BAZATE PE TIPOLOGIA PUNTE H // 34

TIPOLOGII DERIVATE DIN TIPOLOGIA PUNTE H // 39

INVERTOARE BAZATE PE TIPOLOGIA INVERTORULUI CU PUNCT NEUTRU // 49

STRUCTURI TIPICE DE INVERTOARE MONOFAZATE // 55

METODA FĂRĂ SEPARARE GALVANICĂ // 56

METODA CU SEPARARE GALVANICĂ // 57

STANDARDE ȘI CERINȚE ALE OPERATORILOR DE DISTRIBUȚIE // 61

INVERTOARE PENTRU SISTEME TRIFAZATE // 65

80

INSULARIZAREA SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

DETECȚIA INSULARIZĂRII PRIN METODE ACTIVE ȘI PASIVE // 73

INSULARIZARE INTENȚIONATĂ // 76

ZONA DE NEDETECTARE // 78

REZULTATE ȘI CONCLUZII

82 BIBLIOGRAFIE

ab stract

CUVINTE CHEIE:

sistem fotovoltaic, invertor, insularizare, surse regenerabile de energie.

Lucrarea de față tratează aspectele constructive și funcționale ale invertoarelor fotovoltaice utilizate pentru interfațarea centralelor electrice fotovoltaice cu rețele de distribuție a energiei electrice conectate la sistemele energetice naționale. Studiul invertoarelor fotovoltaice cuprinde o serie de avantaje și dezavantaje specifice fiecărei tipologii de invertoare. Este, de asemenea, amintită și problema funcționării insularizate, care poate fi detectată de către invertoarele fotovoltaice.

Cele trei mari categorii în care sunt încadrate tipurile de invertoare sunt tipologia punte H (punte întreagă), tipologia invertoarelor derivate din puntea H, respectiv tipologia punctului neutru flotant. De asemenea, se face o distincție între invertoarele fotovoltaice monofazate și cele trifazate. Invertoarele fotovoltaice sunt supuse, de asemenea, standardizărilor și cerințelor operatorilor locali ai rețelelor de distribuție, pe care trebuie să le respecte în mod obligatoriu (valori impuse pentru factorul de distorsiune armonică, injecția maximă de curent continuu etc.). Deși se fac eforturi pentru o unificare la nivel global a acestor standarde, în România, organismul acreditat în privința standardelor și cerințelor de calitate a sistemelor fotovoltaice este Autoritatea Națională pentru Reglementare în domeniul Energiei.

LISTA TABELELOR ȘI FIGURILOR

SIMBOLURI ȘI ABREVIERI

AC/CA curent alternativ

ANRE Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei

CIGRÉ Consiliul Internațional al Marilor Rețele Electrice

DC/CC curent continuu

DOE Departamentul de Energie al Statelor Unite

EPRI Institutul de Cercetare al Energiei Electrice

FB-DCBP full-bridge – DC bypass (invertor în punte întreagă cu ocolire pe partea de curent continuu)

FB-ZVR full-bridge zero voltage rectifier (redresor de tensiune nulă în punte întreagă)

HERIC highly efficient and reliable inverter concept (conceptul de invertor extrem de eficient și de fiabil)

IEA Agenția Internațională pentru Energie

IEEE Institutul pentru Ingineria Electrică și

Electronică

IGBT insulated-gate bipolar transistor (tranzistor bipolar cu poartă izolată)

ÎF înaltă frecvență

JF joasă frecvență

JT joasă tensiune

MOSFET metal–oxide–semiconductor field-effect transistor (tranzistor de tip

metal–oxid–semiconductor cu efect de câmp)

MPPT maximum power point tracking (urmărirea punctului de putere maxim)

MT medie tensiune

NPC neutral point clamped (punct neutru flotant)

PLL phase-locked loop (bucla de prindere a fazei)

PWM puls modulat în durată

SCADA Supervisory control and data acquisition (sistem de control și achiziții de date)

SEN sistem energetic național

Introducere

Indiferent de categoria de consumatori (industriali sau casnici), de cantitatea de energie electrică livrată sau de dimensiunea instalațiilor de producere a energiei electrice, direcția viitoare de dezvoltare a piețelor energetice globale se sprijină în mod vădit pe pilonii surselor de energie regenerabilă. Începând cu sursele convenționale regenerabile (hidroenergie, energie eoliană, energie solară) și continuând cu cele mai puțin cunoscute (energia mareelor, biomasă, energie geotermală etc.), sistemele electroenergetice la nivel mondial integrează din ce în ce mai multe sisteme de producere a energiei electrice din surse regenerabile, sub forma producerii distribuite. Odată cu expansiunea acestora, a apărut nevoia de protejare a infrastructurii existente împotriva disfuncționalităților sau injectării de curenți perturbatori în rețelele de distribuție.

Dacă în faza incipientă a dezvoltării sistemelor fotovoltaice, acestea funcționau insularizat și autonom, tehnologia actuală permite o gamă largă de protecții, astfel încât, respectând cerințele impuse de operatorii rețelelor de distribuție naționali sau regionali, este fezabil ca surplusul de energie produsă de centralele electrice fotovoltaice (și nu numai) să fie cedat sistemului electroenergetic.

Fundamentul unui sistem fotovoltaic este conversia radiației solare în semnale de curent electric continuu, la tensiuni și frecvențe proprii. Evident că rețelele de transport, distribuție și alimentare cu energie electrică funcționează în regim sinusoidal, astfel că semnalul continuu cu sens unidirecțional trebuie transformat în curent alternativ, bidirecțional. Există suficiente tipologii de invertoare, fiecare prezentând avantaje și dezavantaje, dar care, în esență, îndeplinesc același scop primar de conversie a energiei electrice în curent continuu în energie electrică în curent alternativ.

Pe cuprinsul acestui studiu sunt analizate cele mai importante aspecte în ceea ce privește construcția, funcționarea și echiparea invertoarelor fotovoltaice. Nu este mai puțin adevărat că una dintre problemele cu care se confruntă sistemele fotovoltaice și pe care invertoarele trebuie să o depășească cu brio, este efectul de insularizare a echipamentelor fotovoltaice. Tocmai de aceea, ultimul capitol este dedicat metodelor de detecție și control anti-insularizare utilizate pe scară largă de către producătorii de energie electrică din surse regenerabile.

Introducere

01(1)

Principiul de bază al tehnologiei sistemelor fotovoltaice este relativ simplu: generarea energiei electrice sub forma unui curent continuu (CC), cuantificată în wați (W), kilowați (kW) sau megawați (MW), prin excitarea cu fotoni (proveniți din radiația solară) a materialelor semiconductoare. (1)

Elementele esențiale ale sistemelor fotovoltaice sunt celulele și modulele fotovoltaice, (2) care sunt realizate din materiale cu randament și costuri de producere variabile. Modulele fotovoltaice construite din siliciu (Si) cristalin (c-Si) se pot împărți în funcție de tipul structurii cristaline a siliciului, astfel: siliciu multicristalin (multi-Si) sau policristalin, siliciu monocristalin (monoSi) și siliciu amorf hidrogenat (a-Si). Cealaltă categorie de module fotovoltaice, cu straturi subțiri, utilizate la

scară redusă, dar cu previziune de creștere, se împart în module a-Si, CdTe (pe bază de telură de cadmiu, CdTe, sau cu material de bază sulfură de cadmiu, CdS) (3) și CIS (pe bază de cupru, indiu și seleniu, CuInSe2). Restul tipurilor de module FV (organice, suprapuse sau în tandem, multijoncțiune, concentratoare ș.a.m.d.) nu sunt suficient dezvoltate pentru a putea fi categorisite. (1)

SISTEMELE FOTOVOLTAICE

se pot distinge în două categorii fundamentale: (3)

1. Sisteme fotovoltaice conectate și interfațate la rețeaua electrică. Acestea sunt instalate în paralel cu rețelele de distribuție existente și funcționează printr-un schimb de energie electrică către și dinspre rețea. Mai departe, sistemele conectate se pot împărți în două subcategorii: sisteme descentralizate, care alimentează cu energie electrică consumatorii casnici, iar cantitatea de energie în surplus poate fi poate fi injectată în rețeaua de distribuție, și sistemele centralizate, cu puteri instalate de ordinul megawaților, conectate direct la rețelele electrice de medie tensiune sau înaltă tensiune. (2)

2. Sisteme autonome, sisteme care se autocuprind. (4)

Sursele de energie regenerabilă ca surse de producere distribuită

Sectorul energetic din Europa este în momentul de față într-un regim de schimbare și evoluție determinate de cele trei provocări lansate de Uniunea Europeană în ceea ce privește energia electrică: sustenabilitate pentru mediul înconjurător, securitatea distribuției către consumator și competitivitatea. Acest context poate reprezenta cheia pentru ca nivelul de penetrare a sistemelor de producere distribuită în Europa să crească.

Tendința a fost declanșată, de asemenea, de avansul soluțiilor tehnologice pentru unități de producere cu randament din ce în ce mai ridicat, mai prietenoase cu mediul înconjurător și, nu în ultimul rând, cu dimensiuni de gabarit mai mici. În plus, pentru a face față cererii din ce în ce mai ridicate de energie electrică, abordarea clasică a acestei probleme de a instala noi capacități de producere și transport de mari dimensiuni la sistemul energetic existent este adesea împiedicată de constrângeri sociale, economice și de protecție a mediului în încercarea de a construi noi infrastructuri de mare capacitate. Aceste impedimente vor contribui pe viitor la adoptarea unor soluții de producere distribuită din surse de energie regenerabile. Trebuie remarcat, de asemenea, că ținta actuală pentru sursele de energie regenerabilă a Uniunii Europene (20% din energia consumată

DEFINIȚIE

Sistem de producere distribuită: „centrale energetice conectate la sistemul de distribuție”

să fie acoperită din surse regenerabile până în 2020) va susține tendința de creștere a producerii distribuite în țările UE.

Cele mai importante avantaje ale producerii distribuite se pot rezuma astfel:

• Îmbunătățirea securității și fiabilității alimentării cu energie: tehnologiile regenerabile și eficiente de producere distribuită pot reduce importul de energie electrică și, în același timp, diversifica portofoliul energetic al Uniunii Europene. Mecanismele de insularizare intenționată pot proteja consumatorii dintr-un anumit loc împotriva întreruperilor alimentării cu energie electrică, care apar în rețelele limitrofe. Tehnologia producerii distribuite poate îmbunătăți fiabilitatea alimentării cu energie prin oferirea de sprijin în funcționarea rețelei de distribuție și poate contribui la serviciile auxiliare.

• Avantaje pentru operarea și planificarea rețelelor de transmitere și distribuție: rețelele de distribuție cu rată mare a integrării sistemelor de producere distribuită reduc cazurile de congestionare a rețelelor de transmitere din amonte. Acest lucru permite întârzierea dezvoltării sistemelor de transmitere a energiei electrice și, implicit, amânarea costurilor de investiție. Unitățile de producere distribuită amplasate convenabil de-a lungul sistemului de distribuție contribuie foarte mult la reducerea pierderilor de transmitere și pot, de asemenea, avea un efect pozitiv în reducerea pierderilor de distribuție în cazul unor sisteme controlate și operate corespunzător.

• Utilizare mai eficientă a resurselor primare de energie și a căldurii reziduale: amplasarea locală convenabilă a unităților de producere distribuită permite exploatarea eficientă a surselor de energie disponibile, cum ar fi produsele reziduale sau sursele regenerabile.

• Reducerea emisiilor de noxe: sursele regenerabile și/sau unitățile eficiente de producere distribuită pot contribui la reducerea consumului de combustibili fosili și a emisiilor de gaze cu efect de seră.

• Competitivitate pe piața energiei: producerea distribuită poate stimula competiția în rândul furnizorilor, permițând noi jucători pe piața de electricitate.

• Facilitarea autorizării și construirii: găsirea siturilor de amplasare pentru instalațiile din surse regenerabile și a unităților de producere distribuită este în general mai simplă decât în cazul centralelor electrice foarte mari. Durata până la momentul conectării la rețea se reduce astfel considerabil.

Totuși, există anumite probleme de ordin tehnic valabile pentru toate țările Uniunii Europene în privința integrării unităților de producere distribuită în rețelele de distribuție:

• Probleme în planificarea și operarea distribuției: sistemele de protecție locale ar putea avea nevoie de reproiectare de vreme ce conectarea unităților de producere distribuită nu doar că modifică fluxul de putere, dar afectează semnificativ nivelurile locale de tensiune și curenți de defect; sunt necesare revizuiri ale arhitecturilor de rețea ca urmare a apariției schimbului de putere în ambele sensuri. Colectarea datelor utilizate pentru controlul sistemelor de distribuție și de producere distribuită poate fi un proces complex, dat fiind faptul că sistemele de distribuție nu sunt de regulă monitorizate prin sisteme SCADA .

• Energia de echilibrare și capacitatea de rezervă: din cauza inconstanței surselor de producere distribuită, operatorii rețelelor de distribuție trebuie să gestioneze o reacție rapidă la apariția puterilor injectate în sistem, iar în anumite cazuri să procure o rezervă de putere necesară din amonte. Odată cu înmulțirea tehnologiilor din surse de energie regenerabilă și de producere distribuită – caracterizate de inconstanță –, costurile provocate de dezechilibrele din rețea ar putea crește constant, iar aplicarea mecanismelor de prioritate a energiei din surse regenerabile ar putea deveni din ce în ce mai dificilă.

• Calitatea energiei: invertoarele utilizate în sistemele de producere distribuită pot genera armonici, provocând perturbații în rețea (totuși, acestea pot fi evitate prin filtrare corespunzătoare).

Directiva europeană 2003/54/EC asupra regulilor comune pentru piața internă definește conceptul de producere distribuită astfel: „centrale energetice conectate la sistemul de distribuție”. Aceeași directivă oferă o definiție și pentru distribuție, care înseamnă „transportul energiei electrice la înaltă tensiune, medie tensiune și joasă tensiune prin rețele de distribuție, cu grija distribuției către consumator, fără a include și furnizarea propriu-zisă”. (5)

În literatura de specialitate nu există consens pentru definirea conceptului de producere distribuită.

S-au creat diverse definiții pentru a face o distincție între producerea distribuită și generarea energiei electrice prin centrale electrice de mari dimensiuni. Există clasificări diferite la nivel de țară. Mai jos, o scurtă trecere în revistă a principalelor definiții utilizate la nivel internațional:

• Institutul pentru Ingineria Electrică și Electronică (IEEE) definește producerea distribuită ca generarea electricității de către instalații suficient de mici în comparație cu centralele electrice, de obicei sub 10 MW, astfel încât să fie permisă interconectarea în aproape orice punct al sistemului energetic; (6)

• Consiliul Internațional al Marilor Rețele Electrice (CIGRÉ) definește o unitate de producere distribuită drept o unitate de generare care nu este planificată centralizat, nu este activată centralizat, de obicei conectată la rețeaua de distribuție și mai mică de 50–100 MW; (7)

• Agenția Internațională pentru Energie (IEA) descrie o unitate de producere distribuită ca o centrală electrică care deservește un consumator local sau oferă sprijin unei rețele de distribuție, conectată la rețea la nivelul tensiunilor nominale de distribuție a energiei electrice; (8)

• Departamentul de Energie al Statelor Unite (DOE) definește producerea distribuită drept un modul de generare sau stocare a energiei electrice amplasat în apropierea locului de consum. DOE consideră că puterea instalată a unei unități de producere distribuită variază între mai puțin de 1 kilowatt și câteva zeci de megawați. (9)

• Institutul de Cercetare al Energiei Electrice (EPRI) identifică unitățile de generare de talie mică în intervalul cuprins între câțiva kW și 50 MW, iar echipamentele de stocare amplasate de regulă în proximitatea consumatorilor sau a substațiilor de distribuție și subtransmitere, ca surse de energie distribuite; (10)

• Conform autorilor articolului citat la (11), producerea distribuită reprezintă o sursă de energie electrică conectată în mod direct la rețeaua de distribuție sau conectată dincolo de punctul de contorizare, în partea de instalație a consumatorului.

Aproape toate sistemele din surse de energie regenerabile sunt în același timp și sisteme de producere distribuită, dar trebuie punctat că dinte aceste surse de producere distribuită, centralele fotovoltaice au avut o penetrare semnificativă în sistemele electroenergetice. (12)

Integrarea surselor regenerabile de energie în rețelele electrice de distribuție asigură performanțe crescute pin: îmbunătățirea profilului tensiunii, ameliorarea calității energiei electrice, reducerea pierderilor și îmbunătățirea fiabilității alimentării utilizatorilor.

Pentru ca un sistem fotovoltaic să poată fi conectat la rețelele de distribuție, acestea trebuie să respecte în primul rând cerințe legate de siguranța și securitatea funcționării și a transferului de putere integral cu rețeaua. Reglementările impuse de operatorii locali de rețele de distribuție variază la nivel de state, însă există inițiative de uniformizare a standardelor la nivel global. Cerințele impuse pentru sistemele fotovoltaice au un impact major asupra proiectării și optimizării invertoarelor, care asigură interfața directă cu rețeaua de distribuție în cazul sistemelor fotovoltaice fără separare galvanică. (13) Rolul primar al invertoarelor este acela de a face transferul de putere generată în curent continuu în curent alternativ la tensiunea și frecvența rețelei, însă ele pot îndeplini și alte funcții specifice, printre care: reglajul puterii active și reactive; funcționare continuă într-un anumit interval de tensiune și frecvență; capacitatea de trecere peste defect la apariția golurilor și a variațiilor de tensiune; injectarea de curent reactiv pe durata defectelor; participarea la o acțiune de reglaj în rețeaua electrică cum ar fi reglajul primar de frecvență etc. (13)

01(3)

Racordarea la SEN a centralelor fotovoltaice

Detectarea efectului de insularizare trebuie să se desfășoare cât mai rapid, timp în care invertorul trebuie decuplat de la rețeaua de distribuție (există riscuri serioase în ceea ce privește siguranța persoanelor în cazul în care deconectarea nu are loc imediat). Pentru stabilizarea sistemului electroenergetic, centralele fotovoltaice de mare putere racordate la SEN trebuie să asigure capacitatea de trecere peste defect, o caracteristică din ce în ce mai importantă pe măsură ce cantitatea de energie electrică produsă din surse de energie solare crește anual. (13)

În cazul sistemelor fotovoltaice de medie și înaltă tensiune, solicitările operatorilor de rețea au în vedere două cerințe tehnice importante: capacitatea de trecere peste defect la tensiune scăzută și injectarea de curent reactiv pe durata defectului la tensiune scăzută. (14) Necesitatea acestor solicitări apare ca urmare a nevoilor de securitate a personalului de mentenanță, de protecție a dispozitivelor și echipamentelor și, nu în ultimul rând, de evitare a instabilității rețelelor electrice. (14) În cazul apariției unui gol de tensiune mai mare de 5% din valoarea rădăcinii medii pătrate a tensiunii din invertorul fotovoltaic, se activează funcția de reglaj a tensiunii sistemului fotovoltaic, care trebuie să se producă timp de 20 ms. (15)

De asemenea, orice operare anormală a rețelei electrice sesizată de sistemele fotovoltaice conduce în mod obligatoriu la deconectare, astfel încât să se evite funcționarea insularizată. (14)

În ceea ce privește România, reglementările sectorului energetic (inclusiv exploatarea centralelor electrice fotovoltaice) sunt apanajul Agenției Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) (16)

Prima cerință impusă centralelor fotovoltaice reprezintă capacitatea de producere neîntreruptă și simultană a puterii active și reactive, în punctul comun de cuplare, la valoarea randamentului maxim specific condițiilor meteorologice respective, conform diagramei P-Q echivalente, în gama de frecvență 49,5 – 50,5 Hz și în domeniul de tensiune admis. (16) Cea de-a doua obligativitate are legătură cu regimul de funcționare a invertorului sistemului fotovoltaic.

Acesta trebuie să rămână cuplat la rețeaua electrică și să funcționeze nelimitat și în mod continuu, în gama de frecvență 47,5 – 52 Hz, să suporte variații de frecvență de până la 1 Hz/s (secundă) și variații de tensiune în punctul comun de cuplare situate între 0,9 pu și 1,1 pu din valoarea tensiunii nominale (Un). Apariția golurilor de tensiune sau variația tensiunii nu trebuie să împiedice funcționarea invertoarelor și a centralelor fotovoltaice, pe niciuna dintre cele trei faze, în punctul de comun de cuplare, conform figurii 1 (16) De asemenea, invertoarele instalate în sistemele fotovoltaice trebuie să injecteze, pe durata apariției golurilor de tensiune, timp de minimum 3 s, curentul reactiv maxim fără a trece de limita de funcționare a centralei fotovoltaice. (16)

Cerințe

deracordare la SEN în România

Profilul de tensiune pentru solicitarea de trecere peste defect a CEF în codurile de rețea din România

sursă: Banu, p. 19

FIGURA 1

sursă: Banu, p. 19

2

Caracteristică de stabilizare a frecvenței pentru sistemele fotovoltaice racordate la rețeaua electrică

FIGURA

Pentru racordarea la sistemul energetic național, printre altele, centralele electrice fotovoltaice vor fi echipate cu sisteme de reglare automată a puterii active în funcție de valorile frecvenței (operațiunea este denumită reglajul automat al raportului f/P). Funcționarea acestui sistem se bazează pe variația curbei de răspuns frecvență/putere activă (deplasarea puterii în funcție de frecvență) din figura 2, unde Pa reprezintă puterea activă instantanee. Valoarea de consemn a puterii active pe care o generează centrala fotovoltaică nu poate depăși limitele stabilite următoarele intervale: A (50 – 47 Hz), B (50 – 47 Hz), C (50 – 52 Hz), DE (50 – 52 Hz); stabilirea acestora depinde de solicitările și necesitățile operatorului rețelei de distribuție, iar eroarea maximă admisă a frecvenței măsurate este de ±10 mHz. (16)

În luna mai 2016, puterea instalată totală a centralelor fotovoltaice din România era de 1343 MW

Dacă valoarea tensiunii în punctul comun de cuplare se încadrează intervalul stabilit, cantitatea de putere reactivă pe care centrala fotovoltaică o produce/absoarbe trebuie ajustată continuu ținând cont de factorul de putere de maximum 0,95 (capacitiv și inductiv). Reglarea automată a raportului tensiune/putere reactivă în punctul comun de cuplare se realizează reglând următorii factori: tensiunea, schimbul de putere reactivă cu rețeaua de distribuție, respectiv factorul de putere (dacă Pgenerată = 0, atunci este obligatoriu ca Qcedată = 0).

Funcționarea centralelor fotovoltaice în regimul normal al rețelei mu trebuie să inducă în punctul comun de cuplare o variație a tensiunii mai mare de ±5% din valoarea tensiunii nominale (Un). Nu se permite, de asemenea, ca sistemele fotovoltaice să funcționeze insularizat, astfel că orice sistem fotovoltaic trebuie echipat cu protecții anti-insularizare. (16)

3

Harta solară și potențialul fotovoltaic al României

sursă: Solargris

FIGURA

Structura sistemelor fotovoltaice

Pe scurt, o centrală fotovoltaică clasică este alcătuită după următoarea schemă (reprezentată în figura 4):

generator fotovoltaic

invertor electronic de putere

interfață cu rețeaua electrică de distribuție

(4)

Centralele fotovoltaice se clasifică în funcție de tehnologia invertorului de putere astfel: centralele fotovoltaice simplu etaj, unde invertorul realizează doar conversia CC-CA, și centralele fotovoltaice multi etaj, unde invertorul presupune mai multe etaje de conversie CC-CC-CA.

Pe scurt, o centrală fotovoltaică clasică este alcătuită după următoarea schemă (reprezentată în figura 4):

• generator fotovoltaic;

• invertor electronic de putere;

• interfață cu rețeaua electrică de distribuție.

Sistemul fotovoltaic simplu etaj oferă posibilitatea de reglare a punctului de putere maximă folosind două metode: reglajul tensiunii continue și transferul puterii către rețea. Conform schemei electrice din figura 4, interfațarea dintre sistemul fotovoltaic și rețeaua de distribuție se face în punctul comun de cuplare printrun filtru trece-jos și un transformator de separare galvanică. (17)

FIGURA 4

Schemă de principiu a unui sistem fotovoltaic

Sistemele fotovoltaice de producere integrate într-un sistem energetic național (prin rețeaua de distribuție a energiei electrice) sunt dependente în mod obligatoriu de invertoarele fotovoltaice. Funcția de bază a acestora reprezintă conversia unei surse de curentul continuu (CC) într-o sursă de curent alternativ la frecvența și tensiunea rețelei (variabile). (13) Cealaltă sarcină pe care invertoarele trebuie să le îndeplinească este operarea modulelor fotovoltaice la punctul de putere maxim. (18)

Clasificarea invertoarelor fotovoltaice în funcție de configurarea centralelor fotovoltaice:

• Invertoare integrate în celula fotovoltaică, pentru puteri între 50 și 400 W;

• Invertoare pentru un singur rând de panouri fotovoltaice, cu puteri cuprinse între 0,4 și 2 kW;

• Invertoare pentru multiple rânduri de panouri fotovoltaice, cu puteri cuprinse între 1,5 și 6 kW;

• Mini-invertoare centralizate, cu abordare modulară și tipologie trifazată, pentru centrale fotovoltaice cu putere instalată de până la 100 kW, respectiv 6, 8, 10 și 15 kW pentru fiecare unitate;

• Invertoare centralizate, cu abordare modulară și tipologie trifazată, pentru centrale fotovoltaice mari cu putere instalată între 100-1000 kW, respectiv 100, 150, 250 și 1000 kW pentru fiecare unitate.

Invertor fotovoltaic produs de Toshiba, cu randament de 97,6 %

Apărute în anii 1980, primele centrale fotovoltaice conectate la rețea foloseau invertoare bazate pe tiristori. SMA a produs pentru prima dată, în 1990, primul invertor fotovoltaic bazat pe tranzistoare. Începând cu mijlocul anilor 1990, atât tehnologia IGBT,1 cât și MOSFET2 au fost utilizate cu precădere la fabricarea tuturor tipurilor de invertoare fotovoltaice. Excepție fac invertoarele integrate în celulele fotovoltaice, în cazul cărora predomină tehnologia MOSFET.

În comparație cu invertoarele de motor, cele destinate sistemelor fotovoltaice sunt mult mai complexe din punctul de vedere al componentelor și funcționalității. Complexitatea tehnică a acestor invertoare rezidă în nevoia de creștere a tensiunii, dar și alte componente, precum filtrul de conectare la rețea, releul de deconectare, respectiv comutatorul

1 IGBT (acronim pentru insulated-gate bipolar transistor) reprezintă o tehnologie care are la bază tranzistoare bipolare cu poartă izolată.

2 MOSFET (acronim pentru metal–oxide–semiconductor field-effect transistor) reprezintă o tehnologie care are la bază tranzistoare de tip metal–oxid–semiconductor cu efect de câmp.

CC. Alte funcții obișnuite ale invertoarelor fotovoltaice sunt detectarea vârfului de putere, anti-insularizarea, sincronizarea la rețea, dar și funcții de înregistrare a parametrilor.

Pentru ca producătorii să ofere o durată de viață cât mai mare pentru invertoarele fotovoltaice, au fost introduse recent noi tipologii de producere și funcționare a acestora, în special pentru că panourile fotovoltaice oferă astăzi o perioadă de exploatare de peste 20 de ani.

Prima măsură care a condus la sporirea eficienței invertoarelor a fost eliminarea separării galvanice. Separarea galvanică este în mod obișnuit obținută prin utilizarea unui transformator de frecvență ridicată în convertorul CC-CC sau prin instalarea unui transformator de joasă frecvență la ieșire. Eficiența crește astfel cu 1-2%.

Într-un sistem fotovoltaic, lipsa acestei separări galvanice poate conduce la probleme de siguranță și sănătate în eventualitatea unor descărcări accidentale. Mai mult, există posibilitatea unor curenți de scurgere datorați unor capacități parazite între sistemul fotovoltaic și pământ. Pe de altă parte, în lipsa unui transformator, invertorul ar putea injecta un curent continuu în rețea, producând astfel saturarea transformatoarelor de putere conectate la rețeaua de distribuție. Atât problema curenților de scurgere, cât și injectarea de curent continuu în rețea se poate evita prin tipologia și sistemele de control ale invertorului. (19)

Întrucât, în mod clasic, panourile fotovoltaice sunt realizate într-o structură multistratificată care include sticlă, material semiconductor și plăci de conexiune, toate încastrate întro ramă metalică legată la pământ, apare o capacitate față de pământ – o cale pentru curenții de scurgere (valori tipice măsurate pentru modulări unipolare: 10 nF/kW) (13).

Din păcate, eliminarea transformatoarelor necesită soluții mult mai complexe pentru construcția invertoarelor, astfel încât curenții de scurgere și injecția de curent continuu să poată fi ținuți sub control.

Altă provocare majoră pentru construcția unor noi tipologii de invertoare fotovoltaice este abilitatea de a obține un randament ridicat la încărcare parțială (de exemplu, perioade cu iradiație solară scăzută). Standardul european pentru eficiența invertoarelor fotovoltaice este de minimum 97%; majoritatea producătorilor oferă un randament de 98%.

Cele mai răspândite tipologii de invertoare pentru sisteme fotovoltaice fără separare galvanică se încadrează în două mari categorii: cele în punte H – utilizate pentru invertoare monofazate, în două configurații: punte întreagă (fullbridge) sau semipunte (half-bridge) – sau cele cu punct neutru flotant (NPC, acronim pentru neutral point clamped), utilizate pentru invertoarele trifazate. (13) Fiecare dintre structurile bazate pe cele două tipologii beneficiază de sisteme de control diferite, cu funcții specifice: urmărirea punctului de putere maxim (MPPT), anti-insularizare și monitorizare; printre funcțiile de bază ale invertoarelor cuplate la rețea se numără: controlul curentului rețelei, controlul tensiunii continue, capabilitatea de trecere peste defect la tensiune scăzută, sincronizare cu rețeaua, respectiv funcții auxiliare: reglaj în tensiune/frecvență, compensarea armonicilor și a puterii reactive sau capabilitatea de trecere peste defect. (20)

5

Principalele configurații de invertoare pentru sisteme fotovoltaice sursă: Banu, pag. 29

Deși se pot identifica peste 50 de tipologii de invertoare create pentru sistemele fotovoltaice, cu randamente de până la 98%, acestea se încadrează în cele două mari categorii amintite anterior.

Tipologii de invertoare

FIGURA

TIPOLOGII DEINVERTOARE

Analizând sistemele fotovoltaice în funcție de puterea instalată a acestora, pentru valori mici ale puterii, tensiunea circuitului de curent continuu intermediar al invertorului nu este suficient de mare, astfel că este nevoie de convertoare CC-CC cu funcții de ridicare a valorii tensiunii.

În prezent, în majoritatea cazurilor cu puteri de peste 100 kW, invertorul central nu mai solicită un convertor CC-CC, însă acestea sunt tipologii trifazate implică transformatoare JT/MT (fiind bazate pe tipologia punte întreagă). Acesta este, de fapt, cazul în care se dorește eliminarea separării galvanice și renunțarea la transformatoare, mai ales că randamentul soluțiilor propuse fără separare galvanică este din ce în ce mai ridicat.

Există situații în care conectarea în serie a mai multor module fotovoltaice coroborată cu o valoare mai mică a tensiunii din rețeaua de distribuție (în Statele Unite ale Americii sau Japonia) poate scuti centrala fotovoltaică de necesitatea instalării unui convertor CC-CC ridicător de tensiune. Ca urmare, este suficient ca invertorul folosit să aibă o singură treaptă, mai ales că randamentul este mult mai ridicat în astfel de cazuri. (20)

Invertoare bazate pe tipologia punte H

Familia de invertoare

punte H, dezvoltată pentru prima dată de către W. McMurray în 1965, a reprezentat o bornă de referință importantă în domeniul proiectării de convertoare electronice de putere. A fost prima structură capabilă să profite de primele tiristoare disponibile.

Tipologia punte H este versatilă și pentru că poate converti atât CCCC, cât și CC-CA, putând fi implementată sub forma punte întreagă sau semipunte. (13)

Pentru configurația de bază a invertorului punte H se pot utiliza trei strategii de modulare: modulare bipolară, modulare unipolară și modulare hibridă.

FIGURA

Tipologia

Pentru modularea bipolară, întreruptoarele sunt acționate în diagonală (de exemplu: S1 sincronizat cu S4, respectiv S3 sincronizat cu S2). Astfel, se poate genera o tensiune în curent alternativ pentru curenți de sens pozitiv, respectiv sens negativ.

C A D

CARACTERISTICI

[1]. Brațele A și B sunt comutate sincronizat

în diagonală (S1 = S3

și S2 = S4) cu frecvență ridicată și aceeași referință sinusoidală.

[2]. Nu se poate determina o stare cu valoarea tensiunii nulă.

VPE are doar o componentă a frecvenței egală cu cea a rețelei și nicio componentă a frecvenței de comutație, ceea ce înseamnă un curent de scurgere cu valoare foarte mică.

Deși curentul de scurgere are valori foarte mici în cazul invertoarelor bipolare în tipologie punte H, acestea nu se pot utiliza în cazul instalațiilor fără separare galvanică ca urmare a randamentului scăzut.

DEZAVANTAJE

[1]. Valoarea ondulației de comutație a curentului este egală cu 1 x frecvența de comutație, necesitând o filtrare mai complexă.

[2]. Variația tensiunii de-a lungul filtrării este bipolară (+VFV → –VFV → +VFV), ceea ce înseamnă pierderi mari.

[3]. Randamentul scăzut de până la 96,5% se datorează schimbului de putere reactivă între L1(2) și CFV, din cauza faptului că cele două întreruptoare sunt comutate simultan la intervale de timp periodice.

AVANTAJE

Caracteristici

[1]. Frecvența de comutație a brațelor A și B este foarte ridicată, cu referințe sinusoidale simetrice;

[2]. Sunt posibile două stări cu valoare nulă a tensiunii de ieșire: S1, S2 = pornit și S2, S4 = pornit.

Analizând metoda modulării unipolare, se poate observa că fiecare braț este comutat într-un sistem de referință propriu, generând astfel un curent electric alternativ.

Avantaje

[1]. Valoarea ondulației de comutație a curentului este egală cu 2 x frecvența de comutație, necesitând cerințe mai mici de filtrare;

[2]. Variația tensiunii de-a lungul filtrării este unipolară (0 → +VFV → 0 → – VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute;

[3]. Randamentul poate urca până la 98% și se datorează pierderilor reduse în timpul trecerii prin stările cu valoare nulă a tensiunii.

Dezavantaje

[1]. Dezavantajul principal sunt curenții de scurgere ca urmare a componentei frecvenței de comutație din VPE.

Chiar dacă acest tip de modulație prezintă un randament foarte bun și nu necesită o filtrare complexă, componenta de frecvență ridicată a VPE este motivul pentru care invertoarele cu modulație unipolară nu se pot utiliza fără separare galvanică.

În cazul invertoarelor cu modulară hibridă, brațele sunt comutate individual, fiecare la o frecvență diferită: unul dintre brațe comută la frecvența rețelei, în timp ce al doilea braț comută la o frecvență mult mai mare.

Caracteristici

[1]. Brațul A comută la frecvența scăzută a rețelei, în timp ce brațul B este comutat la frecvența ridicată a unui semnal PWM (pulsuri modulate în durată);

[2]. Sunt posibile două stări cu valoare nulă a tensiunii de ieșire: S1, S2 = pornit și S2, S4 = pornit.

Avantaje

Variația tensiunii de-a lungul filtrării este unipolară (0 → +VFV → 0 → –VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute;

HIBRID

Dezavantaje

Valoarea ondulației de comutație a curentului este egală cu 1 x frecvența de comutație, necesitând o filtrare mai complexă;

Randamentul de 98% se datorează lipsei schimbului de putere reactivă între L1(2) și CFV în timpul stărilor cu tensiune nulă și comutației la frecvență redusă a brațului A.

La valoarea frecvenței de rețea, pentru VPE variația formei de undă are o abatere pătratică, ceea ce implicit înseamnă valori mari ale curenților de scurgere în perioadele de vârf și cerințe de filtrare a interferenței electromagnetice.

În ciuda randamentului ridicat, nici invertoarele cu modulare hibridă nu se califică pentru aplicații fotovoltaice fără separare galvanică din cauza variației pătratice a formei de undă.

Tipologii derivate din tipologia punte H

Tipologia H5

Tipologia H5 patentată în 2005 de către

SMA este bazată pe tipologia punte H, dar adaugă un al cincilea întreruptor pe fluxul de curent pozitiv al legăturii de curent alternativ. Folosirea acestui întreruptor previne schimbul de puteri reactive între L1(2) și CFV în timpul în care sistemul se află în starea cu valoare nulă a tensiunii (randamentul crește) și izolează modulul fotovoltaic față de rețea pe parcursul stării de tensiune nulă (se elimină componenta de frecvență ridicată a VPE). (21) Această tipologie este utilizată cu succes în aplicații fotovoltaice fără transformatoare.

Caracteristici

[1]. S5 și S4 (S2) sunt comutate la frecvență mare, în timp ce S1 (S3) comută la frecvența rețelei; [2]. Sunt posibile două stări cu valoare nulă a tensiunii de ieșire: S5 = oprit și S1 (S3) = pornit.

Avantaje

[1]. Variația tensiunii prin filtru este unipolară (0 → +VFV → 0 → –VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute; [2]. Randamentul de 98% se datorează lipsei schimbului de putere reactivă între L1(2) și CFV în timpul stărilor de tensiune nulă și comutației la frecvență scăzută a unuia dintre brațe;

[3]. VPE are doar o componentă a frecvenței egală cu cea a rețelei și nicio componentă a frecvenței de

comutație, ceea ce înseamnă un curent de scurgere cu valoare foarte mică și interferențe electromagnetice neglijabile.

Dezavantaje

[1]. Un întreruptor suplimentar;

[2]. Pe durata funcționării active, curentul străbate simultan trei întreruptoare, ceea ce înseamnă pierderi mai mari de energie prin conducție, fără însă a afecta randamentul general.

În acest subcapitol:

Tipologia H5 • Tipologia HERIC

• Tipologia Refu • Tipologia Ingeteam • Tipologia redresorului de tensiune nulă în punte

întreagă

Tipologia HERIC

O altă tipologie bazată pe clasica punte H este HERIC (highly efficient and reliable inverter concept, conceptul de invertor extrem de eficient și de fiabil), patentată în 2006 de Sunways, și care adaugă un braț de ocolire în paralel pe partea de curent alternativ, folosind două tranzistoare bipolare cu poartă izolată (IGBT) în oglindă (notate S+ și S–). (22)

Ca și în cazul invertorului H5, brațul de ocolire în CA oferă aceleași două funcții vitale pentru invertorul HERIC: previne schimbul de puteri reactive între L1(2) și CFV în timpul în care sistemul se află în starea cu valoare nulă a tensiunii (randamentul crește) și izolează modulul fotovoltaic față de rețea pe parcursul stării de tensiune nulă (se elimină componenta de frecvență ridicată a VPE).

Tipologia HERIC permite integrarea acestor tipuri de invertoare în sistemele fotovoltaice fără separare galvanică.

Principalele caracteristici:

[1]. Perechile S1-S4 și S2-S3 sunt comutate la frecvență mare, în timp ce S+ (S–) comută la frecvența rețelei;

[2]. Sunt posibile două stări cu valoare nulă a tensiunii de ieșire: S+ = pornit și S– = pornit (cu conducția ca puntea să nu fie comutată).

Avantaje principale:

[1]. Variația tensiunii prin filtru este unipolară (0 → +VFV → 0 → –VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute;

[2]. Randamentul de 97% se datorează lipsei schimbului de putere reactivă între L1(2) și CFV în timpul stărilor cu tensiune nulă și comutației la frecvență scăzută a unuia dintre brațe;

[1]. VPE are doar o componentă a frecvenței egală cu cea a rețelei și nicio componentă a frecvenței de comutație, ceea ce înseamnă un curent de scurgere cu valoare foarte mică și interferențe electromagnetice neglijabile.

Dezavantaje:

Două întreruptoare suplimentare (S+ și S–);

Modurile de funcționare ale invertoarelor H5 și HERIC sunt similare prin faptul că ambele decuplează generatorul fotovoltaic în timpul trecerilor prin starea cu valoare nulă a tensiunii, atât pe partea de curent alternativ, cât și pe partea de curent continuu. Ambele tipologii utilizează două întreruptoare comutate la frecvență ridicată și încă un întreruptor care comută la frecvența rețelei. Diferența este că în cazul invertorului H5 curentul străbate trei întreruptoare simultan, în timp ce în cazul invertorului HERIC este vorba doar despre două întreruptoare.

Tipologia Refu

În anul 2007, compania Refu Solar a introdus o altă tipologie bazată pe tipologia punte H. Acest tip de invertor folosește, de fapt, o semipunte de ocolire amplasată în partea de curent alternativ a circuitului și un convertor CC-CC, care poate fi de asemenea ocolit. (23)

Metoda semipunții de ocolire oferă aceleași două funcții vitale ca în cazul invertorului HERIC, și anume: previne schimbul de puteri reactive între L și CFV în timpul în care sistemul se află în starea cu valoare nulă a tensiunii (randamentul crește) și izolează modulul fotovoltaic față de rețea pe parcursul stării de tensiune nulă (se elimină componenta de frecvență ridicată a VPE).

În comparație cu invertorul HERIC, implementarea funcției de ocolire în partea de curent alternativ este diferită, în sensul că se utilizează întreruptoare unidirecționale cu module IGBT, plus o diodă înseriată. O altă abordare caracteristică tipologiei Refu este integrarea în schema de funcționare a unui convertor de amplificare, activat doar atunci când tensiunea de intrare în partea de curent continuu este mai mică în comparație cu tensiunea rețelei.

CARACTERISTICI

[1]. Întreruptoarele S1 (S2) declanșează la frecvență ridicată atunci când amplificarea nu este necesară: VFV >|Vg|

[2] Întreruptoarele S3 (S4) declanșează la frecvență ridicată atunci când amplificarea este activă: VFV <|Vg|.

[3]. S+ (S–) comută la frecvența rețelei în funcție de polaritatea tensiunii.

AVANTAJE

[1]. Variația tensiunii prin filtru este unipolară (0 → +VFV → 0 → –VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute

[2]. Întreruptoarele S3 (S4) declanșează la frecvență ridicată atunci când amplificarea este activă: VFV <|Vg|

[3]. Randamentul de 98% se datorează lipsei schimbului de putere reactivă între L și CFV în timpul stărilor de tensiune nulă și comutației la frecvență scăzută a unuia dintre brațe

[1]. Necesită dublă tensiune în curent continuu

[2] Două întreruptoare suplimentare, dar care declanșează la frecvențe mici.

Tipologia Refu este o îmbunătățire a tipologiei semipunte, adăugând ocolirea pe partea de curent alternativ pentru a reduce pierderile la tensiune nulă; este foarte potrivită pentru integrarea în sistemele fotovoltaice fără separare galvanică.

DEZAVANTAJE

Tipologia Ingeteam

O altă tipologie derivată din metoda punții H este cea a invertorului în punte întreagă cu ocolire pe partea de curent continuu (FB-DCBP, acronim pentru full-bridge – DC bypass), patentată de Ingeteam. În plus față de puntea H, soluția Ingeteam presupune două comutatoare adiționale pe partea de curent continuu (S5 și S6), dar și două diode suplimentare (notate D+ și D–) pentru limitarea ieșirii de legare la neutru a punctului median pentru busul de curent continuu. (24) Întreruptoarele de curent continuu oferă separarea panourilor fotovoltaice față de rețea la tensiune nulă, iar diodele de limitare asigură legarea la neutru la tensiune nulă (spre deosebire de tipologiile HERIC și H5, unde tensiunea nulă este flotantă – izolată față de neutru). În esență, ambele variante oferă curenți de scurgere mici și randament ridicat, datorită prevenirii schimbului de putere reactivă între L1(2)

și CFV1(2)

Principalele caracteristici ale invertorului Ingeteam:

[1]. Întreruptoarele S5 și S6 declanșează la frecvență ridicată, în timp ce S1 (S2) și S4 (S3) comută la frecvența rețelei;

[2]. Valoarea nulă a tensiunii de ieșire se obține atunci când întreruptoarele brațului de ocolire din curent continuu S5 și S6 nu declanșează. Când S5 și S6 sunt oprite, iar S2 și S3 sunt pornite, curentul electric se împarte pe două căi: S1 și dioda din S3 (D3), respectiv S4 și dioda din S2 (D2). Astfel, întreruptoarele S2 și S3 sunt pornite fără curent suplimentar și fără pierderi de comutație. Calea pe care intensitatea curentului o străbate în starea de tensiune nulă va fi S4-D2 sau S1-D3 (pentru curentul de rețea de sens pozitiv), respectiv S2-D4 sau S3-D1 (pentru curentul de rețea de sens negativ). Diodele D+ și D- sunt utilizate doar pentru a înjumătăți tensiunea din întreruptoarele de ocolire ale părții de curent continuu.

Avantaje:

[1]. Tensiunea prin filtru este unipolară (0 → +VFV → 0 → –VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute;

[2]. Valoarea tensiunii prin întreruptoarele de ocolire din CC este la jumătate față de tensiunea din partea de curent continuu.

[3]. Randamentul foarte ridicat se datorează lipsei schimbului de putere reactivă între L1(2) și CFV1(2) în timpul stărilor cu tensiune nulă și comutației la frecvență scăzută a unuia dintre brațe, precum și valorii scăzute a tensiunii din S5 și S6;

[4]. VPE are doar o componentă a frecvenței egală cu cea a rețelei și nicio componentă a frecvenței de comutație, ceea ce înseamnă un curent de scurgere cu valoare foarte mică și interferențe electromagnetice neglijabile.

Dezavantaje:

[1]. Două întreruptoare și două diode suplimentare;

[2]. Pe durata funcționării active, curentul străbate simultan patru întreruptoare, ceea ce înseamnă pierderi mai mari de energie prin conducție, fără însă a afecta randamentul general.

Tipologia în punte întreagă cu ocolire pe partea de curent continuu este foarte potrivită pentru integrarea în sistemele fotovoltaice fără separare galvanică, datorită curenților de scurgere cu valoare foarte mică și interferenței electromagnetice neglijabile.

Tipologia redresorului de tensiune nulă în punte întreagă

Altă tipologie demnă de atenție este redresorul de tensiune nulă în punte întreagă (FB-ZVR, acronim pentru fullbridge zero voltage rectifier), derivată din tipologia HERIC, unde întreruptorul bidirecțional de scurtcircuitare a rețelei este implementat folosind o punte de diode și un întreruptor (S5) și două diode de limitare a punctului median. Starea de tensiune nulă este atinsă prin oprirea punții și pornirea întreruptorului S5. (25)

Caracteristici principale

Întreruptoarele punții H sunt comutate în diagonală, precum în cazul modulării bipolare. Starea de tensiune nulă este indusă după fiecare comutație prin oprirea tuturor întreruptoarelor punții și pornirea întreruptorului S5.

Avantajele acestei tipologii:

[1]. Tensiunea prin filtru este unipolară (0 → +VFV → 0 → –VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute;

[2]. Randamentul ridicat se datorează lipsei schimbului de putere reactivă între L1(2) și CFV în timpul stărilor cu tensiune nulă și comutației la frecvență scăzută a unuia dintre brațe;

[3]. VPE are doar o componentă a frecvenței egală cu cea a rețelei și nicio componentă a frecvenței de comutație, ceea ce înseamnă un curent de scurgere cu valoare foarte mică și interferențe electromagnetice neglijabile.

Dezavantaje:

[1]. Un întreruptor și patru diode suplimentare;

[2]. Pe durata funcționării celor două diode mediane în perioade de inactivitate, apare o tensiune bipolară de ieșire, ceea ce conduce la creștea pierderilor prin filtru.

Tipologia redresorului de tensiune nulă în punte întreagă păstrează avantajele tipologiei HERIC în materie de eficiență și curenți de scurgere reduși. Din cauza comutației foarte frecvente a întreruptorului S5, randamentul este mai mic decât în cazul invertorului HERIC, însă are avantajul de a funcționa la orice factor de putere.

Trecând în revistă toate tipurile de invertoare studiate mai sus, se constată că, în realitate, tipologiile HERIC, H5, Refu și FB-DCBP transformă tipologia punte H cu două trepte într-un invertor cu trei trepte. Acest lucru sporește randamentul de vreme ce atât întreruptoarele, cât și inductorul de la ieșire sunt supuse la jumătate din stresul generat de tensiunea de intrare. Starea de tensiune nulă este atinsă prin scurtcircuitarea rețelei folosind întreruptoarele de frecvență ridicată ale punții (cazul tipologiei H5) sau utilizând un braț de ocolire pe partea de curent alternativ (tipologiile HERIC sau Refu), respectiv pe partea de curent continuu (tipologia FB-DCBP). Tipologiile H5 și HERIC izolează panourile fotovoltaice față de rețea în momentele de tensiune nulă, în timp ce Refu și FB-DCBP limitează neutrul în punctul median al părții de curent continuu. Atât Refu, cât și HERIC folosesc brațe de ocolire pe partea de curent alternativ, cu menținea că tipologia Refu utilizează două întreruptoare în antiparalel, iar HERIC în serie (în oglindă). Astfel, pierderile în conducția curentului sunt mai mici în brațul de ocolire pe partea de curent alternativ a tipologiei Refu. (13)

De asemenea, randamentul tipologiilor Refu și H5 este mai ridicat, deoarece includ un singur întreruptor care comută la frecvențe mari, spre deosebire de cele două întreruptoare ale tipologiilor HERIC și FBDCBP.

Tipologia FB-ZVR este o variațiune a invertoarelor HERIC, dar are la bază o implementare diferită a conceptului de întreruptor bidirecțional, prin folosirea unui braț cu diode și a unui întreruptor. Se obține o valoare constantă pentru VPE, însă un randament mai scăzut decât HERIC (dar mai ridicat decât configurația punții H în modulare bipolară). Funcționează, de asemenea, și pentru factori de putere neunitari.

Tipologia invertorului cu punct neutru flotant (NPC, acronim pentru neutral point clamped), introdusă în anul 1981 de A. Nabae, H. Magi și I. Takahashi, (26) aduce în prim plan îmbunătățiri importante în comparație cu invertorul clasic în punte întreagă cu două trepte. Aceste îmbunătățiri se referă la o valoare mai mică a raportului ����/���� și a stresului pe echipamentul de comutație. Versatilitatea topologiei NPC presupune că poate fi implementată atât în producerea și proiectarea invertoarelor monofazate (punte întreagă sau semipunte), precum și în ceea ce privește invertoarele trifazate. (13)

Mai jos sunt detaliate principalele două tipologii bazate pe invertorul cu punct neutru flotant.

Invertoare bazate pe tipologia invertorului cu punct neutru flotant

Tipologia invertorului cu punct neutru flotant în semipunte

CARACTERISTICI

[1] Întreruptoarele S1

(S4) comută la frecvență ridicată, iar S2 (S3) la frecvența rețelei

[2] Sunt posibile

două stări cu tensiune nulă: S2, D+ = pornite și S3, D– = pornite. În cazul operării cu un factor de putere neunitar, comută

în schimb întreruptoarele S1 și S3 pentru ���� >0; ���� <0, respectiv S2 și S4 pentru ���� <0; ���� >0.

Idea principală a invertorului cu punct neutru flotant în semipunte (neutral point clamped half-bridge) este că tensiunea nulă poate fi obținută prin limitarea/blocarea ieșirii de legare la neutru a punctului median de pe partea de curent continuu folosind diodele D+ sau D– în funcție de sensul de circulație al curentului.

Avantaje

[1]. Tensiunea prin filtru este unipolară (0 → +VFV → 0 → –VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute.

[2]. Randamentul ridicat (ηmax = 98%) se datorează lipsei schimbului de putere reactivă între L1(2) și CFV în timpul stărilor cu tensiune nulă și comutației la frecvență scăzută a unuia dintre brațe.

[3]. Valoarea tensiunii întreruptoarelor limitrofe poate fi redusă până la o valoare egală cu ������/4, însemnând pierderi de comutație mai mici.

[4]. Tensiunea VPE are o valoare constantă și este egală cu ������/2, fără componente a frecvenței de comutație, ceea ce înseamnă un curent de scurgere cu valoare foarte mică și interferențe electromagnetice neglijabile

Dezavantaje:

[1]. Două diode suplimentare;

[2]. Necesită dublă tensiune în comparație cu tipologia punte întreagă;

[3]. Pierderi de comutație disproporționate: pierderi mari la întreruptoarele în frecvență ridicată/scăzută și pierderi reduse la întreruptoarele în frecvență medie;

[4]. Orice inductanță introdusă în punctul de conexiune a neutrului, spre exemplu, de către filtrele împotriva interferenței electromagnetice generează o tensiune electrică cu frecvență foarte mare, ceea ce va conduce la apariția curenților de scurgere.

Tipologia invertorului cu punct neutru flotant este indicată utilizării în sistemele fotovoltaice fără separare galvanică, având performanțe similare tipologiilor H5, HERIC sau Refu în ceea ce privește randamentul, rata scăzută a curenților de scurgere și interferența electromagnetică.

Invertor cu punct neutru flotant în semipunte

sursă: Banu, pag. 30

FIGURA 7

CARACTERISTICI

[1]. Întreruptoarele S1 (S2) și S+ (S–) comută la frecvență înaltă.

[2]. Sunt posibile două stări de tensiune nulă: S+, D+ = pornite (S–, D– = pornite)

Tipologia Conergy

O variațiune a invertorului cu punct neutru flotant clasic este tipologia cu o semipunte unde ieșirea este limitată către neutru folosind un întreruptor bidirecțional (realizat cu două tranzistoare bipolare cu poartă izolată înseriate simetric, notate S+ și S–). Metoda a fost patentată de Conergy în anul 2007. (27) Există, de asemenea, o implementare alternativă a acestei tipologii, în care se utilizează întreruptoare de limitare unidirecționale conectate în paralel (și nu în serie) pe o punte întreagă, în locul semipunții.

Caracteristica definitorie a tipologiei Conergy este aceea că starea de tensiune nulă se poate atinge limitând ieșirea de legare la neutru a punctului median în partea de curent continuu, utilizând alternativ întreruptoarele S+ sau S– în funcție de sensul curentului electric.

Avantajele tipologiei Conergy:

[1]. Tensiunea prin filtru este unipolară (0 → +VFV → 0 → –VFV → 0), ceea ce înseamnă pierderi scăzute;

[2]. Randamentul ridicat (ηmax = 98%) se datorează lipsei schimbului de putere reactivă între L1(2) și CFV în timpul stărilor cu tensiune nulă și unei căderi de tensiune reduse, de vreme ce curentul străbate un singur întreruptor în timpul stărilor active a invertorului;

[3]. Tensiunea VPE are o valoare constantă și este egală cu ������/2, fără componente a frecvenței de comutație, ceea ce înseamnă un curent de scurgere cu valoare foarte mică și interferențe electromagnetice neglijabile;

[4]. Pierderi de comutație unitare în comparație cu tipologia NPC clasică.

DEZAVANTAJE

[1]. Valoarea tensiunii prin S1 și S2 este dublă în comparație cu întreruptoarele limitrofe ale tipologiei

NPC

[2]. Necesită dublă tensiune în comparație cu tipologia punte întreagă).

[3]. Orice inductanță introdusă în punctul de conexiune a neutrului, spre exemplu, de către filtrele împotriva interferenței electromagnetice generează o tensiune electrică cu frecvență foarte mare, ceea ce va conduce la apariția curenților de scurgere.

Randamentul invertorului cu punct neutru flotant Conergy este ușor mai ridicat decât randamentul tipologiei clasice NPC, deoarece, în timpul stărilor active, curentul străbate un singur întreruptor. Nu în ultimul rând, tipologia Conergy este potrivită aplicațiilor fotovoltaice fără transformator datorită randamentului ridicat și a curenților de scurgere foarte mici.

Invertoarele cu punct neutru flotant, în variantele clasică sau Conergy, sunt tipologii în trei trepte, care beneficiază de avantajul tensiunii unipolare la bornele filtrului, randament ridicat ca urmare a deconectării matricei fotovoltaice în timpul stării de tensiune nulă și practic nici un curent de scurgere datorită conexiunii la masă a punctului median corespunzător pății de curent continuu. Complexitatea sporită (vizavi de tipologiile invertorului în punte întreagă) a acestor structuri le recomandă, de regulă, în cazul invertoarelor pentru sisteme fotovoltaice trifazate cu puteri instalate de cel puțin 10 kW sau pentru instalațiile de mare putere (ordinul sutelor de kW) unde beneficiile invertoarelor cu mai multe trepte sunt determinante. (28)

Structuri tipice de invertoare monofazate

02(2)

Invertoarele care funcționează integrate în sisteme fotovoltaice fără separare galvanică, din care s-a eliminat transformatorul, sunt acompaniate de convertoare CC-CC ridicătoare (amplificatoare) de tensiune în cele mai multe dintre cazuri. (28)

Metoda fără separare galvanică

Există câteva avantaje demne de atenție în cazul invertoarelor fără separare galvanică, printre care randamentul și fiabilitatea ridicate, toate acestea împachetate în simplitatea structurii acestor invertoare. În schimb, este obligatoriu ca tensiunea de intrare să aibă de fiecare dată o valoare mai mare decât valoarea tensiunii din rețea. Valoarea minimă a tensiunii la bornele de intrare este de aproximativ 350 V pentru rețele electrice monofazate de 230 V, adică de 1,5 ori mai mare. Soluția pentru această problemă este utilizarea în trepte a convertoarelor CC-CC ridicătoare de tensiune, care să furnizeze în final o tensiune intermediară în curent continuu de 350 V. Implementarea convertoarelor are, însă, un efect negativ asupra randamentului general al invertorului, care va scădea cu Δη=1÷2%. (1)

FIGURA 8

Schema bloc a unui invertor în punte întreagă cu convertor CC-CC ridicător de tensiune

sursă: Banu, pag. 31

Metoda cu separare galvanică

Transformarea curentului continuu în curent alternativ în cazul sistemelor fotovoltaice cu separare galvanică se realizează cu ajutorul unui invertor fără izolare galvanică și un transformator amplasat în aval, funcționând la frecvența joasă a rețelei. Rolul acestui transformator este de a separa fizic și electric centrala fotovoltaică de rețeaua de distribuție, protejând astfel circuitele electrice și operatorii umani. De asemenea, separarea galvanică poate evita apariția buclelor de masă și poate îmbunătății rejecția tensiunii de mod comun și a zgomotului electric, iar potențialul relativ al modulelor fotovoltaice se poate deplasa la potențialul de împământare. (1)

Din nefericire, gabaritul, costurile și masa proprie ridicată a transformatoarelor de joasă frecvență sunt motive temeinice pentru care invertoarele cu separare galvanică pierd teren în rândul producătorilor și utilizatorilor, fiind înlocuite cu soluții mai fiabile și mult mai puțin incomode. (2)

Nu în ultimul rând, există opțiunea ca realizarea separării galvanice și transformarea tensiunii să se realizeze cu un transformator de frecvență înaltă, în vecinătatea zecilor de kHz. (1) (29) Întrucât transformatorul nu funcționează în curent continuu, tensiunea trebuie convertită suplimentar cu ajutorul unui convertor CC-CA (amplasat înaintea transformatorului de înaltă frecvență) și a unui convertor CA-CC (situat în amonte, în sensul către rețea). (30)

9

Schema bloc a unui invertor cu transformator cu separare galvanică pe partea de joasă frecvență sursă: Banu, pag. 31

FIGURA

În comparație cu transformatoarele de joasă frecvență (în cazul de față, frecvența rețelei electrice de distribuție), volumul – și implicit gabaritul – unui transformator de înaltă frecvență este în mod semnificativ mai mic (există o relație de invers proporționalitate între frecvența de funcționare și volumul unui transformator de tensiune). Cu toate acestea, punerea în funcțiune a unui transformator de înaltă frecvență presupune instalarea adițională a unor dispozitive semiconductoare și a unor sisteme de control. Randamentul acestor invertoare este cu aproximativ 2-4% mai mic față de invertoarele cu o singură treaptă de conversie, din cauza numărului mare de dispozitive semiconductoare străbătute de curentul electric. (1)

Din analiza schemei electrice a invertorului cu transformator de înaltă frecvență reiese faptul că deplasarea fazei de comutație dintre cele două brațe ale sale este cea care controlează convertorul CC-CC în punte întreagă ridicător de tensiune. Pentru un randament superior, convertorul în punte întreagă se poate înlocui alte cu variante de invertoare, cum ar fi HERIC sau H5. (31)

Schema bloc a unui invertor cu transformator cu separare galvanică pe partea de înaltă frecvență sursă: Banu, pag. 32

FIGURA 10

De vreme ce invertoarele sunt conectate la rețeaua operatorilor de distribuție locali, există reguli stricte pe care producătorii din surse regenerabile trebuie să le respecte. Cele mai importante standarde care merită analizate sunt standardul internațional IEC61727, (32) standardul european EN61000-3-2, (33) standardul IEEE1547 (34) și Codul Electric Național al Statelor Unite (National Electrical Code, NEC) 690. (35) Aceste standarde definesc și reglementează problemele întâmpinate în funcționarea sistemelor fotovoltaice conectate la rețea, precum calitatea puterii, detecția insularizării, punerea la pământ etc. În tabelul nr. 1 sunt prezentate pe scurt câteva dintre acestea. După cum se poate observa, condițiile impuse de standardul european (EN) în ceea ce privește curenții armonici sunt cel mai ușor de îndeplinit, comparativ cu standardele omoloage IEEE și IEC. (18)

Standarde ș i cerințe ale operatorilor de distribuție

Invertoarele trebuie să fie, de asemenea, capabile să detecteze fenomenul de insularizare și să ia măsurile cuvenite pentru protejarea echipamentelor și a persoanelor. Insularizarea reprezintă o funcționare neîntreruptă a modulelor fotovoltaice în cazurile în care conexiunea la rețea a fost sistată intenționat, accidental sau avariată. Cu alte cuvinte, rețeaua de distribuție nu mai este prezentă la bornele invertorului, astfel că acesta produce doar sarcini locale. Metodele de prevenire a insularizării sunt detaliate mai amănunțit în capitolul următor.

Standardele IEEE (34) și IEC (32) impun anumite limite pentru cantitatea maximă permisă de injectare a semnalelor de curent continuu în rețea. Scopul limitării injecției de curent continuu este de a evita suprasaturarea transformatoarelor de putere conectate la rețea. (36) Cu toate acestea, limitele impuse sunt mai degrabă mici (0,5% și 1% din valoarea nominală a curentului de ieșire), iar măsurarea precisă a acestor valori este dificilă, folosind circuitele electrice din interiorul invertoarelor. Calitatea acestor măsurători poate fi ameliorată cu circuite de măsurare îmbunătățite sau prin includerea unui transformator la frecvența rețelei între invertor și rețea (separare galvanică). Anumite invertoare utilizează un transformator integrat cu un convertor CC-CC de înaltă frecvență pentru realizarea separării galvanice. Această soluție nu rezolvă, totuși, problema injecției de curent continuu; în schimb face ca punerea la pământ a modulelor fotovoltaice să fie mai ușor de realizat. În prezent, tendința unanim generală este de renunțare la transformatoarele de joasă frecvență și de îmbunătățire a randamentului invertoarelor fără separare galvanică.

Standardul național american (NEC 690) (35) presupune ca modulele fotovoltaice să fie monitorizate pentru integralitatea circuitului de legare la pământ atunci când tensiunea maximă de ieșire atinge un anumit prag, spre exemplu 50 V (35), (36). Un circuit de împământare implică legarea la pământ a terminalelor de semn negativ (pozitiv) ale centralei fotovoltaice. Acest lucru poate crea mari probleme în cazul sistemelor fotovoltaice de mare putere fără transformator, întrucât invertoarele monofazate cu neutrul legat la rețea sunt deja legate la pământ prin intermediul rețelei. În absența separării galvanice este necesar ca părțile metalice ale echipamentelor fotovoltaice să fie legate la pământ.

Presupunând că atât tensiunea din rețea, cât și curentul din rețea nu prezintă decât caracteristici fundamentale și nu sunt defazate, puterea instantanee injectată în rețea este egală cu: ������ț���� =2×������ț���� ×sin2(������ț���� ×��),

unde ������ț���� reprezintă valoarea medie a puterii injectate, ������ț���� este frecvența unghiulară, iar �� reprezintă componenta timp.

TABEL 1

Rezumatul celor mai importante standarde de interconectare a sistemelor fotovoltaice la rețea

I

REGLEMENTARE

CURENȚI ARMONICI (ORDIN) LIMITĂ (3-9) 4% (11-15) 2% (17-21) 1,5% (23-33) 0,6% (2-10) 4% (11-16) 2% (17-22) 1,5% (23-34) 0,6% (>35) 0,3% (3) 2,3 A (5) 1,14 A (7) 0,77 A (9) 0,4 A (11) 0,33 A (13) 0,21 A (15-39) 2,25/h

Armonicile de ordin par cuprinse în aceste intervale trebuie situate la 25% din limita armonicilor de ordin impar.

Aproximativ 30% din limita armonicilor de ordin impar.

Mai puțin de 1 % din valoarea curentului nominal de ieșire.

Mai puțin de 0,5 % din valoarea curentului nominal de ieșire.

< 0,22 A (corespunde unui redresor monoalternanță de 50 W) V

02(3)

În cele mai multe dintre situații, invertoarele utilizate în sisteme fotovoltaice trifazate sunt invertoare trifazate patru conductoare (cu neutrul accesibil), mai degrabă decât invertoare trifazate cu trei conductoare în adevăratul sens al cuvântului (cu neutrul izolat), astfel că, la nivel schematic, ele funcționează sub forma a trei invertoare monofazate total independente. (13)

Invertoare pentru sisteme trifazate

Această abordare prezintă două avantaje:

• Permite integrarea invertoarelor monofazate existente în sisteme trifazate;

• Permite respectarea indirectă a cerințelor standardului german antiinsularizare (nr. VDE0126-1-1, intrat în vigoare în anul 2006), care stipulează că monitorizarea permanentă cu sisteme de control a impedanței se poate înlocui cu monitorizarea tensiunii de fază, în cazul în care controlul curentului de pe fiecare fază se face independent.

Anumite companii (SMA, de pildă) promovează ideea că sistemele trifazate se pot construi utilizând blocuri individuale monofazate, supranumite invertoare minicentrale.

Un studiu comparativ referitor la piața invertoarelor pentru sisteme fotovoltaice trifazate fără separare galvanică (37) relevă faptul că cele mai bune performanțe se regăsesc în cazul invertorului trifazat cu punct neutru flotant (spre deosebire de invertoarele în punte întreagă cu circuit de curent continuu divizat), datorită curenților de scurgere foarte mici și al randamentului superior. (13)

Adevărata piedică în calea invertoarelor trifazate cu neutrul izolat o reprezintă tensiunea continuă de intrare relativ mare, care este de minimum 600 V pentru rețelele de distribuție trifazate de 400 V. Din rațiuni de siguranță, există o limitare în ceea ce privește tensiunea de intrare maximă admisă, care nu poate depăși valoarea de 1000 V. Ținând seama de aceste limitări, se constată că variația tensiunii continue de intrare are un interval restrâns, nefiind suficient de mare pentru nevoile sistemelor de urmărire a punctului de putere maximă (MPPT). Modificările de temperatură, respectiv variația tensiunii de rețea sunt factori care influențează funcționarea sistemelor de tip MPPT, de unde și cerința de variație într-o gamă mai largă a tensiunii de intrare. Pe de altă parte, invertoarele pentru sisteme fotovoltaice monofazate sunt mult mai flexibile din acest punct de vedere, întrucât valoarea minimă a tensiunii de intrare este de aproximativ 350 V. (13)

Dezvoltarea sistemelor de producere distribuită din surse de energie regenerabilă înseamnă, implicit, o penetrare mai mare a acestora în rețele de distribuție a energiei electrice. Efectul pe termen mediu și lung a acestei tendințe este evoluția sistemelor electroenergetice existente către rețele de distribuție active, incluzând în același timp un număr mare de echipamente de stocare a energiei, care funcționează insularizat. În acest context, se vor impune diverse cerințe pentru conectarea la rețea a surselor de producere distribuită, în funcție de mărimea acestora și de nivelul de integrare în sistemul electroenergetic.

În viitor, monitorizarea stării rețelelor va deveni o componentă esențială pentru fiecare nivel al sistemelor de producere distribuită, iar depistarea posibilelor regimuri de funcționare insularizată va fi importantă într-un sistem electroenergetic cu o rată de penetrare semnificativă a sistemelor de producere distribuită.

Fenomenul de insularizare a sistemelor fotovoltaice apare în momentul în care invertorul atașat sistemului fotovoltaic respectiv nu este deconectat imediat ce rețeaua este decuplată; acesta continuă să funcționeze cu o sarcină locală. (38) Detecția insularizării trebuie să aibă loc imediat, iar invertorul sistemului fotovoltaic trebuie să decupleze rapid de la rețea.

Insularizarea sistemelor de producere distribuită conectate la rețea poate fi declanșată de următoarele condiții: (28)

• Rețeaua detectează un defect, dar care nu este detectat și de invertorul sistemului fotovoltaic sau de dispozitivele de protecție ale centralei fotovoltaice;

• Deconectarea accidentală a alimentarii normale a rețelei de distribuție ca urmare a disfuncționalităților în funcționarea echipamentelor;

• Deconectarea intenționată a liniei electrice pentru lucrări de mentenanță;

• Erori umane sau rău intenționate;

• Fenomene naturale.

Există două tipuri de acțiune împotriva insularizării.

[1]. Metodele pasive anti-insularizare se bazează pe monitorizarea în timp real a parametrilor rețelei electrice care fluctuează de regulă în momentul apariției insularizării (amplitudine, frecvență, fază sau armonicile tensiunii). (39) Mai precis, se pot aplica următoarele metode de verificare: subtensiune/supratensiune, subfrecvență/suprafrecvență, monitorizarea armonicilor de tensiune, respectiv monitorizarea fazelor. Pentru urmărirea armonicilor de gradul al treilea, al cincilea și al șaptelea se utilizează bucla de prindere a fazei (PLL, acronim pentru phase-locked loop), adică un circuit electronic pentru sincronizarea armonicilor.

[2]. Metodele active au la bază mici perturbații în punctul comun de cuplare (PCC) care produc modificarea parametrilor sistemelor fotovoltaice (frecvență, fază, armonici, putere activă [P] și reactivă [Q]), care pot fi detectați prin metode de anti-insularizare pasive. Proiectarea invertoarelor pentru sistemele fotovoltaice trebuie să țină cont de solicitările codurilor de rețea, inclusiv protecția anti-insularizare, foarte complexă din perspectiva realizării tehnice. Metodele existente de detecție a fenomenului de insularizare devin din ce în ce mai limitate, iar efectul imediat al acestor limitări înseamnă o piedică pentru extinderea resurselor distribuite de energie și integrarea lor ulterioară rețelele naționale de distribuție a energiei electrice. Astfel, se impun noi soluții tehnice pentru detecția și prevenirea insularizării. (38)

FIGURA 11

Diagrama structurală a buclei de prindere a fazei (PLL)

Protecția care înregistrează date cu privire la rata de schimbare a frecvenței (ROCOF) este o altă metodă pasivă de protecție împotriva insularizării și monitorizează local forma de undă a tensiunii generatorului. Releele de protecție standard au rolul de a proteja echipamentele individuale ale consumatorilor, însă reprezintă la rându-le o metodă anti-insularizare pasivă ca parte componentă a invertorului sistemului fotovoltaic, fiind o opțiune mai puțin costisitoare pentru detectarea insularizării (adesea sunt doar niște implementări software în cadrul invertorului, mai degrabă decât echipamente propriu-zise independente).

Din nefericire, metodele active împotriva insularizării nu se bucură de o utilizare pe scară largă din perspectiva problemelor actuale în ceea ce privește calitatea energiei electrice. (38)

Detecția insularizării prin metode active și pasive

03(1)

Cele două metode – pasivă, respectiv activă – se împart în patru mari categorii: metode pasive prin intermediul invertorului, metode active prin intermediul invertorului, metode active fără implicarea invertorului și utilizarea comunicării la distanță între rețeaua de distribuție și invertorul sistemului fotovoltaic, descrise pe scurt după cum urmează: (40)

a) Metodele pasive prin intermediul invertorului se bazează pe detecția unor perturbații în liniaritatea semnalului de tensiune din punctul comun de cuplare dintre invertorul fotovoltaic și rețea.

b) Metodele active prin intermediul invertorului utilizează o serie de metode pentru a încerca să inducă o stare de anomalie a tensiunii din punctul comun de cuplare, care mai apoi să fie detectată astfel încât să prevină insularizarea.

c) Metodele active fără implicarea invertorului încearcă, de asemenea, în mod activ să inducă o tensiune anormală în punctul comun de cuplare când rețeaua este deconectată, însă această acțiune are loc în aval de punctul comun de cuplare, în sensul către rețea. Metodele bazate pe comunicație implică o transmisie de date între invertor și rețea, iar informația colectată este folosită de sistemul fotovoltaic, care poate decide sistarea sau continuarea funcționării.

d) Metodele pasive fără implicarea invertorului, cum ar fi echipamentele de protecție de la nivelul rețelei (de ex. relee de protecție la subtensiune/supratensiune, subfrecvență/suprafrecvență) reprezintă garanția că sarcina de curent injectată în rețea nu este afectată de anumite tensiuni sau frecvențe dincolo de limitele admise. Astfel de echipamente sunt necesare în cazul instalațiilor fotovoltaice foarte mari.

Trebuie menționat că există pentru fiecare dintre aceste metode și o zonă de nedetectare. Zona de nedetectare reprezintă un interval valoric al sarcinilor locale (din interiorul potențialului sistem fotovoltaic insularizat) pentru care metoda de prevenire a insularizării utilizată nu este eficientă.

În general, se presupune că sarcina locală (din interiorul potențialului sistem fotovoltaic insularizat) poate fi modelată ca un circuit RLC în paralel. Motivul din spatele acestei asumări este acela că dificultatea în detecția insularizării pentru majoritatea metodelor de prevenție o reprezintă un anumit tip de sarcină RLC. De regulă, sarcinile neliniare, cum ar fi sarcinile armonice sau sarcinile de putere constantă, nu sunt o piedică pentru prevenirea insularizării. (41) (42)

În mod particular, sarcina de tip RLC cu o valoare mare a factorului de calitate Q este problematică pentru detectarea insularizării. Factorul de calitate este definit astfel:

Acest parametru este un indicator pentru cantitatea de energie stocată și disipată în circuitele RLC. Sarcinile electrice al căror factor de calitate Q este mare sunt caracterizate de capacități electrice mari și inductanțe mici și/sau valori mari ale rezistențelor în paralel. În opoziție, un factor de calitate Q mic este determinat de prezența în circuit a unor rezistențe înseriate, adică o valoare mare a inductanței. În cazul majorității metodelor de prevenire a insularizării, zona de nedetectare este compusă dintr-o plajă de sarcini RLC cu factor de calitate Q ridicat.

Insularizare intenționată

Într-o piață a energiei competitivă există o presiune constantă asupra furnizorilor de utilități să îmbunătățească continuitatea furnizării către consumatori.

În cazul unei rețele de distribuție pasive, furnizarea neîntreruptă a alimentării cu energie electrică poate fi atinsă doar prin redundarea liniilor electrice ori

CERINȚE

De obicei, sistemele de protecție și control trebuie să îndeplinească trei cerințe fundamentale în situația în care o parte a rețelei ar funcționa insularizată:

[1]. Siguranță – evitarea realimentării accidentale a rețelelor de distribuție.

[2]. Respectarea reglementărilor de calitate a energiei cu privire la tensiune, frecvență și gradul de defecte.

[3]. Prevenirea comutării defazate.

prin metode de automatizare avansată, în ambele cazuri costurile fiind presupus ridicate. Și totuși, tendința actuală de penetrare crescândă a surselor de producere distribuită la nivel de rețele de distribuție și subtransmisie oferă noi oportunități pentru a obține o fiabilitate mai mare și perioade de deconectare mai mici. Defectele în rețelele de distribuție nu ar mai trebui să provoace deconectarea unui număr mare de consumatori, pentru că sursele locale de producere pot reprezenta surse alternative de energie electrică.

Multe alte considerații trebuie avute în vedere atunci când se apelează la insularizarea intenționată. Acestea se pot grupa în următoarele categorii: stabilitatea sistemului, probleme de control a insularizării, fiabilitate, căderi ale sistemului, prețul energiei și măsuri de protecție. Toate aceste considerente de ordin tehnic ar trebui soluționate în etapa de planificare. Altminteri, în cazul implementării operațiunilor de insularizare intenționată într-o etapă ulterioară, ar putea fi necesare investiții costisitoare. În prezent, multe state consideră că beneficiile nu sunt suficient de mari în comparație cu costurile de realizare a infrastructurii suplimentare. Totuși, ținând cont de nivelul crescut de penetrare a surselor de producere distribuită și de tendința de conectare a acestor surse la tensiuni mai mari, este de așteptat ca beneficiile operării insularizate să fie semnificative, iar costurile adiționale relativ scăzute.

Astfel, beneficiul unui regim de funcționare insularizată controlată este acea că oferă siguranță în alimentarea consumatorilor, în condițiile în care generatoarele sunt prevăzute cu propriile scheme electrice de protecție și control pentru o operare în condiții de siguranță. (34) Insularizarea face posibilă alimentarea cu energie electrică a consumatorilor pe plan local prin prezența sistemelor de producere distribuită, chiar și în momentul în care acestea sunt deconectate de la rețea.

Indiferent de regimul de funcționare insularizată, în cazul în care centralele fotovoltaice sunt conectate la rețeaua de distribuție, standardele actuale obligă la adoptarea unor metode anti-insularizare eficiente încorporate direct în structura invertoarelor sistemelor fotovoltaice. (34)

Eficiența metodelor anti-insularizare este determinată de zona de nedetectare, care este definită în spațiul de neadaptare a puterii, P versus Q, în punctul comun de cuplare, unde fenomenul de insularizare nu poate fi detectat și unde se pot ivi deconectări parazitare. (40) Zona de nedetectare depinde de caracteristicile sistemului fotovoltaic.

(3)

În cazul deconectării rețelei electrice, puterea reală de ieșire a rețelei ����, respectiv puterea reactivă de ieșire a rețelei ���� sunt caracterizate de valori mari, având drept consecință variații de amplitudine a tensiunii și/sau frecvenței. La polul opus, valorile mici ale celor două mărimi de putere conduc la apariția zonei de nedetectare, (28) iar probabilitatea ca ���� și ���� să ajungă în aria zonei de nedetectare (supratensiuni/subtensiuni și suprafrecvență/subfrecvență) nu este deloc de neglijat. (13) Întrucât funcționarea normală a centralelor fotovoltaice înseamnă condiții impuse de tensiunea rețelei, stabilirea unor praguri de detecție a insularizării se face în funcție de valorile permise ale tensiunii și frecvenței rețelei de distribuție. Dacă neadaptarea puterii cauzează variații de tensiune și frecvență între aceste limite, atunci detecția insularizării nu se poate face folosind pragurile de supratensiune/subtensiune și suprafrecvență/subfrecvență. (28)

FIGURA 12

Zona de nedetectare la supratensiune/subtensiune și suprafrecvență/subfrecvență Sursă: Banu, p. 49

Invertoarele fotovoltaice reprezintă ultima barieră în calea schimbului de putere dintre centrala electrică fotovoltaică și rețeaua de distribuție a energiei electrice. Este un echipament de protecție crucial atât pentru siguranța în exploatare a dispozitivelor și instalațiilor electroenergetice, cât și pentru integritatea fizică și corporală a personalului de exploatare și mentenanță.

Tipologiile de invertoare care oferă cel mai bun randament sunt invertorul cu punct neutru flotant (pentru sisteme trifazate) și redresorului de tensiune nulă în punte întreagă, a căror eficiență atinge 98%.

De asemenea, tendința actuală a structurilor fotovoltaice cu invertoare este aceea de eliminare a transformatoarelor tampon și de renunțare la separarea galvanică. Deși această soluție convine din punct de vedere al simplității sistemelor fotovoltaice, inclusiv prin reducerea gabaritului instalațiilor, construcția invertoarelor devine mai complexă și necesită un grad de integrare mai ridicat. Fiabilitatea este, fără doar și poate, un criteriu important pentru funcționarea invertoarelor integrate în centralele fotovoltaice, astfel că avansul tehnologic permite o utilizare din ce în ce mai îndelungată, odată cu efortul depus de producătorii de echipamente în acest sens.

Anumite invertoare pot include și convertoare CCCC ridicătoare de tensiune, în cazul în care valoarea tensiunii de intrare este mai mică decât tensiunea nominală a rețelei. Acestea sunt invertoare cu mai multe trepte, un compromis în ceea ce privește randamentul global al sistemului.

Lucrarea de față poate servi ca punct de pornire pentru studiul amănunțit al metodelor de protecție împotriva insularizării și a eficacității conversiei energiei electrice din curent continuu în curent alternativ sinusoidal, pentru centralele fotovoltaice cuplate la rețeaua de distribuție. Este, de asemenea, o ocazie pentru definirea principalelor tipologii de invertoare fotovoltaice monofazate sau trifazate.

Bibliografie

1. Luque, A. și Hegedus, S. Handbook of Photovoltaic Science and Engineering. Ed. a II-a. Chichester : John Wiley and Sons, Ltd, 2011.

2. Rekioua, D. și Matagne, E. Optimization of Photovoltaic Power Systems, Modelization, Simulation and Control. s.l. : Springer, 2012.

3. Chpt 4. Solar Energy I. Gușă, M. Iași : Universitatea Tehnică „Gheorghe Asachi” din Iași - Colectiv Tehnica Tensiunilor Înalte, 2012, Enegy Sources.

4. Markvart, T. și Castañer, L. Practical Handbook of Photovoltaics: Fundamentals and Applications. Amsterdam : Elsevier Science, 2003.

5. DIRECTIVA 2003/54/CE A PARLAMENTULUI EUROPEAN din 26 iunie 2003 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică. Jurnalul Oficial al Uniunii Europene. 2004.

6. IEEE. P1547 standard series for interconnecting distributed resources with electric power systems.

7. Impact of increasing contribution of dispersed generation on the power system. CIGRE. 1999.

8. Agency, International Energy. Distributed Generation in Liberalised Electricity Markets. 2002.

9. Energy, US Department of. Distributed Energy Program. 2001.

10. The Electric Power Research Institute.

11. Distributed generation: a definition.

12. Integrarea si functionarea centralelor eoliene si a instalatiilor fotovoltaice in sistemul electroenergetic.

13. Grid Converters for Photovoltaic and Wind Power Systems.

14. Advanced and Intelligent Control in Power Electronics and Drives.

15. New German grid codes for connecting PV systems to the Medium Voltage Power Grid.

16. Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice – normă tehnică.

17. OPTIMIZĂRI LA SISTEMELE ELECTRICE cu centrale fotovoltaice.

18. A Review of Single-Phase Grid-Connected Inverters.

19. Transformerless Single-Phase Multilevel-Based Photovoltaic Inverter.

20. Banu, Ioan Viorel. Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice. Iași : Universitatea Tehnică „Gheorghe Asachi”, 2015.

21. Method of converting a direct current voltage from a source of direct current voltage, more specifically from a photovoltaic source of direct current voltage, into a alternating current voltage.

22. DC/AC converter to convert direct electric voltage into alternating voltage or into alternating current.

23. German Patent Application.

24. Transformerless Inverter for Single-Phase Photovoltaic Systems.

25. A New High-Efficiency Single-Phase Transformerless PV Inverter Topology.

26. A New Neutral-Point-Clamped PWM Inverter.

27. Knaup, P. Inverter. WO 2007/048420 A1 2 mai 2007. International Patent Application Brevet.

28. Course in Power Electronics for Renewable Energy Systems (PERES) – in theory and practice.

29. Power Electronics and Control of Renewable Energy Systems.

30. Comparative Study of Maximum Power Point Tracking Algorithms Using an Experimental, Programmable, Maximum Power Point Tracking Test Bed.

31. Power Electronics Converters, Application and Design.

32. Characteristics of the Utility Interface for Photovoltaic (PV) Systems.

33. Limits for Harmonic Current Emission (Equipment Input Current <16 A per Phase).

34. IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources With Electric.

35. 2002 National Electrical Code.

36. Utility Aspects of Grid Connected Photovoltaic Power Systems.

37. Evaluation of Three-Phase Transformerless Photovoltaic Inverter Topologies.

38. The impact of renewable energy sources and.

39. Overview of anti-islanding algorithms for PV systems. Part I: passive methods.

40. Evaluation of Islanding Detection Methods for Photovoltaic Utilityinteractive Power Systems .

41. Design Issues for Grid-Connected Photovoltaic Systems.

42. Results of SNL Grid-Tied Inverter Testing.