Banu_Teza_Doctorat

CERCETĂRI PRIVIND INTEGRAREA SURSELOR
FOTOVOLTAICE ÎN REȚELELE ELECTRICE
– TEZĂ DE DOCTORAT –
UNIVERSITATEA TEHNICĂ ˝GHEORGHE ASACHI˝ DIN IAȘI
Facultatea de Inginerie Electrică, Energetică și Informatică Aplicată
Departamentul de Energetică
Conducător Științific:
Prof. univ. dr. ing. Marcel Istrate
Doctorand:
ing. Ioan Viorel Banu
Iași, 2015

Facultatea de Inginerie Electrică, Energetică și
Informatică Aplicată
CERCETĂRI PRIVIND INTEGRAREA SURSELOR
FOTOVOLTAICE ÎN REȚELELE ELECTRICE
Teză de doctorat
Conducător Științific:
Prof. univ. dr. ing. Marcel Istrate
Doctorand:
ing. Ioan Viorel Banu
IAȘI, Aprilie 2015
UNIVERSITATEA TEHNICĂ „GHEORGHE ASACHI” DIN IAȘI

PENTRU ALICE! *TE IUBESC MULT DE TOT*

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice v
Prefață
Această teză de doctorat a fost realizată în Departamentul de Energetică al Facultății de Inginerie
Electrică, Energetică și Informatică Aplicată din cadrul Universității Tehnice „Gheorghe Asachi” din Iași,
în domeniul de doctorat Inginerie Energetică, forma cu frecvență cu bursă, sub coordonarea științifică
a domnului prof. univ. dr. ing. Marcel Istrate.
Pe această cale, vreau să îi mulțumesc din suflet și îi sunt profund recunoscător conducătorului de
doctorat atât pentru sprijinul profesional și direcția de cercetare a acestei teme, cât și pentru
îndrumarea cu seriozitate acordată în timpul elaborării lucrărilor realizate în această teză de doctorat și
pe tot parcursul perioadei de desfășurare a studiilor universitare de doctorat.
Adresez alese mulțumiri domnilor referenți științifici pentru sprijinul acordat și pentru amabilitatea
de a accepta să fie membri oficiali în comisia de susținere a prezentei teze de doctorat.
Vreau să mulțumesc întregului colectiv al Departamentului de Energetică al Facultății de Inginerie
Electrică, Energetică și Informatică Aplicată din cadrul Universității Tehnice „Gheorghe Asachi” din Iași
și, în special, domnului prof. univ. dr. ing. Maricel Adam și domnului prof. univ. dr. ing. Mihai Gavrilaș
pentru sprijinul acordat la susținerea proiectului și a rapoartelor de cercetare și pentru ajutorul oferit la
realizarea prezentei tezei de doctorat. Aș dori, de asemenea, să mulțumesc domnului conf. univ. dr. ing.
Ciprian Nemeș pentru ajutorul și sfaturile sale utile oferite în primul an al studiilor de doctorat.
Sunt, de asemenea, recunoscător tuturor celor care de-a lungul timpului au contribuit la formarea
mea profesională și umană.
În cele din urmă, aș dori să mulțumesc familiei pentru înțelegere și încurajare, sprijinul substanțial
și susținerea continuă necondiționată acordată pe durata studiilor universitare de doctorat și pe tot
parcursul vieții mele.
Ioan Viorel Banu,
Iași, Aprilie 2015

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice vii
Rezumat
În contextul actual, asigurarea independenței energetice este de o importanță vitală pentru
societatea în care trăim. Consumul de energie electrică și necesitatea producerii energiei electrice cu
un impact cât mai mic asupra mediului prin utilizarea surselor regenerabile de energie, în special surse
fotovoltaice, conduce la necesitatea integrării la nivelul rețelelor electrice a surselor fotovoltaice. În
România, producerea energiei electrice din surse regenerabile de energie, în special din surse
fotovoltaice, este la început de drum, integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice reprezentând
o oportunitate care vine cu o mulțime de provocări. Prin urmare, este foarte important studiul acestor
categorii de surse atât în modelarea și simularea celulelor solare, a matricelor fotovoltaice și
convertoarelor pentru sisteme fotovoltaice și sistemelor de control aferente acestora, cât și analiza
ansamblului format din sursele fotovoltaice împreună cu rețeaua electrică. Îmbunătățirea
performantelor surselor fotovoltaice și a sistemelor de control aferente acestora, poate fi realizată prin
analiza în diferite condiții atmosferice și realizarea de noi algoritmi de control, însă problemele noi legate
de siguranța în alimentare pe durata defectelor produse în rețeaua electrică sau a fenomenului de
insularizare pentru sursele fotovoltaice racordate la rețea trebuie tratate în mod corespunzător.
Activitatea de cercetare prezentată în această teză presupune analiza și modelarea ansamblului
format din sursele fotovoltaice împreună cu rețeaua electrică, care, pe durata unor regimuri tranzitorii,
implică anumite probleme specifice de comportament. Obiectivul principal al acestei teze de doctorat
este integrarea surselor fotovoltaice la nivelul rețelelor electrice în scopul îmbunătățirii performantelor
în funcționare și asigurării siguranței în alimentare cu energie electrică pe durata unor regimuri
tranzitorii, în cazul insularizării și al scurtcircuitelor produse în rețeaua electrică, și conformării la
normele și solicitările standard ale codurilor de rețea. Aceste probleme importante trebuie rezolvate
înainte ca utilizarea pe scară largă a surselor fotovoltaice în sistemul electroenergetic să devină o
opțiune viabilă din punct de vedere tehnic și economic. Sunt propuse, cercetate și verificate diferite
posibilități de implementare de modele pentru module fotovoltaice, algoritmi MPPT (sisteme de
urmărire a punctului de putere maximă), algoritmi anti-insularizare și modalități de îmbunătățire a
performanțelor centralelor electrice fotovoltaice în regim de scurtcircuit produs în rețeaua electrică.
Conținutul tezei de doctorat este structurat pe cinci capitole, referințe bibliografice și lista de lucrări
publicate. Primul capitol se concentrează asupra contextului actual al surselor fotovoltaice pe plan
mondial și în România, motivația, obiectivele, limitările, principalele contribuții și structura tezei de
doctorat. În cel de-al doilea capitol sunt abordate sursele fotovoltaice conectate la rețeaua electrică, cu
accent pe solicitările codurilor de rețea, modelare celule solare și module fotovoltaice, convertoare
pentru sisteme fotovoltaice și sisteme de control pentru centrale electrice fotovoltaice. În capitolul al
treilea s-a prezentat utilizarea mediului de lucru Matlab®/ Simulink® în studiul surselor fotovoltaice prin
modelare și simulare. De asemenea, în acest capitol a fost analizată influența iradiației și a temperaturii
asupra punctului de putere maximă al matricelor fotovoltaice, a fost realizată o analiză comparativă a
metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță incrementală și a fost testată metoda conductanță
incrementală la variația bruscă a iradiației. O analiză detaliată a unor regimuri tranzitorii în cazul
integrării surselor fotovoltaice la nivelul rețelelor electrice ca urmare a insularizării și producerii
diferitelor tipuri de scurtcircuite în rețeaua electrică este dată în capitolul al patrulea, unde se prezintă

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice viii
rezultatele obținute prin simularea regimurilor analizate. Se arată că releele tradiționale au performante
acceptabile în detectarea insularizării CEF și că metoda anti-insularizare propusă de autor, de
monitorizare a tensiunii continue a circuitului intermediar al invertoarelor sistemelor FV, este atractivă
și preferabilă altor tehnici anti-insularizare. Principalul avantaj al acestei metode este simplitatea în
realizare și timpul scurt de detectare al condițiilor de insularizare. De asemenea, se arată că defectele
simetrice au un impact mai mare asupra funcționării CEF decât cele nesimetrice indiferent de distanța
de producere a scurtcircuitelor și sunt propuse unele măsuri de protecție pentru limitarea efectelor
scurtcircuitelor produse în rețeaua electrică asupra matricelor și invertoarelor sistemelor fotovoltaice.
Ultimul capitol sintetizează principalele rezultate și contribuții ale autorului, obținute pe baza
rezultatelor teoretice efectuate și se încheie cu direcțiile de continuare a cercetărilor.
Această teză de doctorat se adresează unora dintre cele mai importante probleme ale integrării
surselor fotovoltaice la nivelul rețelelor electrice. Rezultatele simulărilor efectuate arată că această
cercetare abordează cu succes aceste probleme prin implementare de modele și algoritmi de control
pentru sisteme fotovoltaice, dezvoltarea unei noi metode anti-insularizare și determinarea
comportamentului surselor fotovoltaice pe durata scurtcircuitelor produse în rețeaua electrică.
Această teză de doctorat are 155 de pagini, 11 tabele, 186 de figuri, 36 relații de calcul și 166 titluri
bibliografice.

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice ix
Cuprinsul
Prefață.................................................................................................................................................................v
Rezumat.............................................................................................................................................................vii
Cuprinsul.............................................................................................................................................................ix
Abrevieri............................................................................................................................................................xii
1 Introducere................................................................................................................................................... 1
1.1 Context și motivație ...................................................................................................................... 1
1.2 Stadiul actual al integrării surselor fotovoltaice în rețelele electrice........................................... 1
1.2.1 Evoluția pe plan mondial a surselor fotovoltaice............................................................... 1
1.2.1.1 Evoluția capacității instalate din surse fotovoltaice la nivel mondial ................... 1
1.2.1.2 Situația surselor fotovoltaice în Europa ................................................................ 3
1.2.2 Cadru general privind sursele fotovoltaice în România ..................................................... 5
1.2.2.1 Potențial solar și puterea instalată din surse fotovoltaice în România................. 5
1.2.2.2 Cadrul legal și de reglementare aplicabil surselor fotovoltaice în România......... 7
1.3 Obiectivele tezei de doctorat...................................................................................................... 10
1.3.1 Formularea problemei...................................................................................................... 10
1.3.2 Obiective ........................................................................................................................... 10
1.3.3 Limitări ale tezei................................................................................................................ 11
1.4 Contribuții principale................................................................................................................... 11
1.5 Structura tezei de doctorat......................................................................................................... 13
1.6 Publicații ...................................................................................................................................... 14
2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme fotovoltaice... 17
2.1 Introducere.................................................................................................................................. 17
2.2 Solicitări ale codurilor de rețea pentru sisteme fotovoltaice..................................................... 17
2.2.1 Cerințe de racordare la rețea a surselor fotovoltaice la nivel internațional.................... 17
2.2.2 Solicitări ale codurilor de rețea pentru surse fotovoltaice în România ........................... 18
2.3 Aspecte de modelare a celulelor și a matricelor fotovoltaice.................................................... 20
2.4 Convertoare de putere c.c.-c.c.................................................................................................... 21
2.4.1 Convertor c.c.-c.c. coborâtor de tensiune........................................................................ 22
2.4.2 Convertor c.c.-c.c. ridicător de tensiune .......................................................................... 22
2.4.3 Controlul urmăririi punctului de putere maximă ............................................................. 23
2.4.3.1 Introducere în algoritmii de optimizare .............................................................. 23
2.4.3.2 Algoritmul perturbă și observă............................................................................ 25
2.4.3.3 Algoritmul conductanță incrementală ................................................................ 26
2.4.3.4 Algoritmul Fractional Open-Circuit Voltage ........................................................ 27
2.5 Invertoare pentru sisteme fotovoltaice...................................................................................... 28
2.5.1 Topologii de invertoare pentru sisteme fotovoltaice....................................................... 28
2.5.1.1 Structuri de invertoare derivate din topologia în punte H (H-Bridge)................ 29
2.5.1.2 Structuri de invertoare derivate din topologia cu punct neutru flotant ............ 30
2.5.1.3 Structuri generale de invertoare pentru sisteme fotovoltaice........................... 30
2.5.1.4 Invertoare pentru sisteme fotovoltaice trifazate................................................ 33
2.5.2 Sisteme de control pentru invertoarele sistemelor fotovoltaice..................................... 33

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice x
2.5.2.1 Structuri de control pentru invertoarele sistemelor fotovoltaice ...................... 33
2.5.2.2 Sincronizarea cu rețeaua a invertoarelor sistemelor fotovoltaice ..................... 36
2.5.2.3 Detectarea funcționării insularizate a centralelor electrice fotovoltaice........... 46
2.5.2.4 Controlul curentului rețelei electrice pentru invertoarele sistemelor fotovoltaice. 57
2.5.2.5 Îmbunătățirea calității puterii din rețeaua electrică prin compensarea golurilor de
tensiune ............................................................................................................................ 61
2.5.2.6 Servicii auxiliare pentru centrale electrice fotovoltaice...................................... 62
2.6 Controlul sistemelor fotovoltaice în cazul defectelor în rețea................................................... 65
2.6.1 Controlul sistemelor fotovoltaice monofazate ................................................................ 65
2.6.2 Controlul sistemelor fotovoltaice trifazate ...................................................................... 66
2.7 Concluzii....................................................................................................................................... 67
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice ........................ 69
3.1 Introducere.................................................................................................................................. 69
3.2 Proiectare bazată pe model pentru sisteme fotovoltaice .......................................................... 70
3.2.1 Adoptarea proiectării bazate pe model............................................................................ 71
3.3 Implementare de modele în Matlab/ Simulink pentru studiul surselor fotovoltaice. Rezultate73
3.3.1 Modelare celule și matrici fotovoltaice............................................................................ 73
3.3.1.1 Modele folosind abordări fundamentale ............................................................ 73
3.3.2 Matrice fotovoltaică – punctul de putere maximă .......................................................... 74
3.3.2.1 Aplicație Matlab pentru studiul efectului iradiației și al temperaturii asupra
matricei FV. Rezultate....................................................................................................... 75
3.3.3 Modelare panouri fotovoltaice utilizând date experimentale......................................... 76
3.3.3.1 Panou fotovoltaic cu tabel de căutare ................................................................ 78
3.3.3.2 Studiu pe temperatură asupra modelării matricelor fotovoltaice utilizând date
experimentale................................................................................................................... 78
3.3.3.3 Studiu privind compararea modelului de panou fotovoltaic utilizând date
experimentale cu cel realizat folosind principii de bază Simulink ................................... 80
3.3.4 Modelare convertoare și invertoare pentru sisteme fotovoltaice .................................. 84
3.3.5 Implementare de algoritmi MPPT în Matlab/ Simulink.................................................... 84
3.3.5.1 Algoritmul perturbă și observă............................................................................ 84
3.3.5.2 Algoritmul conductanță incrementală ................................................................ 85
3.3.5.3 Algoritmul Fractional Open Circuit Voltage......................................................... 86
3.3.6 Panou fotovoltaic – convertor c.c.-c.c. coborâtor de tensiune – MPPT.......................... 86
3.3.6.1 Studiu comparativ al metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță
incrementală..................................................................................................................... 86
3.3.6.2 Testarea algoritmului MPPT conductanță incrementală la schimbarea bruscă a
iradiației ............................................................................................................................ 90
3.4 Concluzii....................................................................................................................................... 92
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor fotovoltaice la nivelul rețelelor electrice.... 93
4.1 Realizarea modelului Simulink al centralei electrice fotovoltaice cuplată la rețea.................... 93
4.1.1 Descrierea centralei electrice fotovoltaice utilizate......................................................... 93
4.1.2 Implementarea în Simulink de metode pasive de detectare a insularizării..................... 96
4.1.2.1 Descrierea releelor de protecție la insularizare.................................................. 96
4.1.2.2 Schemă de prevenire a insularizării sistemelor fotovoltaice cuplate la rețea.... 99

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice xi
4.2 Scenarii privind diferite regimuri tranzitorii. Rezultate ............................................................ 102
4.2.1 Studiu privind detectarea insularizării centralelor electrice fotovoltaice...................... 102
4.2.1.1 Evaluarea metodelor anti-insularizare prin compararea timpilor de detectare ai
condițiilor de funcționare insularizată............................................................................ 102
4.2.1.2 Rezultate ale detectării insularizării prin metoda monitorizării tensiunii circuitului
intermediar ..................................................................................................................... 109
4.2.2 Studiu privind comportarea centralelor electrice fotovoltaice în cazul defectelor în
rețeaua electrică........................................................................................................................ 115
4.2.2.1 Scurtcircuit trifazat produs în rețeaua electrică................................................ 116
4.2.2.2 Scurtcircuit bifazat cu punere la pământ produs în rețeaua electrică ............. 120
4.2.2.3 Scurtcircuit bifazat metalic produs în rețeaua electrică ................................... 124
4.2.2.4 Scurtcircuit monofazat produs în rețeaua electrică.......................................... 128
4.2.2.5 Analiza rezultatelor cazurilor relevante de scurtcircuit în rețeaua electrică.... 132
4.2.2.6 Concluzii privind comportarea centralelor electrice fotovoltaice la defecte în
rețeaua electrică............................................................................................................. 138
4.3 Concluzii..................................................................................................................................... 139
5 Concluzii.................................................................................................................................................... 141
5.1 Concluzii generale ..................................................................................................................... 141
5.2 Contribuții personale................................................................................................................. 142
5.3 Direcții de continuare a cercetării............................................................................................. 143
Bibliografie...................................................................................................................................................... 145
Listă de lucrări publicate................................................................................................................................ 155

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice xii
Abrevieri
AI Anti-insularizare
ANRE Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei
ATR Aviz tehnic de racordare
c.a. Curent alterativ
c.c. Curent continuu
CAEE Contract de achiziție de energie electrică pe termen lung (power purchase agreement
– PPA)
CEF Centrală electrică fotovoltaică (centrală fotoelectrică)
CV Certificate verzi
DEN Dispeceratul energetic național
DSP Procesor numeric de semnal sau procesor de semnal digital (digital signal processor)
ENTSO-E Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și Sistem pentru energie electrică
(European Network of Transmission System Operators for Electricity)
E-SRE Energie electrică produsă din surse regenerabile de energie
FLL Buclă cu calare pe frecvență (frequency-locked loop)
FRT Capabilitatea de trecere peste defect (Fault Ride Through)
FV Fotovoltaic
IGBT Tranzistor bipolar cu grilă izolată (insulated gate bipolar transistor)
I-V Caracteristică curent-tensiune
ÎT Înaltă tensiune
LVRT Capabilitatea de trecere peste defect cu nivel minim de tensiune sau la tensiune scăzută
(Low Voltage Ride Through)
MPP Punct de putere maximă (Maximum Power Point)
MPPT Sistem de urmărire a punctului de putere maximă (Maximum Power Point Tracking)
MT Medie tensiune
NPC Punct neutru flotant (Neutral Point Clamped)
OC Releu maximal de curent
OD Operator de Distribuție sau Operatorul Sistemelor de Distribuție, OSD (Distribution
System Operator – DSO)
OF Releu de frecvență maximă
OFP Protecție la supra frecvență
OTS Operatorul de Transport și de Sistem (Transmission System Operator – TSO)
OV Releu maximal de tensiune
P&O Perturbă și observă
PCC Punct comun de cuplare
Pi Putere instalată
PIF Pus în funcțiune
PLL Buclă de prindere a fazei sau buclă cu calare pe fază (phase-locked loop)
P-V Caracteristică putere-tensiune
PWM Pulsuri modulate în durată (pulse-width modulation)

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice xiii
RDE Resurse distribuite de energie (distributed energy resources – DER)
RED Rețea electrică de distribuție
RET Rețea electrică de transport
RMS Valoare efectivă/ eficace sau valoare medie pătratică (Root Mean Square)
ROCOF Rata de schimbare a frecventei (rate of change of frequency)
SDGE Sisteme distribuite de generare a energiei electrice (distributed power generation
system – DPGS)
SEE Sistem electroenergetic sau instalație electroenergetică (electric power system – EPS)
SEN Sistemul electroenergetic național
SRE Surse regenerabile de energie (Renewable Energy Sources – RES)
STC Condiții standard de test (Standard Test Condition)
UC Releu minimal de curent
UF Releu de frecvență minimă
UFP Protecție la sub frecvență
UPS Surse de alimentare neîntreruptibile (uninterruptible power supplies)
UV Releu minimal de tensiune
VSC Convertor sursă de tensiune (Voltage Source Converter)

Introducere
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 1
1 Introducere
În acest capitol introductiv este prezentat contextul și motivația tezei de doctorat, continuând cu o
scurtă trecere în revistă a stadiului actual al sistemelor fotovoltaice conectate la rețea. De asemenea, se
detaliază obiectivele activității de cercetare, continuând cu o listă a principalelor contribuții și în final cu
structura tezei de doctorat.
1.1 Context și motivație
În contextul actual global de energie și mediu, obiectivul reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră
și a substanțelor poluante prin exploatarea surselor alternative regenerabile de energie (protocolul de
la Kyoto) în vederea reducerii utilizării combustibililor fosili, sortiți epuizării datorită consumului mare a
acestora din mai multe țări, a devenit de importanță majoră [1]. Scăderea emisiilor de gaze cu efect de
seră poate fi realizată prin trecerea la sisteme de energie regenerabilă, cum sunt matricele fotovoltaice
(FV) și turbinele eoliene [2]. Utilizarea surselor regenerabile de energie (SRE) oferă avantajul
sustenabilității tuturor aspectelor legate de dezvoltarea sectorului energetic [3]. Tehnologia fotovoltaică
a devenit un actor major în sectorul producerii energiei electrice la nivel mondial [4] și este în prezent
una dintre cele mai dezvoltate SRE fiind scalabilă de la aplicații rezidențiale până la aplicații comerciale
[5]. Dintre diferitele tipuri de sisteme care utilizează SRE, celulele FV sunt promițătoare datorită
calităților intrinseci ale sistemului în sine: costuri foarte reduse de exploatare (combustibil gratuit),
cerințe limitate de întreținere, fiabile, silențioase și destul de ușor de instalat. În plus, în unele aplicații
autonome (fără conexiune la rețeaua electrică), celulele FV sunt cu siguranță convenabile în comparație
cu alte surse de energie, în special în acele locuri greu accesibile în care este neeconomic să se instaleze
linii electrice tradiționale [1]. Datorită acestor avantaje, astăzi, piața celulelor FV reprezintă una din cele
mai rapide piețe în creștere din lume [6].
1.2 Stadiul actual al integrării surselor fotovoltaice în rețelele electrice
1.2.1 Evoluția pe plan mondial a surselor fotovoltaice
1.2.1.1 Evoluția capacității instalate din surse fotovoltaice la nivel mondial
În anul 2011, una dintre caracteristicile dominante ale peisajului energiei regenerabile a fost
încadrarea în costurile tehnologice. Prețurile modulelor FV au scăzut cu aproape 50%. Aceste schimbări
au adus acestei importante tehnologii de energie regenerabilă apropierea de o alternativă competitivă
la combustibili fosili, cum ar fi cărbunele și gazul [7]. În ceea ce privește capacitatea instalată la nivel
global, sursele FV reprezintă a treia cea mai importantă SRE după energia hidroelectrică și cea eoliană
[8]. Conform [9], în cursul unei perioade de cinci ani (sfârșitul lui 2007 – 2012), capacitatea electrică
totală instalată din surse FV a crescut anual cu 60% [10]. Conform [11], capacitatea totală de producere
instalată la nivel global din surse FV depășea 100GW în anul 2012 [12]. Puterea totală instalată din surse
FV în întreaga lume în anul 2012 este de 31,1GW, iar în anul 2011 au fost instalați 30,4GW [13].
Așa cum se poate vedea în figura 1.1, în care este prezentată capacitatea cumulat instalată din
surse FV la nivel mondial până la sfârșitul anului 2013, conform raportului IEA-PVPS, puterea instalată
din surse FV este în prezent de minim 134GW [4]. La sfârșitul anului 2013, puterea totală instalată din

Introducere
surse FV, mai ales din surse FV conectate la rețea, în cele 24 de țări raportoare IEA-PVPS este de
123,2GW. De asemenea, s-au mai instalat suplimentar încă cel puțin 10,8GW în alte state care nu fac
parte din programul PVPS, majoritatea din Europa, din care face parte și România cu o putere instalată
din surse FV de 1,1GW [4].
Figura 1.1. Evoluția capacității totale de producere instalată din surse fotovoltaice
La sfârșitul anului 2013, capacitatea instalată la nivel mondial din surse FV a crescut la cel puțin
36,9GW [4]. Conform [8], după doi ani în care au fost instalați anual aprox. 30GW din surse FV, în 2013
piața FV globală a progresat, stabilind un nou record mondial de peste 38GW. Acest nivel record, atins
în 2013 [4], poate fi împărțit între țări raportoare IEA-PVPS, în care s-au instalat din surse FV o capacitate
de 33,1GW și restul lumii cu cel puțin 3,8GW (figura 1.2) [4]. Însă cel mai important lucru din 2013 este
dezvoltarea rapidă a surselor FV în Asia, combinat cu scăderea bruscă a instalațiilor FV din Europa [8].
Figura 1.2. Evoluția anuală a puterii instalate din surse fotovoltaice

Introducere
În figura 1.3 se prezintă poziția dominantă a sistemelor FV racordate la rețea, care, pentru mai mult
de zece ani, au eclipsat total piața sistemelor FV autonome (fără conectare la rețeaua electrică) [14].
Figura 1.3. Cota capacității instalate din surse fotovoltaice conectate la rețea și autonome la nivelul anului 2012
1.2.1.2 Situația surselor fotovoltaice în Europa
Conform [8], Europa rămâne lider mondial în regiune în ceea ce privește capacitatea cumulat
instalată din surse FV, cu 81,5GW în anul 2013. Evoluția capacității totale instalate din surse FV în Europa
în perioada 2000–2013 este prezentată în figura 1.4 [8]. Odată ce în Europa a fost atinsă limita de 80GW
instalați din surse FV, ritmul de implementare a pieței FV a fost evident redus, ceea ce va avea consecințe
asupra capacității surselor FV de a ajunge la un nivel ridicat de penetrare pe termen scurt și mediu în
Europa [8].
Figura 1.4. Evoluția capacității fotovoltaice cumulat instalată în Europa în perioada 2000–2013
Capacitatea totală instalată din surse FV în Europa în anul 2013 este de doar 10975MW (figura 1.5).
Divizarea acesteia pe țările membre este prezentată în figura 1.6 [8].
În anul 2012 a fost instalată din surse FV în rețeaua electrică a Europei o putere totală de 17,7GW,
comparativ cu 22,2GW în 2011. Declinul piețelor FV europene relevante din anul 2012 ascunde diverse
realități la nivel național. Evoluția pieței FV a fost diferită de la o țară la alta [13]. Dezvoltarea puternică
a surselor FV în Europa până în 2012 a fost rezultatul a câtorva țări care au luat conducerea an după an,
cu factorii de decizie politică din Germania, care arată un angajament constant în sprijinul dezvoltării

Introducere
surselor FV. Scăderea din anul 2013 a puterii instalate din surse FV în Germania și Italia, a condus la
declinul puterii instalate anual din surse FV în Europa la aproape 11GW. Cu toate acestea, pe durata
anului 2013 s-a înregistrat o creștere importantă a puterii instalate din surse FV în Marea Britanie și, de
asemenea, o creștere spectaculoasă în România și Grecia. În funcție de circumstanțele politice, aceste
piețe din urmă ar putea vedea un declin serios în următorii ani [8].
Figura 1.5. Evoluția capacității instalate din surse FV racordate la rețea în Europa în perioada 2000-2013
Figura 1.6. Împărțirea surselor fotovoltaice pe piața europeană în 2013
Energia electrică produsă din surse regenerabile de energie (E-SRE) inclusiv cea produsă din sursele
FV, are un rol tot mai mare în sistemul electroenergetic (SEE) al Europei și prezintă o provocare din ce
în ce mai mare pentru operatorii de rețea. Energia electrică descentralizată produsă din surse FV poate
fi generată aproape de locul în care este nevoie de aceasta. Mai mult decât atât, generarea energiei
electrice din surse FV are o corelație medie zilnică și o puternică corelație sezonieră cu generarea
energiei electrice din surse eoliene. Aceste două surse de energie, dacă sunt exploatate împreună în
mod corespunzător, pot oferi până la 45% din necesarul de electricitate al Europei anului 2030. Luând
în considerare o perspectivă la nivel european, preferabilă uneia locală sau națională, folosirea generării
de energie electrică din surse FV împreună cu cea din surse eoliene poate oferi soluții realiste din punct
de vedere tehnic pentru provocările privind integrarea acestor mari cantități de energie electrică
produsă din surse regenerabile în rețelele electrice [13].

Introducere
1.2.2 Cadru general privind sursele fotovoltaice în România
1.2.2.1 Potențial solar și puterea instalată din surse fotovoltaice în România
România are un potențial semnificativ de producere a energiei electrice din surse FV. În următorii
ani, generarea de energie electrică din surse FV ar putea fi o parte importantă a producției de energie
electrică a României. Nivelul iradiației din sudul României, care acoperă mai mult de jumătate din
suprafața țării, este similar cu cel al țărilor cu tradiție în dezvoltarea de proiecte FV (Grecia, Italia, Spania)
[15]. Se preconizează ca până în 2020, capacitatea energiei solare în România să ajungă la 1,2TWh. În
prezent, capacitatea electrică instalată în România este de aproape 2GWh. Prin clasarea pe locul 11 în
cele 30 de țări ale Uniunii Europene (UE) din punct de vedere al iradierii anuale globale pentru montarea
modulelor la unghi optim orizontal și vertical, se estimează că România are un potențial important de
energie solară din Europa [16]. Harta solară a României [17, 18], cu suma anuală a iradiației globale și a
potențialului de energie solară pe suprafața înclinată optimă a modulelor FV este prezentată în figura
1.7 (Sursa PVGIS©
Uniunea Europeană, 2001-2012) [19]. Valorile date sunt prezentate în kWh/m2
.
Figura 1.7. Harta solară și potențialul fotovoltaic al României
*sursa PVGIS©
Uniunea Europeană, 2001-2012
Harta Rețelei Electrice de Transport (RET) și a centralelor electrice fotovoltaice (CEF) [19], date în
exploatare în România la data de 15.09.2014 cu datele din 31.08.2014, este prezentată în figura 1.8 [19,
20]. Datorită numărului mare de CEF, din data de 01.01.2014, pe hartă apar doar CEF puse în funcțiune
(PIF) care sunt autorizate de Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE). În
fiecare localitate sunt prezentate suma tuturor CEF cu PIF, care conțin CEF date în exploatare conform
Dispeceratului Energetic Național (DEN) și CEF conectate la Rețeaua Electrică de Distribuție (RED).
Starea curentă a proiectelor CEF este dată în tabelul 1.1 [20].

Introducere
Tabelul 1.1. Situația proiectelor centralelor electrice fotovoltaice în România
TOTAL (MW) RET (MW) RED (MW)
Cu aviz tehnic de racordare (ATR) 1145,024 0,6 1144,424
Cu contract de racordare 3255,938 93,798 3162,14
TOTAL GENERAL 4400,962 94,398 4306,564
Din care date în exploatare conform DEN 1163,168 25,061 1138,107
Suplimentar PIF conform emitenți 99,741 0 99,741
Figura 1.8. Harta Rețelei Electrice de Transport și a centralelor electrice fotovoltaice în România [19, 20]
Capacitatea electrică cumulat (totală) instalată în unitățile de producție a E-SRE acreditate (eoliană,
hidroelectrică <10MW, biomasă și FV) la finele anilor 2010 – 2013 este de 520,4MW, 1134,3MW,
2327,76MW și 4349MW, din care 4255MW cu licență de producere și 94MW cu autorizație de
funcționare/ înființare (figura 1.9). Pe parcursul anilor 2010 – 2013, capacitatea instalată a unităților de
producere a E-SRE este de 113,4MW, 597,6MW, 1072,83MW și 2049MW [21, 22, 23, 24].
Figura 1.9. Capacitatea electrică cumulat instalată din E-SRE în România în perioada 2010 – 2013

Introducere
Pentru anul 2013, numărul de producători de E-SRE a crescut față de anii anteriori. La sfârșitul
anului 2013, au fost autorizați de ANRE un număr de 559 de producători de E-SRE, din care 359 sunt
producători titulari de licență pentru conversia FV a energiei solare (1113MW instalați în CEF) [24].
1.2.2.2 Cadrul legal și de reglementare aplicabil surselor fotovoltaice în România
Comparativ cu alte state europene, România oferă nu numai condiții meteorologice similare, dar
și o schemă de sprijin mult mai atractivă, precum și stabilitate economică, personal tehnic foarte calificat
și, în general, un mediu de afaceri prietenos. Dintre țările Spațiului Economic European, România este
una din cele mai promițătoare piețe emergente pentru investiții în domeniul energiei din surse FV.
Odată cu introducerea în legislație a mecanismelor de sprijin în anul 2008, cu modificările și completările
ulterioare din 2010, 2011 și 2012, piața românească de energie din surse FV va crește semnificativ în
următorii ani [15]. În domeniul surselor FV, România are încă un potențial neexploatat [11]. Capacitatea
electrică totală instalată în România în anul 2012 a fost de doar 29MWp, și era de așteptat ca aceasta
să ajungă la câteva sute de MWp la sfârșitul lui 2013 [15]. În 2012, piața românească a contribuit în SEE
cu numai 26MW. Așa cum mulți analiști au prezis această piață a crescut în 2013 [11].
În România, condițiile pentru schemele de sprijin ale integrării pe scară largă în rețelele electrice a
sistemelor FV sunt favorabile. Mediul juridic pentru astfel de scheme de sprijin a fost îmbunătățit în anul
2012. Este de așteptat ca în următorii ani sprijinul guvernamental acordat pentru producția de energie
electrică din surse regenerabile să scadă. Suportul legal pentru încurajarea implementării sistemelor FV
de mici dimensiuni este încă în curs de așteptare. În cazul în care procesul de aprobare nu este accelerat,
piața poate deveni supraîncălzită [11].
În România, CEF au acces prioritar la rețeaua electrică și au proceduri simplificate de racordare.
Pentru promovarea E-SRE, în România este activ un sistem de cote obligatorii combinat cu certificate
verzi (CV) tranzacționabile. Sistemul de CV a fost introdus prin Hotărârea de Guvern (HG) nr. 1892/2004
[25] a Guvernului României [15, 26]. Principalul cadrul legal pentru dezvoltarea SRE în România este
Legea Energiei Electrice [27]. Legea Energiei Electrice stabilește modalitățile de promovare a energiei
electrice produse din SRE, precum și drepturile și obligațiile persoanelor implicate [26]. Parlamentul
României a adoptat Legea nr. 220/2008 [28] cu scopul de a îmbunătăți sistemul de promovare a E-SRE.
Legea nr. 220/2008 creează cadrul legal pentru punerea în aplicare a mecanismelor de promovare a E-
SRE. Prin adoptarea HG nr. 1479/2009 [29], Guvernul României a decis să pună în aplicare ca mecanism
de promovare a E-SRE, în loc de mecanismul tarif fix (feed in tariffs), o combinație de cote obligatorii
combinat cu tranzacționarea de CV [15].
După cum este prevăzut în [28], după ce producătorii de E-SRE au primit licență pentru producerea
energiei electrice de la ANRE, aceștia trebuie să solicite, tot de la ANRE, să fie calificați ca beneficiari ai
sistemului de promovare a CV. Pentru a primi CV, următorul pas este înregistrarea producătorilor de E-
SRE la Operatorul de Transport și de Sistem (OTS). Producătorii de E-SRE vor primi lunar de la OTS un
număr de CV în funcție de tipul de SRE și de cantitatea de energie electrică asigurată de furnizorul de
energie electrică și/ sau către consumatorul final [15].
După cum este prevăzut în Legea nr. 220/2008, modificată prin Legea nr. 139/2010 [17], energia
electrică generată de producătorii de E-SRE poate fi furnizată prin sistemul național de rețea (folosind
serviciul de transport al energiei electrice) sau printr-un sistem izolat de rețea electrică [15].
Funcționarea sistemului de CV în România este reprezentată în figura 1.10 [19, 21, 22, 30].

Introducere
Fondul de
mediu
Statul
Român
ANRE
OTS
RON (Penalități)
Emitere de CV
RON
RON
(valoare CV tranzacționate)
CV
Cote obligatorii
de achiziție de CV
Furnizori de
energie electrică
Producători
de E-SRE
Figura 1.10. Structura sistemului de certificate verzi (CV) în România
Conform [22], pentru generarea de energie electrică din surse FV cu puterea instalată (Pi) sub
10MW s-au oferit în anul 2010 un număr de 6CV/MWh [28], în timp ce în anul 2012 numărul acestora
a fost redus la 3CV/MWh [31]. În România, energia electrică produsă prin generare FV este, de
asemenea, eligibilă pentru sistemul de măsurare inteligentă a energiei electrice (net metering system).
Sistemul de contorizare inteligent este aplicat pentru mai puțin de 50% din CEF cu putere nominală sub
1MW [25]. În plus, față de schemele de sprijin prin CV, tehnologia FV din România este susținută prin
subvenții pentru investiții și stimulente fiscale [25]. România a adoptat legislația necesară cu privire la
schema de sprijin prin CV, iar Legea nr. 220/2008 este pe deplin aplicabilă [32]. Potrivit legii nr. 220/2008
republicată, pentru energia electrică produsă de CEF până la data de 01.01.2014 [15], România a oferit
un număr de 6CV/MWh [15, 22, 28], pe o perioadă de 15 ani [22]. Valorile minime și maxime cu care
poate fi comercializat un CV, în perioada 2008-2025, sunt ajustate anual de ANRE conform indicelui
mediu de inflație anuală, calculat de Eurostat [15]. Noile reglementări introduse de Legea nr. 134/2012
[33] au încă nevoie de clarificări ulterioare de la autoritățile competente, în special ANRE [32].
Cu intrarea în vigoare a Legii nr. 123/2012 [21], este interzisă negocierea privată a contractelor de
achiziție a energiei pe termen lung sau CAEE (power purchase agreement – PPA) [32]. Consecința acestei
măsuri este că noii investitori nu sunt în măsură să încheie niciun CAEE înainte de a obține licența de
producție. În acest scop, CAEE sunt solicitate, în general, de instituțiile de credit pentru acordarea de
finanțări de proiecte, iar noii investitori se confruntă cu perioade mai dificile în obținerea de finanțare
pentru proiectele lor din România. Acest lucru a limitat dezvoltarea pieței de E-SRE, în special a
tehnologiei FV [32]. Este unanim recunoscut de jucătorii din industrie că interzicerea CAEE negociate
privat are un impact negativ semnificativ asupra dezvoltării de E-SRE în România și, prin urmare, era de
așteptat ca, pentru o abordare mai bună a acestor aspecte, Legea nr. 123/2012 să fie modificată în anul
2013 [32].
În conformitate cu prevederile Legii nr. 220/2008 modificată și completată de Legea nr. 134/2012,
pentru instalațiile FV nu ar trebui să fie pusă în aplicare nicio reducere a numărului de CV înainte de data
de 1 ianuarie 2014 [32]. Numărul de CV primite de producători depinde de tipul de SRE pe care aceștia
îl folosesc. Pentru CEF noi instalate este oferit un număr de 6CV/MWh pentru următorii 15 ani. Mai mult
decât atât, ca obiect al acreditării preliminare, pentru perioada de probă producătorul are dreptul de a
primi 1CV [32]. Conform celor mai recente modificări aduse de Legea nr. 134/2012, pentru sursele FV
nu va fi impusă nicio reducere a numărului de CV cauzată de supracompensare înainte de 2014 [32, 33].
Conform [31], începând cu 1 ianuarie 2014 sunt aprobate măsurile de reducere a numărului de CV

Introducere
pentru centralele electrice/ grupurile energetice deținute de producătorii de energie regenerabilă,
acreditate de ANRE, iar producătorii de energie electrică din surse FV vor primi 3CV pentru fiecare
1MWh produs și livrat în rețeaua electrică [31, 34]. În perioada 07/01/2013 – 31/12/2016 sunt amânate
temporar pentru sursele FV un număr de 2CV/MWh. CV amânate vor fi recuperate și returnate
producătorilor de energie regenerabilă începând cu 1 aprilie 2017 [35, 15].
În figura 1.11 este prezentată evoluția capacității electrice totale instalate în centralele electrice ce
au beneficiat de sistemul de promovare a E-SRE în perioada 2010 – 2013 [21, 22, 23, 24] și energia
electrică corespunzătoare produsă în funcție de tipul de sursă. Conform [24], cantitatea de E-SRE care
a beneficiat de CV în anul 2013 este de 6279GWh (72% energie eoliană, 14,4% energie hidroelectrică,
7,1% energie din biomasă și 6,5% energie solară), iar capacitatea electrică aferentă acesteia este de
4349MW (59,7% pentru unitățile eoliene, 12,2% pentru unități hidroenergetice, 1,5% pentru unitățile
de biomasă și 26,6% pentru unitățile FV).
Figura 1.11. Energia electrică produsă și capacitatea electrică cumulat instalată din E-SRE care a beneficiat de
certificate verzi (CV) în perioada 2010 – 2013
Evoluția anuală a numărului de CV emise în perioada 2010 – 2013 este prezentată în figura 1.12
[24]. Pentru energia electrică produsă din surse FV prin sistemul de promovare a E-SRE au fost emise
pentru prima dată în anul 2010 un număr de 7CV [22, 23]. Energia electrică produsă din surse
regenerabile în anul 2011 este de 1509637MWh, pentru aceasta fiind emis un număr de 1752794CV,
din care 0,1% pentru generarea de energie electrică din surse FV (1815CV). Capacitatea electrică
instalată în unitățile de producere a E-SRE menționate mai sus este de 1225,626MW (din care doar
0,08% din surse FV) [22]. Producția totală de energie electrică în cursul anului 2012 este de
3365035MWh, pentru care au fost emise 5547302CV, din care 45269CV au fost acordate pentru
generarea de energie electrică din surse FV [23]. În anul 2013 [24], a fost instalată din surse regenerabile
o capacitate electrică totală de 6279GWh pentru care s-au emis un număr de 12612322CV (18,93% din
surse FV).
Din analiza evoluției numărului de CV pe cei 4 ani (figura 1.12), se poate observa că procentul de
CV oferite din surse FV este foarte mic în comparație cu numărul oferit din alte surse neconvenționale
de energie electrică. Numărul total de CV are o creștere rapidă, în anul 2013 observându-se o creștere
explozivă a energiei electrice produsă din surse FV și implicit a numărului de CV acordate acestui tip de
tehnologie [19].

Introducere
Figura 1.12. Evoluția anuală a numărului de CV emise de OTS producătorilor de E-SRE în perioada 2010 – 2013
1.3 Obiectivele tezei de doctorat
1.3.1 Formularea problemei
În România, producerea energiei electrice din SRE, în special din surse FV, este la început de drum,
integrarea surselor FV în rețelele electrice reprezentând o oportunitate care vine cu o mulțime de
provocări. Prin urmare, este foarte important studiul acestor categorii de surse atât în modelarea și
simularea matricelor FV și convertoarelor pentru sisteme FV și a sistemelor de control aferente acestora,
cât și analiza ansamblului CEF - rețea electrică, mai ales în domeniul energetic, unde, determinarea
comportamentului la nivelul rețelelor electrice este de o deosebită importanță.
Îmbunătățirea performantelor generatorului FV și a sistemelor de control poate fi realizată prin
analiza în diferite condiții atmosferice și realizarea de noi algoritmi de control, însă problemele noi legate
de siguranța în alimentare pe durata defectelor din rețea sau a fenomenului de insularizare pentru
sursele FV cuplate la rețea trebuie tratate în mod corespunzător.
1.3.2 Obiective
Obiectivul principal al acestei teze de doctorat este analiza și modelarea sistemelor FV cuplate la
rețea în ceea ce privește integrarea surselor FV la nivelul rețelelor electrice. În acest scop au fost
analizate atât diferite posibilități de modelare a celulelor și matricelor FV, a convertoarelor pentru
sisteme FV și a controlului acestora, cât și comportamentul CEF la diferite condiții de insularizare și la
diferite tipuri de scurtcircuite care se produc în rețeaua electrică. Sunt propuse, cercetate și verificate
diferite posibilități de implementare de modele pentru module FV, algoritmi MPPT (sistem de urmărire
a punctului de putere maximă), algoritmi anti-insularizare (AI) și modalități de îmbunătățire a
performanțelor CEF în regim de scurtcircuit în rețeaua electrică.
Concret, potrivit necesității integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice, obiectivele specifice
ale acestei teze de doctorat sunt următoarele:
Cercetare bibliografică asupra domeniului și a surselor FV;
Modelarea celulelor și a matricelor FV;
Analiza influenței iradiației și temperaturii asupra performantelor matricelor FV (punctul de putere
maximă);

Introducere
ModelareaconvertoarelorpentrusistemeFVdeputereșiacontroluluiacestora(înspecialregulatoareMPPT);
Analiza comparată a metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță incrementală;
Analiza unor regimuri de funcționare a surselor FV în cazul integrării la nivelul rețelelor electrice;
Dezvoltarea unei noi metode AI eficiente pentru CEF.
1.3.3 Limitări ale tezei
Pe durata acestor cercetări au fost realizate doar studii de documentare, modelare și simulare a
surselor FV în detrimentul măsurătorilor pe teren și analizei datelor experimentale de comportare a
surselor FV în rețelele electrice, care pot constitui obiectul unor studii viitoare de confirmare a
rezultatelor obținute. De asemenea, simulările sunt efectuate în mediul Matlab®/ Simulink® utilizând
modele simplificate, care, în situații reale, influențate de condiții ale mediului înconjurător și de condiții
reale de funcționare ale CEF în SEE, pot conduce la rezultate ușor diferite față de cele obținute pe durata
acestor studii și cercetări.
Limitările acestei teze de doctorat sunt după cum urmează:
Modelele folosite în simulări au fost dezvoltate pe baza celor elaborate de MathWorks®, Inc,
preluate din mediul Matlab/ Simulink, din conferințe online înregistrate sau schimb de fișiere;
Deși analiza comparată a metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță incrementală
folosește rezultate obținute prin simulare în condiții diferite de temperatură și iradiație, nu există
un argument experimental privind superioritatea unei metode față de cealaltă;
Analiza de regim tranzitoriu a fost realizată doar pentru rețeaua electrică din modelul detaliat al
CEF cuplată la rețea;
Metoda de protecție AI realizată a fost testată față de celelalte tehnici doar din punct de vedere al
timpului de detectare al condițiilor de funcționare insularizată pentru CEF studiată;
Volumul mare de date rezultat în urma simulărilor conduce la un timp de calcul mare atât pentru
procesarea informațiilor, cât și pentru prelucrarea și interpretarea rezultatelor.
1.4 Contribuții principale
Contribuțiile principale sunt prezentate pe scurt în ordinea în care apar în teză.
Realizarea unui studiu documentar asupra domeniului și a surselor FV
În capitolele 1 și 2 se prezintă o analiză cuprinzătoare a surselor FV conectate la rețeaua electrică
cu accent pe evoluția surselor FV pe plan mondial și în România, coduri de rețea pentru surse FV și
modelare elemente componente: celule și module FV, convertoare pentru sisteme FV și sisteme de
control pentru sisteme FV.
Modelarea și simularea matricelor FV
În capitolul 3 se implementează un model pentru trasarea caracteristicilor I-V și P-V ale modulelor
FV care ia în considerare efectul iradiației și al temperaturii asupra celulei solare, potrivit pentru
evaluarea performantelor panourilor FV. De asemenea, s-a implementat un simulator FV, prin
modelarea matricelor FV utilizând date experimentale, care poate fi utilizat ca sursă pentru orice sistem
FV. Performanțele acestui simulator FV au fost evidențiate, din punct de vedere al puterii generate cât
mai aproape de realitate, față de cele ale unui model realizat prin abordări fundamentale, iar printr-un
studiu pe temperatură a fost determinată limitarea utilizării acestuia în anumite circumstanțe.

Introducere
Modelarea și implementarea de algoritmi MPPT
În același capitol, se prezintă câteva implementări de algoritmi MPPT, care permit testarea lor în
diferite condiții. Testele efectuate arată superioritatea algoritmului conductanță incrementală față de
algoritmul perturbă și observă atât la puterea extrasă din matricea FV și pasul de restabilire al puterii,
cât și la variația temperaturii. De asemenea, s-a stabilit același pas optim de modificare a factorului de
umplere pentru cele două tehnici MPPT în vederea extragerii puterii maxime dintr-un câmp de celule
FV. Tot în capitolul 3, s-a confirmat eficiența algoritmului conductanță incrementală la schimbarea
bruscă a iradiației.
Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
În capitolul 4 se realizează o analiză detaliată a unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor
FV la nivelul rețelelor electrice prin determinarea comportamentului CEF la funcționare insularizată
neintenționată și la diferite scurtcircuite din rețeaua electrică.
Realizarea unui model de CEF cuplată la o rețea electrică
La începutul capitolului 4 se prezintă un model de CEF conectată la rețea. Acest model, preluat din
exemplele SimPowerSystems™, a fost adaptat și completat pentru analiza unor regimuri tranzitorii în
cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice. S-au modificat, în principal, parametrii
componentelor prin schimbarea frecvenței rețelei electrice, și, în general, a sistemului, la 50Hz. De
asemenea, s-au modificat și completat sistemele de control ale convertorului c.c.-c.c. ridicător de tensiune
și ale invertorului (c.c.-c.a.) sistemului FV cu algoritmii MPPT implementați și cu scheme de protecție AI. În
puncte esențiale sistemului s-au adăugat blocuri adiționale de măsură și salvare a datelor rezultate.
Implementarea și evaluarea performanțelor unor scheme de protecție AI cu relee pentru CEF
În același capitol, se implementează în Simulink relee de protecție tradiționale care pot fi folosite
pentru detectarea insularizării CEF: relee clasice maximale/ minimale de tensiune/ curent și frecvență și
releu ROCOF și releu de decalaj de fază. Aceste relee tradiționale s-au testat pentru determinarea
performanțelor în detectarea insularizării CEF și pentru stabilirea punctelor în care dispozitivele de
protecție AI trebuie introduse. De asemenea, s-a studiat impactul condițiilor de defect din rețea asupra
comportamentul releelor de protecție AI pe durata insularizării CEF. S-a arătat că releele tradiționale au
o performanță acceptabilă în ceea ce privește timpul de detectare a insularizării CEF. De asemenea, este
subliniat că dispozitivele de protecție AI trebuie să facă distincție între insularizare și defecte din rețea,
deconectând invertorul sistemului FV de la rețea înainte de apariția insularizării ca urmare a deschiderii
întreruptorului ca răspuns unui defect în aval, cu toate că pentru minimizarea acestor efecte și pentru
conformarea la standardele internaționale, releele AI trebuie introduse în punctele în care insularizarea
poate să apară.
Elaborarea unei metode de protecție AI pentru sistemele FV de producere a energiei electrice
În același capitol, a fost propusă o metodă pentru detectarea insularizării CEF cuplate la rețeaua
electrică prin intermediul invertoarelor pentru sisteme FV cu două trepte, realizată prin monitorizarea
tensiunii circuitului intermediar de c.c. al invertorului sistemului FV. Principalul avantaj al acestei metode
este simplitatea în realizare și timpul foarte scurt de detectare al condițiilor de funcționare insularizată,
și, prin urmare, creșterea performanțelor structurilor de protecție și control încorporate în
convertoarele sistemelor FV.

Introducere
Determinarea comportamentului CEF la diferite tipuri de scurtcircuite din rețeaua electrică
Comportamentul CEF în cazul producerii de scurtcircuite simetrice și nesimetrice în rețeaua
electrică este, de asemenea, prezentat în capitolul 4. Se arată că tipul de scurtcircuit are un impact mai
mare asupra performanțelor CEF decât distanța de producere a defectelor. De asemenea, se observă
că scurtcircuitele produse în rețea pot conduce la creșterea tensiunii circuitului intermediar al
invertorului sistemului FV și a curentului de diodă al matricei FV.
Propunerea unor măsuri de protecție a CEF în cazul scurtcircuitelor din rețeaua electrică
În același capitol, pentru CEF cuplate la rețea, se propune utilizarea în caz de defect, a unei protecții
contra supratensiunii continue a invertorului sistemului FV și a unei protecții antisupracurent fiabilă și
eficientă în matricea FV.
1.5 Structura tezei de doctorat
Consumul de energie electrică și necesitatea producerii energiei electrice cu un impact cât mai mic
asupra mediului prin utilizarea SRE, în special surse FV, conduce la necesitatea integrării la nivelul
rețelelor electrice a sistemelor FV conectate la rețea.
Activitatea de cercetare prezentată în această teză presupune analiza și modelarea ansamblului
format din sursele FV împreună cu rețeaua electrică, care, pe durata unor regimuri tranzitorii, implică
anumite probleme specifice de comportament. Prin modelare și simulare poate fi determinat
comportamentul CEF pe durata regimurilor studiate, în scopul dezvoltării de noi tehnici și metode de
îmbunătățire a performanțelor CEF cuplate la rețea.
Obiectivul major al cercetărilor realizate în această teză de doctorat este integrarea surselor FV la
nivelul rețelelor electrice în scopul îmbunătățirii performantelor în funcționare și conformării la normele
și solicitările standard ale rețelelor electrice.
Această teză de doctorat este structurată în cinci capitole, care sunt prezentate pe scurt în cele ce urmează.
Capitolul 1: Introducere, se concentrează asupra contextului actual al surselor FV și motivația
cercetărilor efectuate în această teză de doctorat. Mai mult decât atât, în acest capitol sunt enumerate
obiectivele, limitările și principalele contribuții ale acestei teze. Capitolul 1 se încheie cu structura tezei.
Capitolul 2: Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme
fotovoltaice, prezintă o privire de ansamblu asupra surselor FV, cu accent pe solicitările codurilor de
rețea pentru surse FV, modelare celule solare și module FV, convertoare pentru sisteme FV, algoritmi și
sisteme de control pentru sisteme FV și controlul sistemelor FV pe durata defectelor în rețeaua electrică.
Capitolul 3: Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice,
prezintă câteva posibilități de modelare în mediul de lucru Matlab/ Simulink, a matricelor FV și a
sistemelor FV în general, respectiv a controlului convertoarelor pentru sisteme FV. De asemenea, în
acest capitol sunt realizate analiza influenței iradiației și a temperaturii asupra punctului de putere
maximă al matricelor FV, analiza comparativă a metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță
incrementală și testarea algoritmului MPPT conductanță incrementală la variația bruscă a iradiației.
O analiză detaliată a unor regimuri tranzitorii ale unei CEF în cazul unor condiții de insularizare și în
cazul scurtcircuitelor din rețeaua electrică este descrisă în Capitolul 4: Analiza unor regimuri tranzitorii
în cazul integrării surselor fotovoltaice la nivelul rețelelor electrice, arătând rezultatele obținute prin

Introducere
simularea regimurilor analizate, concluzionând că releele tradiționale au performante acceptabile în
detectarea insularizării CEF, iar metoda anti-insularizare propusă de autor este atractivă și preferabilă
altor tehnici din punct de vedere al timpului scurt de detectare a insularizării, și că defectele simetrice
au un impact mai mare asupra funcționării CEF decât cele nesimetrice indiferent de distanța de
producere, fiind necesare unele măsuri de protecție.
Capitolul 5: Concluzii, sintetizează principalele rezultate și contribuții ale autorului, obținute pe baza
rezultatelor teoretice efectuate. Capitolul 5 se încheie cu o perspectivă de continuare a cercetărilor și
liniile directoare privind activitatea viitoare.
La finalul acestei teze de doctorat sunt prezentate referințele bibliografice și lista de lucrări
publicate, care conține atât articolele publicate în calitate de prim autor pe parcursul studiilor
universitare de doctorat, cât și lucrările publicate în calitate de coautor în domenii care nu sunt pe tema
acestei teze de doctorat.
1.6 Publicații
Pe durata de realizare a prezentei teze au fost publicate ca autor principal, în domeniul tezei de
doctorat, un număr de 9 articole științifice. Lucrările complete, care descriu în detaliu metodele, simulările
și rezultatele activității de cercetare prezentate în această teză, pot fi descărcate de pe adresa internet:
www.researchgate.net/profile/Ioan_Banu/publications sau www.tuiasi.academia.edu/ivbanu/Papers.
De asemenea, alte două lucrări au fost publicate în calitate de coautor, în alte arii tematice. Astfel
diseminarea rezultatelor obținute pe durata studiilor doctorale a fost concretizată prin prezentarea unui
număr de zece lucrări în cadrul unor conferințe internaționale în calitate de autor și coautor.
Publicații în calitate de prim autor derivate din această teză:
I. V. Banu, M. Istrate, „Modeling and simulation of photovoltaic arrays,” Buletinul AGIR
(Proceedings of the 9th International World Energy System Conference), no. 3, pp. 161-166, 2012;
I. V. Banu, M. Istrate, “Modeling of maximum power point tracking algorithm for photovoltaic
systems,” Electrical and Power Engineering (EPE), 2012 International Conference and Exposition
on, pp. 953-957, 2012;
I. V. Banu, R. Beniugă, M. Istrate, “Comparative Analysis of the Perturb-and-Observe and
Incremental Conductance MPPT Methods,” Proceedings of the International Symposium on
Advanced Topics in Electrical Engineering, 2013;
I. V. Banu, R. Beniugă, M. Istrate, “Study on Temperature for Modeling of Photovoltaic Solar Array
using Experimental Test Data,” Acta Electrotehnica (Proceedings of the 5th International Conference
on Modern Power Systems MPS, 28-31 Mai 2013, Cluj-Napoca), vol. 54, no. 5, pp. 51-54, 2013;
I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon, R. Pantelimon „Study regarding modeling photovoltaic arrays
using test data in MATLAB/ Simulink,” Proceedings of the 6th International Conference on Energy
and Environment, CIEM 2013;
I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon, R. Pantelimon „Aspects of photovoltaic power plant integration
in the Romanian Power System,” Proceedings of the 9th International Conference on Industrial
Power Engineering, CIEI 2014;
I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon, R. Pantelimon „A study on anti-islanding detection algorithms
for grid-tied photovoltaic systems,” Optimization of Electrical and Electronic Equipment (OPTIM),
2014 International Conference on, vol., no., pp. 655-660, 22-24 May 2014;

Introducere
I. V. Banu, M. Istrate, „Islanding prevention scheme for grid-connected photovoltaic systems in
Matlab/ Simulink,” Proceedings of the 49th Universities’ Power Engineering Conference (UPEC),
technically co-sponsored by IEEE, Cluj-Napoca, 2-5 September, 2014;
I. V. Banu, M. Istrate, „Study on three-phase photovoltaic systems under grid faults,” Electrical and
Power Engineering (EPE), 2014 International Conference and Exposition on, IEEE, pp. 1132-1137,
Iași, 16-18 Oct. 2014.
Alte lucrări publicate în calitate de coautor, în domenii care nu sunt pe tema tezei de doctorat:
R. Beniugă, I. V. Banu, M. Istrate, „Behavior of Doubly-Fed Induction Generator Wind Turbines with
Crowbar System during Grid Faults”, Acta Electrotehnica (Proceedings of the 5th International
Conference on Modern Power Systems MPS, 28-31 Mai 2013, Cluj-Napoca), vol. 54, no. 5, pp. 59-
63, 2013;
D. L. Machidon, M. Istrate, I. V. Banu, „Algorithm based on attractive radius for estimating the
lightning protection efficiency,” Optimization of Electrical and Electronic Equipment (OPTIM), 2014
International Conference on, vol., no., pp. 27-32, 22-24 May 2014.

Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme fotovoltaice
2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control
pentru sisteme fotovoltaice
Acest capitol tratează sistemele FV cuplate la rețeaua electrică concentrându-se pe sistemele de
control și principalele componente ale acestora. În prima parte a capitolului sunt prezentate condițiile
codurilor de rețea pentru racordarea sistemelor FV la rețelele electrice. În partea a doua sunt abordate
aspecte privind modelarea matricelor FV și a controlului convertoarelor pentru sisteme FV. De asemenea,
este prezentat controlul sistemelor FV în cazul defectelor în rețea.
2.1 Introducere
Tehnologia FV generează energie electrică de curent continuu (c.c.) măsurată în wați (W) sau
kilowați (kW) din semiconductori, atunci când aceștia sunt iluminați de fotoni [36].
Pentru realizarea celulelor și modulelor FV, elementele de baza ale sistemelor FV [37], pot fi folosite
diferite materiale cu randament și preț de cost variabil [38]. Modulele FV din siliciu (Si) cristalin (c-Si)
sunt împărțite funcție de tipul structurii cristaline a siliciului folosit în: multicristalin (multi-Si) denumit
și policristalin, monocristalin (mono-Si) și amorf hidrogenat (a-Si). Modulele FV cu straturi subțiri, în
prezent în minoritate, dar cu o cotă de piață în expansiune, se împart în module a-Si, CdTe (pe bază de
telură de cadmiu, CdTe, sau cu material de bază sulfură de cadmiu, CdS [39]) și CIS (pe bază de cupru, indiu
și seleniu, CuInSe2). Restul tipurilor de module FV (organice, suprapuse sau în tandem, multijoncțiune,
concentratoare ș.a. [36, 37]) sunt încă prea imatur dezvoltate pentru a apărea divizate pe piață [36].
Sistemele FV sunt în general împărțite în două mari categorii [39]: sisteme conectate la rețea, care
sunt interfațate cu rețeaua electrică, și sisteme autonome, care se autocuprind [40, 41]. Sistemele FV
conectate la rețea funcționează în paralel cu rețelele electrice existente, permițând schimbul de energie
electrică cu și din rețea. Aceste sisteme pot fi împărțite mai departe în două categorii: descentralizate,
care furnizează energie electrică pentru consumatori casnici, iar surplusul de energie poate fi injectat în
rețeaua electrică, și centralizate, cu puteri de ordinul MW, conectate la rețeaua de medie tensiune (MT)
sau rețeaua de înaltă tensiune (ÎT) [37].
2.2 Solicitări ale codurilor de rețea pentru sisteme fotovoltaice
2.2.1 Cerințe de racordare la rețea a surselor fotovoltaice la nivel internațional
Sistemele FV racordate la rețeaua electrică trebuie să respecte cerințele standard în vederea
asigurării siguranței/ securității în funcționare și transferului integral al puterii în rețelele electrice. În
majoritatea țărilor sunt aplicate, de obicei, reglementări locale impuse de operatorii de rețea, însă la
nivel mondial se fac eforturi mari pentru definirea unor solicitări standard ale codurilor de rețea care să
poată fi adoptate la nivel global. Solicitările codurilor de rețea sunt specificații foarte importante care
au un impact foarte mare asupra designului și performanțelor invertoarelor sistemelor FV [42].
CEF sunt conectate la rețeaua electrică prin intermediul convertoarelor de rețea care, pe lângă
transferul puterii electrice generată în c.c. către rețeaua electrică de alimentare de c.a., au funcții

avansate cum ar fi: reglajul puterii active și reactive; funcționare continuă într-un anumit interval de
tensiune și frecvență; capabilitatea de trecere peste defect la apariția golurilor și a variațiilor de tensiune
(voltage ride-through capability); injectarea de curent reactiv pe durata defectelor; participarea la o
acțiune de reglaj în rețeaua electrică cum ar fi reglajul primar de frecvență etc. [42].
Tendința/ direcția principală de dezvoltare a designului invertoarelor sistemelor FV este influențată
de solicitările codurilor de rețea. Insularizarea trebuie să fie detectată rapid, iar invertorul sistemului FV
trebuie deconectat imediat de la rețea, pentru evitarea oricăror probleme de siguranță personală, în
special pentru sistemele FV rezidențiale. Capabilitatea detrecerepestedefect (faultride-through capability)
este concepută pentru CEF de puteri mari racordate la sistemele de distribuție a energiei electrice, cu
generare importantă de energie electrică, în scopul de a stabiliza SEE. Această caracteristică tehnică devine
tot mai importantă cu cât în fiecare an crește cantitatea de electricitate furnizată de CEF [42].
Având în vedere creșterea rapidă a ponderii sistemelor FV [43, 44], se așteaptă ca solicitările
codurilor de rețea să fie modificate pentru adaptarea la creșterea nivelului de penetrare al surselor FV
în rețelele electrice. Limitarea factorilor de penetrare a energiei electrice produse din surse FV în
rețelele electrice sunt solicitări din ce în ce mai stricte ale codurilor de rețea, impuse de operatorii de
rețea cu scopul de a menține stabilitatea Sistemului Electroenergetic Național (SEN) [19, 42].
Principalele solicitări ale codurilor de rețea privind sistemele FV de MT și ÎT sunt capabilitatea de
trecere peste defect la tensiune scăzută (low voltage ride-through – LVRT) și injectarea de curent reactiv
pe durata LVRT [38, 45]. Principiul reglajului de tensiune (voltage support) în cazul defectelor din rețeaua
electrică este prezentat grafic în [46]. Aceste solicitări tehnice sunt necesare pentru asigurarea
securității personalului de întreținere, pentru protejarea echipamentului și pentru garantarea stabilității
rețelei electrice [38]. Reglajul tensiunii sistemului FV este activat atunci când apare un gol de tensiune
de peste 5% din valoarea rădăcinii medii pătrate (RMS) a tensiunii invertorului sistemului FV. După
detectarea defectelor trebuie să aibă loc reglarea tensiunii timp de 20ms [46, 47].
Ca răspuns la condițiile anormale din rețeaua electrică, sistemele FV au în prezent obligația de a
deconecta de la rețeaua electrică din motive de siguranță, solicitare cunoscută, de asemenea, sub
numele de protecție AI [38].
2.2.2 Solicitări ale codurilor de rețea pentru surse fotovoltaice în România
În România, solicitările codurilor de rețea pentru exploatarea în condiții de siguranță atât a CEF, cât
și a rețelelor electrice sunt date de ANRE în [48]. CEF trebuie să respecte pe deplin toate solicitările
tehnice ale Codului tehnic al rețelei electrice de transport [49] și ale Codului tehnic al rețelelor electrice
de distribuție [50]. CEF trebuie să fie capabile să producă pe durată nelimitată în punctul comun de
cuplare (PCC), simultan putere activă și reactivă maximă corespunzător oricăror condiții meteorologice,
în conformitate cu diagrama P-Q echivalentă, în domeniul de frecvență 49,5 – 50,5Hz și în banda
admisibilă de tensiune [48]. Invertorul sistemului FV trebuie să fie capabil să rămână conectat la rețeaua
electrică și să funcționeze continuu, fără limită de timp, în banda de frecvență 47,5 – 52Hz, variații de
frecvență cu viteze de până la 1Hz/s (secundă) și variații ale tensiunii în PCC cuprinse între 0,9pu și 1,1pu
din tensiunea nominală (Un). CEF și invertoarele componente trebuie să rămână în funcțiune la producerea
golurilor de tensiune și a variațiilor de tensiune, pe o fază sau pe toate cele trei faze, în PCC, în conformitate
cu figura 2.1 [19, 48]. Invertoarele sistemelor FV trebuie să injecteze curentul reactiv maxim pentru cel
puțin 3s în timpul producerii golurilor de tensiune fără a depăși limitele de funcționare ale CEF [48].

Figura 2.1. Profilul de tensiune pentru solicitarea de trecere peste defect a CEF în codurile de rețea din România
O caracteristică tipică de stabilizare a frecvenței din codurile de rețea românești privind
funcționarea CEF este reprezentată în figura 2.2 [48, 19]. CEF trebuie să fie echipată cu un sistem de
reglaj automat al puterii active funcție de frecvență (reglajul automat frecvență putere, f/P). Acest
sistem de control trebuie să funcționeze în funcție de curba de răspuns frecvență/ putere activă
reprezentată în figura 2.2 (variația puterii funcție de frecvență), unde Pa este puterea activă momentan
disponibilă. Mărimea valorii de consemn a puterii active generată de CEF este limitată în intervalele: A
(50 – 47Hz), B (50 – 47Hz), C (50 – 52Hz), DE (50 – 52Hz). Aceste puncte sunt stabilite în funcție de
solicitările operatorului de rețea, cu o eroare maximă a frecvenței măsurate de ±10mHz [48].
Figura 2.2. Caracteristică de stabilizare a frecvenței pentru sistemele fotovoltaice racordate la rețeaua electrică
Când tensiunea în PCC are valori cuprinse în intervalul admisibil, puterea reactivă produsă/
absorbită de CEF trebuie să fie reglată continuu în conformitate cu un factor de putere de maximum
0,95 capacitiv și 0,95 inductiv. CEF trebuie să realizeze reglajul automat tensiune/ putere reactivă în PCC
prin reglarea tensiunii, reglajul puterii reactive schimbate cu SEN și reglarea factorului de putere (să
asigure schimb de putere reactivă nulă cu SEE atunci când puterea activă generată de CEF este nulă).
CEF care funcționează în regimul normal de funcționare al rețelei electrice nu trebuie să producă în PCC
variații rapide ale tensiunii mai mari de ±5% din valoarea tensiunii nominale. De asemenea, funcționarea
insularizată a CEF nu este permisă, astfel încât orice CEF trebuie să fie prevăzută cu dispozitive de
protecție anti-insularizare (AI) [48].
În România, condițiile tehnice de racordare la rețelele electrice pentru CEF respectă standardele
internaționale. Aceste solicitări sunt similare cu cele din alte țări europene și sunt aprobate de Comisia
Europeană (CE). În acest context, sunt îndeplinite condițiile de interconectare a SEN la sistemul
energetic european ENTSO-E (Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și Sistem pentru energie
electrică) și, de asemenea, sunt asigurate condițiile tehnice pentru atragerea de noi investiții în acest
domeniu promițător [19].

2.3 Aspecte de modelare a celulelor și a matricelor fotovoltaice
De obicei, celulele solare sau FV sunt modelate folosind un anumit tip de circuit echivalent –
modelare directă folosind componentele fizice din domeniul electric (rezistori, condensatoare, diode),
pentru a implementa ecuația modelului matematic. Orice model FV se bazează pe comportamentul
diodei, care îi dă celulei FV caracteristica sa exponențială [51].
În literatura de specialitate, există mai multe modele matematice care descriu funcționarea și
comportamentul generatoarelor FV. Aceste modele diferă în procedura de calcul, precizie și numărul
de parametri implicați în calculul caracteristicii curent-tensiune (I-V) [37]. Cele mai întâlnite modele ale
celulei FV sunt modelul cu o singură diodă, care oferă un bun compromis între precizie și simplitate [52],
modelul cu două diode, folosit pentru a reprezenta efectul de recombinare a purtătorilor de sarcină
[53], precum și un model cu trei diode, care include influenta efectelor care nu sunt luate în considerare
de modelele anterioare [54]. Cel mai utilizat model al celulei solare este modelul cu o singură diodă
format dintr-o rezistență serie, Rs (cea mai mare parte a modelului și rezistența de contact), conectată
în serie cu o combinație în paralel a unei surse de curent, o diodă exponențială și o rezistență paralel,
Rp (modelele curenților de scurgere, datorită, în primul rând unor defecte) [51, 55].
În figura 2.3 este prezentat modelul de circuit echivalent al celulei solare conform documentației
Simulink [55]. Blocul celulă solară este format dintr-o rezistență Rs conectată în serie cu o combinație în
paralel a unei surse de curent, două diode exponențiale, D1 și D2, și o rezistență paralel, Rp [55].
Figura 2.3. Circuitul echivalent cu 8 parametri al unei celule fotovoltaice
Curentul de ieșire I al celulei FV [55] este dat de (2.1):
𝐼 = 𝐼 𝑝ℎ − 𝐼𝑠 ∙ (𝑒
𝑉+𝐼∙𝑅 𝑠
𝑁∙𝑉𝑡 − 1) − 𝐼𝑠2 ∙ (𝑒
𝑉+𝐼∙𝑅 𝑠
𝑁2∙𝑉𝑡 − 1) −
𝑉 + 𝐼 ∙ 𝑅 𝑠
𝑅 𝑝
(2.1)
în care:
Iph este curentul de inducție solar: Iph=Iph0·(Ir/Ir0), unde Ir este iradiația (intensitatea luminii) care
cade pe celulă (W/m2
), Iph0 este curentul solar generat măsurat pentru iradierea Ir0;
Is, Is2 sunt curenții inverși de saturație al primei diode și al diodei a doua;
Vt este tensiunea termică: Vt=kT/q, unde: k este constanta lui Boltzmann, T este temperatura de
funcționare a dispozitivului FV, q este sarcina elementară a electronului;
N, N2 sunt factorii de calitate (coeficienți de emisie) al primei diode și al diodei a doua;
Rs, Rp sunt rezistența serie și rezistența paralel a celulei solare;
V este tensiunea la bornele celulei FV.
Celula solară din Simulink permite alegerea a unul din cele două modele: un model cu 8 parametri
și un model cu 5 parametri, în cazul în care pentru ecuația (2.1) se aplică următoarele ipoteze

simplificatoare: impedanța rezistenței paralel, Rp, este infinită și curentul invers de saturație al diodei a
doua, Is2, este zero. Modelul celulei FV cu 5 parametri permite optimizarea acestui bloc în conformitate
cu parametrii modelului de circuit echivalent sau cu tensiunea în circuit deschis, Voc, și curentul de
scurtcircuit, Isc [55]. Schema modelului celulei FV cu o singură diodă este dată în figura 2.4 [51].
Figura 2.4. Circuitul echivalent cu 5 parametri al unei celule solare
Curentul solar-indus, Iph, curentul invers de saturație al primei diode, Is, și curentul invers de
saturație al diodei a doua, Is2, rezistența serie, Rs, și rezistența paralel, Rp, depind de temperatură.
Temperatura celulei FV este specificată prin valoarea parametrului temperatura fixată a circuitului (fixed
circuit temperature parameter), TFIXED [55].
Între curentul solar-indus, Iph, și temperatura celulei solare, T [40, 55, 56], are loc (2.2):
𝐼 𝑝ℎ(𝑡) = 𝐼 𝑝ℎ ∙ (1 + 𝑇𝐼𝑃𝐻1 ∙ (𝑇 − 𝑇 𝑚𝑒𝑎𝑠)), (2.2)
în care: TIPH1 este primul coeficient de temperatură pentru Iph, iar Tmeas reprezintă parametrul
temperaturii măsurate a dispozitivului FV.
Parametrii unei celule FV sau modul FV folosiți în majoritatea modelelor sunt: tensiunea în circuit
deschis (tensiunea de mers în gol), Voc (V), curentul de scurtcircuit, Isc (A), tensiunea la putere maximă,
Vmpp (V), curentul la putere maximă, Impp (A), și puterea maximă, Pmax (W).
2.4 Convertoare de putere c.c.-c.c.
Dintre diversele tipuri de convertoare c.c.-c.c., doar convertoarele coborâtoare de tensiune și
convertoarele ridicătoare de tensiune constituie configurații de bază, celelalte convertoare fiind combinații
ale acestor două tipuri de convertoare. Aceste convertoare se caracterizează prin faptul că convertesc
tensiunea continuă neregulată de intrare în tensiune continuă comandată la un nivel de tensiune dorit. Ca
și principiu de funcționare, convertoarele lucrează pe principiul conectării și deconectării sarcinii de la sursa
de alimentare prin intermediul unui dispozitiv electronic de putere, având două moduri de funcționare:
regim de curent neîntrerupt (conducție continuă sau permanentă prin inductanța filtrului de tensiune) și
regim de curent întrerupt (conducție discontinuă sau intermitentă) [57]. Funcționarea în comutație a
convertoarelor c.c.-c.c. are la bază funcționarea în regim de închis-deschis a tranzistoarelor comandate de
un semnal PWM (modulația în lățime a pulsului) cu o frecvență în domeniul 20kHz - 400kHz [58, 59].
Cele mai simple convertoare comandate sunt realizate dintr-un singur tranzistor, o diodă și o
bobină în calitate de componente principale. Atunci când intrarea convertorului c.c.-c.c. este o matrice
FV, cel mai bun randament poate fi obținut cu convertorul c.c.-c.c. ridicător de tensiune [37]. Alte tipuri
de convertoare c.c.-c.c. sunt: buck-boost, convertor Push-pull forward, convertor Flyback (cu revenire),
Cúk, Sepic (single-ended primary inductance converter), Zeta etc. [51].

2.4.1 Convertor c.c.-c.c. coborâtor de tensiune
Convertorul c.c.-c.c. coborâtor de tensiune (step-down sau buck), produce o tensiune continuă
medie de ieșire mai mică decât tensiunea continuă de intrare [57]. Structura acestui convertor este una
simplă, ce oferă o eficiență ridicată în majoritatea aplicațiilor în care este folosit [58, 60]. Schema de
principiu a convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune [40] este prezentată în figura 2.5 [40].
Convertorul c.c.-c.c. coborâtor de tensiune este folosit ca un transformator de c.c. care poate potrivi
sarcina optimă a matricei FV prin modificarea factorului de umplere (ciclului de funcționare), D, în timpul
comutării sale [61]. În general, funcționarea unui convertor c.c.-c.c. coborâtor de tensiune ideal este
descrisă de (2.3) [56, 62, 63, 64].
𝑉𝑜𝑢𝑡 𝑉𝑖𝑛 = 𝐼𝑖𝑛 𝐼 𝑜𝑢𝑡⁄ = 𝐷⁄ (2.3)
în care: D este factorul de umplere (duty cycle) al convertorului, Vin și Iin sunt tensiunea și curentul de
pe partea matricei FV (la intrarea convertorului), iar Vout și Iout sunt tensiunea și curentul de pe partea
sarcinii (la ieșirea convertorului).
Figura 2.5. Schema de principiu a convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune
Atunci când tranzistorul (comutatorul) Sw este pornit (închis), curentul din matricea FV poate circula
numai prin intermediul bobinei L, în combinația paralel a condensatorului C și a sarcinii rezistive R,
crescând tensiunea condensatorului. Atunci când tranzistorul este oprit, trebuie să rămână curent de
curgere în inductor, deci curentul inductorului L este acum furnizat de condensator prin dioda D,
cauzând descărcarea condensatorului. Gradul de încărcare sau descărcare a condensatorului depinde
de factorul de umplere al tranzistorului. În cazul în care tranzistorul este în mod continuu (în regim de
curent întrerupt), condensatorul se va încărca la tensiunea matricei FV. În cazul în care tranzistorul nu
este pornit, condensatorul nu se va încărca [65].
2.4.2 Convertor c.c.-c.c. ridicător de tensiune
Convertorul c.c.-c.c. ridicător de tensiune (step-up sau boost) este cel mai cunoscut circuit utilizat
pentru obținerea la ieșirea acestuia a unei tensiuni medii mai mari decât tensiunea la care este alimentat
[57, 66]. Schema de principiu a convertorului c.c.-c.c. ridicător de tensiune este prezentată în figura 2.6
[40]. La fel ca în cazul convertorului coborâtor de tensiune, tranzistorul Sw este pornit și oprit într-o
manieră ciclică. În timp ce acesta este pornit se acumulează curent în inductorul L, iar apoi când
comutatorul (tranzistorul) se deschide, tensiunea de la bornele bobinei își modifică polaritatea, iar
curentul circulă prin dioda D către sarcina R. Pentru a menține tensiunea pe sarcină constantă este
utilizat din nou un condensator C [40].
Ca și în cazul convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune, controlul raportului de transformare
este realizat cu un semnal PWM. Tensiunea de ieșire a convertorului c.c.-c.c. ridicător de tensiune
(tensiunea la bornele sarcinii rezistive R) în regim de curent neîntrerupt este dată de (2.4) [40, 57].
Sw
Vin
D C R
L+
–

Figura 2.6. Schema de principiu a convertorului c.c.-c.c. ridicător de tensiune
𝑉𝑜𝑢𝑡 =
1
1 − 𝐷
𝑉𝑖𝑛 (2.4)
Convertorul c.c.-c.c. ridicător de tensiune în regim de curent neîntrerupt (conducție continuă)
absoarbe de la sursă un c.c., dar curentul pe sarcină va fi discontinuu. Această sursă de c.c. poate fi
avantajoasă pentru aplicații FV, deoarece reduce filtrarea necesară între matricea FV și convertor.
Convertorul poate fi utilizat în regim de curent întrerupt (modul discontinuu), atunci când tensiunea pe
sarcină depinde atât de raportul factorului de umplere, cât și de curentul de comutație. În cazul
convertorului c.c.-c.c. ridicător de tensiune, atunci când nu există niciun curent de sarcină tensiunea
poate crește la o valoare foarte mare, cu excepția cazului în care sunt luate măsuri active pentru
prevenirea acestui eveniment [40].
2.4.3 Controlul urmăririi punctului de putere maximă
Punctul de funcționare al unui modul FV conectat direct la un consumator nu se află întotdeauna
în punctul de putere maximă (MPP – Maximum Power Point) [51]. Un convertor c.c.-c.c. combinat cu
un sistem de urmărire a punctului de putere maximă (MPPT – Maximum Power Point Tracking) permite
unui generator FV să producă putere maximă continuă, indiferent de condițiile meteorologice
(iluminare, temperatură ș.a.) [37].
2.4.3.1 Introducere în algoritmii de optimizare
Puterea de ieșire generată de modulele FV depinde de iradiație și de temperatura celulelor solare.
De aceea, pentru a maximiza eficiența sistemului de energie regenerabilă, este necesar să se
urmărească punctul MPP al matricei FV. Matricea FV poate furniza puterea maximă către sarcină la un
punct de funcționare unic care se numește punct de putere maximă sau MPP. Locul geometric al acestui
punct are o variație neliniară cu iradiația și temperatura celulei FV. Astfel, pentru ca matricea FV să
funcționeze la MPP, sistemul FV trebuie să conțină un regulator de urmărire a punctului de putere
maximă (MPPT). Punctul MPP se atinge când raportul dintre derivata puterii și derivata tensiunii
generatorului FV (dPFV⁄dVFV) este zero. Practic, pentru a atinge punctul MPP în funcționare, tensiunea
generatorului FV, VFV, este reglată astfel încât să crească atunci când panta dPFV⁄dVFV este pozitivă și să
scadă atunci când panta dPFV⁄dVFV este negativă [37].
Un regulator care prevede extragerea continuă a punctului de putere maximă [37] este dat de (2.5).
𝑉𝑜𝑝𝑡 = 𝐾 𝐺 ∙ ∫
𝑑𝑃𝐹𝑉
𝑑𝑉𝐹𝑉
𝑑𝑡 ≈ 𝐾 𝐺 ∙ ∫
∆𝑃𝐹𝑉
∆𝑉𝐹𝑉
𝑑𝑡 , (2.5)
unde: Vopt este tensiunea optimă la putere maximă, KG este o constantă de proporționalitate a câștigului
sau amplificării, dPFV și dVFV sunt variațiile de putere și tensiune între două puncte de funcționare.
Schema bloc de control MPPT ce conține și reglarea tensiunii VFV este prezentată în figura 2.7 [37].
Vi
D
C
L
R
+
–
Sw

VFV
KG P.I.
+
-
Vopt Iopt
PFV
VFV
Figura 2.7. Schemă de control MPPT și de reglaj al tensiunii VFV
Principiul de funcționare al unui sistem MPPT este de a plasa un convertor între sarcină
(consumator) și matricea FV, așa cum se arată în figura 2.8 [51, 65, 67, 68, 69], pentru a regla tensiunea
(sau curentul) de ieșire a matricei FV, astfel încât să fie extrasă puterea maximă disponibilă [70]. De
asemenea, un convertor de putere este necesar pentru a regla fluxul de energie de la matricea FV la
consumator [51]. În metoda descrisă în [65], convertorul de putere este controlat cu ajutorul puterii de
ieșire a matricei FV [67]. Senzorii de tensiune și curent permit măsurarea puterii. În cazul în care este
disponibilă valoarea puterii se poate decide dacă se merge în sus sau în jos pe curba de putere [51].
Figura 2.8. Schema bloc de conectare a unei matrici fotovoltaice la consumator
Matricea FV este o sursă de putere continuă neregulată care pentru a interfața cu rețeaua trebuie
condiționată în mod corespunzător. Convertorul c.c.-c.c. este prezent la ieșirea matricei FV în scopul
urmăririi punctului de putere maximă (MPPT), adică pentru extragerea puterii maxime disponibile
pentru un nivel dat al iradiației [70]. Într-un sistem FV de conversie a energiei, rolul regulatorului MPPT
este de a regla continuu sistemul astfel încât, indiferent de condițiile meteorologice sau de condițiile de
încărcare, acesta să extragă puterea maximă din panourile FV. Deoarece panourile FV au caracteristica
I-V non-ideală, iar condițiile meteorologice cum ar fi iradiația și temperatura mediului ambiant, care
afectează producția de energie electrică a panourilor FV, sunt imprevizibile, regulatorul MPPT trebuie
să facă față unui sistem neliniar ce variază în timp și să îl rezolve [71].
Pentru a realiza urmărirea punctului de putere maximă (MPPT) a matricelor FV sunt utilizați mai
mulți bine-cunoscuți algoritmi de control direct [51]. Există cel puțin 19 metode distincte de control
MPPT, cu diferite variații de implementare și performanță [72]. Cele mai frecvente metode MPPT sunt
perturbă și observă (P&O), conductanță incrementală (IncCond) și tensiune constantă [71]. Metodele
P&O și conductanță incrementală sunt bazate pe aceeași tehnologie (figura 2.9) [69, 73, 74], reglând
tensiunea matricei FV pentru a urmări punctul optim stabilit, care reprezintă tensiunea la punctul de
funcționare optim (MPP) [63], prin deplasarea punctului curent de funcționare al matricei FV pe
caracteristica putere-tensiune (P-V) a matricei FV la stânga de MPP pentru dP⁄dv>0, la dreapta pentru
dP⁄dv<0 și în MPP pentru dP⁄dv=0 [71]. Rezultatele preliminare indică faptul că metoda conductanță
incrementală se compară favorabil cu metodele P&O și tensiune constantă. Totuși metoda P&O este
preferată datorită simplității implementării sale. Combinația metodelor P&O și tensiune constantă oferă
cele mai bune rezultate [71].

Figura 2.9. Semnul derivatei dP⁄dV pe caracteristica P-V a unei matrici fotovoltaice
Alți algoritmi MPPT sunt [75]: algoritmul P&O modificat, algoritmul conductanță incrementală
modificat, control „hill climbing” (gradient descendent), regulatoare MPPT bazate pe relații de
proporționalitate, metoda cu tabel de căutare (look-up table), control cu moduri alunecătoare, metoda
modelului capacitații parazite, tehnica cu logică fuzzy, rețele neuronale artificiale, metoda fuzzy-
neuronală, algoritmi genetici ș.a. Detalii cu privire la diverse tehnici MPPT sunt date în [76].
2.4.3.2 Algoritmul perturbă și observă
Algoritmii perturbă și observă (P&O) sunt utilizați pe scară largă pentru regulatoarele MPPT ale
sistemelor FV datorită structurii lor simple și a numărului redus de parametri măsurați necesari [77]. În
figura 2.10 [77] este dată diagrama algoritmului P&O. După cum spune și numele, conceptul din spatele
acestui algoritm se bazează pe observarea puterii de ieșire a matricei FV și perturbarea acesteia prin
modificarea tensiunii sau a curentului de funcționare a matricei FV. Algoritmul incrementează sau
decrementează încontinuu tensiunea sau curentul de referință pe baza valorii precedente a puterii până
când se ajunge la MPP [64, 77].
Figura 2.10. Diagrama algoritmului perturbă și observă
După cum se observă din figura 2.9, care prezintă semnul derivatei dP/dV la diferite poziții pe curba
caracteristicii P-V a unei matrici FV, dacă tensiunea de funcționare a matricei FV este perturbată într-o
direcție dată și dP/dV>0, este cunoscut faptul că perturbarea deplasează punctul de funcționare al
matricei FV spre punctul MPP. Algoritmul P&O va continua să perturbe tensiunea matricei FV în aceeași
direcție. Dacă dP/dV<0, atunci schimbarea punctului de funcționare deplasează punctul de funcționare
al matricei FV departe de punctul MPP, iar algoritmul P&O inversează direcția de perturbare [78, 79].

Avantajul acestei metode este implementarea relativ simplă și nu necesită cunoașterea
caracteristicilor generatorului FV. Cu toate acestea, în starea de echilibru, punctul de funcționare
oscilează în jurul punctului MPP, cauzând pierderi de energie [37].
2.4.3.3 Algoritmul conductanță incrementală
Metoda conductanță incrementală se axează în mod direct pe variațiile de putere. Curentul și
tensiunea de ieșire a panoului FV sunt utilizate pentru a calcula conductanța și conductanța
incrementală [37]. Raportul dintre derivata puterii și derivata tensiunii este prezentată în (2.6) [51, 80]:
𝑑𝑃
𝑑𝑉
=
𝑑(𝑉𝐼)
𝑑𝑉
= 𝐼
𝑑𝑉
𝑑𝑉
+ 𝑉
𝑑𝐼
𝑑𝑉
= 𝐼 + 𝑉
𝑑𝐼
𝑑𝑉
. (2.6)
Punctul de putere maximă (MPP) va fi găsit atunci când [51, 80]:
𝑑𝑃
𝑑𝑉
= 0 ⇒ 𝐼 + 𝑉
𝑑𝐼
𝑑𝑉
= 0 ⇒ −
𝐼
𝑉
=
𝑑𝐼
𝑑𝑉
, (2.7)
unde: I/V reprezintă conductanța instantanee, iar dI/dV este conductanța incrementală (schimbarea
instantanee în conductanță). Compararea acestor două cantități ne arată de care parte a punctului MPP
funcționează matricea FV în prezent [51].
Din analiza derivatelor prezentate în (2.8), se poate determina dacă matricea FV funcționează la
punctul MPP sau departe de acesta, așa cum se arată în figura 2.9 [80, 73].
{
𝑑𝑃/𝑑𝑉 > 0 𝑝𝑒𝑛𝑡𝑟𝑢 𝑉 < 𝑉𝑚𝑝𝑝
𝑑𝑃/𝑑𝑉 = 0 𝑝𝑒𝑛𝑡𝑟𝑢 𝑉 = 𝑉𝑚𝑝𝑝
𝑑𝑃/𝑑𝑉 < 0 𝑝𝑒𝑛𝑡𝑟𝑢 𝑉 > 𝑉𝑚𝑝𝑝
(2.8)
Principiul de funcționare al algoritmului conductanță incrementală [51, 74, 78, 80, 81] este descris
în diagrama din figura 2.11 [69]. Metoda conductanță incrementală este simplă, ușor de implementat
și are o eficiență de urmărire foarte ridicată. În cazul unor condiții ideale, acesta este capabilă să
stabilească dacă punctul curent de funcționare este la MPP sau nu, dar în măsurători, punctul de
funcționare ar putea oscila în jurul valorii MPP [37].
Figura 2.11. Diagrama algoritmului conductanță incrementală

Banu_Teza_Doctorat

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Viewers also liked

Viewers also liked (13)

Similar to Banu_Teza_Doctorat

Similar to Banu_Teza_Doctorat (20)

Banu_Teza_Doctorat