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Convertitori statici per la gestione dell'energia da fonti rinnovabiliConvertitori statici per la gestione dell'energia da fonti rinnovabili

Convertitori statici per la gestione dell'energia da fonti

rinnovabili

Marco Liserre [email protected]

rinnovabili

Marco Liserre

[email protected]


Contenuti della lezione� Breve introduzione alla generazione distribuita e alle fonti rinnovabili

� Convertitori per sistemi fotovoltaici� Configurazione dei sistemi fotovoltaici

� L’elettronica di potenza nei sistemi fotovoltaici

Sistemi di sincronizzazione e di controllo


� Sistemi di sincronizzazione e di controllo

� Strategie anti-islanding

� Convertitori per sistemi eolici� Classificazione dei sistemi eolici

� L’elettronica di potenza nei sistemi eolici


� Low voltage ride-through (LVRT)


La generazione distribuitaConnessione alla rete elettrica o in modalità "stand-alone" Piccole unità di generazione e

immagazzinamento


Fornire energia in prossimità degli utenti e in maniera flessibile in

rapporto alle loro esigenze

Il luogo in cui la fonte è disponibile è un fattore

importante dal punto di vista economico e funzionale

RIF Gianfranco Chicco, Pierluigi Mancarella, Distributed multi-generation: A comprehensive view, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 13, Issue 3, April 2009, Pages 535-551.


Fonti di energia rinnovabile e scenario mondiale

Consumo . . .

. .e produzione


Sistemi fotovoltaici

Sistemi eolici

Energie rinnovabili nel mondo


Ruolo dei convertitori statici


RIF F. Blaabjerg, R. Teodorescu, M. Liserre, A. V. Timbus, “Overview of Control and Grid Synchronization for Distributed Power Generation Systems”, IEEE Transactions on Industrial Electronics, October 2006, vol. 53, no. 5, pp. 1398-1408.


Caratteristica elettrica della cella e del pannello

00

2

4

6

8

sc

2

4

6

8

Aumento T

Effetto della Temperatura

Punto di massima potenza (PMP)

IdISC V

I

IdI V

Iln 1

1

;

OC

s T

OC s TSC

v V

n Vsc

BT

iv V n V

I

i I e

K T np v i V

q

−⋅

= + ⋅ ⋅ −

= −

⋅ ⋅= ⋅ =


250 W/m2

750 W/m2

1000 W/m2

2

4

6

8

0.2 0.4 0.6

500 W/m2

Isc

Voc

250 W/m2

750 W/m2

1000 W/m2

2

4

6

8

0.2 0.4 0.6

500 W/m2

Isc

Voc

Effetto della radianza

Tensione di cella [V]

Tensione di cella [V]0.2 0.4 0.60 0.2 0.4 0.60

VPMPVoc

Tensione di cella

Isc

Punto di massima potenza ( )

Potenza

IPMP

Caratteristica V-I

Caratteristica V-P

Corrente di cella

PPMP

Isc : corrente di cciMPP : corrente al PMPVoc : tensione a vuotoVMPP : tensione al PMPPmax : potenza al PMP

KB= 1.3806 10-23 [J/K]q = 1.6 10-19 [C]T –temperatura [K]n – non-ideality diode factor (1.8)ns – numero di celle in serie


Caratteristica elettrica di stringhe di pannelliEffetti dell’ombra


ln 1

1ps OC

ps s T

ps OC ps s Tsp SC

v n V

n n V

sp SC

iv n V n n V

n I

i n I e

−⋅ ⋅

= + ⋅ ⋅ −

= −

nps – numero di pannelli in serie → stringansp – numero di stringhe in parallelo

Radianza variabile da 0 a 100 % su una cella in una stringa di 11 celle connesse in serie in un modulo

RIF Luis Castaner, Santiago Silvestre – Modelling Photovoltaics Systems using Pspice, Wiley, 2002, ISBN 0470845279.


Tre soluzioni per i convertitori fotovoltaiciCentral Inverter

• 10 kW-250 kW, trifase, molte stringhe di pannelli in parallelo

• alto rendimento, basso costo, bassa affidabilità, inseguimento del punto di massima potenza non ottimizzato


String inverters

• 1.5 - 5 kW, applicazioni residenziali

• ogni stringa ha il suo inverter e l’inseguimento del punto di massima potenza può essere ottimizzato

• le stringe possono essere orientate in modo diverso

Module inverters

• 50-180W, ogni pannello ha il suo inverter con inseguimento di massima potenza

• basso rendimento, difficile manutenzione

• alto costo per kWp


Classificazione dei convertitori


RIF Jih-Sheng Lai, "Power conditioning circuit topologies," Industrial Electronics Magazine, IEEE , vol.3, no.2, pp.24-34, June 2009.

Y. Xue, L. Chang, S. B.j Kjær, J. Bordonau, and T. Shimizu, “Topologies of Single-Phase Inverters for Small Distributed Power Generators: An Overview”, IEEE Trans. on Power Electronics, vol. 19, no. 5, 2004.


Con trasformatore

Full bridge inverter

DC

ACGridPV

Array

DC

DC

isolamento bassa frequenza

DC

ACGridPV

Array

DC

AC

AC

DC

isolamento alta frequenza


Filter ~ vgrid

PVarray

Line frequencyinverter

C

High frequencyinverter

vx

Highfrequencytranformer

High frequencybridge

Filter

Filter ~ vgridPVarray


Line frequencytransformer

C

DC

ACGridPV

Array convertitore push-pull


Senza trasformatore

vgridFilter ~PVarray


C

BoostConverter

VDC busFilter ~ vgridPVarray


C


PVarray

1

C1E1

a1

b2

I1

PVarray

2

C2E2

c1

d2

I2 ~

iinv

vinv

Linv

vL

vgrid

Cascaded inverter

DC

ACGrid

PVArray

DC

DC

DC

ACGridPV

Array

� Soluzione promettente (Germania 43% del mercato, Giappone, USA)

� Non applicabile in alcuni paesi (Italia a meno di protezione contro cc: 0.5% disconnessione in 0.1 s)


G-PVC

G-PVC

Frame

Glass

PV-cell

G-PVC

� Problemi legati alla sicurezza

Senza trasformatore


Gate driver Sensors & Protections

DSP

LCL filterNPC

Substrate

RIF Kerekes, T.; Teodorescu, R.; Liserre, M.; Klumpner, C.; Sumner, M., "Evaluation of Three-Phase Transformerless Photovoltaic Inverter Topologies," IEEE Transactions on Power Electronics, Sept. 2009, vol.24, no.9, pp.2202-2211.


Sistema di conversione e controllo

pannelli

fotovoltaici filtro LCL

+

-

L

N

VdcPWM PWM

trasf. e

rete


VPV

IPV

protezioni anti-Islanding

monitoraggio rete/sistema FV

Ig

Vg

VdcPWM PWM

MPPT

filtraggio attivo

supporto della rete

(V,f,Q)funzioni supplementari

funzioni specifiche per il fotovoltaico

funzioni di base per la connessione alla rete

controllo corrente

controllo tensione cc

controllo micro-rete

sincronizzazione con la rete


Conversione energetica dal panello alla rete/carico

Specifiche richieste:

• Alto rendimento > 95% (diverse topologie in fase di studio)

• Accurato Maximum Power Point Tracking MPPT

• Rispetto della normativa vigente e in continua evoluzione nelle diverse nazioni:

Ruolo e problematiche dei convertitori


• monitoraggio e sincronizzazione con la rete elettrica

• protezioni anti-islanding

• isolamento, monitoraggio correnti disperse e corrente continua

• elevata “power quality”

Tecnologie:

• IGBT/MOSFETS

• Digital Signal Processor

A causa della complessità e del ridotto mercato il costo è significativamente maggiore rispetto ai convertitori per azionamenti elettrici 400-500 €/kW


Sistema di sincronizzazione

�Un buon metodo di sincronizzazione è necessario perché:

� le norme richiedono un alto fattore di potenza (> 0.9)

� un riferimento “pulito” è necessario per la corrente per far fronte alle norme IEC61727/IEEE1547

i transitori causati dai disturbi presenti nella tensione di rete


� i transitori causati dai disturbi presenti nella tensione di rete devono essere minimizzati per evitare che il convertitore vada fuori servizio

� I metodi di sincronizzazione più importanti sono

� Filtered Zero Cross Detection (ZCD)

� Virtual Flux

� PLL


Phase Locked Loop

cos( )x

p ik k+ ∫

∫ ok

dk

ω

cω

esdv( )sin in inA tω + ϕ

ϕ

ε

( )sin ωin in inv A t= + ϕRiferimento:


( )sin ωin in inv A t= + ϕ

( )cos ωVCO c outv t= + ϕ

Riferimento:

Uscita VCO:

Uscita PD/Mixer: ( ) ( ) ( )( ) ( )( )sin ω cos ω sin sin2

dd d in in c out in c in out in c in out

Akv Ak t t t t = + ϕ + ϕ = ω + ω + ϕ + ϕ + ω − ω + ϕ − ϕ

Angolo VCO: c o e out o et k s dt k s dtϕ = ω + → ϕ =∫ ∫

se si sceglie , quindi: ,

Sm

all s

igna

l an

alys

is:

inωc = ω ( ) ( )sin 2 sin2

dd in in out in out

Akv t≈ ω + ϕ + ϕ + ϕ − ϕ

nel caso sia , risulta ein outϕ ≈ ϕ ( )( ) ( )sin 22

dd in in in out

Akv t ≈ ω + ϕ + ϕ − ϕ

Il valore medio è ( )2

dd in out

Akv ≈ ϕ − ϕ

( ) ( )sin in out in outϕ − ϕ ≈ ϕ − ϕ


Phase Locked Loop: sintesi del controllore

2

( )( )

( )

pp

out i

pinp

i

kk s

s TH s

kss k s

T

ϕ

+ϕ= =ϕ + +

k Tk

11p

i

kT s

+

esdv

PD LF - HPI VCO

εinϕ outϕokmk

1

s

1 1o mk k= =considerando e risulta

2( ) 2s sϕ ζω + ω


;2p ip

ni

k Tk

Tω = ξ =

1 .8r

n

t =ω

29.2;

2.3s

p is

tk T

t

ξ= =

che può essere scritta come2

2 2

( ) 2( )

( ) 2out n n

in n n

s sH s

s s sϕϕ ζω + ω= =ϕ + ζω + ω

con

4.6s

n

t =ξω

Il PI può essere dimensionato in funzione dello smorzamento e del tempo di assestamento richiesti


Phase Locked Loop

Per eliminare l’oscillazione di seconda armonica da ( ) ( )sin 2 sin2

din in out in out

Aktω + ϕ + ϕ + ϕ − ϕ

e ottenere direttamente bisogna considerare che ( )sin2

din out

Ak ϕ − ϕ

( )sin - sin cos cos sinin out in out in outϕ ϕ = ϕ ϕ − ϕ ϕ


11p

i

KsT

+

s

1

inω

( )Vsin -in outϕ ϕ

( )Vsin in intω + ϕ

( )Vcos in intω + ϕ

in outtω + ϕ

in out in out in out


Phase Locked Loop: dq-PLL

cos( )

sin( )

cos( ) sin( )

sin( ) cos( )

in

in

d out out

q out out

VV

V

V V

V V

α

β

α

β

θ = θ

θ θ = − θ θ

11p

i

KsT

+

)sin( outinV θθ −

s

1

)sin( inV θ

)cos( inV θ− inω

outθ


v

vα

vβ

qv

dv 1

2 π

ω

ω

PI1

s

gfV

θθθ

f ˆff

,α β

,d q

+

+

0

q out out β

ω

α

β

d

q

)(tv

vd vq θout

θin

θin- θout


vε∫k

v v′ θ ′

∫ω′qv

� L’uso di un doppio integratore (SOGI) serve sia da filtro, che da sistema per creare la componente in quadratura

Phase Locked Loop: SOGI-PLL


∫k

∫qv′

ω′

qv′

/ dqαβ

+ ′v

∫ffω

dv

2 2( ) ( )

v k sD s s

v s k s

ωω ω

′ ′= =

′ ′+ +


Alcuni risultati


buco di tensione salto di fase cambio di frequenza

RIF V. Kaura, V. Blasko, Operation of a phase locked loop system under distorted utility conditions, IEEE Transactions on Industry Applications, Volume 33, Issue 1, Jan.-Feb. 1997 pp. 58 – 63

Se-Kyo Chung, A Phase Tracking System for Three Phase Utility Interface Inverters, IEEE Transactions on Power Electronics, VOL. 15, NO. 3, May 2000, pp. 431-438

P. Rodriguez, A. Timbus, R. Teodorescu, M. Liserre and F. Blaabjerg, “Flexible Active Power Control of Distributed Power Generation Systems During Grid Faults”, IEEE Transactions on Industrial Electronics, October 2007, vol. 54, no. 5, pp. 2583-2592.


Controllo di corrente del convertitore

� L’obiettivo è realizzare una strategia di controllo che combini i vantaggi di una compensazione armonica con la necessità di assicurare un buon inseguimento di corrente

� Lo standard IEEE 1547 indica un limite del 5 % per il fattore di totale distorsione armonica della corrente con un limite del

4 % per ciascuna armonica dispari dalla 3a alla 9a

2 % per ciascuna armonica dispari dalla 11a alla 15a


armonica con la necessità di assicurare un buon inseguimento di corrente

gv

v∗∗∗∗gi

dG ( s ) fG ( s )PIG ( s )i∗∗∗∗

e

v∗∗∗∗ idG ( s ) fG ( s )P RESG ( s )++++

i∗∗∗∗

e

PI P+RES

RIF D.N. Zmood, D.G. Holmes, G.H. Bode, “Frequency-domain analysis of three-phase linear current regulators”, IEEE Trans. on Ind. App., vol. 37, pp. 601-610, March-April 2001.

R. Teodorescu, F. Blaabjerg, M. Liserre and P. Chiang Loh, “A New Breed of Proportional-Resonant Controllers and Filters for Grid-Connected Voltage-Source Converters” IEE proceedings on Electric Power Applications, Vol. 153, No. 5, September 2006, pp. 750 – 762.


0

9 0

1 8 0

Pha

se (

deg)

B o d e D ia g r a m

- 2 0 0

- 1 0 0

0

1 0 0

2 0 0

Mag

nitu

de (

dB)

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2inout

Uso di controllori risonanti

2 2

s

s ω+


1 01

1 02

1 03

- 1 8 0

- 9 0

Pha

se (

deg)

F r e q u e n c y ( H z )

- 2 0 0

- 1 0 0

0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

Mag

nitu

de (

dB)

1 01

1 02

1 03

- 1 8 0

- 9 0

0

9 0

1 8 0

Pha

se (

deg)

B o d e D ia g r a m

Fr e q u e n c y ( H z )

-100

0

100

200

300

400

Mag

nitu

de (

dB)

B ode Diagram

Frequ enc y (Hz )

101

102

103

-180

-90

0

90

180

Pha

se (

deg)

2 2

100010

s

s ω+

+ 2 2

1000 110

1 0.1

s

ss ω + ++

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-2

-1.5

-1

MdF


Uso di controllori risonanti

1 01

1 02

1 03

-1 0

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

Mag

nitu

de [d

b]

-8 0

-6 0

-4 0

-2 0

0

Pha

se [G

rad]

w i tho ut ha rm . c o m p .w i th ha rm . c o m p .

w i tho u t ha rm . c o m p .w i th ha rm . c o m p .

fund

3 rd

5 th

7 th

P M = 7 2 g rd

c ro s s -o ve r fre q = 4 6 0 H z

1 01

1 02

1 0-6

-4

-2

0

2

4

Ma

gnitu

de [d

b]

-2 0

0

w i th ha rm . c o m p .w i tho ut ha rm . c o m p .

3 rd 5 th 7 th

fund

B W = 6 5 0 H z

-3 d B

margine di stabilità72°

larghezza di banda

650 Hz

1 2


1 01

1 02

1 03

-1 8 0

-1 6 0

-1 4 0

-1 2 0

-1 0 0

-8 0

F re q ue nc y [H z]

Pha

se [G

rad]

P M = 7 2 g rd

1 02

1 03

-1 0 0

-8 0

-6 0

-4 0

F re q ue nc y [H z]

Pha

se [G

rad]

w i th ha rm . c o m p .w i tho ut ha rm . c o m p .

-150

-100

-50

0

1 2 3-540

-450

-360

-270

PR+HCPIP

P

PI

PR+HC-150

-100

-50

0

1 2 3-540

-450

-360

-270

PR+HCPIP

P

PI

PR+HC

P

PI

PR+HC

1. Diagramma di Bode del sistema in anello aperto

2. Diagramma di Bode del sistema in anello chiuso

3. Reiezione ai disturbi

3pK

2 2iK s

s + ω

2 23,5,7... ( )

i h

h

K s

s h====

⋅⋅⋅⋅+ ⋅+ ⋅+ ⋅+ ⋅∑∑∑∑ ω

ΣΣΣΣu∗

ddi∗

i

i∗

ΣΣΣΣ


Controllori risonanti e ripetitivi( )Re 2 2

( )P s p is

C s k k ss

τω

= + ++ 2 2

3,5,7

( )( )

ih

h

ss k

s hτ

ω=

=+∑Controllori risonanti

1iPResC

−

i

−τ

− iG−−

e

pG*i

i


Controllori risonanti basati sulla DFT ( ) ( )1

0

2 2cos

h

N iDFT ai k N

F z h i N zN N

π− −= ∈

= + ⋅ ∑ ∑

resonant controller

i−

i− −iG

−

e

pG*i i∆ 'i∆

cG

DFTF FIRk hi∆

( )RepF z


La norma CEI 11-20 costituisce il riferimento pergli schemi di collegamento alla rete degli impiantidi produzione che convertono ogni forma dienergia utile in energia elettrica in correntealternata definendo i compiti spettanti aidispositivi di protezione:

Anti-islanding


�Dispositivo del generatore

�Dispositivo di interfaccia

�Dispositivo generale

I carichi dell’impianto dell’autoproduttore sono divisi in due sezioni:

� Sezione non abilitata al funzionamento in isola

� Sezione abilitata al funzionamento in isola


Islanding“sostentamento di una sezione della rete pubblica da parte dei/del sistema di

generazione distribuita, in assenza di alimentazione dalla rete principale”

L’islanding può essere causato da una serie di eventi:


� Un guasto sulla linea a monte dell’invertitore;

� Disconnessioni intenzionali per manutenzione;

� Errore umano o atti dolosi;

� Fenomeni naturali.

Potenziali isole elettriche


L’islanding deve essere evitato per una serie di motivi:

� Mancanza di controllo sullafrequenza e tensione nell’isolaelettrica con responsabilità di dannialle apparecchiature delle utenze;

La norma IEEE Std. 929-2000 definisce l’invertitore anti-islanding:

“invertitore che interrompe la fornitura di energia nei carichi in un tempo inferiore a 2 s

in caso di islanding”Carico RLC parallelorisonantealla frequenzadi

Islanding


� Rischio per il personale addetto allamanutenzione;

� Sviluppo di elevate sovracorrenti infase di richiusura dell’interruttoredi linea;

� Mancanza di coordinamento delleprotezioni.

risonantealla frequenzadi50 Hz con quality factorpari a 1


Metodi di rilevazione dell’islanding

� Metodi passivi:

Attraverso il monitoraggio delle grandezze elettriche

� Metodi attivi:


� Metodi attivi:

Interni all’invertitore:Attraverso il principio “perturba e osserva”

RIF W. Bower, M. Ropp, Evaluation of islanding detection methods for photovoltaic utility interactive power systems, Report IEA PVPS T5-09, 2002

F. De Mango, M. Liserre, A. Dell’Aquila and A. Pigazo “Overview of anti-islanding algorithms for PV systems. Part I: passive methods ” EPE-PEMC 2006.

F. De Mango, M. Liserre, A. Dell’Aquila“Overview of anti-islanding algorithms for PV systems. Part II: active methods ” EPE-PEMC 2006.

Esterni o in linea:Attraverso una comunicazione trarete e invertitore


Variazione di tensione e frequenza nel sistema in isola

Se la potenza attiva erogata dall’invertitore èuguale a quella assorbita dal carico la tensionenon varia. Se invece c’è una differenza

allora

con

PPP DGload ∆−=


con

Se la potenza reattiva erogata dall’invertitore ènulla la frequenza nel sistema in isola si porta alvalore di risonanza del carico RLC. Nel caso lapotenza reattiva non sia nulla

risulta

QQQ DGload ∆−=

(%)P∆

(%)P∆(%)Q∆


Non Detection Zone (NDZ)

Zona in cui non è possibile rilevare l’islanding perché le variazioni delle grandezze monitorate sono troppo piccole e non distinguibili dai disturbi di rete


NDZ teorica


Iniezione di potenza attiva e reattiva

Feedback dell’ampiezza edella frequenza dellatensione misurate dal PLL


( )nv VVKdP −⋅=

( )ffKdQ nf −⋅=


Iniezione di potenza attiva e reattivaSuperamento della soglia di tensione al variare di

Kv e della potenza attiva iniettataSuperamento della soglia di frequenza al

variare di Kf e della potenza reattiva iniettata



Metodo basato sulle armonicheislanding detection


Test to verify immunity of the method (no false trip) to frequency variation

RIF A. Pigazo, M. Liserre, R. A. Mastromauro, V. M. Moreno, A. Dell’Aquila, “Wavelet-Based Islanding Detection in Grid-Connected PV Systems”, IEEE Transactions on Industrial Electronics.

M. Liserre, A. Pigazo, A. Dell’Aquila, V. Moreno “An Anti-Islanding Method for Single-Phase Inverters Based on a Grid Voltage Sensorless Control”, IEEE Transactions on Industrial Electronics, October 2006, vol. 53, no. 5, pp. 1418-1426.


Sistemi di conversione per sistemi eolici



Generatore asincrono doubly-fed

� intervallo limitato di regolazione di velocità

(dal -50% al +30% intorno alla velocità di

sincronismo)

� è necessario il rotismo e i contatti striscianti

per alimentare il rotore avvolto


� è possibile controllare la potenza

� è sufficiente un convertitore dimensionato

per una frazione della potenza complessiva

del sistema

Produttori:Produttori: Vestas, Gamesa, GE Wind, Nordex, REpower Systems, DEWindVestas, Gamesa, GE Wind, Nordex, REpower Systems, DEWind

Intervallo di potenza:Intervallo di potenza:da 0.85 MW a 4.5 MWda 0.85 MW a 4.5 MW

Mercato:Mercato: 50 %50 %


Turbina da 4.5 MW (V120) della Turbina da 4.5 MW (V120) della Vestas, con doublyVestas, con doubly--fed e controllo di fed e controllo di

passo per parchi offpasso per parchi off--shore shore

Esempio



Generatore asicrono con convertitore back-to-back


� intervallo completo di regolazione di velocità

� non sono necessari i contatti striscianti

� è necessario il variatore di velocità

� è possibile controllare la potenza

� è necessario un convertitore dimensionato per la potenza complessiva del sistema

� principalmente in configurazione stand-alone

Produttori:Produttori:Neg Micon, Siemens, Vestas, Gamesa Neg Micon, Siemens, Vestas, Gamesa



Esempio


Convertitore proposto da Verteco per l’upgrade di Convertitore proposto da Verteco per l’upgrade di impianti con generatore asincrono da 600 kW usando un impianti con generatore asincrono da 600 kW usando un

convertitore backconvertitore back--toto--back da 300 kWback da 300 kW

�� riduzione dello stress meccanicoriduzione dello stress meccanico

�� controllo potenza reattiva senza banchi controllo potenza reattiva senza banchi di condensatoridi condensatori


Generatore sincrono

� intervallo completo di regolazione di velocità

� è possibile far a meno del variatore di velocità per adattare la velocità (in caso si usi il generatore multipolare –aumento ingombro e peso - )


ingombro e peso - )

� è necessario un convertitore dimensionato per la potenza complessiva del sistema

� è possibile controllare potenza attiva e reattiva

� sono necessari i contatti striscianti e un piccolo convertitore per il circuito di eccitazione o i magneti permanenti

� generatori sincroni a magneti permanenti a flusso assiale sono usati nel minieolico (< 30 kW)

Produttori:Produttori: Enercon, Largey, Mitsubishi, Pfleiderer Wind Energy, Vestas, Gamesa Enercon, Largey, Mitsubishi, Pfleiderer Wind Energy, Vestas, Gamesa


Mercato:Mercato:16 % (senza variatore di velocità)16 % (senza variatore di velocità)

raddrizzatore a diodi + chopper

o

invertitore


da “WindBlatt 02/03”da “WindBlatt 02/03”

turbina Enercon da turbina Enercon da 300 kW con generatore 300 kW con generatore sincrono multipolare sincrono multipolare istallata in Antartideistallata in Antartide

Esempio 1



Turbina Multibrid da Turbina Multibrid da 5 MW con generatore sincrono 5 MW con generatore sincrono

multipolare (Multi) e uso di multipolare (Multi) e uso di rotismo ibrido (brid) per rotismo ibrido (brid) per

applicazioni offshoreapplicazioni offshore

Esempio 2


Prokon NordProkon NordGeneratore sincrono a magneti Generatore sincrono a magneti permanenti surface mounted e a permanenti surface mounted e a flusso radialeflusso radiale

Convertitore NPC della Convertitore NPC della ABB o Convertem 3 kVABB o Convertem 3 kV


�

�

Esempio 3 Jonica Impianti Jonica Impianti Mini turbina eolicaMini turbina eolica



Turbine eoliche Multi-MW


Gearbox

Generator

Converter

module 1

Converter

module 2

Converter

module 3

Converter

module 4

Converter

module 5

Converter

module 6

LV/MV

Transformer


Filtri per la connessione alla rete elettrica


( )( ) swres

LC

sw

swg z

hi

hi22

2

ωω −≈

ripple attenuation


Passive damping: selective dampingPassive damping selettivo per ridurre le perdite


Interessante per sistemi multi-MW


Active damping: use of a notch filter


undamped active damped2 2

2 2( ) o

ADo

z zG z

z p

−= −


Sistema di conversione e controllo



Controllo lato generatore e lato rete

PWM PWM

DFIGGearbox Transformer

Turbine

C

Inductor

Pitchmechanism

θ

PWMconverter

PWMconverter Capacitor

wind

� al di sotto della potenza nominale il generatore funziona senza il controllo dello scorrimento

� al di sopra della potenza il controllo dello scorrimento cerca di limitare la potenza

optiopti--slipslip doublydoubly--fedfed


gearbox generator

firingunit

externalresistor

B6 bridge IGBT

A

CB

slipcontroller

n

iu,

wind

turbine

transformer

eqv

refθ

Pitchmechanism

θ

)( eqvf=θ

PWM PWM

Rotor-sidevectorcontrol

Grid-sidevectorcontrol

gi

gvdcu

ri

si

sv

rw

refsP _ refsQ _ refdcu _ refrQ _rw)( rs wfP =

Look-up table

Look-up table

eqv

refθ

)( eqvf=θ

di limitare la potenza

� Convertitore lato rete: tensione dc e reattivo

� Convertitore lato generatore: garantire disaccoppiamento del controllo della potenza attiva e reattiva del generatore


Funzionamento stand-alone o micro-rete� Il ruolo del convertitore lato rete cambia (da “grid feeding” a “grid forming” )

� possibile alimentare un singolo carico o una microrete

� In questo secondo caso è necessario un controllo della potenza attiva e reattiva tipo “droop control”


RIF Josep M. Guerrero, Luis García de Vicuña, José Matas, Miguel Castilla, and Jaume Miret, “ A Wireless Controller to Enhance Dynamic Performance of Parallel Inverters in Distributed Generation Systems” IEEE TRANSACTIONS ON POWER ELECTRONICS, VOL. 19, NO. 5, SEPTEMBER 2004, 1205-1213.

gridgrid formingforming droopdroop controlcontrol


Controllo della potenza


0.25

0.50

0.75

Power [PU]

Vindhastighed [m/s]

Power [PU]

0.25

0.50

0.75

1

5 10 15 20 25 30

Stall control

Wind speed [m/s](a)

5 10 15 20 25 30

0.25

0.50

0.75

1

Power [PU] Active Stall control

30

Wind speed [m/s](b)

0.25

0.50

0.75

1

5 10 15 20 25 30

Wind speed [m/s](c)

Power [PU] Pitch


Controllo della potenza


RIF S. Heier, “Grid integration of wind energy conversion systems”, Wiley, 2006

Z. Lubosny “Wind Turbine Operation in Electric Power Systems Advance Modeling” Springer, Berlin - Heidelberg, 2003, Hardcover, 259 pages, ISBN 3-540-40340-X.


Low voltage ride-through

Capacità del sistema eolico di tollerare buchi di tensione (generalmente causati da guasti sulla rete) senza disconnettersi:

• in passato: non richiesto

• recentemente (Germania, Spagna, ecc): non disconnetersi

• ultimamente (Australia, Quebec, Spagna ecc): tollerare tensione nulla, controllare l’iniezione di corrente anche durante il buco di tensione e iniettare potenza reattiva


l’iniezione di corrente anche durante il buco di tensione e iniettare potenza reattiva

� Studio dei buchi di tensione

� Strategie di LVRT

Lo studio è sviluppato considerando un invertitore trifase PWM controllato in corrente per la connessione del sistema eolico alla rete elettrica


Studio dei buchi di tensione

� I buchi di tensione sono riduzioni di tensione di breve durata causati da cortocircuiti di reteo dall’avviamento di motori di grossa taglia

� I buchi di tensione sono considerati uno degli aspetti più importanti della power quality


RIF M. H. J. Bollen, Understanding Power Quality Problems: Voltage Sags and Interruptions. IEEE Press, 2002.


Influenza del trasformatore

Vr

VraV

r

cVr


aV

bVr

cV

aVr

bVr

cVr

aVr

bVr

cVr

aVr

bVr

cVr

aVr

bVr

cVr

Guasti Buco visto al bus 1 Buco visto al bus 2trifase tipo A tipo A

monofase tipo B tipo Cbifase a terra tipo E tipo F

fase-fase tipo C tipo D

Guasti Buco visto al bus 1 Buco visto al bus 2trifase tipo A tipo A

monofase tipo B tipo Cbifase a terra tipo E tipo F

fase-fase tipo C tipo D

GuastiGuasti Buco visto al bus 1Buco visto al bus 1 Buco visto al bus 2Buco visto al bus 2trifasetrifase tipo Atipo A tipo Atipo A

monofasemonofase tipo Btipo B tipo Ctipo Cbifase a terrabifase a terra tipo Etipo E tipo Ftipo F

fase-fasefase-fase tipo Ctipo C tipo Dtipo D

aVr

bVr

cVr

aVr

bVr

cVr

bVr


� i sistemi eolici devono essere tolleranti ai guasti per un breve periodo di tempo

� non ci sono speciali specifiche riguardo la potenza

� quando la tensione è troppo bassa è richiesto ai sistemi eolici di grossa taglia di passare al controllo della tensione tramite generazione di potenza reattiva

Strategie di LVRT


Energinet.dk specifications 2004

� la capacità dei sistemi eolici di superare i buchi di tensione dipende anche dal dimensionamento dell’invertitore che connette il sistema alla rete e dal sistema di immagazzinamento capacitivo in continua (se ridotto la conversione è quasi-diretta)

� ma è il controllo il vero responsabile della LVRT

RIF A. V. Timbus, P. Rodriguez, R. Teodorescu, M. Liserre, and F Blaabjerg, Flexible Active Power Control of Distributed Power Generation Systems Running on Faulty Grid, IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2007.

ML1

Diapositiva 58

ML1 as it is necessary to deliver the output power, which is constant and in the worst case reaches the rated power level, without having the ASD operating in the overmodulation range due to insufficient dc-link voltage. The limitations in operation are given by the semiconductor voltage and current ratings, which cannot be exceeded.Marco Liserre; 27/10/2004


Possibili scenari di LVRT


Sbilanciamento piccolo (<2-5%) medio (5-15%) alto (>15 %)

Potenza erogabile tutta tutta in parte

Correnti di linea devono essere sinusoidali e bilanciate

possono essere sinusoidali e sbilanciate

possono essere non sinusoidali e sbilanciate


� In sistemi trifase è importante il calcolo della componente di sequenza inversa

PIqv+ θ +′

∫2 2

q d qv v v+

2

2 22o

o os s

ωω ω+ +

qv+′

Phase Locked Loop: Double-SOGI-PLL


vα

vβαβv

vα′qvα′

vβ′qvβ′

vα+′

vβ+′

vα−′

vβ−′

12

12

DSOGI

PNSC

αβ+ ′v

αβ− ′v

SOGI-QSG( )

e

qv’

v’

w’

v

e

qv’

v’

w’

v

SOGI-QSG( )

ω′′

PI

[Tdq] dv+

+ ′v

∫ω′

θ +′SRF-PLL ffω

q d qv v v+


one phase fault

Controlli in corrente


fasterfaster


Instantaneous Active Reactive Control (IARC)

-400

-200

0

200

400

v [V

]

5

10

p = ⋅v i

*pP = ⋅v i

Specifiche:

Legge di controllo:

Punto di partenza


-10

-5

0

5

i [A

]

-1

0

1

2

p, q

[kW

, kva

r]pq

*2

;p

Pg g= =i v

v

* 0pq = × =v i

Commenti:

• correnti squilibrate e non-sinusoidali• controllo perfetto della potenza• rischio di intervento delle protezioni da sovracorrente


Positive- Negative-Sequence Compensation (PNSC)

-400

-200

0

200

400

v [V

]

10

( ) ( )p + − + −= + ⋅ +v v i i

* *p p P+ + − −⋅ + ⋅ =v i v i * * 0p p

+ − − +⋅ + ⋅ =v i v i

( ) P

Specifiche:

Legge di controllo:

Punto di partenza


-10

-5

0

5

i [A

]

-1

0

1

2

p, q

[kW

, kva

r]pq

( )*2 2

;p

Pg g± + − ±

+ −= − =

−i v v

v v

*

* * * *

0

p

p p p p

q

q

+ + − − + − − +

= ×

= × + × + × + ×144424443 144424443

%

v i

v i v i v i v i

Commenti:

• correnti squilibrate e sinusoidali• oscillazioni della potenza reattiva • la corrente massima è nota


Balanced Positive Sequence (BPS)

-400

-200

0

200

400

v [V

]

5

10

P

*p P+ +⋅ =v i ( ) * 0p

+ − −+ ⋅ =v v i *p p− +⋅ =v i %

( )p + − += + ⋅v v i

Specifiche:

Legge di controllo:

Punto di partenza


-10

-5

0

5

i [A

]

-1

0

1

2

p, q

[kW

, kva

r]pq

*2

;p

PG G+ + +

+= =i v

v

* * *

0

p p pq

q

+ −= × = × + ×v i v i v i14243 14243

%

Commenti:

• correnti bilanciate e sinusoidali• oscillazioni della potenza attiva e reattiva • la corrente massima è nota


Confronto tra le diverse tecniche di controllo



� convertitore front-end: sincronizzazione e controllo

� monitoraggio delle condizioni di rete

Conclusioni


� controllo in condizioni grid-connected/stand-alone

� low voltage ride-through

� Convertitori Multi-MW per nuove turbien eoliche


Gre

en P

ower

Con

verte

r Res

earc

h G

roup


“Industrial/Ph.D. Course in Power Electronics for Renewable Energy Systems – in theory and practice”

R. Teodorescu, P. Rodriguez, M. Liserre, J. M. Guerrero

Aalborg University, Denmark

Gre

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ower

Con

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r Res

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Convertitori statici per la gestione ... - Servizio di...

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