UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA

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1 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA DESARROLLO DE ESTRATEGIAS DE CONTROL PARA UN SISTEMA COMPENSADOR-GENERADOR Por: José Alejandro López Giraldo Sartenejas, Abril 2013 i

2 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA DESARROLLO DE ESTRATEGIAS DE CONTROL PARA UN SISTEMA COMPENSADOR-GENERADOR Por: José Alejandro López Giraldo Realizado con la Asesoría de: Prof. Alexander Bueno Montilla (Tutor Académico) Prof. José Carlos Gil (Tutor Industrial) Informe de Pasantía Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar por el título de: Ingeniero Electricista Sartenejas, Abril ii

3 iii

4 DESARROLLO DE ESTRATEGIAS DE CONTROL PARA UN SISTEMA COMPENSADOR-GENERADOR Realizado por: José Alejandro López RESUMEN La implementación de Redes Inteligentes (Microrredes) y la utilización de Energía Renovables, forman parte de una importante mejora en un sistema eléctrico ya que esta funciona de una manera eficiente, sostenible y así garantiza de forma eficiente el suministro de electricidad a una red a pequeña escala formado por sistemas de generación distribuida. Este proyecto se enfoca en el diseño de un control de corriente para una red de pequeña escala. Se realizaron simulaciones mediante la herramienta SimpowerSystems que se encuentra en Matlab, Simulink, los cuales se exponen tres casos distintos de controladores que logran el objetivo del seguimiento de una corriente deseada de referencia. Estos métodos de control de corriente son la modulación de ancho de pulso PWM con controlador PI, Banda de Histéresis y la implementación de un control de inversor dinámico o control por prealimentación. Adicionalmente se llevo a cabo el análisis de estabilidad para estos controladores de corriente, evaluando las distorsiones existentes en el sistema (THD), la sintonización de un controlador para que el sistema siga la referencia y no haya influencia de perturbaciones (IAE), y las pérdidas de potencia disipada por parte de los semiconductores del inversor implementado DC/AC. Finalmente se obtuvo los resultados y las conclusiones, evaluando para cada caso el comportamiento y las tendencias de los distintos métodos de corriente. iv

5 DEDICATORIA A mis padres Marisela Giraldo y Miguel López Y a mi hermano Miguel v

6 AGRADECIMIENTOS Primero que nada quisiera agradecer a los profesores Héctor Beltrán y José Carlos Gil de la Universidad Jaume I de Castellón, España, ya que este trabajo de grado no hubiese sido posible sin el apoyo y dirección de ellos. A mi tutor Profesor y actualmente coordinador Alexander Bueno, por todo su apoyo, orientación y paciencia para la realización de este informe. A la Coordinación de Ingeniería Eléctrica, a los profesores del Departamento de Conversión y Transporte de Energía y a los profesores de los laboratorios de Conversión de Energía Eléctrica y Alta tensión que comparten cada día sus grandes conocimientos. A mis padres por estar siempre apoyándome durante todo este duro trayecto de la vida y enseñándome el camino correcto hacia el éxito. Finalmente a mis amigos y colegas que fueron de vital importancia durante todos estos años de carrera Universitaria, por todo el esfuerzo y apoyo que me brindaron en esos tiempos difíciles, sin ellos no habría poder seguido adelante. vi

7 ÍNDICE GENERAL RESUMEN DEDICATORIA AGRADECIMIENTOS ÍNDICE GENERAL ÍNDICE DE TABLAS ÍNDICE DE FIGURAS LISTA DE ABREVIATURAS LISTA DE SIMBOLOS IV V VI VII IX X XII XIII INTRODUCCIÓN 1 CAPITULO 1 3 MICRORRED Definición de una Microrred Características de una Microrred Generación Distribuida Ventajas de la Generación Distribuida Inconvenientes de la Generación Distribuida Generación Distribuida y Microrredes Elementos que conforman una Microrred Operación modo aislado Sistemas de energía de almacenamiento Servicios que provee una Microrred a la red Futuro de una Microrred 17 CAPITULO 2 19 DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS Y TÉCNICAS PARA EL CONTROL DE CORRIENTE Descripción de un SAPC Definición DSP Descripción de inversor DC/AC Sincronización de convertidores de potencia PLL Modulación por ancho de pulso PWM Controladores lineales Modulación de un PWM con controlador PI Transformación de Clark, coordenadas estacionarias Transformación de Park, coordenadas rotatorias d,q, Controlador por banda de histéresis Aplicación de un Control de inversor dinámico 34 vii

8 CAPITULO 3 37 ESTUDIO DE ESTABILIDAD DE LAS TÉCNICAS DE CONTROL Causas de distorsión armónica en un sistema eléctrico Definición THD Definición IAE Pérdidas y número de conmutaciones 40 CAPITULO 4 41 MARCO METODOLÓGICO Montajes Técnicas de control de corriente (Controladores) Modulación PWM con PI Controlador por banda de histéresis Controlador por Control de Inversor Dinámico Obtención de Pérdidas y número de conmutaciones 48 CAPITULO 5 49 RESULTADOS Y ANÁLISIS Resultados Resultados para la modulación del PWM Resultados controlador mediante Banda de Histéresis Resultados mediante aplicación del Control Inversor Dinámico Análisis de resultados 63 CONCLUSIONES 67 RECOMENDACIONES 69 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 70 viii

9 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 4.1. Variables utilizadas para la simulación en Simulink... Tabla 4.2. Valores de frec. de conmutación para el PWM y el Control Inversor Dinámico Tabla 4.3. Valores para el ancho de banda Tabla 5.1. Valores para PWM 10Amp (IAE, THD W, #Conmutaciones)... Tabla 5.2. Valores para PWM 20Amp (IAE, THD W, #Conmutaciones)... Tabla 5.3. Valores Banda de Histéresis 10Amp (IAE, THD W, #Conmutaciones) Tabla 5.4. Valores Banda de Histéresis 20Amp (IAE, THD W, #Conmutaciones).. Tabla 5.5. Valores Control Inversor Dinámico 10Amp (IAE, THD W, #Conmutaciones). Tabla 5.6. Valores Control Inversor Dinámico 10Amp (IAE, THD W, #Conmutaciones) ix

10 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1: Esquema de una Microrred Figura 1.2: Curva Droop Frecuencia vs Potencia activa, Voltaje vs Potencia Reactiva.. Figura 1.3: Sistema aislado de dos generadores compartiendo potencia. Figura 2.1: Modelo simplificado para modulación de PWM. Figura 2.2: Modelo simplificado para Banda de Histéresis.. Figura 2.3: Conducción bidireccional de la corriente e inversor trifásico con IGBT/diodos... Figura 2.4: Algunas formas de ondas que puede generar un PWM.. Figura 2.5: Forma de onda generada PWM con referencia senoidal y portadora triangular. Figura 2.6: Puente tres brazos o 3 arm-brigde.. Figura 2.7: Modulación por comparación con triangular PWM con PI como controlador Figura 2.8: Transformación del sistema trifásico ABC a un sistema bidireccional... Figura 2.9: Transformación de a dq0.. Figura 2.10: Ancho de banda de banda histéresis... Figura 2.11: Esquema de control por banda de histéresis Figura 2.12: Esquema por histéresis mediante Park, Clarke conectado a la red. Figura 2.13: Diagrama de bloques de un control Feedforward Figura 2.14: Diagrama de bloques Feedback/Feedforward.. Figura 3.1: Característica de conmutación... Figura 4.1: Modelo del Controlador mediante el PWM con PI... Figura 4.2: Modelo de los pulsos del PWM. Figura 4.3: Modelo completo mediante banda histéresis. Figura 4.4: Banda de histéresis Figura 4.5: Modelo para el controlador Control de inversor dinámico Figura 4.6: Modelo de la realimentación dado por el Control inversor dinámico... Figura 5.1: Ejemplo del seguimiento de corriente de referencia id, iq, i0 (PWM) x

11 Figura 5.2: Seguimiento de corriente para 10 Amp de referencia (PWM).. Figura 5.3: Seguimiento de corriente para 20 Amp de referencia (PWM).. Figura 5.4: Valor de THD para 10 Amp de referencia. Figura 5.5: Valor de THD para 20 Amp de referencia Figura 5.6: Valor IAE para 10 Amp de referencia.. Figura 5.7: Valor IAE para 20 Amp de referencia... Figura 5.8: Seguimiento de corriente para 10 Amp de referencia (Banda Histéresis). Figura 5.9: Seguimiento de corriente para 20 Amp de referencia (Banda Histéresis). Figura 5.10: Valor de THD para 10 Amp de referencia.. Figura 5.11: Valor de THD para 20 Amp de referencia.. Figura 5.12: Valor IAE para 10 Amp de referencia. Figura 5.13: Valor IAE para 20 Amp de referencia. Figura 5.14: Seguimiento de corriente para 10 Amp de referencia (CID)... Figura 5.15: Seguimiento de corriente para 20 Amp de referencia (CID)... Figura 5.16: Valor THD para 10 Amp de referencia... Figura 5.17: Valor THD para 20 Amp de referencia... Figura 5.18: Valor IAE para 10 Amp de referencia. Figura 5.19: Valor IAE para 20 Amp de referencia. Figura 5.20: Tendencia IAE, THD vs Frecuencia de conmutación (PWM) Figura 5.21: Tendencia IAE, THD vs Ancho de banda (Banda Histéresis). Figura 5.22: Tendencia IAE, THD vs Frecuencia de conmutación (CID) xi

12 LISTA DE ABREVIATURAS DC GD EES DER SAPC TIC AMI VCO TSO/DSO IAE ITAE ISE Khz Amp CID Corriente Directa o Corriente Continua Generación distribuida Dispositivos de Almacenamiento de Energía Eléctrica Recurso de Energía Distribuida Compensador Activo de potencia en Paralelo o Derivación Tecnologías de la Información y Comunicaciones Infraestructura de Medición Avanzada Oscilador controlado por voltaje Operadores de sistemas de transporte/operadores de sistemas de distribución Integral del valor Absoluto del Error o Error Integral Absoluto Integral del valor Absoluto del Error ponderado en el Tiempo Integral del Error al Cuadrado Kilohercios Amperios Control Inversor Dinámico xii

13 LISTA DE SIMBOLOS V I id iq i0 Ps W I 0 f Tensión Corriente Corriente de coordenada directa Corriente de coordenada de cuadratura Corriente de secuencia cero Potencia disipada Vatio Corriente nominal Frecuencia xiii

14 1 INTRODUCCIÓN Durante años la demanda de energía eléctrica en el sistema eléctrico europeo, específicamente el español, va poco a poco incrementando y como consecuencia se ha tenido que aumentar exponencialmente las unidades de generación eléctrica de carácter distribuido. Actualmente la generación de energía eléctrica en España es suficiente para abastecer el nivel de consumo actual, importando energía a países vecinos, presentando un balance general equilibrado. Sin embargo se produce uno de los principales problemas del sistema eléctrico, los cuales son los cortes de servicio debido a picos de consumo masivo superiores a la energía disponible. Estos consumos son provocados por situaciones climáticas, las olas de calor en verano y las olas de frío durante el invierno, haciendo uso de sistemas de refrigeración o calefacción de una misma zona geográfica. Este problema tiene graves consecuencias a nivel social provocando importantes pérdidas y la solución sería generar más energía mediante la instalación de nuevas centrales. Es por ello, en el ámbito europeo y también en otros países del resto del mundo, se enfoca en el estudio de nuevos proyectos de investigación para el desarrollo de las Microrredes o también denominados Redes Inteligentes, en las que el usuario final de electricidad pasará de tener un papel pasivo a un papel activo, mediante la gestión activa de la demanda. Este nuevo concepto de red eléctrica trae consigo una nueva alternativa para poder enfrentar a los problemas de demanda de energía eléctrica y adicionalmente afrontar los retos de la red eléctrica como el crecimiento exponencial de fuentes renovables, la seguridad del suministro de energía, la reducción de costes del sistema eléctrico, la integración de nuevas tecnologías (renovables y generación distribuida), entre otros. Para la realización de este proyecto se tuvo como idea principal el diseño de un control de corriente para una red de pequeña escala, de manera que se pueda realizar el seguimiento adecuado de una corriente pautada de referencia, con el mínimo de distorsiones o desequilibrios posibles. Para ello se trabajo en el programa Matlab, Simulink, usando la herramienta SimpowerSystems, el cual facilita la implementación de las simulaciones para tres distintos casos planteados de controladores de corriente. Estos casos son la modulación de ancho de pulso PWM con controlador lineal PI, el controlador por ancho de Banda de Histéresis y el control por prealimentación o control de inversor dinámico.

15 2 Se pudo obtener los resultados y los análisis correspondientes para cada controlador de corriente donde se observaron los comportamientos y tendencias. Entre estos comportamientos se encuentran, las distorsiones que se manifestaban en el sistema, denominado THD, la sintonización del controlador para que el sistema siga la referencia o no sea influenciado por una perturbación, denominado error integral absoluto (IAE), y las pérdidas que se disipan en los semiconductores en el inversor DC/AC utilizado en las simulaciones. Finalmente se pudo determinar conclusiones sobre cual controlador sería el más adecuado en el caso de obtener un sistema con un seguimiento eficiente de corriente con alto contenido de distorsión o un seguimiento no tan eficiente de corriente pero obtiene un bajo contenido de armónicos. Objetivo general Implementar y analizar las tres distintas técnicas para el control de corriente para una red de pequeña escala mediante el software Matlab, Simulink para hallar valores de distorsión, error absoluto integral y pérdidas en el sistema. Objetivos específicos Para lograr este objetivo es necesario realizar los siguientes objetivos específicos: Diseñar las simulaciones de controladores de corriente en el software Matlab, Simulink. Realizar el seguimiento de la referencia de corriente que se desea otorgada por el controlador. Obtención de un sistema con bajo contenido de armónicos en las corrientes. Obtención de un sistema sin desequilibrios en las corrientes. Realizar el análisis de cada controlador implementado de corriente.

16 3 CAPITULO 1 Microrred 1.1. Definición de una Microrred Una Microrred, también conocida como Smart Grid o Redes Inteligentes, se define como redes de electricidad que permiten la integración de una manera inteligente el comportamiento y las acciones de todos los usuarios conectados a ella, ya sea generadores y consumidores, con el propósito de funcionar de una manera eficiente, sostenible, económica y así garantizar el suministro de electricidad. Otro aspecto importante a considerar es la incorporación de tecnología digital de forma que exista un flujo de información bidireccional entre generadores y consumidores disminuyendo costos de generación y transmisión y mejorando al mismo tiempo la eficiencia y la confiabilidad del sistema eléctrico. [1,2] Una red inteligente cuenta con control, comunicación y tecnología de auto-reparación con el fin de [3]: Mejorar la facilidad de conexión y el funcionamiento de generadores de diferentes tamaños y tecnologías. Optimización de la operación del sistema Proporcionar a los consumidores información y opciones para la elección de la oferta. Reducir el impacto medioambiental del sistema eléctrico de suministro. Mantener o mejorar los niveles de eficiencia de los servicios existentes. Mejorar niveles de fiabilidad, controlabilidad y calidad del suministro del sistema eléctrico. Una Microrred es conceptualmente considerada como red a pequeña escala, el cual se encuentra formado por sistemas de generación distribuida (GD), dispositivos de almacenamiento

17 4 de energía eléctrica (EES) y cargas que están eléctricamente entre conectadas y jerárquicamente controladas. Se cabe señalar que tienen la capacidad de operar en ambas funcionalidades, ya sea conectada a la red o desconectada a la red. Además de generadores, los sistemas EES son también importantes en el funcionamiento de la Microrred (especialmente si estos están diseñados de fuentes de energía renovable) los cuales se caracterizan por tener un comportamiento estocástico e interrumpido, constituyen la fuente de energía principal de la Red inteligente Características de una Microrred Entre las principales características que dispone la implementación de una Microrred en el sistema eléctrico son las siguientes [4]; Los picos de consumo tienden a disminuir, debido a que la información es doble en cuanto al consumo y generación, solo estarán en operación los generadores convencionales (no renovables) requeridos en tiempo real. Esto convierte a la red más eficiente en cuanto a energía, reduciendo así la inversión en los sistemas de generación, transporte y distribución de electricidad. También permite que la energía que se exceda vuelva a ser incorporada a la red. El usuario se transforma en generador de electricidad, es decir en un productor descentralizado. Esto quiere decir que esta forma de energía eléctrica pone en disposición de los grandes generadores centralizados potencia instalada, para la cual no han realizado ninguna o poca inversión. El cliente tiene ventajas como: -Pago por uso: se eliminan los recibos y los consumidores sólo pagan por lo que consumen. -Las empresas gestionan diversas tarifas para optimizar el consumo de la energía generando así tarifas flexibles.

18 5 Permite la automatización de cada toma corriente en hogares y negocios de la red permitiendo que haya reducción en la factura energética ya que se puede conectar y desconectar sin la necesidad de que una persona lo realice. Se reduce la dependencia de la red convencional, pudiendo la Microrred operar de forma conectada y desconectada a la red permitiendo evacuar el excedente de energía para su comercialización o absorber de la red parte de la energía consumida. Ventajas en el medioambiente tales como: -Reducción en las emisión de partículas y gases debido al control de los procesos de combustión, esto ayudaría a reducir o combatir el calentamiento global. [5] -A medida que se refuerza la utilización de energías renovables, se reducen las emisiones de gases de efecto invernadero y la independencia respecto a la incertidumbre del precio del petróleo aumenta, el cual coincide en el desarrollo de la economía a nivel global. Durante fallas, contingencias, operaciones de mantenimiento, entre otras, la Microrred puede desconectarse y operar autónomamente. También podrá localizar las fallas así como su naturaleza y magnitud. Esta operación puede aumentar la fiabilidad de suministro al usuario, reduciendo el número de interrupciones. La optimización del sistema de seguridad por medio del uso de un control remoto, permite la conexión y desconexión de forma automatizada de líneas de transmisión y equipos generadores. Una gran ventaja es la supervisión a distancia en tiempo real ya que permite un mejor manejo de las actividades de mantenimiento. Los sistemas de generación incorporan avanzada electrónica de potencia produciendo mejoras en la calidad de energía eléctrica, ya sea en tensión, frecuencia, estabilidad de tensión, el suministro de potencia reactiva y corrección del factor de potencia. Una Microrred aumenta la confiabilidad de un sistema eléctrico, en cuanto las horas de fallo divididas entre las horas de operación, por lo cual se ven beneficiados productores y consumidores de electricidad.

19 6 Se reduce el riesgo de sobrecarga de los transformadores de potencia, los cuales son equipos importantes en transmisión de electricidad, permitiendo un servicio continuo y una mayor vida útil. Se puede realizar un monitoreo continuo de los equipos de la red facilitando su mantenimiento Generación Distribuida La generación distribuida o también conocida como generación descentralizada, generación dispersa o energía distribuida, tiene varias definiciones. Se considera que es la generación, almacenamiento o sistemas de gestión a pequeña escala con la posibilidad de interactuar con la red eléctrica considerando la máxima eficiencia energética, pero la definición más tradicional es donde grandes redes de transmisión llevan la potencia generada a sitios donde se demanda o consuma, y generalmente están ubicadas en subestaciones de la compañía eléctrica, el cual se puede encontrar el centro de demanda de potencia. Se puede considerar otra definición de GD, teniendo en cuenta aspectos regulatorios para el sistema eléctrico en España [12]; Como una pequeña potencia ubicada en puntos que se encuentran cerca al consumo. Conectada a la red de distribución. Frecuentemente una parte de la generación es consumida por la misma instalación y el resto se exporta a una red de distribución. No existe una planificación centralizada de generación y no se despacha centralizadamente. La potencia de los grupos suelen ser menor de 50 MW. A nivel Europeo y sobre todo, de Estados Unidos, casi tanto como el concepto de GD,Generación Distribuida, se utiliza el concepto DER (Recurso de Energía Distribuida o Distributed Energy Resource ) que agrupa tanto la GD como la utilización de almacenamiento de energía.

20 Ventajas de la Generación Distribuida En Generación Distribuida se puede considerar como principales ventajas las siguientes [13]; Un incremento en la confiabilidad. En la actualidad, los clientes dependen de la red para satisfacer sus necesidades energéticas en forma de electricidad, si la red eléctrica se cae o existe una falla en el centro de transformación, la electricidad no llega a los usuarios. Si existiera GD los usuarios se podrían auto abastecer ante problemas explicados anteriormente. Se produce un aumento de la calidad de la energía permitiendo que la energía tenga menos reactiva y la tensión sea más estable, lo cual conlleva que el cliente reciba una energía de mayor calidad. Reducción del número de interrupciones en este tipo de generación. Esto hace que desde los pequeños generadores se genere energía para estabilizar la red en caso de que ésta lo necesite, disminuyendo así el número de interrupciones de suministro. Existe un uso más eficiente de la energía el cual permite acercar el punto de generación al punto de consumo, y por lo tanto mejora la eficiencia. Uso de las energías renovables. La curva de demanda energética de las energías renovables no coincide con la curva de oferta de energía y para incrementar el uso de energías renovables, es necesario utilizar sistema de almacenamiento para poder satisfacer la curva de demanda. Esto es posible gracias a que este tipo de generación está pensada con baterías que almacenen energía eléctrica. Exista un incremento en oportunidades de negocio ya que sin una generación distribuida a nivel de usuario se depende exclusivamente de la red para satisfacer sus necesidades energéticas y tiene que comprar al precio que marcan las grandes empresas. En cambio con generación distribuida, el usuario se puede generar su propia electricidad, lo cual puede reducir los costos de su electricidad.

21 8 Disminución de costos debido a la reducción de la demanda pico en la red de distribución y un mejor suministro energético en aquellos lugares donde no llega la red convencional, como Microrredes, sistemas aislados, entre otros Inconvenientes de la Generación Distribuida Las principales barreras que actualmente impiden la implementación y el crecimiento de sistemas de Generación Distribuida son las siguientes [14]: Los impedimentos tecnológicos que hacen que exista una falta de conocimiento de las tecnologías de generación distribuida, muchas de ellas aún están en etapa de investigación el suelen tener una elevado costo asociado. Las redes de distribución son radiales. Las cuales están diseñadas para llevar el flujo de energía en una sola dirección, mientras que la GD requiere de flujos que se muevan en ambas direcciones, por lo tanto surge la necesidad de tener sistemas de distribución enmallados o en anillo. Barreras de regulación y de mercado. En la mayoría de los países subdesarrollados, los sistemas regulatorios no consideran la GD como un aspecto diferente a la generación convencional, por lo que explícitamente la penalizan. En cuanto a las desventajas de la generación distribuida se tienen las siguientes [13]: La principal desventaja para la generación distribuida es que por ley, el cliente no puede vender energía eléctrica, por lo tanto en caso de tener un excedente energético, tienes que despacharlo ya que no puede venderlo a red. La generación por energías renovables sin subvenciones no es rentable. Las energías renovables todavía no son competitivas a precio de mercado actual, ya que la instalación no es rentable si no es con subvenciones. Pero la tendencia actual, nos lleva a una rentabilidad atractiva en pocos años.

22 9 El usuario es responsable de la instalación. En el caso de que la instalación de Generación Distribuida sea del usuario, es éste quien tiene que responsabilizarse con respecto a los costes de operación y mantenimiento, conservando la instalación en buen estado en beneficio propio Generación Distribuida y Microrredes La generación distribuida forma parte fundamental en el desarrollo de una Microrred. En la actualidad los sistemas de GD presentan una mayor capacidad de control y grado de operabilidad que los generadores convencionales. Si se tiene un control adecuado con plantas de generación distribuida, combinado con la integración de almacenamiento de energía eléctrica (EES), permite ofrecer una amplia gama de servicios auxiliares, así como también la eficiencia de la continuidad del suministro. Por lo tanto esto permite decir que las Microrredes sean de gran importancia en las redes eléctricas del futuro, sobre todo en sistemas de distribución de baja tensión, donde la gran mayoría de los sistemas GD están conectados. Para el buen funcionamiento de una red inteligente se necesitan Microrredes en la red de distribución. Se muestra a continuación un esquema de cómo está constituido una Microrred: Se puede observar en la figura 1.1, que una red inteligente (Microrred), es una red eléctrica que utiliza fuentes de energía distribuida, donde la mayoría son renovables, como también dispositivos de almacenamiento de energía para así poder suministrar y abastecer la demanda en forma local.

23 10 Figura 1.1: Esquema de una Microrred [15] Normalmente la Microrred opera conectada al sistema eléctrico de la empresa suministradora pero tiene la ventaja de autoabastecerse y de poder operar de modo aislado cuando sea necesario, para incrementar la confiabilidad de suministro a la carga local. Desde un punto de vista global, la Microrred, se puede comportar como una entidad que se puede controlar (carga o generador) con la capacidad de proveer los servicios necesarios al sistema. La Microrred tiene como antecedentes las instalaciones eléctricas donde la pérdida de energía sería desastrosa, como en hospitales, centros comerciales, entre otros. Cuando se pierde suministro de la red principal en estas instalaciones, se conecta generación a base de turbinas de gas o diesel. La diferencia con la definición de Microrred es que ésta tiene la capacidad mediante tecnologías de comunicación y computo, de operar en forma autónoma, en coordinación con la red de la compañía eléctrica, así como la posibilidad de venderle a ésta sus excedentes de energía [15] Elementos que conforman una Microrred Los objetivos principales de una Microrred son maximizar el uso y la capacidad de los activos de generación para así elevar las eficiencias y minimizar los costes. El desarrollo de inversores

24 11 que relacionan las fuentes que generan en corriente continua y los dispositivos de almacenamiento, forman parte fundamental para la realización del concepto de Microrred. Logrando que operen en corriente en corriente alterna y con el sistema eléctrico principal, manteniendo su operación aún si la red principal presenta algún tipo de falla. Se describirán a continuación de forma genérica los elementos que forman parte una Microrred [15]; 1) Inversores: Un inversor tiene como función convertir la corriente directa (CD) en corriente alterna (AC), por ejemplo, en la salida de un panel solar para su utilización en residencias, comercios, entre otras. Por norma, el inversor desconecta el panel cuando sensa que la red eléctrica principal ha salido de operación, para evitar la operación en modo aislado de la red que no están planeadas para tal condición. Sin embargo, dentro del concepto de la Microrred, la función de la nueva generación de inversores deberá mantenerse conectada cuando la infraestructura que conforma la Microrred se desconecta de la red principal y participa para mantener la Microrred operando como isla. 2) Tecnologías de la Información y Comunicaciones (TIC): Las TIC en el concepto de la Microrred permitirán un gran número de nuevas aplicaciones, tanto para el consumidor como para la empresa distribuidora. Dentro de estas tecnologías, las principales se refieren a comunicaciones integradas, interfaces mejoradas y tecnologías de detección, medición y diagnóstico. Entre uno de los objetivos de estas tecnologías son: Robustecer y automatizar la red, mejorando su operación y los índices de calidad. Informar al consumidor en tiempo real sobre el uso y el coste de la energía eléctrica. Optimizar la conexión de las fuentes de energía renovable.

25 12 3) Contadores Inteligentes: La infraestructura de Medición Avanzada o llamado en ingles AMI, consiste en medidores digitales de estado sólido mediante comunicación de dos vías entre el medidor y la empresa suministradora. Los medidores inteligentes ayudarán a detectar apagones y restablecer el servicio eléctrico más rápido, produciendo los siguientes beneficios: Ahorro de energía y dinero. Mayor privacidad. Una ubicación rápida de fallas. Reducción del impacto ambiental. 4) Dispositivo de seccionamiento: Se encarga de proveer alta velocidad de separación entre la Microrred y la red eléctrica principal. Dependiendo de la tensión, la velocidad deseada y la corriente de falla, este dispositivo puede ser mediante un interruptor termomagnético o un interruptor estático de alta velocidad. 5) Recursos distribuidos (generación y almacenamiento): Es un grupo de fuentes de energía que se pueden conectar a la red principal, pero pueden de manera autónoma, pudiendo ser fuentes renovables, como la energía solar, eólica o microturbinas, celdas de combustible, esquemas de cogeneración y tecnologías de almacenamiento. 6) Control y manejo de la Microrred: Se encarga de mantener la tensión y la frecuencia dentro de sus límites operacionales, así como el control y el despacho dentro de la Microrred. 7) Protección: Las protecciones en la Microrred deben coordinar con los esquemas de la red principal y proteger los diferentes elementos cuando opera en condiciones de isla.

26 Operación modo aislado Como se ha venido mencionado en objetivos anteriores, este es uno de los aspectos más fundamentales en la operabilidad de una Microrred, el cual tiene la facilidad de poder operar autónomamente sin necesidad de estar conectado con el sistema eléctrico, es decir en modo aislado, donde la capacidad de almacenamiento tiene una importancia primordial en estos futuros sistemas. En la actualidad, esta posibilidad no está contemplada con regularidad y la compañía distribuidora tampoco puede asegurar una máxima calidad y continuidad de suministro necesario debido a que es esta la que toma completa responsabilidad, por lo que si un generador queda funcionando en forma de isla es prácticamente imposible para el distribuidor garantizar unos niveles de calidad ya que esta fuera de su margen de control. Sin embargo, técnicamente la red y los pequeños generadores no se encuentran preparados ya que están en pleno desarrollo las siguientes consideraciones [3]; La incrementación de mecanismos de control y la monitorización de las unidades generadoras y otros elementos que están conectados a la red. Adaptación de cada red y dotarla de nuevas herramientas para optimizar la operación, tomando en cuenta la capacidad de control de cada unidad generadora y distribuidor. Adaptar la red para que sea más flexible y la generación distribuida pueda participar para poder resolver restricciones técnicas. En la mayoría de las redes de reparto, media tensión y baja tensión, no existe tanta generación instalada como la demanda conectada a estas redes. Esto genera un problema técnico que hace imposible la operación en modo isla a menos que la isla se cree con una demanda menor a la que existe conectada en la red. Se tiene que para este funcionamiento (modo aislado), las interfaces de potencia deben compartir la potencia entregada a las cargas, lo cual utilizan lazos de control con las curvas droop. Estas curvas son la que relacionan la frecuencia de la red y las variaciones de potencia activa y reactiva, figura 1.2, donde su función principal es la regulación de la frecuencia y el voltaje de la Microrred.

27 14 Figura 1.2: Curva características Droop Frecuencia vs Potencia activa, Voltaje vs Potencia Reactiva. [16] La figura 1.3 muestra un sistema donde dos generadores aislados que comparten potencias, PQ, tanto activa como reactiva. Figura 1.3: Sistema aislado de dos generadores compartiendo potencia [16] 1.5. Sistemas de energía de almacenamiento Los acumuladores de energía consisten en almacenar energía en alguna de sus formas para finalmente poder ser utilizado posteriormente en alguna operación que la requiera. De esta manera se puede conseguir desacoplar la generación de energía de la demanda de la misma y así autoabastecer la red eléctrica mediante esta energía de almacenamiento. Estos dispositivos tienen como ventaja mejorar la eficiencia, fiabilidad y los costes, en un sistema eléctrico, absorbiendo la energía producida bien desde la red, durante los picos de demanda o bien desde fuentes de energía renovable intermitente y liberándola en momentos de mayor demanda o cuando no existe otra fuente de energía disponible. El almacenamiento de energía abarca varias tecnologías más o menos desarrolladas hasta el día de hoy, las cuales son las baterías electroquímicas, los supercondensadores o llamado en ingles double-layer capacitors, almacenamiento magnético o bobinas superconductoras,

28 almacenadores cinéticos de energía como volantes de inercia o flywheels, almacenamiento por aire comprimido, hidroelectricidad bombeada. 15 Unas de las ventajas que se encuentran al usar dispositivos de almacenamiento de energía son las siguientes [17]: Aumentar la eficiencia de los sistemas eléctricos cuando se reduce la necesidad de generación de respaldo, suministrando los picos de potencia en la demanda diaria. Aumentar la fiabilidad del sistema al reducir las posibilidades de corte de suministro. Aumentar la disponibilidad de fuentes renovables, ya sea energía solar, eólica, entre otras. Aumentar la eficiencia y el uso racional de la energía en procesos industriales Servicios que provee una Microrred a la red Los generadores distribuidos que constituyen una Microrred se pueden coordinar de tal manera de proporcionar algunos servicios auxiliares orientados a mejorar el rendimiento de la red eléctrica principal. Entre los servicios auxiliares más importantes que se distribuyen en sistemas de generación de energía, los cuales pueden ofrecer al sistema eléctrico de potencia son; una programación de óptima generación, un control mejorado del sistema y servicios de despacho, suministro de potencia reactiva y control de la regulación de tensión y de frecuencia, restauración de apagones y compensación de energía desbalanceada. Estos servicios adicionalmente se pueden extender si los sistemas de EES se encuentren integrados en la Microrred. Se obtendría en tal caso una extensión de la operativa de capacidad de reserva, una regulación de frecuencia y el corte de picos de demanda. Los servicios que ofrecen por una Microrred, como la capacidad del funcionar en modo aislado, aumenta la operatividad de la red eléctrica mientras que mejora la continuidad de suministro de electricidad en la red en caso de contingencias. Sin embargo, este modo de operación no es todavía permitido por la mayoría de TSO/DSO. La responsabilidad de daños en equipos en caso de desviaciones de frecuencia y voltaje de la red respecto a sus valores nominales, las dificultades para volver a cerrar el circuito eléctrico cuando se opere en modo

29 aislado no sincronizadas, son algunas de las razones por la cual los operadores TSO/DSO se preocupa para operar en modo desconectado a la red. 16 Los Operadores de Sistemas de Transporte (denominado en ingles como TSO), son capaces de mantener el equilibrio entre el suministro y la demanda, o más en particular entre la generación de electricidad centralizada y el consumo por parte de usuarios residenciales y empresas. Los Operadores de Sistemas de Distribución (conocido en ingles como DSO) deben ser capaces de garantizar que los consumidores reciben la energía que necesitan en el momento en que la necesitan, y de nuevo, manteniendo la variación de voltaje dentro de unos límites aceptables [19]. La capacidad para proveer los servicios auxiliares por una Microrred va a depender de los convertidores de potencia de la red para poder controlar con precisión el flujo de potencia activa y reactiva suministrada al sistema, de manera coordinada bajo condiciones genéricas de operación. Los convertidores de potencia de la Microrred pueden participar en la regulación del perfil de voltaje de la red, principalmente en redes de baja tensión, por medio de controlar la entrega de potencia activa y reactiva a través de algoritmos de control de características droop. Esta capacidad de regulación se mejora aún más si se integran los sistemas de almacenamiento EES, como la capacidad de control se vuelve dependiente de la disponibilidad de fuente de energía primaria. Además, el control jerárquico de la Microrred permite llevar a cabo un control distribuido de tensión en diferentes puntos de la Microrred de acuerdo con las condiciones de carga y generación. El control de alto nivel debe coordinarse mediante los esquemas de control de TSO/DSO, el cual permiten optimizar la repartición de flujo de potencia entre todas las instalaciones de la generación distribuida que forma la red eléctrica. Además de la regulación de tensión de red y frecuencia, se implementan nuevos convertidores de potencia en una Microrred, los cuales deben ser capaces de proveer amortiguaciones de las oscilaciones de potencia que se presenten, ya sea en la red conectada o modo aislado. Estas oscilaciones son las causantes de deteriorar la calidad de energía en una Microrred, incluso pueden ocasionar problemas graves con respecto a la estabilidad del sistema. La ocurrencia que presentan las oscilaciones de potencia activa, no solo es debido a la naturaleza de las fuentes primarias de energía renovables utilizadas en las unidades generadores distribuidos, sino también

30 17 son producidas como consecuencia de la respuesta característica electromecánica de los generadores síncronos convencionales cuando existe variaciones de carga repentina. El control coordinado de los convertidores de potencia que forman una Microrred, permiten la optimización de la atenuación de las oscilaciones de potencia, generado por generadores de energía distribuida y establece una estrategia que resulta ser más eficiente en cuanto a la amortiguación de acuerdo con el diseño de la red y las condiciones de funcionamiento. Finalmente, cabe destacar que las Microrredes pueden ofrecer otros servicios coordinados que están relacionados con la mejora de calidad de energía ya sea en ambos funcionamientos, con la red conectada o desconectada. La compensación de armónicos y desequilibrios, la reducción de parpadeo, tensiones transitorias durante fallas de la red o la compensación de potencia reactiva, son funcionalidades comunes en los sistemas modernos de la generación distribuida. El control jerárquico de las Microrredes permite compartir la calidad de energía entre los elementos de la Microrred de tal manera que permite una capacidad de conversión de energía óptima en la Microrred para lograr la atenuación de perturbaciones. [18] 1.7. Futuro de una Microrred Las oportunidades que se ofrecen a una entidad para el desarrollo de instalaciones de fuentes de energía renovables de pequeño tamaño son muchas. Para poder implementar una Microrred se debe [4]; Permitir una autogestión de incidencias. Contar con una resistencia frente a contingencias y desestabilizaciones. Tener capacidad de suministro de una adecuada energía de calidad a la era digital. La auto restauración mediante continúas evaluaciones para detectar, analizar, responder y si es necesario, restaurar las componentes o secciones de la red. Fomentar la participación activa de consumidores. Realizar optimización más eficiente de sus activos y operación.

31 18 Disminución de las interrupciones del servicio empleando nuevas tecnologías, las cuales puedan adquirir datos, ejecutar complejos algoritmos de soporte a la toma de decisiones, controlar dinámicamente el flujo de energía y la restauración del servicio rápidamente.

32 19 CAPITULO 2 Descripción de equipos y técnicas para el control de corriente En este capítulo se describirán los elementos básicos necesarios para la implementar las diferentes técnicas del control de corriente mediante la plataforma de simulación Matlab, Simulink. Adicionalmente, la descripción de los equipos para el seguimiento de corriente en el caso de diseñar una Microrred a pequeña escala (SAPC), y de sus funciones principales. En la figura 2.1 y 2.2, se muestran a groso modo, un diagrama de bloques constituido por los elementos básicos de un controlador lineal, en este caso la modulación del PWM con controlador PI y mediante una Banda de Histéresis. Figura 2.1: Modelo simplificado para modulación de PWM.

33 20 Figura 2.2: Modelo simplificado para Banda de Histéresis. Se tienen a continuación los elementos principales que se dará a conocer a lo largo de este capítulo y son los siguientes cuales son: La utilización de un inversor DC/AC (IGBT s). Un marco de sincronización PLL. La transformación Park/Clarke. Un generador PWM. Banda de histéresis. Para el caso del controlador de un Sistema de Control Inversor Dinámico, sus elementos son similares a los implementados en la Banda de Histéresis, los cuales no requieren de las transformaciones Park-Clarke y el uso del PLL Descripción de un SAPC Un SAPC, por sus siglas en ingles Shunt Active Power Compensator, son compensadores activos en paralelo o derivación, el cual su objetivo primordial es la mejora de calidad de un sistema eléctrico, a causa de apariciones de componentes armónicas, ya sea en la tensión o en la corriente, y desbalances en el sistema. Es un equipo formado por una unidad de control generalmente un procesador digital de señal o un DSP, una etapa de potencia o convertidor PWM

34 21 (por lo general un inversor trifásico o convertidor DC/AC actuando a modo de fuente de corriente) y todos los sensores y transductores necesarios para sensar las señales del sistema. El procesador digital se encarga de calcular las corrientes de referencia a inyectar para lograr la compensación. Una vez calculadas se realiza un control de corriente para asegurar que las corrientes que se generan sigan a las de referencia, aplicando una técnica de modulación adecuada para disparar a los semiconductores de la etapa de potencia. [6] Este actúa como una fuente de corriente controlada, por lo tanto necesita una estructura que contenga un control de forma interna, un lazo de realimentación de manera que la corriente siga a la referencia que se desea y así como también un modulador que se encargue que el interruptor de la etapa de potencia, en este caso un inversor DC/AC, mediante IGBT s genéricos, pueda realizar las conmutaciones adecuadamente. Se presentaran los distintos métodos de control de corriente y técnicas de modulación utilizadas actualmente en la implementación de este tipo de compensadores. El controlador de corriente calcula la acción de control necesaria para reducir el error de corriente que se obtiene mediante la comparación de las corrientes de referencia con las corrientes instantáneas de fase medida en la parte alterna del SAPC. Un sistema de control del SAPC debe cumplir las siguientes características principales básicas; Seguir la referencia de corriente que se desea otorgada por el controlador. Obtención de una respuesta dinámica adecuada. Un contenido bajo armónicos en las corrientes. Buen control en la frecuencia de conmutación para que los semiconductores se mantengan en una zona segura de trabajo. Una aplicación adecuada en el bus de continua Definición DSP Se puede definir DSP como microprocesadores los cuales están diseñados para realizar un procesado digital de la señal. Estos utilizan arquitecturas especiales para acelerar los cálculos matemáticos complejos implicados en los sistemas de procesado de señal en tiempo real. La

35 22 diferencia entre un DSP y un microprocesador, es que el DSP tiene características diseñadas para poder soportar tareas que requieren de altas prestaciones, repetitivas y numéricamente complicadas. En el caso microprocesadores no están orientados a aplicaciones de control aunque el ejemplo del filtro de respuesta impulsional finita (FIR) ha sido implementado en el entorno DSP, es quizás el más simple que permite ilustrar la necesidad de estas prestaciones en los DSP, las cuales permiten concebir muchas de las funciones de procesado en tiempo real. [7] 2.3. Descripción de inversor DC/AC Para poder implementar un SAPC es necesario el uso de convertidores de potencia que permita la conversión de corriente continua a corriente alterna. Los inversores son utilizados para convertir corriente continua en corriente alterna (DC/AC). Como función principal es cambiar una tensión de entrada de corriente directa a un voltaje simétrico de salida de corriente alterna que tenga la magnitud, frecuencia que se desee por el diseñador. Son utilizados para varias aplicaciones, desde pequeñas fuentes de alimentación para computadoras o también para aplicaciones industriales donde se manejan altas potencias. Los inversores también son usados para convertir la corriente continua que generan paneles solares fotovoltaicos, baterías, entre otras, en corriente alterna y el cual de este modo se permite ser inyectados en la red eléctrica o son implementados en instalaciones eléctricas aisladas. [11] Hoy en día se han utilizado inversores modernos con formas más avanzadas de transistores, como lo son los tiristores, Triac s o los IGBT s. Estos inversores operan de manera más eficientes e implementan varios artificios electrónicos para tratar de llegar a una onda que simule similarmente a una onda senoidal en la entrada de un transformador. Para el diseño de un SAPC se toma en cuenta que existen distintas configuraciones de la etapa de potencia que ser utilizadas, entre las cuales se puede distinguir entre un convertidor de dos niveles y un convertidor multinivel. El cual entre las configuraciones que se tienen en cuenta de dos niveles, los convertidores comúnmente utilizados a nivel industrial son los convertidores de tres y cuatro ramas. Cada rama de estos inversores está formada por dos semiconductores de potencia que son debidamente controlados por IGBT s de potencia, los cuales llevan asociados

36 23 respectivos diodos de potencia en forma antiparalelo, permitiendo una conducción bidireccional. Mientras que los convertidores de tres ramas utilizan seis interruptores IGBT s, los de cuatro ramas utilizan ocho. Resumiendo, todas estas topologías suelen ser implementadas mediante una modulación PWM. Tomando en cuenta una barra de corriente continua repartido, las ventajas que presenta un inversor de tres ramas son su menor número de semiconductores y menor complicación, en cuanto a la modulación, para el control del mismo. Mientras que el inversor de cuatro ramas puede presentar un incremento de pérdidas por el mayor número de semiconductores que se presenta. En la figura 2.3 se presentan los interruptores de puente trifásico IGBT/diodos donde se permite la conducción bidireccional de corriente. Figura 2.3: Conducción bidireccional de la corriente e inversor trifásico con IGBT/diodos. Inversores que utilizan la modulación por ancho de pulsos (PWM), con una frecuencia portadora mucho más alta para similar una señal senoidal o la modulación por vectores de espacio, pueden mejorar la distorsión armónica de salida. También se puede pre distorsionar la onda para mejorar el factor de potencia.

37 Sincronización de convertidores de potencia PLL Marco de referencia síncrono Phase-Locked Loop (PLL) Los PLLs son empleados para seguir o detectar la frecuencia y la fase de la portadora de una señal de entrada. Los componentes básicos de un PLL son un detector de fase, compara las fases de dos señales, un filtro pasa bajo y un oscilador controlado por voltaje (VCO). Cuando no hay señal aplicada a la entrada del sistema, la tensión que controla el VCO, Vd(t), es cero y este oscila a una frecuencia f 0, la cual se le denomina como frecuencia de libre de oscilación. Cuando se aplica una señal a la entrada del sistema, el detector de fase compara la fase y la frecuencia de dicha señal con la del VCO, generando así una tensión de error Ve(t) que es proporcional a la diferencia de fase y frecuencia entre las dos señales. Esta tensión de error es filtrado, ampliado y aplicado a la entrada de control del VCO. De esta manera la tensión Vd(t) fuerza a que la frecuencia de oscilación del VCO varíe de manera que reduzca la diferencia de frecuencia entre f 0 y la de entrada f i. Si la frecuencia de entrada se encuentra próxima a la de f 0, entonces la naturaleza de la realimentación del PLL provoca que el oscilador VCO sincronice y enganche con la señal entrante. Una vez que se encuentra enganchado, la frecuencia del VCO es igual a la de la señal de entrada. La tecnología del PLL ha sido empleada para sincronizar a convertidores de potencia que están conectados a la red al voltaje de red. En sistemas trifásicos, la referencia síncrona PLL, SFR-PLL, ha sido ampliamente usada para este propósito. La función del SFR-PLL es traducir las formas de ondas instantáneas trifásicas de voltaje de la referencia abc a la referencia rotativa dq, por lo que se denomina la transformación de Park. La posición angular de la referencia dq se controla a través de un bucle de control de realimentación que acciona la componente de tensión de cuadratura vq a cero. A pesar del comportamiento que tiene el SRF-PLL bajo equilibradas condiciones de la red, su rendimiento se deteriora cuando la señal de las corrientes trifásicas de entrada son desequilibradas o distorsionadas. Se tiene como ejemplo el caso del desacoplado doble sincrónico de referencia PLL, que es una mejora PLL que se deriva del principio de funcionamiento del mismo SRF-PLL, pero mejora su ángulo de fase y la estimación de magnitud bajo condiciones desequilibradas. [18]

38 Modulación por ancho de pulso PWM Un PWM conocido por sus siglas en ingles Pulse Width Modulation, este consiste en generar pulsos de una frecuencia determinada y hacer variar el ciclo de trabajo de los mismos, llamado duty cycle. En el caso de convertidores CC/CC (corriente continua/corriente continua), la forma de onda es obtenida mediante la comparación de una señal triangular de frecuencia fija con un nivel de tensión continua. Se podrá observar en la figura 2.4 los distintos tipos de ondas que puede generar un PWM. Figura 2.4: Algunas formas de ondas que puede generar un PWM. Ahora se plantea una referencia tipo senoidal donde la frecuencia es menor que la triangular la cual es la portadora, la tensión que se obtendría, una vez filtrada la onda modulada, será también una señal senoidal con mayor o menor cantidad de armónicos de alta frecuencia. Se observa la siguiente figura una onda PWM con referencia senoidal y una portadora triangular. [8]

39 26 Figura 2.5: Forma de onda generada por el PWM con referencia senoidal y portadora triangular. [9] La modulación por PWM se considera un método para contrarrestar el factor de distorsión armónica (THD) en la corriente que suministra el inversor, en este caso un IGBT. La salida de un inversor con PWM con filtrado cumple fácilmente las regulaciones de distorsión que un inversor con salida mediante ondas cuadradas. Una de las desventajas que posee este tipo de modulación es el se incrementa el contenido de pérdidas del dispositivo interruptor por el mayor numero de conmutaciones que se realiza y una de las ventajas es la disminución de los requerimientos de filtrado. [9] Se considera dos conceptos fundamentales en cuanto al uso de una modulación PWM, las cuales se tienen en cuanto los valores normalizados de las frecuencias y las amplitudes de las señales que intervienen. Se puede definir la modulación de amplitud como la relación entre la amplitud de la señal de referencia (senoidal) entre la señal portadora (triangular); (2.1)

40 27 Y la modulación de frecuencia como la relación entre la frecuencia portadora (triangular) entre la frecuencia de referencia (senoidal); (2.2) La escogencia de valores altos de modulación de frecuencia pueden facilitar el filtrado de la onda de salida pero las perdidas en dispositivos de potencia en la conmutación pueden ser incrementados. [9] Con estos parámetros, se pueden establecer algunas reglas acerca de la tensión de salida, sus armónicos, entre otras Controladores lineales Un controlador lineal de corriente tiene como principal función determinar que la señal de salida siga la señal que se desee colocar como referencia, rechazando posibles perturbaciones del sistema. A continuación se presentaran los distintos controladores lineales que se llego a implementar para el debido seguimiento de la señal de corriente de salida a una específica corriente de referencia Modulación de un PWM con controlador PI A partir de las acciones de control que tome el controlador de corriente un modulador PWM se encarga de generar las señales de disparo de semiconductores de la etapa de potencia. El bloque generador PWM utilizado en este caso, genera pulsos de señal portadora basado en convertidores de dos niveles de ancho de pulso de modulación (PWM). Este puede ser utilizado para dispositivos conmutadores como FET s, GTO s o IGBT s, de una fase, dos fases, tres fases, puentes de dos niveles o la combinación de dos puentes trifásicos. Estos pulsos son generados mediante la comparación de la señal portadora triangular con una señal de referencia de modulación. Estas señales de modulación pueden ser generadas por el

41 28 bloque PWM o puede ser una señal externa conectada a la entrada del bloque. Una señal de referencia es necesaria para generar los pulsos para puentes de uno o dos brazos, y tres señales de referencia son necesarias para generar los pulsos para un puente trifásico, simple o doble. La modulación de amplitud, la fase y la frecuencia de las señales de referencia se establecen para controlar el voltaje de salida del puente conectado al bloque generador de PWM. Se selecciona de tal modo que el PWM genere seis pulsos (puente de tres brazos o 3 arm-bridge ), para disparar el dispositivo de conmutación forzada de un puente de tres brazos. Los pulsos 1, 3 y 5 dan orden disparo a los dispositivos superiores del primer, segundo y tercer brazo. Luego los pulsos 2, 4 y 6 dan la orden hacia los dispositivos inferiores, tal como se observa en la figura 2.6. Figura 2.6: Puente tres brazos o 3 arm-brigde El controlador PI con modulación de PWM, como se puede observar en la figura 2.7, se basa en la implementación de tres reguladores PI que actúan entre las tres corrientes dadas como referencia y las tres corrientes medidas en la parte alterna del inversor. Estos reguladores PI tienen como respuesta a la señal de error las acciones debidas de control. Las conmutaciones para las ramas del inversor trifásico se consiguen mediante la comparación de las acciones de control con una señal portadora (triangular) del PWM. Con la ayuda de la parte integral del regulador PI, se puede lograr anular el error de posición cuando trabaja con magnitudes de continua, por ello si se trabaja con componentes en alternas el error no se consigue anular por completo. Teóricamente, la ganancia proporcional (Kp), es directamente proporcional a la amplitud del rizado de corriente. Las prestaciones del controlador serán buenas si los armónicos principales presentes en la señal de control son de frecuencia menor a la de la señal portadora, por lo tanto se establece que la máxima pendiente de las acciones de control generadas por el controlador PI no tiene que ser mayor a la pendiente de la

42 señal portadora o triangular, sino se pueden presentar problemas si el rizado que presente la señal de control se producen múltiples cortes en la comparación con la señal portadora. [10] 29 Figura 2.7: Modulación por comparación con triangular PWM con PI como controlador. [6] Transformación de Clark, coordenadas estacionarias La transformada de Clarke permite obtener las proyecciones del vector representativo del sistema trifásico ABC, sobre un sistema que es ortogonal cuyos ejes son y 0. Se representa en la siguiente figura el vector resultante, Vr, del sistema trifásico trasladado al plano perpendicular. Figura 2.8: Transformación del sistema trifásico ABC a un sistema bidireccional.

43 30 Se tiene la matriz que representa la transformada de Clarke, (2.3).Así como también los vectores en cuanto a tensiones y corriente transformados del sistema trifásico a partir de los vectores de tensión y corriente en coordenadas del sistema, (2.4 y 2.5); (2.3) (2.4) (2.5) La coordenada 0 representa la componente de secuencia cero de un sistema trifásico de corrientes transformado, quiere decir que para un sistema de tres hilos se tiene que la coordenada 0 siempre será nula, por ello la transformada de Clarke se reduce a un control de magnitudes transformadas en, requiriendo el uso de solo dos reguladores Transformación de Park, coordenadas rotatorias d,q,0 La transformación de Clarke no puede anular por completo el error de corriente de régimen estacionario. Mediante la transformación de Park se puede obtener las proyecciones de un sistema trifásico de corriente sobre un sistema de referencia móvil que tiene como velocidad de sincronismo con el sistema trifásico. Los ejes del sistema de referencia móvil son directo, cuadratura y homopolar, d,q y 0 respectivamente.

44 31 Figura 2.9: Transformación de a dq0. Se puede expresar matricialmente la transformada de Park (2.6) y tambien la transformada inversa de Park (2.7) de la siguiente manera: (2.6) (2.7) La componente fundamental resultante del sistema trifasico pierde su dependencia temporal, es decir sus proyecciones sobre los ejes d y q, son constantes en el tiempo, en regimen estacionario, y por ser valores constantes se puede utilizar un controlador formado por reguladores PI, los cuales pueden ser capaces de anular los errores de estado estacionario de la componente fundamental. Se tiene que para el lazo cerrado de control donde se tienen ambas transformaciones, Clarke y Park, el nivel de complejidad se eleva debido a que se requiere de dos nuevas transformaciones, que va de la señal de referencia de la intensidad hasta la señal medida (dq- y -ABC, y luego al contrario). Sin embargo si se logra anular el error de estado estacionario.

45 Controlador por banda de histéresis El control de intensidad mediante la implementación de una banda de histéresis se basa en comparar una señal de corriente de referencia con la señal medida en la salida del inversor. Si el error entre la referencia y la medida supera un cierto umbral, llamado ancho de banda o banda de tolerancia, la rama que corresponde al inversor va a cambiar su estado de conmutación para que alterando la polaridad de la tensión aplicada se pueda modificar la trayectoria de corriente y así mantener el error dentro de la banda Sin embargo, en un convertidor de potencia la frecuencia de conmutación es muy elevada provocando pérdidas por conmutación excesivas que podrían dañar los semiconductores de potencia. La figura 2.10 se puede observar el ancho de banda se refleja las señales de intensidad de referencia y la intensidad medida. en cuanto a la banda de histéresis donde Figura 2.10: Ancho de banda de banda histéresis. Se tiene que en la practica la frecuencia de conmutación se puede limitar introduciendo una banda de histéresis o ya sea un bloque retenedor con frecuencia de muestreo inferior a la máxima frecuencia de conmutación. Las ventajas que se tienen al implementar un control por banda de histéresis es que presenta un esquema de control simple a comparación de otros, donde el sistema es de gran robustez y consigue un seguimiento de la señal de referencia sin errores, independientemente de que exista variaciones en la carga. Adicionalmente presenta una respuesta dinámica muy buena estando solo limitada por la frecuencia de conmutación y la constante de tiempo de carga. Entre los

46 33 inconvenientes que tiene este tipo de esquema es la dependencia que tiene sobre la frecuencia de conmutación de los parámetros de la carga, así como también se tiene que el rizado en la intensidad depende tanto de la banda como de la frecuencia de trabajo. Cuanto menor sea esta frecuencia y mayor sea la banda de histéresis, más sinusoidales serán las intensidades obtenidas. Esto, no obstante, vendrá limitado en la práctica por la capacidad de procesamiento del equipo, así como también de los interruptores utilizados. Figura 2.11: Esquema de control por banda de histéresis. Los controladores por banda de histéresis logran mantener la corriente instantánea dentro de la banda de tolerancia, exceptuando en sistemas trifásicos con el neutro aislado donde se tiene que el error de intensidad puede alcanzar valores igual al doble del valor de la banda. Esto se debe a la interacción que se produce en un sistema con tres controladores independientes, ya que cuando el controlador de una de las corrientes provoca el cambio de estado de una rama, este afecta también en la tensión aplicada en las otras dos fases de la carga. Figura 2.12: Esquema de control por histéresis mediante transformaciones Park, Clarke conectado a la red. [21]

47 34 En la figura 2.12 se puede observar un ejemplo de la implementación mediante banda de histéresis a un convertidor trifásico conectado a la red, donde la referencia de intensidad id viene del regulador de la tensión del enlace de continua mientras que para la intensidad iq se fija arbitrariamente. Las componentes dq son transformadas a señales trifásicas de corriente i abc mediante las transformaciones de matrices Park y Clarke, donde es la posición del fasor de la tensión de la red, el cual se ve reflejado en 2.8 y 2.9. Las referencias de las señales de corriente,, son comparadas con las medidas y se llevan a los comparadores de histéresis cuyas salidas serán los estados de conmutación de los interruptores superiores del inversor y el contrario será el estado de los interruptores inferiores. [21] (2.8) (2.9) Aplicación de un Control de inversor dinámico Un control de inversor dinámico puede ser implementado como un control por prealimentación o llamado en ingles un Feedforward control. Este consiste en la mejora significativa del rendimiento en el control de una realimentación sencilla, siempre que haya una perturbación, el cual puede ser medido antes que afecte a la salida del proceso. En una situación ideal, el control Feedforward puede eliminar o reducir por completo el efecto de la perturbación medida en la salida del proceso. Incluso cuando existen errores de modelado, el control Feedforward puede eliminar con frecuencia la perturbación medida en la salida con más calidad que el control por retroalimentación operando solo, denominado Feedback control. Sin embargo, la utilización de estos tipos de controles de alimentación viene dado por el grado de mejora en la respuesta a la perturbación medida, justificando los costos de la implementación y mantenimiento. Los beneficios económicos del control Feedforward provienen de costos bajos de operación o del aumento en la posibilidad de venta del producto debido a su consistente calidad.

48 35 El control Feedback y el control Feedforward siempre son implementados juntos, debido que en un sistema con control Feedback es necesario para poder rastrear cambios de consigna y también suprimir las perturbaciones no medidas que siempre se encuentran presentes en cualquier proceso real. Una idea para poder mejorar el desempeño de esquemas de control, es en la posibilidad de medir las perturbaciones que ingresan al proceso, de manera que el controlador actué sobre la planta antes de que tales perturbaciones entrantes alejen al proceso del cambio de consigna deseada, lo que se denomina set-point. Para poder lograr esto, la perturbación medida se alimenta a un controlador denominado Feedforward K ff, el cual genera una acción de control u, el cual trata de mantener a la variable controlada y cerca del set-point [20]. A continuación se muestra en la figura 2.13 el diagrama de bloques de un controlador Feedforward donde se puede observar que G p representa la función de transferencia del proceso a controlar y G d es la función de transferencia de la perturbación. Figura 2.13: Diagrama de bloques de un control Feedforward. [20] Anteriormente se menciono que los esquemas de control Feedback y Feedforward se utilizan juntos. Se pueden mencionar algunas de las ventajas fundamentales que poseen por separado, donde resulta lógico la implementación de ambos esquemas simultáneos; El control Feedfoward posee la capacidad de reducir por completo la respuesta de la planta. El control Feedback corrige el efecto de perturbaciones no medidas sobre la respuesta de la planta a lazo cerrado.

49 36 El controlador Feedback también puede corregir efectos de errores de modelamiento sobre el sistema de control a lazo cerrado. Se tiene el siguiente esquema, figura 2.14 donde se observa el diagrama de bloques del sistema combinado de control Feedback y Feedforward. Figura 2.14: Diagrama de bloques Feedback/Feedforward. [20]

50 37 CAPITULO 3 Estudio de estabilidad de las técnicas de control 3.1. Causas de distorsión armónica en un sistema eléctrico El gran uso que se presentan de equipos electrónicos hace que la distorsión en circuitos de distribución aumente gradual y constantemente durante las últimas décadas. Las distorsiones que se manifiestan en la tensión de la red ocurren debido a que el flujo de corrientes armónicas produce caídas de tensión no lineales en la impedancia de la red, permitiendo que haya niveles de distorsión cercanos al límite de compatibilidad de las redes de alimentación publica y al tanto de la inmunidad de los equipos electrónicos, aumentando de esta forma posibles fallas. Algunas de las causas de la distorsión armónica pueden ser las siguientes [22]; El mal funcionamiento de aparatos que utilizan la tensión como referencia para controlar algunos semiconductores o como base de tiempo para sincronizar ciertos sistemas. Disturbios que se pueden presentar por campos magnéticos ya sea por líneas de alimentación por donde circulan armónicos que pueden inducir corrientes en líneas de transmisión de datos que se encuentren próximas o por corrientes inducidas que pueden causar el mal funcionamiento de equipos a los cuales estas líneas de datos están conectadas. Por último se tiene la circulación de corrientes armónicas en el neutro el cual provoca una caída de tensión en el conductor que siempre se debe evitar. Cuando se tiene la presencia de estas corrientes en sistemas de tierra, la mayoría de las carcasas deben estar al mismo nivel de potencial, lo que puede obstaculizar la comunicación entre dispositivos inteligentes, adicionalmente la corriente circula por las estructuras metálicas de la construcción convirtiéndose ésta en una antena de campos electromagnéticos originando perturbaciones.

51 38 Como se ha mencionado anteriormente, la aparición de contenido armónico en las corrientes está relacionada con el desarrollo de la electrónica de potencia. Los convertidores electrónicos de potencia son sistemas que se han utilizado para modificar características eléctricas de una fuente de energía primaria para así ajustarlas a las características requeridas por un proceso industrial o una carga que se deba controlar o suplir. Por lo tanto estos convertidores utilizan semiconductores de potencia que constantemente trabajan en conmutación, de tal forma que se pueden manifestar como sistemas intrínsecamente no lineales. Esta no linealidad permite que las corrientes demandas a la fuente primaria presenten discontinuidades y por ende un alto contenido armónico. Desde un punto de vista de una red de distribución con señal alterna senoidal, las corrientes que suministran a receptores controlados por convertidores electrónicos de potencia dejan de ser senoidales pudiendo descomponerse en corrientes con componentes armónicas de diferentes frecuencias Definición THD Se entiende como THD, a una deformación de curva de tensión o corriente senoidal por superposición de senoides de frecuencia múltiple de la primera armónica. En general, se producen por equipos con característica tensión/corriente no lineal o por cargas que poseen características no lineales. En (3.1) la ecuación que caracteriza el cálculo de distorsión para una señal alterna [22]; (3.1) Se tiene que una carga lineal absorbe corriente sinusoidal cuando se alimenta por una tensión de forma senoidal, no importa si la corriente está desfasada o no j con respecto a la onda de tensión. Cuando no existe esta relación lineal, la carga se define como no lineal. Por lo tanto esta absorbe una corriente no seno, induciendo la presencia de corrientes con contenido armónico cuando es alimentada por tensión de señal senoidal pura.

52 39 Algunos de los dispositivos perturbadores típicos que generan contenido armónico, son los siguientes: Dispositivos electrónicos como: Rectificadores e Inversores. Magnéticos: Transformadores y Maquinas rotativas. Eléctricos: Hornos y Alumbrado público Definición IAE La función principal para la realización de una sintonización de un controlador es para que un sistema siga la referencia o para que este no se vea influenciado por una perturbación, debido a que la respuesta de lazo cerrado a la referencia es distinta a la respuesta de lazo cerrado para la perturbación. Sin embargo de esta diferencia, los métodos de sintonización son los mismos. Uno de los criterios fundamentales que se utiliza para la sintonización de un controlador es la minimización de error integral (IAE), denominado Integral del valor Absoluto del Error o también Error Integral Absoluto, el cual se muestra en la ecuación (3.2). (3.2) También se puede utilizar la Integral del valor Absoluto del Error ponderado en el Tiempo, (ITAE), y se muestra en (3.3). El cual tiene la virtud de garantizar que un error a tiempos avanzados podrá tener una gran reacción del controlador. (3.3) Y por último se puede utilizar también la Integral del Error al Cuadrado (ISE), y es implementado en situaciones donde es necesario la continuidad de la función, es decir el valor absoluto no es continuo. (3.4) La idea que se tiene en la implementación en la minimización del error es poder encontrar los parámetros del controlador elegido, ya sea un P, PI o PID el cual significa elegir uno, dos o tres

53 40 parámetros, tal que el valor de la integral sea mínimo. En la práctica es cuestión de disponer herramientas de minimización o tomar derivadas parciales respecto de los parámetros del controlador. Estos criterios integrales han sido de ayuda en cuanto a establecer criterios generales que llegan a formulaciones directas de los valores de sintonización en función de los parámetros del modelo del proceso a controlar. [23] 3.3. Pérdidas y número de conmutaciones Para poder obtener las pérdidas de potencia disipada por parte de los semiconductores del inversor DC/AC, es necesario tener en cuenta las conmutaciones generadas por parte del generador PWM. La utilización de IGBT s es debido a que son interruptores que se encuentran en estado saturado una sola vez por ciclo y son importantes en caso de tener alta potencia. Estos tienen un tiempo de apagado y encendido relativamente altos. Por lo tanto se interesa limitar el número de conmutaciones por ciclo con la finalidad de disminuir las pérdidas. Las conmutaciones van a depender de cuanto sea el valor que se tenga como frecuencia de conmutación por ciclo. En la figura 3.1 se observa la característica de conmutación para un semiconductor del inversor. Figura 3.1: Característica de conmutación. [10]

54 41 CAPITULO 4 Marco metodológico Para la realización de este proyecto fue de vital importancia la utilización de una plataforma de simulación, señalado anteriormente en el capítulo 2, Matlab, Simulink donde se consigue ciertas características que sustentan en la elección de este software. Una de ellas es que facilitan el diseño de funciones definidas por el usuario que permiten utilizar algoritmos de control similares al lenguaje de programación C. También este contiene una librería para la simulación y análisis de sistemas de potencia denominada SimpowerSystems, el cual es una gran herramienta para el diseño de sistemas de electrónica de potencia que posibilita la portabilidad a sistemas procesadores digitales reales como un DSP. Se realiza un estudio de estabilidad donde se hallan los valores de distorsión armónica para la señal de corriente (THD), el Error Integral Absoluto (IAE), también se hallan tanto el número de conmutaciones como las pérdidas para cada controlador en el seguimiento de la corriente. En la tabla 4.1 se pueden observar los valores que se utilizaron para la realización de la simulación para todos los controladores estudiados. Es importante tener en cuenta que estos valores fueron determinados en función de poder realizar las pruebas contundentes para el estudio de tendencias que posee cada técnica de control de la corriente para el caso de una Microrred a pequeña escala y poder realizar las simulaciones sin complicaciones, por lo tanto son valores que pueden ser ajustables para realizar casos de la realidad cuando llegue la hora de ser programados en un microprocesador DSP.

55 42 Tabla 4.1: Variables utilizadas para la simulación en Simulink. Variables Ts [seg] 5e-6 Vdc [v] 250 Vred [v] 100 R [ohm] 400e-3 L [H] 6e-3 F [Hz] Montajes Primero que todo es necesario la implementación de un sistema o de una batería que pueda suplir la inyección de corriente continua, en este caso se utiliza una tensión DC conectado hacia el inversor (AC/DC) conformado por IGBT s. Se observa en la tabla 4.1 el valor utilizado de tensión DC Técnicas de control de corriente (Controladores) Se asigna y se estudia dos valores de referencia de corriente (10 y 20 Amperios) para cada controlador implementado, y así poder observar las tendencias de cada uno de ellos en cuanto a los valores que se producen de armónicos y pérdidas en el sistema. Las evaluaciones realizadas de THD, IAE y de pérdidas se llevaron a cabo para un ciclo, es decir para un tiempo de 20 milisegundos de la señal obtenida. Además se podrá llegar a una conclusión sobre cuál de ellos podría ser más práctico y eficiente a la hora de su programación en el diseño en dispositivos reales Modulación PWM con PI Se observa en la figura 4.1 el modelo completo simulado en Matlab para el controlador con PWM con los valores utilizados de la tabla 4.1. Este modelo muestra la simulación final de este controlador mediante el cual se estudia distintos valores de frecuencia de conmutación en [Khz]

56 para la modulación PWM que se reflejan en la tabla 4.2, cuyos valores se simulan para cada referencia de corriente (10 y 20 Amperios). 43 Tabla 4.2: Valores de frec. de conmutación para el PWM y el Control Inversor Dinámico PWM y Control Inversor Dinámico (10 Amp y 20 Amp) Frecuencia conmutación (Khz) ,5 Discrete, Ts = 5e-006 s. powergui PULSOS In1 In2 Out1 In3 In4 Freq Discrete PI Controller PI PI PI u Abs 1 s Integrator Id 10 Iq 10 I0 10 Transport Delay Scope7 Add 1 0.2s+1 Transfer Fcn IAE DCBUS Conn1 Conn2 g + A B - C IBGT Inverter Three-Phase V-I Measurement1 A B C Vabc Iabc a b c Scope2 L L1 L2 -K- Gain T Vabc A Iabc B a b C c Vabc(pu) wt Sin_Cos Discrete 3-phase PLL Scope6 Scope4 A B C RED N abc sin_cos dq0 Scope5 u Abs1 1 s Integrator1 Scope1 1 signal THD Total Harmonic Distortion 1 0.2s+1 Transfer Fcn1 THD Transport Delay1 Add1 0.2s+1 Transfer Fcn2 IAE2 Figura 4.1: Modelo del Controlador mediante el PWM con PI.

57 44 Primordialmente, como se ha explicado teóricamente, se tiene la fuente DC que suple una corriente hacia el inversor convirtiéndola en corriente AC para poder alimentar a una red de V=100 voltios y cuya frecuencia es de 50 Hz. Por consecuente se asigna la corriente de referencia conformada por las coordenadas dq0 cuyo valor es 10 o 20 Amperios (figura 4.1). A las tres señales de corriente se incorporan controladores PI con las ganancias respectivas para minimizar o anular completamente la señal con error estacionario. Luego estas señales van hacia un bloque de transformación de dq0 a abc (transformación de Park-Clarke), como se puede notar en la figura 4.2., que con la ayuda de un PLL, traduce las formas de ondas trifásicas de voltaje de la referencia abc a la referencia dq0 y sincroniza los convertidores de potencia a la tensión de la red. Se tiene posteriormente un generador modulador de señales de conmutación PWM que se conecta al inversor DC/AC el cual es el responsable de transmitirle los pulsos a los semiconductores del inversor dependiendo de la frecuencia de conmutación que se le asigne. 1 Out1 PWM Generator Pulses Signal(s) Saturation dq0_to_abc Transformation Saturation1 abc dq0 sin_cos 1 In1 2 In2 3 In3 4 In4 Figura 4.2: Modelo de los pulsos del PWM. Finalmente la señal de corriente por cada fase abc que viene dado por el inversor fluye a través de una resistencia y una inductancia con la finalidad de minimizar armónicos los cuales estos son producidos por las conmutaciones de los semiconductores del inversor y así como también evitar desequilibrios que existan en el sistema. La señal es llevada a la transformación nuevamente de abc a dq0 y esta ser realimentada por la corriente de referencia. Es allí donde se podrá observar si se logra realizar con éxito el seguimiento de la corriente.

58 Controlador por banda de histéresis En la figura 4.3 se muestra el modelo completo utilizado para la simulación. Se nota que las transformaciones de Park-Clarke y el uso del PLL ya no son necesarios debido a la simplicidad que posee este modelo. Por lo tanto, se tiene que las tres señales de referencia de corriente ha de ser transmitidas por señales senoidales desfasadas 120 entre sí, en ausencia del PLL, haciendo que el modelo se limite a tener menos elementos y siendo así un diseño más sencillo. Discrete, Ts = 5e-006 s. powergui Banda Histeresis Scope6 u Abs 1 s Integrator Sine Wave Scope7 1 In1 Add 0.2s+1 Transfer Fcn2 Out1 In2 Transport Delay In3 IAE DCBUS Conn1 Conn2 g + A B - C IBGT Inverter Three-Phase V-I Measurement1 A B C Vabc Iabc a b c Scope2 A B C Vabc Iabc a b c A B C Scope5 RED N u Abs1 1 s Integrator1 Scope1 1 signal THD Total Harmonic Distortion 1 0.2s+1 Transfer Fcn1 Scope3 Transport Delay1 Add1 0.2s+1 Transfer Fcn3 IAE2 Figura 4.3: Modelo completo mediante banda histéresis.

59 46 En la simulación para cada corriente de referencia se vario el ancho de banda, como se ve en la tabla 4.3, en intervalos cortos para poder así estudiar su dinámica y variar las conmutaciones que se producen. Si se tiene mayor ancho de banda, menor es el número de conmutaciones y así a su vez conlleva a un menor valor de pérdidas en los semiconductores del inversor, y al contrario cuando se tiene menor ancho de banda. Tabla 4.3: Valores para el ancho de banda. Banda de Histéresis (Ancho de banda) 1 1,5 1,6 1,7 1,8 2 Como se podrá observar en la figura 4.4, se muestra el control de la corriente mediante los bloques de banda de histéresis, el cual se necesita dos bloques de este para señal de referencia, lo que refleja la conducción de los diodos del inversor, uno cumple el ciclo positivo y el otro el ciclo negativo. Este genera la señal que será entregada al inversor, la cual es similar al controlador PWM, que finalmente se hace el seguimiento de corriente. Controller 1 Scope8 Discrete-Time Integrator K Ts z-1 Abs1 u Scope3 In1 2 In2 Unit Delay 1 z 3 In3 1 Out1 Scope1 Figura 4.4: Banda de histéresis.

60 Controlador por Control de Inversor Dinámico La aplicación por Control de Inversor Dinámico consiste en una realimentación sencilla como se explica teóricamente en el capítulo 2. Similar al controlador por banda de histéresis, en este modelo no es necesario el elemento PLL y las transformaciones Park-Clarke. Para su estudio se tienen los distintos valores para las frecuencias de conmutación para ser incorporado al generador de señal PWM (tabla 4.2). En la figura 4.5 se observa el modelo simulado. Discrete, Ts = 5e-006 s. powergui Subsystem PulsesUref Scope6 K*u Gain1 In1 Out2 In2 Discrete PWM Generator DCBUS Conn1 Conn2 g + A B - C IBGT Inverter Three-Phase V-I Measurement1 A B C Vabc Iabc a b c Scope2 L L1 L2 A B C T Vabc Iabc a b c A B C RED N u Abs 1 s Integrator Scope s+1 Add Transfer Fcn Transport Delay IAE signal THD Total Harmonic Distortion 1 0.2s+1 Transfer Fcn1 THD Figura 4.5: Modelo para el controlador Control de inversor dinámico. En cuanto al controlador, como se ve reflejado en la figura 4.6, este consiste en la realimentación mediante un diagrama de bloques con la tensión de la red, la resistencia, la inductancia, una ganancia cuya función es disminuir toda perturbación entrante, y las tres señales senoidales de referencia de corriente con su desfasaje respectivo, el cual es llevado hacia el generador PWM y por consecuente la señal hacia el inversor.

61 48 Derivative Gain1 1 In1 Sine Wave Scope7 du/dt L Gain2 R Saturation Scope1 1 Out2 10 Gain3 In2 2 Figura 4.6: Modelo de la realimentación dado por el Control inversor dinámico Obtención de Pérdidas y número de conmutaciones Para obtener el valor de perdida disipada por parte del inversor en cada controlador, dependerá de la frecuencia de conmutación, vista en la tabla 4.2, y se implementa la ecuación (3.6). Estos valores se determinaran para un ciclo, es decir para 20ms, por lo tanto el numero de conmutaciones por parte del PWM va a ser el producto de la frecuencia de conmutación por un ciclo. Los valores para la tensión (Vdc) y la corriente nominal (Io) son los utilizados en la simulación y para los valores del tiempo de encendido y apagado del semiconductor fueron obtenidos mediante un ejemplo realizado en [10], con la finalidad de poder evaluar el comportamiento que tendrá las perdidas en función de la frecuencia de conmutación del dispositivo, los cuales estos valores se observaran más adelante en el capítulo 5. Estos valores son los siguientes utilizando la ecuación (3.6): Vdc: 250 v. : 22 Amp Tri: 60ns Tfv: 30ns

62 49 CAPITULO 5 Resultados y Análisis 5.1. Resultados A continuación se muestra a lo largo de este capítulo los análisis de los resultados obtenidos del estudio de estabilidad para cada controlador. Además de la comparación entre cada técnica de corriente implementada y las graficas de las señales obtenidas del seguimiento de corriente Resultados para la modulación del PWM En la figura 5.1, se observa el resultado de la simulación del PWM con controlador PI (figura 4.1) en cuanto al seguimiento de la corriente de referencia. Se puede observar un ejemplo de las señales que se obtienen para cada coordenada de la corriente de referencia id, iq, i0, dando como valor 10, 15 y 20 Amperios respectivamente. Figura 5.1: Ejemplo del seguimiento de corriente de referencia id, iq, i0 (PWM).

63 Se tiene para la figura 5.2 y 5.3, el seguimiento de la corriente para 10 y 20 Amperios, las cuales son las implementadas para el caso en estudio de estabilidad de cada controlador. 50 Figura 5.2: Seguimiento de corriente para 10 Amp de referencia (PWM). Figura 5.3: Seguimiento de corriente para 20 Amp de referencia (PWM).

64 51 Se observa que los todos los elementos que se implementan en la simulación funcionan correctamente debido a que se cumple un seguimiento adecuado en la corriente de referencia, ya sea del valor que se ajuste en las coordenadas de id, iq, i0. A continuación se tienen las gráficas donde se obtienen los valores obtenidos de la distorsión armónica (THD) y del Error Integral Absoluto (IAE) para ambas corrientes de referencia. Para el caso de una frecuencia de conmutación de 20 Khz. Figura 5.4: Valor de THD para 10 Amp de referencia.

65 52 Figura 5.5: Valor de THD para 20 Amp de referencia. Figura 5.6: Valor IAE para 10 Amp de referencia.

66 53 Figura 5.7: Valor IAE para 20 Amp de referencia. En las tablas 5.1 y 5.2, se encuentran todos los valores para 10 y 20 Amperios como corriente de referencia en cuanto al IAE, THD, Pérdidas y número de conmutación obtenidos para las distintas frecuencias de conmutación del generador PWM. Tabla 5.1: Valores para PWM 10Amp (IAE, THD W, #Conmutaciones) Frecuencia conmutación (Khz) PWM para 10Amp Referencia IAE THD % Perdidas (W) # Conmutaciones 20 0,2274 2,6 0, ,2274 3,03 0, ,2274 3,9 0, ,2274 5,67 0, ,5 0,2276 9,29 0,

67 54 Tabla 5.2: Valores para PWM 20Amp (IAE, THD W, #Conmutaciones) Frecuencia conmutación (Khz) PWM para 20Amp Referencia IAE THD % Perdidas (W) # Conmutaciones 20 0,455 1,44 0, ,455 1,51 0, ,456 1,95 0, ,457 2,85 0, ,5 0,458 4,67 0, Resultados controlador mediante Banda de Histéresis En las figuras 5.8 y 5.9, se observa el resultado de la simulación para el controlador mediante Banda de Histéresis en cuanto el seguimiento de la corriente de referencia estudiada (10 y 20 Amperios). Para este caso las señales obtenidas son de forma senoidales, tal cual como se implementa en la referencia debido a la ausencia de las transformaciones Park-Clarke y del PLL. Figura 5.8: Seguimiento de corriente para 10 Amp de referencia (Banda Histéresis).

68 55 Figura 5.9: Seguimiento de corriente para 20 Amp de referencia (Banda Histéresis). A continuación se tienen las gráficas donde se obtienen los valores obtenidos de la distorsión armónica (THD) y del Error Integral Absoluto (IAE) para ambas corrientes de referencia. Para el caso de tener una banda de tolerancia de ancho 1.

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