Control de inversores trifásicos para microrredes eléctricas

Transcripción

1 Control de inversores trifásicos para microrredes eléctricas Dr. Miguel Castilla Universitat Politècnica de Catalunya (UPC) Septiembre 2014, Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga

2 Índice 1) Microrredes eléctricas 2) Control primario 3) Control secundario 4) Control terciario 5) Conclusiones 2/37

3 Microrredes eléctricas [1], [2] 3/37

4 Clasificación de convertidores [2] Grid feeding power converter: se modela como una fuente de corriente Grid forming power converter: se modela como una fuente de tensión El control determina el tipo de convertidor (la topología del circuito de potencia es la misma para cada convertidor) 4/37

5 Inversores trifásicos Inversor trifásico de tres hilos La fuente puede ser microturbina, PV, FC, aerogenerador, dispositivo de almacenamiento de energía... La carga es el modelo de la red vista desde sus terminales de salida 5/37

6 Microrred bajo test Inversores trifásicos Cargas locales CARGA P [MW] Q [MVAR] L L L L Impedancias de línea LÍNEAS R [mω] L [μh] Z Z Z Z Z /37

7 Microrred bajo test μgrid central controller Interruptores Circuito de descarga 7/37

8 Índice 1) Microrredes eléctricas 2) Control primario 3) Control secundario 4) Control terciario 5) Conclusiones 8/37

9 Control primario [3], [4] CONTROL DROOP, PLL local y Zd Z1 Z2 Zμg v1* v2* Ƨ Ƨ + Vμg El control primario es un controlador local. Opera con medidas efectuadas localmente y no utiliza comunicaciones entre los inversores y el ugcc El control primario consta de tres partes: método de la pendiente (droop method), lazo de seguimiento de fase local (PLL_local) y lazo de impedancia de salida en lazo cerrado (o impedancia virtual Zd) 10/37

10 Método de la pendiente CONTROL DROOP Principio: frecuencia y amplitud pueden usarse para controlar los flujos de potencias activa y reactiva f V fref Vref f m V n P P Q Q 11/37

11 Estrategias de diseño de m CONTROL DROOP Z1 Z2 G1 P1 PL P2 G2 Ƨ Ƨ Load ESTRATEGIA 1 ESTRATEGIA 2 12/37

12 Efecto de m y n CONTROL DROOP f V fref Vref f1=f2 m1 m2 V1 V2 n1 n2 P1=P2 P Q1 Q2 Q f V fref Vref f1=f2 m2 V1 V2 n2 m1 n1 P1 P2 P Q1 Q2 Q 13/37

13 Lazo de seguimiento de fase [5] PLL local PLL aplicado a G4 y G6 en su punto de acoplamiento a la microrred Vsαβ Vαβ PRODUCTO CRUZADO Aph Gc(s) SUMA DE FASE Vαβ G4 Ƨ Vαβ Vsαβ Zˉ¹ 14/37

14 Lazo de impedancia de salida [6] IMPEDANCIA VIRTUAL (Zd) io Z1 Z1 + Z2 // ZLOAD Z2 G1 P1 PL P2 G2 Vth Ƨ Ƨ Load Línea1 Línea2 Z1 Z2 15/37

15 Implementación de Zd [7] IMPEDANCIA VIRTUAL Io IMPLEMENTACIÓN + Vd - 16/37

16 Resultados del control primario RESULTADOS ESTRATEGIA 1 G5, G6, G4 m n G5 G6 G4 ESTRATEGIA 2 m n 17/37

17 Control primario RESULTADOS ESTRATEGIA x 105 Potencias activas P (W) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 18/37

18 Control primario RESULTADOS ESTRATEGIA 1 3 x 105 Potencias reactivas Q (VAr) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 19/37

19 Control primario RESULTADOS ESTRATEGIA frecuencias f (Hz) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 20/37

20 Control primario RESULTADOS ESTRATEGIA Tensiones V (pu) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 21/37

21 Control primario RESULTADOS ESTRATEGIA 2 7 x 105 Potencias activas P (W) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 22/37

22 Control primario RESULTADOS ESTRATEGIA x 105 Potencias reactivas Q (VAr) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 23/37

23 Control primario RESULTADOS ESTRATEGIA Frecuencias f (Hz) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 24/37

24 Control primario RESULTADOS ESTRATEGIA Tensiones V (pu) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 25/37

25 Índice 1) Microrredes eléctricas 2) Control primario 3) Control secundario 4) Conexión terciario 5) Conclusiones 26/37

26 Control secundario [8] 1.05 Tensiones frecuencias 1s PI centralizado en el ugcc Requiere comunicaciones 1 50 Requisito previo a conexión a la red 49.9 V (pu) 0.95 f (Hz) t (s) t (s) Lazo Kp Ki Frecuencia Tensión /37

27 Control secundario RESULTADOS 6 x 105 Potencias activas 5 4 P (W) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 28/37

28 Control secundario RESULTADOS 50.4 frecuencias f (Hz) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 29/37

29 Control secundario RESULTADOS 1.1 Tensiones V (pu) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 30/37

30 Índice 1) Microrredes eléctricas 2) Control primario 3) Control secundario 4) Control terciario 5) Conclusiones 31/37

31 PLL de conexión con red [9] Lazo de seguimiento de fase centralizado (ubicado en el ugcc): requiere de comunicaciones GC(s) Aph Sensado en el punto de acoplamiento entre red y microrred VTOPαβ VBOTαβ PRODUCTO CRUZADO Apha Gc(s) SUMA DE FASE VBOTαβ PLL aplicado para G5, G6 y G4 Z12 Zˉ¹ GRID S 1 VTOPαβ VBOTαβ 2 32/37

32 Control terciario [9] RESULTADOS 16 x 105 Potencias activas P (W) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 33/37

33 Control terciario RESULTADOS 14 x 105 Potencias reactivas Q (VAr) t (s) G5 G6 G4 Grid L5 L6 L4 L3 34/37

34 Índice 1) Microrredes eléctricas 2) Control primario 3) Control secundario 4) Conexión terciario 5) Conclusiones 35/37

35 Conclusiones Los convertidores de una microrred eléctrica pueden operar como fuentes de corriente o como fuentes de tensión. Es preferible conectar las fuentes de energía intermitentes mediante convertidores que operan como fuentes de corriente. Es preferible conectar las fuentes de energía regulables y los sistemas de almacenamiento de energía mediante convertidores que operan como fuentes de tensión. Los convertidores que operan como fuentes de tensión tienen tres niveles de control: control primario, control secundario y control terciario. El control primario es un control local y está formado por el método de la pendiente, el sistema de seguimiento de fase y el lazo de impedancia virtual 36/37

36 Conclusiones El control secundario es el encargado de eliminar los errores de amplitud y frecuencia producidos en el control primario. Está basado en un PI centralizado, ubicado en el ugcc, y requiere de un sistema de comunicaciones. El control terciario es el encargado de gestionar la conexión de la microrred a la red eléctrica. Se basa en un sistema de seguimiento de fase ubicado en el ugcc La microrred se conecta a la red cuando esta está operativa y tiene unos niveles de calidad adecuados. La transición es compleja. 36/37

37 Referencias [1] C.L. Moreira and J.A Peças Lopes, Microgrids operation and control under emergency conditions, chapter 12 of the book A. Keyhani and Marwali (eds.), Smart power grids, Berlin, Germany: Springer-Verlag, [2] J. Rocabert, A. Luna, F. Blaabjerg, and P. Rodriguez, Control of power converters in AC microgrids, IEEE Trans. Power Electron., vol. 27, no. 11, pp , Nov [3] J.M. Guerrero, L. Garcia de Vicuña, J. Matas, M. Castilla, and J. Miret, A wireless controller to enhance dynamic performance of parallel inverters in distributed generation systems, IEEE Trans. Power Electron., vol. 19, no. 5, pp , Sept [4] J.M. Guerrero, J.C. Vasquez, J. Matas, M. Castilla, and L. Garcia de Vicuña, Control strategy for flexible microgrid based on parallel line-interactive UPS systems, IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 56, no. 3, pp , March [5] J.M. Guerrero, J. Matas, L. Garcia de Vicuña, M. Castilla, and J. Miret, Wireless-control strategy for parallel operation of distributed-generation inverters, Trans. Ind. Electron., vol. 53, no. 5, pp , Oct [6] J.M. Guerrero, L. Garcia de Vicuña, J. Matas, M. Castilla, and J. Miret, Output impedance design of parallelconnected UPS inverters with wireless load-sharing control, IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 52, no. 4, pp , Oct [7] J.M. Guerrero, J. Matas, L. Garcia de Vicuña, M. Castilla, and J. Miret, Decentralized control for parallel operation of distributed generation inverters using resistive output impedance, IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 54, no. 2, pp , April [8] J.C. Vasquez, J.M. Guerrero, J. Miret, M. Castilla, and L. Garcia de Vicuña, Hierarchical control of intelligent microgrids, IEEE Ind. Electron. Mag., vol. 4, no. 4, pp , Dec [9] J.M. Guerrero, J.C. Vasquez, J. Matas, L. Garcia de Vicuña, and M. Castilla, Hierarchical control of droopcontrolled AC and DC microgrids A general approach towards standardization, IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 58, no. 1, pp , Jan /37