Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable

Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable

Gerardo Tapia, J. Xabier Ostolaza, Ana Susperregui y Aitor Etxeberria Grupo de Investigación “Sistemas Inteligentes y Energía (SI+E)” Departamento de Ingeniería de Sistemas y Automática Escuela Universitaria Politécnica de Donostia-San Sebastián

Jornada de Divulgación: Ámbito de las Energías Renovables en el Medio Marino Bilbao, 4 de junio de 2014

Control Avanzado de Generadores en Turbinas Eólicas

Modelado y Operación de Parques Eólicos

Contenido

1

Control Avanzado de Generadores en Turbinas Eólicas Antecedentes Trabajo Actual

2

Modelado y Operación de Parques Eólicos Antecedentes Trabajo Actual

Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable 2 / 18

Control Avanzado de Generadores en Turbinas Eólicas

Modelado y Operación de Parques Eólicos

Antecedentes: Sliding-Mode Control (SMC) del DFIG en Operación Normal (I) El DFIG es la variante de generador eléctrico mayoritaria en turbinas eólicas a velocidad variable, especialmente en parques eólicos terrestres —“onshore”—.

Figura 1. Estructura del sistema DFIG. Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable 3 / 18

Control Avanzado de Generadores en Turbinas Eólicas

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Antecedentes: SMC del DFIG en Operación Normal (y II) Resultados del trabajo Algoritmos SMC alternativos, de 1er y 2o órdenes —1-SMC y 2-SMC—, tanto para sincronización como para control de potencia.

Seguimiento preciso del punto de máxima potencia (MPPT), así como de la potencia reactiva de referencia.

Gran robustez frente a desviaciones simultáneas del 50 % en todos los parámetros eléctricos del DFIG.

Figura 2. Bancada de DFIG de 7 kW.

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Experimentación del 2-SMC en DFIG de 7 kW Figura 3. Sincronización con la red y control de potencia del DFIG.

Ps , kW

0 −2 −4 −6 0 ps

vsA vredA s

1,8 b

1,95

Ps Ps ref c

5 6

9

16

23

16

23

c Qs , kVAr

vred y vs , V

a 400 200 0 −200 −400 1,65

6 4 2 0 0 ps

Qs Qs ref c

5 6

9 Tiempo, s

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Antecedentes: SMC del DFIG ante Tensiones de Red No-Ideales Efectos de una tensión de red no-ideal en el DFIG Reducción en la capacidad de generación de potencia.

Oscilaciones significativas en par, potencias y tensión del bus.

Corrientes desequilibradas y con distorsión armónica.

Resultados del trabajo Algoritmos 1-SMC para el control coordinado del RSC y el GSC, conducentes a una frecuencia de conmutación fija.

Válidos ante diferentes tipos de perturbación en la tensión de red, como desequilibrios y distorsión armónica simultáneos.

Se elude, en gran medida, el empleo de métodos de descomposición en secuencias y en componentes armónicas.

Notable robustez frente a variaciones paramétricas.

Supresión de oscilaciones en el par electromagnético.

Inyección en la red de potencias activa y reactiva no fluctuantes (A), o de corrientes sinusoidales (B ), a pesar de distorsiones en la tensión de red.

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Antecedentes: SMC del DFIG ante Tensiones de Red No-Ideales Efectos de una tensión de red no-ideal en el DFIG Reducción en la capacidad de generación de potencia.

Oscilaciones significativas en par, potencias y tensión del bus.

Corrientes desequilibradas y con distorsión armónica.

Resultados del trabajo Algoritmos 1-SMC para el control coordinado del RSC y el GSC, conducentes a una frecuencia de conmutación fija.

Válidos ante diferentes tipos de perturbación en la tensión de red, como desequilibrios y distorsión armónica simultáneos.

Se elude, en gran medida, el empleo de métodos de descomposición en secuencias y en componentes armónicas.

Notable robustez frente a variaciones paramétricas.

Supresión de oscilaciones en el par electromagnético.

Inyección en la red de potencias activa y reactiva no fluctuantes (A), o de corrientes sinusoidales (B ), a pesar de distorsiones en la tensión de red.

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Evaluación, en Simulación, de las Estrategias de SMC A y B A partir del 1er segundo, se somete al DFIG a una tensión de red que presenta Desequilibrio bifásico —fases B y C — permanente del 15 % 6 % y 5 %, respectivamente, de armónicos 5o y 7o

600

vred , V

300 0

vred a vred b vred c

−300 −600

0,98

1

1,02

1,04

Tiempo, s

Figura 4. Detalle de la distorsión experimentada por la tensión de red.

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Potencias y Corriente Inyectadas en la Red Figura 5. Evolución de las potencias y la corriente totales.

Estrategia A a

Estrategia B d −0,6 Pt , MW

Pt , MW

−0,6 −1,2 −1,8 −2,4

0,5

1,5

2,5

−1,2 −1,8 −2,4

3,5

0,5

1,5

0 −0,6 −1,2 −1,8

0,5

1,5

2,5

i t , kA

2,5

3,5

0

−1,2 −1,8

3,5

0,5

1 1,02 1,04 Tiempo, s

1,5 f

i t , kA 0,98

3,5

−0,6

c 3 1,5 0 −1,5 −3

2,5 e

Qt , MVAr

Qt , MVAr

b

3 1,5 0 −1,5 −3

0,98

1 1,02 1,04 Tiempo, s

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Trabajo Actual: Control del PMSG (I) El PMSG se perfila como el generador eléctrico predominante en turbinas eólicas marinas —“off-shore”—. En particular, su variante multi-polo se instala en turbinas “direct drive” o sin multiplicador.

Figura 6. Estructura del sistema PMSG.

Consideraciones acerca del filtro de red LCL Con respecto al filtro L, mejora la atenuación de armónicos y rizado, empleando componentes pasivos de menor tamaño.

Control más complejo de la corriente —especialmente, la de la inductancia del lado de red—, debido a la resonancia intrínseca del filtro LCL. Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable 9 / 18

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Trabajo Actual: Control del PMSG (I) El PMSG se perfila como el generador eléctrico predominante en turbinas eólicas marinas —“off-shore”—. En particular, su variante multi-polo se instala en turbinas “direct drive” o sin multiplicador.

Figura 6. Estructura del sistema PMSG.

Consideraciones acerca del filtro de red LCL Con respecto al filtro L, mejora la atenuación de armónicos y rizado, empleando componentes pasivos de menor tamaño.

Control más complejo de la corriente —especialmente, la de la inductancia del lado de red—, debido a la resonancia intrínseca del filtro LCL. Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable 9 / 18

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Trabajo Actual: Control del PMSG (y II) Tabla 1. Distribución de tareas de control entre MSC y GSC. Estrategia

MSC

GSC

Clásica

Optimización de Ps Minimización de is /Regulación de vs

Regulación de vDC Control de Qg

Alternativa

Control de vDC Minimización de is /Regulación de vs

Optimización de Pg Control de Qg

Modos de operación del PMSG Una máquina de estados gestiona las diferentes tareas de control asociadas a los siguientes modos de operación: 1

Inactividad

2

Precarga del bus de continua

3

Posicionado inicial del rotor y sincronización

4

Control de potencia

5

Preparación para desconexión

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Trabajo Actual: Control del PMSG (y II) Tabla 1. Distribución de tareas de control entre MSC y GSC. Estrategia

MSC

GSC

Clásica

Optimización de Ps Minimización de is /Regulación de vs

Regulación de vDC Control de Qg

Alternativa

Control de vDC Minimización de is /Regulación de vs

Optimización de Pg Control de Qg

Modos de operación del PMSG Una máquina de estados gestiona las diferentes tareas de control asociadas a los siguientes modos de operación: 1

Inactividad

2

Precarga del bus de continua

3

Posicionado inicial del rotor y sincronización

4

Control de potencia

5

Preparación para desconexión

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Preparación de Bancada de PMSG de 5,3 kW Figura 7. Máquinas eléctricas, filtro LC, MSC, trafo y GSC de la bancada.

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Antecedentes: Modelado Multi-Máquina de Parques DFIG j ω msψs ψ R s

L ls

s

L lr

R r j( ω ms - ω r ) ψrψs i r ψs

i s ψs ψ sψs

v sψs

ψr ψs

Lm

v rψs

1st DFIG

j ω msψs ψ R s

L ls

s

L lr

R r j( ω ms - ω r ) ψrψs

i sψs

i r ψs ψs ψs

ψr ψs

Lm

v rψs

2nd DFIG

j ω msψs ψ R s

L ls

s

L lr

R r j( ω ms - ω r ) ψrψs

i sψs Lm

ψr ψs

Si bien trata cada DFIG por separado, presenta aspectos a mejorar. A saber: Modelar el control del GSC para reproducir aceptablemente el comportamiento del parque frente a contingencias.

Contemplar modos de operación diferentes al de control de potencia.

Modelar la red interna del parque.

i r ψs ψs ψs

Puntos débiles

v rψs

N th DFIG

Modelar la red como bus infinito es insuficiente para representar el efecto del parque sobre la misma.

Figura 8. Modelo multi-máquina de parque DFIG. Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable 12 / 18

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Antecedentes: Control Experimental de la Q del Parque “Salajones” (33 DFIGs; Sangüesa) Figura 9. Evolución de la Q del parque ante consignas de 900 kVAr en forma de pulsos. (a) (b) (c) (d) (b)

Pparque Qparque ref Qparque cosjDFIG ref

(c)

(d)

(a)

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Trabajo Actual: Modelo de Base del DFIG para Modelado Multi-Máquina de Parques El modelado del DFIG debe conjugar la máxima fidelidad posible junto con su idoneidad para el desarrollo de modelos multi-máquina de parques.

Aspectos a considerar Transformador de conexión con la red Filtro de ¿LCL?

red:

¿L?,

Bus de continua Electrónica de potencia Dispositivos de protección —crowbar— Figura 10. Esquema conceptual del modelo de DFIG desarrollado.

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Trabajo Actual: Control del GSC y Modos de Operación del DFIG El esquema de control del GSC consta de 3 bucles anidados.

Figura 11. Supervisor de la tensión de bus + control vectorial del filtro LCL.

Modos de operación del DFIG Una máquina de estados gestiona la conmutación entre los modos de operación que siguen: 1

Inactividad → Vn evoluciona por las condiciones de la red interna del parque.

2

Precarga del bus de continua → Filtro LCL + GSC.

3

Sincronización de la tensión inducida en el estator abierto del DFIG con la del secundario del transformador → RSC.

4

Generación de potencia —Operación normal—.

5

Respuesta ante perturbaciones eléctricas → Crowbar.

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Trabajo Actual: Control del GSC y Modos de Operación del DFIG El esquema de control del GSC consta de 3 bucles anidados.

Figura 11. Supervisor de la tensión de bus + control vectorial del filtro LCL.

Modos de operación del DFIG Una máquina de estados gestiona la conmutación entre los modos de operación que siguen: 1

Inactividad → Vn evoluciona por las condiciones de la red interna del parque.

2

Precarga del bus de continua → Filtro LCL + GSC.

3

Sincronización de la tensión inducida en el estator abierto del DFIG con la del secundario del transformador → RSC.

4

Generación de potencia —Operación normal—.

5

Respuesta ante perturbaciones eléctricas → Crowbar.

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Figura 12. Precarga del bus de continua, sincronización y control de potencia. a

b

0,3

1200 PFr ef m

1000

PF m 0,1

VD C, V

P , pu

0,2

Pr

500

0 −0,1

0 0

0,1

0,2

0,4

0,6

0,8

0

0,1

0,2

0,4

c 1,5

0,8

0,6

0,8

1,5

1

ir d

1

isD

0,5

ir q

0,5

isQ

I, pu

I, pu

0,6

d

0 −0,5

0 −0,5

−1

−1

−1,5

−1,5 0

0,1

0,2

0,4 Tiempo, s

0,6

0,8

0

0,1

0,2

0,4 Tiempo, s

Tiempos de simulación, para 5 seg., de un parque con 6 DFIGs Simulador Implementación mediante C-MEX de Simulink Modelo detallado (SimPowerSystems)

Seg. 21 138

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Figura 12. Precarga del bus de continua, sincronización y control de potencia. a

b

0,3

1200 PFr ef m

1000

PF m 0,1

VD C, V

P , pu

0,2

Pr

500

0 −0,1

0 0

0,1

0,2

0,4

0,6

0,8

0

0,1

0,2

0,4

c 1,5

0,8

0,6

0,8

1,5

1

ir d

1

isD

0,5

ir q

0,5

isQ

I, pu

I, pu

0,6

d

0 −0,5

0 −0,5

−1

−1

−1,5

−1,5 0

0,1

0,2

0,4 Tiempo, s

0,6

0,8

0

0,1

0,2

0,4 Tiempo, s

Tiempos de simulación, para 5 seg., de un parque con 6 DFIGs Simulador Implementación mediante C-MEX de Simulink Modelo detallado (SimPowerSystems)

Seg. 21 138

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Trabajo Actual: Modelado de la Red Interna Topologías fundamentales para la interconexión de DFIGs 1

Estrella → DFIGs conectados en paralelo a la barra común del parque.

2

Bus → DFIGs conectados en serie hasta la barra común.

No obstante, usualmente, diferentes buses confluyen en estrella a la barra común.

Red en bus

Es preciso conocer —o estimar— las características de sus componentes: Potencia de cortocircuito en el P CC —subestación a la que se conecta la línea del parque— Línea de acometida al parque —dada su longitud, modelo en π— Transformador elevador de la barra común Líneas subterráneas de cada uno de los tramos del bus Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable 17 / 18

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Trabajo Actual: Modelado de la Red Interna Topologías fundamentales para la interconexión de DFIGs 1

Estrella → DFIGs conectados en paralelo a la barra común del parque.

2

Bus → DFIGs conectados en serie hasta la barra común.

No obstante, usualmente, diferentes buses confluyen en estrella a la barra común.

Red en bus

Es preciso conocer —o estimar— las características de sus componentes: Potencia de cortocircuito en el P CC —subestación a la que se conecta la línea del parque— Línea de acometida al parque —dada su longitud, modelo en π— Transformador elevador de la barra común Líneas subterráneas de cada uno de los tramos del bus Modelado y Operación de Centrales de Generación Distribuida Renovable 17 / 18

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