Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una microred

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(1)PROYECTO FIN DE CARRERA Presentado a. LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. Para obtener el título de. INGENIERO ELECTRÓNICO por. Manuel Alejandro Gil González. MODELAMIENTO Y CONTROL DE LA ETAPA DC DE UNA INTERFAZ DE ELECTRÓNICA DE POTENCIA PARA LA CONEXIÓN DE UN PANEL FOTOVOLTAICO A UNA MICRORED. Sustentado el día 07 mes 12 del año 2011 frente al jurado:. Composición del jurado. -. Asesor:. Gustavo Andrés Ramos López, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes. -. Jurados :. Fredy Segura Quijano, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes.

(2) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 2. Contenido 1 2. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 3 OBJETIVOS ...................................................................................................................... 3 2.1 Objetivo General ...................................................................................................... 3 2.2 Objetivos Específicos ............................................................................................... 3 2.3 Alcance y productos finales ..................................................................................... 4 3 DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO .......................... 4 4 MARCO TEÓRICO, CONCEPTUAL E HISTÓRICO .............................................................. 5 4.1 Arquitecturas para la conexión de paneles fotovoltaicos a la red eléctrica ........... 5 4.1.1 Control MPPT (Maximum Power Point Tracking) ............................................ 7 4.1.2 Módulo de almacenamiento de energía .......................................................... 8 4.1.3 Topologías de conversores DC-DC .................................................................... 9 4.2 Simulaciones en tiempo real (RT simulations)....................................................... 10 4.2.1 Rapid Control Prototyping (RCP) .................................................................... 11 4.2.2 Hardware In the Loop Testing (HIL) ................................................................ 11 4.2.3 Software In the Loop (SIL) .............................................................................. 11 4.2.4 Aplicaciones HIL .............................................................................................. 12 5 METODOLOGÍA DEL TRABAJO ...................................................................................... 12 5.1 Selección de topología y diseño de los conversores ............................................. 13 5.1.1 Caracterización panel ..................................................................................... 14 5.1.2 Diseño conversor ............................................................................................ 15 5.2 Modos de operación y control ............................................................................... 16 5.2.1 Modo de conexión con la red (Grid-Connected) ............................................ 17 5.2.2 Modo de isla (Stand-Alone): ........................................................................... 18 6 TRABAJO REALIZADO Y RESULTADOS ........................................................................... 19 6.1 Modelos computacionales y simulaciones ............................................................ 19 6.1.1 Modo de conexión con la red (Grid-Connected) ............................................ 19 6.1.2 Modo de Isla (Stand-Alone) ............................................................................ 25 7 VALIDACIÓN DEL TRABAJO ........................................................................................... 29 8 CONCLUSIONES............................................................................................................. 38 9 AGRADECIMIENTOS ...................................................................................................... 39 10 REFERENCIAS ................................................................................................................ 39 11 APENDICES .................................................................................................................... 42 11.1 Tutorial para implementación HIL con Hardware cRIO ..................................... 42 11.2 Resumen ejecutivo ............................................................................................. 56.

(3) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 1. 3. INTRODUCCIÓN. Debido a numerosos factores como lo son la explotación desmedida de recursos no renovables, la utilización de combustibles fósiles, entre otros; la civilización actual se encuentra inmersa en una preocupante problemática ambiental. Por otro lado, la población mundial continua en crecimiento y la demanda de energía es cada vez más exigente. Se requiere entonces del desarrollo de soluciones eficaces por parte de los sectores involucrados para satisfacer las necesidades de los usuarios asegurando a su vez un futuro sostenible. Desde el punto de vista energético, el desarrollo de la electrónica de potencia ha permitido el uso de fuentes de energía renovable (solar, eólica, biomasa) en la generación de energía eléctrica. Además de ser amigables con el medio ambiente, este tipo de fuentes de energía permiten reducir perdidas en transmisión, mejorar bajo ciertas circunstancias la calidad de la potencia entregada a los usuarios y asegurar disponibilidad de energía eléctrica ante fallas en el sistema de potencia, aumentando así la confiabilidad del mismo. La conexión de aquellas fuentes a la red eléctrica se lleva a cabo mediante convertidores de electrónica de potencia, cuyo sistema de control es materia exhaustiva de investigación. En lo que respecta a la etapa de conversión DC-DC, la estrategia de control utilizada se encuentra enfocada a dos objetivos principales: extraer la mayor cantidad de potencia de la fuente (incluso en presencia de intermitencia) con el fin de asegurar una máxima eficiencia, y regular de manera adecuada el módulo de carga de baterías cuya finalidad consiste en asegurar la disponibilidad de energía eléctrica al momento de operar en modo de isla. El proyecto desarrollado se enfoca en la selección de las topologías de conversión DC-DC que hacen posible lo anterior, la implementación de modelos computacionales que permiten analizar el comportamiento del sistema bajo distintas condiciones y el desarrollo del sistema de control asociado a cada uno de los módulos.. 2. OBJETIVOS 2.1. Objetivo General. Implementar técnicas de control para la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia, a partir de modelos computacionales y prototipos a nivel físico. Los esquemas de control implementados se encuentran orientados a la conexión de un panel fotovoltaico (PV) a una Microred.. 2.2. Objetivos Específicos.  Desarrollar modelos computacionales de la etapa de conversión DC-DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel PV a una microred..

(4) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 4.  Implementar un sistema de control para la coordinación entre MPPT y módulo de carga de baterías de la etapa DC-DC de la interfaz de electrónica de potencia, para los distintos modos de operación.  Optimizar la etapa de conversión DC-DC a partir de un esquema de control MPPT y la selección de una topología adecuada.  Desarrollar un prototipo físico de la etapa de conversión DC-DC incluyendo su sistema de control MPPT y el módulo de carga de baterías.. 2.3. Alcance y productos finales. Al finalizar el proyecto, se habrá hecho una amplia revisión del estado del arte de los esquemas de conexión de paneles fotovoltaicos a la red eléctrica. Con base en lo anterior, se desarrollará un modelo computacional que incluya cada uno de los bloques que conforman la etapa de conversión DC-DC de la interfaz de electrónica de potencia que hace posible la conexión de un panel PV a la red. Adicionalmente, se incluirán de manera acoplada el sistema de control MPPT y el módulo de carga de baterías. Como actividad final, se implementará un prototipo físico de la etapa de conversión DC-DC de manera conjunta con el sistema para el almacenamiento de energía y el controlador MPPT. Para tal fin, se recurre al hardware de National Instruments disponible en la universidad, a partir del cual es posible simular en tiempo real los conversores (planta física) e implementar controladores embebidos con muy alto desempeño. Partiendo de lo anterior se elabora un tutorial en el cual se establecen las pautas para la implementación de sistemas en tiempo real y el desarrollo de aplicaciones “Hardware In the Loop” en los semestres venideros.. 3. DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO. La evolución del sistema eléctrico actual hacia una Red Inteligente (Smart Grid) tiene como uno de sus objetivos principales el incremento en la confiabilidad del sistema. En el presente, una pequeña falla (originada la mayoría de las veces en el sistema de distribución) puede ocasionar una reacción en cadena que deje fuera de servicio una gran porción del sistema, y por ende, un número elevado de usuarios puede quedar sin el suministro de energía. Se requiere entonces de Generación Distribuida que permita disminuir la cantidad de energía no suministrada ante posibles contingencias. Adicionalmente, el incremento en emisiones de y la aparición de regulaciones ambientales cada vez más estrictas, hacen necesario el uso de fuentes de energía renovables, principalmente en países donde gran porcentaje de la generación proviene de combustibles fósiles. Debido a la reducción progresiva en los costos y el aumento en la eficiencia de las celdas fotovoltaicas, los paneles solares se presentan como una alternativa atractiva para la inclusión de aquellas fuentes de energía dentro de la Red Inteligente..

(5) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 5. Los paneles fotovoltaicos se conectan principalmente en el sistema de distribución y debido a su naturaleza intermitente es necesario utilizar esquemas de conexión que difieren de los de otras fuentes de energía convencionales. Uno de los aspectos fundamentales a tener en cuenta, es la implementación de un sistema de control que permita extraer la máxima cantidad de potencia del panel ante cualquier condición climática. Este sistema se denomina MPPT y ha sido implementado de manera eficiente en la referencia [9]. Sin embargo, el trabajo realizado por el autor se concentra en el desarrollo y mejora de los algoritmos de control y no considera dentro de sus análisis la operación del sistema con conversores de electrónica de potencia y baterías. Estas últimas son fundamentales al momento de operar en modo de “isla” y su coordinación con el panel solar es de gran importancia. El presente trabajo se encarga de retomar los algoritmos mencionados e incluir los elementos faltantes, con el fin de modelar un sistema fotovoltaico real y analizar las problemáticas asociadas a su control. Finalmente, las simulaciones en tiempo real de sistemas muy complejos y costosos cuyo sistema de control se desea desarrollar o modificar, se presentan como una de las mejores alternativas para tal fin, puesto que implican grandes reducciones en inversión y en el tiempo de implementación del sistema. Particularmente, las simulaciones de tipo Hardware In the Loop permiten la simulación en tiempo real de la planta física y la adición del controlador objeto de estudio, teniendo así un sistema en lazo cerrado que representa el comportamiento real. La implementación de conversores de electrónica de potencia implica el manejo de niveles de tensión peligrosos y presenta problemáticas asociadas al diseño de elementos como las inductancias. Por tal razón, la simulación en tiempo real se presenta como la mejor alternativa para el desarrollo del prototipo del sistema, y tiene como objetivo adicional sentar los precedentes de este tipo de implementaciones dentro de la universidad.. 4. MARCO TEÓRICO, CONCEPTUAL E HISTÓRICO 4.1 Arquitecturas para la conexión de paneles fotovoltaicos a la red eléctrica. Con el fin de suministrar energía eléctrica a los usuarios a partir de fuentes de energía renovable, es necesario realizar un acople adecuado con la red a partir de convertidores de electrónica de potencia. Dependiendo de la fuente de generación que se desee conectar (paneles fotovoltaicos, granjas eólicas) se requiere de un esquema distinto. Para el caso particular de los paneles fotovoltaicos (PV) existen dos arquitecturas que se caracterizan por el número de etapas que se encuentran en cascada [1]. La primera topología (Single-Stage) consiste en un único convertidor DC-AC (inversor) encargado de realizar las tres funciones principales de la etapa de potencia: control MPPT, amplificación de voltaje y control de la corriente inyectada a la red. Una segunda aproximación, consiste en dividir el anterior esquema en dos etapas en cascada (Double-Stage)..

(6) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 6. En las referencias [2] y [3], se desarrollan aspectos referentes al control de un ciclo (OCC) utilizado en la topología de una sola etapa (Single-Stage). El OCC, es una técnica de control no lineal basada en la integración de un switch de orden variable cuyo objetivo consiste en forzar el valor promedio a una referencia preestablecida. En [2], se realiza un análisis dinámico completo del sistema de control OCC y se proporcionan simulaciones y resultados numéricos que corroboran los diseños. Por otro lado en [3], los esfuerzos se concentran en 4 objetivos específicos: presentar un conjunto de restricciones que se deben satisfacer para el diseño del OCC, definir criterios para evaluar el desempeño de cualquier realización de un OCC, definir algoritmos de optimización e introducir una técnica de control P&O optimizada con el fin de realizar un MPPT real en presencia de condiciones ambientales variables.. Fig. 1. Arquitectura de una etapa (Single-Stage) para la conexión de un panel PV a la red [2].. En lo que respecta a la topología de dos etapas (Double-Stage), numerosos trabajos se han llevado a cabo en el diseño de los esquemas de control. Las interacciones dinámicas que toman lugar entre el convertidor DC-DC y el convertidor DC-AC, traen consigo la aparición de oscilaciones y un detrimento en la eficiencia global del sistema. La referencia [1] incluye una aproximación al problema enfocada a la optimización del control MPPT, a partir de un diseño adecuado de la red de compensación. La discusión de las técnicas de optimización incluye respectivas simulaciones y resultados. En [4], se realiza un modelamiento detallado del sistema completo (PV, convertidores de potencia) con el fin de encontrar un equivalente unificado. A partir del modelo obtenido, se realiza un diseño del control que hace posible reducir las oscilaciones producidas por el inversor. Por último, se presentan simulaciones y resultados que hacen evidentes reducciones en costos.. Fig. 2. Arquitectura de dos etapas (Double-Stage) para la conexión de un panel PV a la red [5]..

(7) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 7. Como se ha expuesto previamente, para solucionar la problemática asociada a la conexión de un panel solar a la red eléctrica se utilizan dos bloques fundamentales de control independientemente de la arquitectura seleccionada. Estos dos bloques son el correspondiente al control MPPT y al control del convertidor DC-AC. En el caso de la arquitectura de una sola etapa, aquellos dos bloques se integran en un solo control equivalente mucho más complejo denominado control de un ciclo (OCC). Para una arquitectura de dos etapas, las responsabilidades se dividen: El control MPPT se encarga de regular la dinámica entre el panel solar y el convertidor DC-DC a la entrada, mientras que el bloque de control del inversor incluye la modulación por ancho de pulso (SVPWM para mayor eficiencia) y posibles bloques más pequeños de compensación. Adicionalmente, las interfaces que tienen como objetivo permitir la integración de los paneles fotovoltaicos a una Microred, deben incluir un módulo de carga de baterías que haga posible el suministro de electricidad en modo aislado, y cuyo sistema de control se acopla con el MPPT [6], [7], [8]. En las siguientes secciones se mencionan los aspectos relevantes con respecto a la etapa de conversión DC-DC dentro de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de paneles fotovoltaicos. 4.1.1 Control MPPT (Maximum Power Point Tracking) La relación entre potencia y el voltaje de un panel fotovoltaico es de tipo no lineal y posee un único valor máximo de potencia (MPP) que se mantiene en constante cambio dependiendo de las condiciones ambientales (iluminación y temperatura). Con el fin de obtener la máxima eficiencia, se requiere poder extraer la mayor cantidad de potencia del panel independientemente de la condición climática. La técnica de control que permite lo anterior, se denomina MPPT (Maximum Power Point Tracking) y consiste en rastrear constantemente el MPP del panel para determinar el punto óptimo de operación del mismo. En la siguiente figura se observan las curvas características de Potencia vs. Voltaje y Corriente vs. Voltaje para distintas condiciones de irradiancia:. Fig. 3. Curvas características de un panel fotovoltaico bajo distintas condiciones de irradiancia [20]..

(8) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 8. Aunque existen muchas técnicas para la implementación de un control MPPT, se mencionan tres a continuación: CVT (“Constant Voltage Tracking”), P&O (“Perturb and Observe”) e INC (“Incremental Conductance”). La primera de las técnicas es bastante simple y se puede implementar fácilmente, no obstante, cuenta con la gran desventaja de no adaptarse al cambio de iluminación motivo por el cual no se suele utilizar. La segunda técnica consiste en perturbar el sistema y observar el comportamiento. Cuenta con desventajas como baja velocidad y aparición de oscilaciones (Fig. 4). Por último, el método de inductancia incremental se basa en los cambios de pendiente de la curva de potencia del panel y se presenta como una buena alternativa bajo ciertas modificaciones [5].. Fig. 4. Camino de operación de MPPT P&O para condiciones atmosféricas que cambian lentamente (Izquierda) y rápidamente (Derecha) [20].. 4.1.2 Módulo de almacenamiento de energía El uso de baterías es el método más común para el almacenamiento de energía en sistemas alimentados por paneles solares que operan en modo de isla. Dentro de los tipos de batería más populares se encuentra la VRLA (Valve Regulated Lead Acid Battery) debido a su bajo costo y alta disponibilidad [7], [9]. Sin embargo, debido a las características particulares de la operación de sistemas de este tipo, la vida útil de las baterías puede reducirse drásticamente por lo cual se requieren de técnicas que permitan cargarlas de manera más eficiente. En [9], se comparan tres métodos populares a partir de resultados experimentales: Carga Intermitente (IC), Carga en Tres Etapas (TSC) y control interrumpido de carga (ICC). Aún cuando se presentan problemas de corrosión y de reducción de la vida útil de la batería, se definió el método TSC como el más adecuado para este proceso. En [8], se utiliza una estrategia de control enfocada a tres modos de regulación: modo MPPT, modo BCL (Battery Current Limit) y modo BVL (Battery Voltage Limit). Los resultados obtenidos muestran que la estrategia de control implementada es robusta y permite la utilización del convertidor de potencia para múltiples objetivos. Finalmente, en [7] se presenta un algoritmo en el que la carga de la batería se regula mediante una unidad de.

(9) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 9. microprocesado encargada de medir la corriente y establecer una señal de modulación para el conversor DC-DC. 4.1.3 Topologías de conversores DC-DC Dentro del proceso de conversión DC-DC no solo el diseño adecuado de los sistemas de control es importante, se debe seleccionar una topología de conversión adecuada que permita lograr los objetivos deseados. En la referencia [7], el algoritmo de regulación se utiliza para modular un conversor DC-DC de tipo Buck que a su vez se encarga de extraer la máxima potencia del panel. Otros autores, utilizan topologías de conversión DC-DC más sofisticadas que permiten la obtención de mejores resultados. El autor de [6], presenta un sistema de regulación de carga basado en un conversor SEPIC (Single-Ended Primary Inductance Converter) controlado por pico de corriente. El esquema de control de toda la etapa DC (incluida la batería) se basa en el método TSC y tiene como objetivo balancear el flujo de potencia desde el panel hacia la carga y batería de modo tal que la energía sea utilizada eficientemente. Para el uso de convertidores SEPIC, se requiere un entendimiento adecuado del modelo dinámico equivalente. En [10] se presenta un modelo unificado de este tipo de convertidores que se presenta como una opción para la simulación de circuitos que los incluyan. En la referencia [11] se hace uso de un conversor DC-DC resonante debido a una serie de ventajas planteadas, y se exponen los resultados obtenidos. Finalmente, Los autores de [22] plantean un sistema de carga para aparatos portables, el cual se basa en una topología Boost-Flyback (Fig. 5). Dentro de las ventajas de este conversor se encuentran: razón de elevación mayor a Boost y Flyback por separado, menores pérdidas de conmutación y mayor protección de los interruptores.. Fig. 5. Topología de conversor Boost-Flyback [22]..

(10) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 10. 4.2 Simulaciones en tiempo real (RT simulations) Para finalizar, es necesario introducir el concepto de simulación en tiempo real e implementación Hardware In the Loop. Las herramientas de simulación han sido ampliamente utilizadas a lo largo de los años en el planeamiento y diseño de sistemas eléctricos y con la reducción en costos y el aumento en la eficiencia de los computadores, la capacidad de los simuladores para resolver problemas más complejos en menos tiempo ha incrementado. En las simulaciones digitales suele utilizarse un paso discreto de tamaño fijo en el cual se realizan las operaciones asociadas al modelo teniendo en cuenta las variables del paso anterior. El tiempo real que se requiere para el cómputo del modelo puede ser mayor o menor que el paso definido tal como se observa en la Fig. 6. No obstante, el momento en el cual los datos se encuentren disponibles no es de relevancia. Este tipo de simulaciones de denomina “offline” y su objetivo es obtener los resultados con la mayor velocidad posible, lo cual depende de la capacidad computacional de la que se disponga [23].. Fig. 6. Simulación “offline” (arriba y centro) y “real-time” (abajo) [23].. En contraposición a lo expuesto previamente, la simulación en tiempo real requiere que todas las operaciones (incluyendo la excitación de entradas y salidas en el hardware) se ejecuten dentro del paso discreto de tiempo establecido para la simulación. De lo contrario, la simulación es considerada errónea y ocurre el fenómeno conocido como “overrun”. Además, para que la simulación sea considerada válida, el cálculo de las variables internas y las salidas de la simulación debe demorar el mismo tiempo de la contraparte física de interés. En cada paso de tiempo, el simulador ejecuta las siguientes tareas: leer entradas y escribir salidas, resolver ecuaciones del modelo, intercambiar resultados con otros nodos de simulación y esperar a que comience el siguiente paso [23]. Los avances en procesadores de múltiples núcleos y las herramientas disponibles para el análisis de sistemas de potencia como PSCAD, Simulink EMTP y DYMOLA han hecho posible la simulación de sistemas de gran escala. Por otro lado, la última tendencia en simulación en tiempo real consiste en exportar los modelos de los sistemas a FPGA’s. De.

(11) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 11. este modo, el tiempo de cómputo en cada paso es independiente del tamaño del modelo debido al paralelismo de la FPGA y se pueden lograr pasos de simulación hasta del orden de 250 nanosegundos. Aunque el principio de las simulaciones en tiempo real es el mismo independientemente de las necesidades del diseñador, existen tres técnicas principales para llevarlas a cabo [23]: 4.2.1 Rapid Control Prototyping (RCP) En aplicaciones de este tipo, se dispone de la planta física y se simula en tiempo real el controlador que se desea conectar a ésta. Un controlador desarrollado de esta manera es mucho más flexible y rápido de implementar. De la misma manera, la detección de errores se hace más sencilla. 4.2.2 Hardware In the Loop Testing (HIL) A diferencia del caso anterior, en una aplicación HIL no se dispone de la planta física que se desea controlar y por tal motivo se simula en tiempo real haciendo uso del hardware pertinente. Una variación leve del HIL consiste en añadir un controlador que se ejecuta también en tiempo real y que se conecta con la planta virtual por medio de enlaces físicos. Este tipo de implementación será la que se lleve a cabo en este proyecto de grado. A parte de las ventajas del RCP, una simulación HIL permite la prueba temprana de controladores, así no se disponga de la planta real. De lo anterior se deriva una importante reducción en costos que justifica el atractivo de esta técnica. 4.2.3 Software In the Loop (SIL) Cuando se dispone de un simulador potente, es posible simular en tiempo real tanto el controlador como la planta dentro de la misma plataforma. Bajo este esquema no se requieren entradas ni salidas preservando así la integridad de las señales dentro del sistema. Adicionalmente, el tiempo en el que corre la simulación puede ser más rápido o más lento sin tener impacto en la validez de los resultados. A continuación se presentan los esquemas de simulación mencionados previamente:. Fig. 7. Técnicas de simulación en tiempo real [23]. RCP (Izquierda), HIL (Centro) y SIL (Derecha)..

(12) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 12. 4.2.4 Aplicaciones HIL Las plataformas de simulación HIL tienen sus raíces en la industria aeroespacial y han venido siendo utilizadas hace aproximadamente dos décadas, siendo proveedores de Hardware destacados Opal, dSPACE y National Instruments. Dentro de las principales aplicaciones se pueden encontrar las siguientes [24]: Industria Automotriz: Diseño de Unidades Electrónicas de Control (ECU por sus siglas en inglés) para vehículos, incluyendo los sistemas de temperatura, velocidad, ABS, inyección, entre otros. Industria Aeroespacial: Simulación de cargas de vuelo en ciertos componentes, evaluación de estrategias de control para distintas condiciones climáticas y de presión atmosférica, evaluación de estrategias de control de vibraciones. Otras áreas: Sistemas de control de transporte masivo, robots autónomos, scooters con autobalance, entre otros. Particularmente, en el ámbito de los sistemas de potencia se ha explotado la capacidad de la simulación en tiempo real dentro del análisis de sistemas muy complejos que implican riesgos al momento de su implementación física. No obstante, cuando se desea estudiar sistemas que incluyen conversores de electrónica de potencia, se han tenido dificultades como consecuencia de las altas frecuencias de conmutación de los interruptores. En [25], se diseña un sistema HIL para un variador de velocidad y se comparan los distintos tiempos de simulación permitidos por el Hardware de los fabricantes mencionados previamente. De este modo, se demuestra la superioridad de la plataforma desarrollada. Los autores de [26], resaltan la importancia de la adecuada discretización de los modelos que se desean simular en tiempo real, por lo cual presentan una técnica adaptativa para tal fin y que se encuentra enfocada al modelamiento de conversores de electrónica de potencia. Finalmente, en [27] y [28] se hace uso de las herramientas de Hardware y Software proporcionadas por National Instruments para el análisis de un conversor DC-DC para vehículo eléctrico y un sistema de potencia que opere en modo de isla, respectivamente.. 5. METODOLOGÍA DEL TRABAJO. A pesar de que es posible utilizar arquitecturas de una sola etapa para la conexión de paneles fotovoltaicos a la red eléctrica, su complejo sistema de control hace que sean poco atractivas al momento de implementar sistemas eléctricos reales. Por tal motivo, la arquitectura más referenciada en la literatura y que se utilizará en este trabajo es la de dos etapas [1], [4]. El sistema implementado cuenta con la integración de baterías, las cuales aparte de mejorar la confiabilidad en cuanto al suministro de energía eléctrica,.

(13) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 13. ejercen una función clave en la calidad de la potencia (compensación de potencia reactiva y cancelación de armónicos) [13]. En todo sistema fotovoltaico los conversores de electrónica de potencia constituyen un elemento fundamental en la operación del mismo, pues su funcionamiento influye en la estabilidad y seguridad de la red de distribución [14]. Los sistemas de control asociados son de vital importancia y deben permitir alcanzar los objetivos deseados sin afectar la estabilidad en lazo cerrado. La arquitectura modelada cuenta entonces con un conversor DC-DC unidireccional, encargado de extraer la máxima potencia disponible en el panel independientemente de las condiciones climáticas. Con el fin de optimizar la operación de este conversor, se utilizó el esquema MPPT desarrollado en [12], el cual posee la ventaja de variar el paso de voltaje de polarización del panel de acuerdo con la proximidad al MPP por medio de un controlador de lógica difusa. Sin embargo, como se mencionará posteriormente, el periodo de muestreo del MPPT es fundamental para la adecuada operación del sistema conformado por el panel y el conversor, por lo cual se realiza un análisis de sensibilidad con respecto a este parámetro. Un segundo conversor DC-DC bidireccional se encarga del módulo de almacenamiento de energía y su sistema de control se diseña para lograr una carga eficiente que permita prolongar la vida útil de la batería. Finalmente, la operación en modo de isla implica un reto adicional, pues se requiere de coordinación entre el panel y la batería con el fin de administrar el flujo de potencia en el sistema incluyendo la carga local.. 5.1 Selección de topología y diseño de los conversores Teniendo en cuenta los planteamientos expuestos previamente, la arquitectura del sistema fotovoltaico implementado se presenta a continuación:. Fig. 8. Arquitectura del sistema PV implementado..

(14) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 14. El trabajo realizado se concentró en el modelamiento y control de la etapa DC-DC, la cual incluye los conversores, panel fotovoltaico, batería y sistemas de control. Con el fin de verificar el adecuado funcionamiento de esta etapa se hicieron supuestos asociados a la operación del conversor DC-AC que interconecta el Bus DC con el Bus AC correspondiente a la red eléctrica y cargas AC locales. Tal como se expuso en el marco teórico del presente proyecto, existen numerosas topologías de conversores DC-DC que hacen posible el desarrollo de un sistema fotovoltaico que pueda operar conectado a la red y en modo de isla si ocurre una falla en el sistema de distribución [6], [7]. Para el sistema implementado, se escogió la topología de conversor trifásico de puente completo expuesta en [14] debido a su facilidad de implementación (topología típica a nivel industrial), flexibilidad de operación y alta confiabilidad. Esta topología integra el conversor DC-DC unidireccional encargado de extraer la máxima potencia del panel y el conversor bidireccional cuya función consiste en la carga y descarga de la batería.. Fig. 9. Topología de conversor DC-DC integrado para sistemas fotovoltaicos [14].. En la Fig. 9, el conversor asociado al panel se encuentra conformado por los interruptores , , la inductancia , el condensador y el diodo . Esta configuración corresponde a un conversor Boost tradicional encargado de regular el voltaje de polarización del panel y elevarlo para su conexión con el Bus DC. El interruptor reemplaza al diodo convencional de este tipo de conversores y el diodo evita flujos de potencia hacia el panel. Por otro lado, Los interruptores , , y en conjunto con las inductancias y constituyen un conversor bidireccional que opera en modo intercalado con el fin de reducir el rizado de corriente en la batería.. 5.1.1 Caracterización panel Con el fin de calcular los valores de los elementos constituyentes del conversor DC-DC seleccionado, es necesario caracterizar el panel cuyo modelo se implementó en [12]. Se.

(15) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 15. asume un rango de operación típico que varía entre una irradiancia mínima de 100 y una irradiancia máxima de 1000 a una temperatura ambiente de 25°C [1]. En la Tabla 1 se resumen los principales parámetros del panel para los puntos límite de operación y en la Fig. 10 se muestran varias curvas de Potencia vs. Voltaje del panel modelado, para distintas condiciones ambientales.. Fig. 10. Curvas de Potencia vs. Voltaje para T = 25°C. Tabla 1. Parámetros del panel para los valores límite de irradiancia. S = 100 5.34 0.35 15.19. S = 1000 63.21 3.55 17.81. 5.1.2 Diseño conversor Para el cálculo de las inductancias del conversor se utilizó como criterio el rizado de corriente y el modo de operación. Para asegurar un modo de operación de corriente continua (CCM) se debe cumplir la siguiente relación [15]: (1) Donde corresponde al máximo voltaje de polarización del panel dentro de su rango de operación, es la frecuencia de conmutación del conversor DC-DC y es el rizado pico a pico de la corriente en el inductor. Con el fin de evitar pérdidas elevadas.

(16) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 16. debido a la frecuencia de conmutación de los IGBT’s y en concordancia con *14+ se escogió una frecuencia de conmutación de 15 . Para obtener un rizado máximo de aproximadamente 1A y teniendo en cuenta los valores de la Tabla 1, se calculó el valor de la inductancia : (2) Para las inductancias asociadas al conversor bidireccional se utilizó un valor mucho más restrictivo en el rizado de la corriente, puesto que fluctuaciones altas en este valor pueden poner en riesgo la integridad de la batería. Al escoger un valor de rizado igual a 0.2A para una batería de 12V cuyo voltaje máximo puede llegar a ser hasta 14V, se tienen los siguientes valores: (3) Por otro lado, el cálculo de se realiza con base en la frecuencia de la red, la potencia máxima ( ) y el voltaje medio ( ) del Bus DC. En este trabajo, se analiza en principio el comportamiento de un sistema fotovoltaico conformado por un único panel de baja capacidad. De este modo, se desea regular el voltaje del Bus DC a 30V para comprobar la eficacia de los esquemas de control que se desarrollaran. Con esto en mente y considerando la potencia máxima entregada por el panel (Tabla 1), se calcula el siguiente valor de para un rizado de voltaje pico a pico de aproximadamente 3V [1]: (4) (5) Finalmente, se escogió igual a 220 con el fin de lograr un compromiso entre el nivel de rizado en el voltaje de polarización del panel y la velocidad de respuesta del sistema total conformado por el panel y el conversor.. 5.2 Modos de operación y control La mayoría de sistemas fotovoltaicos se encuentran diseñados para operar tanto conectados a la red como en modo de isla. En el modo de conexión con la red (GridConnected), esta última actúa como un sumidero y fuente infinita de energía, motivo por el cual no existen problemas asociados al balance de potencia entre panel, batería y carga. Por otro lado, el modo de operación en isla (Stand-Alone) implica la implementación de un esquema de control enfocado a la coordinación de los flujos de potencia entre los tres agentes ya mencionados, con el fin de mantener el balance dentro del sistema [6], [14], [16]-[19]..

(17) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 17. 5.2.1 Modo de conexión con la red (Grid-Connected) Como se mencionó anteriormente, cuando el sistema PV opera en conexión con la red eléctrica no existe problema con el balance de energía, ya que el exceso generado por el panel puede ser utilizado para cargar la batería o en su defecto puede ser inyectado en la red. Adicionalmente, condiciones climáticas que no favorecen la generación fotovoltaica, sumadas a un bajo estado de carga en la batería producen un déficit de potencia que no obstante puede ser suministrado por la red. Es posible asumir entonces que los conversores DC se encuentran desacoplados eléctricamente [14]. Bajo estas circunstancias, el sistema de control del conversor unidireccional asociado al panel se encarga únicamente de controlar el ciclo útil de por medio de MPPT con el fin de extraer la máxima potencia del panel y elevar su voltaje. En este modo de operación la batería se carga de manera eficiente con la energía proveniente del panel o de la red gracias a un sistema de control diseñado para este fin. En [9] se comparan los tres métodos más usados para la carga de baterías en sistemas fotovoltaicos, siendo la carga de tres etapas (TSC) la más eficiente pese a sus desventajas. Por este motivo el sistema que se desarrolla en este documento hace uso de aquel esquema de carga. Es importante resaltar que al existir una conexión con la red, el voltaje del Bus DC (fundamental para la adecuada operación de los conversores) es regulado por el inversor bidireccional de la Fig. 8. Gracias a ello, ninguno de los esquemas de control debe preocuparse por la regulación de . A continuación se presenta la arquitectura de control del sistema en este modo de operación:. Fig. 11. Arquitectura de control en modo de operación conectado a la red. Control conversor panel (Izquierda) y control conversor batería (Derecha) [14]..

(18) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 18. A parte de cargar en tres etapas la batería, el sistema de control del conversor bidireccional debe asegurar no sobrepasar cierto límite de voltaje correspondiente a un estado de carga (SOC) determinado para así evitar sobrecargar la batería y perjudicar su vida útil. En [14] se habla de este límite como el valor para el cual la batería alcanza un SOC de 95%. No obstante, para el caso de estudio se adoptará un valor un poco más restrictivo correspondiente a un SOC de 90% [17]. El setpoint de voltaje del lazo externo del controlador en la Fig. 4 ( ) se ajusta con base en el anterior criterio. De la misma manera, el bloque de saturación que establece el setpoint de corriente del lazo interno limita la corriente de carga a un valor que suele ser suministrado por el fabricante (apx. 50% de la capacidad). Sin embargo, en la práctica suele utilizarse un valor mucho menor (10%-20% de la capacidad) para preservar por un mayor tiempo el elemento de almacenamiento [9], [14].. 5.2.2 Modo de isla (Stand-Alone): Al ocurrir una falla en la red eléctrica el sistema fotovoltaico cuenta con la capacidad de desconectarse y operar en modo de isla. En este momento, debe existir un balance entre la generación y la demanda local siendo así de vital importancia controlar el flujo de energía dentro de la isla. En la literatura se han propuesto distintos esquemas de coordinación que en general definen 3 estados de operación de acuerdo a las condiciones de carga y generación y el SOC de la batería [6], [13], [14], [17]. Dentro del sistema desarrollado se definieron las siguientes condiciones de operación: Tabla 2. Condiciones de operación del sistema en modo de isla.. Tabla 3. Modos de operación del sistema en modo de isla.. El panel opera con MPPT. Suple la demanda local y carga la batería. Se deshabilita el MPPT. El panel y la batería suplen por igual la carga. El panel opera con MPPT. Suple la carga en conjunto con la batería. No hay energía disponible para cargar la batería. Se deshabilita el cargador. Como puede verse, los estados de operación se encuentran definidos de modo tal que la demanda local de la isla sea suplida eficientemente, a la vez que se protege la integridad de la batería asegurando siempre un alto estado de carga (SOC > 40%)..

(19) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 19. Debido a que no existe una conexión con la red que permita regular el voltaje del Bus DC a partir de los inversores, es necesario utilizar el conversor de la batería para tal fin. Si se encuentra por encima del valor establecido la batería tomará corriente del bus provocando que la tensión disminuya. Si por el contrario cae como consecuencia de un aumento en la carga local, se inyectará corriente para tratar de mantener estable aquel voltaje. Teniendo en cuenta las anteriores consideraciones y las condiciones de operación del sistema, el nuevo esquema de control del conversor bidireccional se muestra en la Fig. 12.. Fig. 12. Esquema de control conversor bidireccional en modo de isla [14].. 6. TRABAJO REALIZADO Y RESULTADOS 6.1 Modelos computacionales y simulaciones. En las próximas secciones se presentan los modelos computacionales desarrollados a partir del toolbox SimPowerSystems de Simulink-Matlab para los dos modos de operación expuestos previamente, así como los resultados obtenidos por medio de simulaciones. 6.1.1 Modo de conexión con la red (Grid-Connected). Fig. 13. Modelo computacional del sistema PV con conexión a la red (Grid-Connected)..

(20) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 20. En la anterior figura es posible distinguir 5 bloques fundamentales: Panel fotovoltaico + MPPT, conversor DC-DC, sistemas de control, batería y conexión con la red + Carga. El primero de ellos corresponde al modelo desarrollado en [12] para el algoritmo de MPPT incremental controlado con lógica difusa (Mamdani), a partir del cual se modificaron ciertas conexiones con el fin de incluir los controladores y el conversor DC. Se escogió el anterior algoritmo debido a que presenta un mejor desempeño con respecto a los otros tres trabajados en la referencia mencionada. El conversor DC-DC modela la topología de la Fig. 9, cuyos valores fueron calculados en secciones previas. Los bloques de control (Control PV y Control Batería), implementan los lazos de la Fig. 11. Para el sistema de almacenamiento se escogió una batería VRLA por ser la más utilizada en sistemas PV [7], [9]. Se modeló a partir del bloque disponible en Simulink con un voltaje nominal de 12V y una capacidad de 5.1 A/h (C) [21]. Finalmente, se asume que en este modo de operación el voltaje del Bus DC es mantenido constante por los inversores, por lo cual se utiliza una fuente DC superpuesta a una fuente AC de aproximadamente 3V pico a pico y a una frecuencia de 120 ( ) que representa las oscilaciones introducidas por el inversor [1], [4].. Fig. 14. Detalle de los bloques Panel + MPPT y conversor DC/DC..

(21) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 21. Uno de los aspectos claves en el adecuado funcionamiento del MPPT es el periodo de muestreo ( ) del voltaje y corriente del panel, el cual debe escogerse con base en la respuesta dinámica del sistema conformado por el panel y el conversor DC. Si es muy grande, la velocidad de respuesta del MPPT disminuirá trayendo consigo problemas ante situaciones climáticas que cambian rápidamente. En el caso contrario en que sea muy pequeño y se perturbe el sistema antes de que éste alcance un punto de equilibrio (termine el transiente), el MPPT puede confundirse y causar comportamientos erráticos o inestables [1], [20]. En controladores MPPT que modifican directamente el ciclo útil de la señal de conmutación de los interruptores se conoce claramente la respuesta dinámica del conjunto Panel-Conversor y es posible derivar una expresión a partir del análisis en pequeña señal del sistema para el tiempo de establecimiento de la potencia con respecto a una tolerancia de 0.1 [20]: (6) Con (7). (8) donde es la resistencia de pequeña señal del panel, la cual depende de la irradiancia. y son las resistencias parásitas de y (ver Fig. 14). De acuerdo con lo anterior, para asegurar un adecuado funcionamiento del MPPT debería escogerse el periodo de muestreo según la siguiente relación: (9) Para el caso de interés en el cual el MPPT establece la referencia de voltaje de polarización del panel y se utiliza un controlador intermedio para determinar el ciclo útil del conversor, la velocidad de respuesta del sistema aumenta y se pueden tener periodos de muestreo mucho más bajos [1]. Sin embargo, el tiempo de establecimiento se vuelve dependiente de la función de transferencia del controlador utilizado y se hace mucho más difícil obtener una expresión generalizada como la expuesta en (6). Para efectos de la simulación se modificaron los perfiles de irradiancia y temperatura planteados en [12] con el objetivo de considerar el rango completo de operación del panel y despreciar los cambios instantáneos en la temperatura asumiendo un valor constante de 25°C (Fig. 15). Con base en la respuesta dinámica del sistema Panel-Conversor obtenida en simulaciones, se utilizó en principio un periodo de muestreo = 0.001 segundos. La potencia extraída del panel se puede observar en la Fig. 16. Tomando como referencia la energía máxima disponible en el panel (237.82 ) se tiene que la eficiencia del módulo.

(22) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 22. panel + conversor unidireccional fue de aproximadamente 99.24% (236.02 ). En el caso en el que se escoge un periodo de muestreo mucho menor ( = 0.0001) se observa claramente el detrimento del desempeño del sistema cuya eficiencia disminuye a 44.84% (Fig. 17). Con la finalidad de analizar el funcionamiento del MPPT en función de , se hicieron varias simulaciones en las que se varió este valor y se registró la eficiencia total para cada una. Para reducir los tiempos de simulación, se utilizó un perfil de irradiancia descrito de la siguiente manera: S = 1000 entre y , S = 100 entre y y S = 100 entre y . En la tabla a continuación se presentan los resultados: Tabla 4. Análisis de eficiencia con respecto a. Eficiencia. .. Eficiencia. 0.01. 81.95%. 0.00095. 98.6%. 0.005. 4.3%. 0.00075. 98.74%. 0.0025. 4.17%. 0.0007. 98.93%. 0.00105. 98.52%. 0.0006. 96.14%. 0.0011. 98.5%. 0.0005. 41.52%. 0.001. 98.33%. 0.0001. 40.11%. Como puede verse, la mayor eficiencia se obtiene para un periodo de 0.0007 segundos aunque es posible obtener valores altos en el rango comprendido entre 0.00105 y 0.0006 segundos.. Fig. 15. Perfil de irradiancia utilizado en las simulaciones..

(23) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. Fig. 16. Potencia extraída del panel vs. Potencia máxima disponible,. = 0.001.. Fig. 17. Potencia extraída del panel vs. Potencia máxima disponible,. = 0.0001.. Fig. 18. Voltaje del panel, corriente del panel y voltaje del bus DC para. = 0.001.. 23.

(24) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 24. Finalmente, al enfocar el segmento de la Fig. 16 que se encuentra comprendido entre 0 y 0.8 segundos es posible ver oscilaciones de potencia en estado estable, aún cuando el algoritmo MPPT de inductancia incremental debería eliminarlas. Lo anterior surge como consecuencia del armónico de introducido desde la red, puesto que es confundido con las perturbaciones originadas por el mismo MPPT y evita que el voltaje de referencia de polarización del panel se estabilice (Fig. 19). En respuesta a este problema, se han planteado soluciones orientadas al diseño de controladores intermedios cuya respuesta en frecuencia se caracterice por eliminar el armónico indeseado [1], [4]. No obstante, la eficiencia del sistema es bastante buena en presencia de estas oscilaciones y por lo tanto, no se justifica el uso de hardware adicional.. Fig. 19. Oscilaciones de potencia y variación de. .. En cuanto al módulo asociado al sistema de almacenamiento, se estableció un setpoint de voltaje en el lazo de control externo de 12.8V correspondiente a un SOC del 90% y se limitó la corriente de carga a 1.02A (0.2C). Los compensadores PI, se sintonizan de modo tal que el lazo interno de corriente sea mucho más rápido que el externo. En la Fig. 20 es posible observar la primera etapa de carga de la batería en la cual la corriente suministrada permanece en un valor constante igual al preestablecido (1.02A) con un rizado de aproximadamente 15%; mientras tanto, el voltaje y SOC aumentan lentamente. La carga ocurre de manera simultánea con el MPPT del panel. A pesar de que la máxima corriente de carga de acuerdo con el fabricante es de 2.1A [21], con la finalidad de visualizar las tres etapas de carga y de acuerdo con la capacidad de procesamiento de la CPU utilizada (Intel Core i7), se simuló un caso adicional en el que la corriente se aumentó a 5.1A. De este modo fue posible observar como durante la etapa 1 (corriente constante) el voltaje aumenta hasta el valor definido como setpoint (12.8V), en la etapa 2 (voltaje constante) se mantiene el anterior voltaje mientras que la corriente de carga disminuye y finalmente en la etapa 3 la corriente ha disminuido hasta aproximadamente 2A con lo cual se mantiene el voltaje de flotación de la batería (Fig. 21)..

(25) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 25. Fig. 20. Corriente, voltaje y SOC de la batería durante la primera etapa de carga.. Fig. 21. Corriente y voltaje de la batería durante las tres etapas de carga con corriente inicial de 5.1A.. 6.1.2 Modo de Isla (Stand-Alone) El modelo computacional desarrollado para el sistema en modo de isla (Fig. 23) posee en términos generales la misma estructura del ya implementado para el modo de conexión con la red. No obstante, se incluye un esquema de coordinación encargado de controlar las transiciones entre los modos de operación expuestos en las tablas 2 y 3, se modifica el bloque “Control Batería” para implementar el nuevo esquema de control (Fig. 12) y se incluye un sistema que permite variar la carga local. Cabe anotar que no existe una conexión con la red por lo cual se elimina la fuente DC de 30 V que emulaba un voltaje constante en el Bus DC. El esquema de coordinación se basa en los diagramas expuestos en [14] y [17] y se presenta a continuación:.

(26) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 26. Fig. 22. Esquema de coordinación del sistema en modo de isla (Stand-Alone).. Fig. 23. Modelo computacional del sistema PV en modo de isla (Stand-Alone).. Con el fin de comprobar el funcionamiento del sistema se simularon varios casos asociados a las condiciones descritas en la Tabla 2. En los dos primeros casos, el módulo de la batería es configurado con un SOC inicial de 60%, una corriente de carga de 1.02A y de descarga de 2.1A para evitar descargas profundas que disminuyan la vida útil del elemento. En ausencia total del panel fotovoltaico, la batería es capaz de suministrar una potencia de 25W [21]. Caso 1: En este caso se utilizó el perfil de irradiancia de la Fig. 15 y una carga local constante de 50W. Como puede apreciarse en la Fig. 24, durante los primeros 0.8 segundos la potencia extraída del panel es mayor que la demandada por la carga, por lo cual la energía remanente (aproximadamente 10W) es utilizada para cargar la batería ( ). Después de los 0.8 segundos, disminuye debido a las condiciones climáticas.

(27) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 27. y no puede suplir totalmente la demanda local. El conversor bidireccional pasa entonces a modo de descarga para que la batería entregue la potencia que hace falta ( ). Durante el proceso, se puede ver como el voltaje del Bus DC se mantiene constante con solo pequeñas fluctuaciones y se verifica el funcionamiento del panel en MPPT.. Fig. 24. Coordinación de potencias y voltaje del Bus DC para el caso 1 (caso 1).. Caso 2: Este caso se asemeja en las condiciones de operación al anterior, con la diferencia de que la irradiancia se mantiene constante en un valor de y la carga aumenta de 50W a 80W a los 0.8 segundos. Los dos intervalos de interés representan exactamente los mismos modos de operación que se mencionaron en el caso 1 ( y ), sin embargo, la transición de carga a descarga en el módulo de la batería ocurre como consecuencia de un aumento en la carga local y no por un cambio en la irradiancia. En la Fig. 25 puede verse la manera en la que se conserva el balance de potencia a la vez que se mantiene regulado durante todo el tiempo.. Fig. 25. Coordinación de potencias y voltaje del Bus DC para el caso 2 (caso 2)..

(28) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 28. En los dos casos anteriores se valida el funcionamiento del sistema para un estado de carga de la batería que se encuentra entre 40% y 90%. Resta comprobar que ocurre cuando la batería llega al límite inferior (40%) y superior (90%) de SOC. Caso 3: En el caso 3 se simulan las condiciones expuestas previamente en el caso 2. La irradiancia solar se mantiene en un valor constante y a los 0.8 segundos ocurre un aumento de carga de 50 W a 80 W. Sin embargo, se configura un estado inicial de carga de la batería un poco mayor a 40%, esperando que en el periodo de descarga se alcance el umbral inferior. Como se observa en la Fig. 26, el comportamiento del sistema es idéntico al que se muestra en la Fig. 25 hasta un tiempo aproximado de 1.2 segundos. No obstante, en este instante se alcanza el mínimo estado de carga permitido para la batería, motivo por el cual se desconecta del sistema evitando así descargas perjudiciales (la potencia de suministrada por la batería es nula). Debido a la desconexión de la batería no es posible regular el voltaje del Bus DC, con lo cual la potencia suministrada a la carga disminuye.. Fig. 26. Coordinación de potencias, voltaje del Bus DC y SOC de la batería (caso 3).. Caso 4: Finalmente, se simula el último modo de operación del sistema, utilizando una vez más la condición de carga e irradiancia expuesta en la mayoría de casos anteriores y fijando el estado de carga inicial en un valor ligeramente menor a 90%. Durante los primeros 0.3 segundos, la potencia extraída del panel es la suficiente para suministrar.

(29) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 29. tanto la carga como la batería. Así mismo, el estado de carga se mantiene menor al 90% (Modo 1). Cuando la batería alcanza el límite superior del SOC, comienza un proceso de intercambio entre ésta y el panel, el cual tiene como objetivo suministrar la potencia demandada en proporciones aproximadamente iguales (Modo 2). En la Fig. 27 es posible ver como la potencia del panel disminuye mientras que la de la batería aumenta hasta cerca de 25 W tal como era de esperarse. Igualmente, se puede notar que nunca se excede el valor máximo de SOC establecido. Cuando la carga aumenta, la potencia del panel no es suficiente y se requiere entonces que la batería entre en modo de descarga (Modo 3). Aunque el rizado en el voltaje de bus DC es mayor con respecto a los casos anteriores, se logra regular de manera exitosa mientras que la batería se encuentre conectada al sistema.. Fig. 27. Coordinación de potencias, voltaje del Bus DC y SOC (caso 4).. 7. VALIDACIÓN DEL TRABAJO. Por medio de las simulaciones expuestas en la sección anterior, es posible validar los modelos computacionales implementados y los resultados expuestos en la literatura en lo que respecta a los esquemas de coordinación de energía en sistemas en los que se incluyen elementos de almacenamiento de energía [14], [17], [19]. Sin embargo, es necesario verificar aquellos resultados de manera experimental, con el fin de observar el comportamiento real del sistema y de los algoritmos de control utilizados..

(30) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 30. Como se mencionó en la sección 4, las simulaciones en tiempo real de sistemas complejos y en particular las implementaciones Hardware In the Loop, han generado gran interés tanto en la academia como en la industria debido a la optimización de costos y tiempos de implementación. El esquema general de una implementación de este tipo se muestra a continuación:. Fig. 28. Arquitectura típica de una implementación HIL.. Actualmente, la universidad cuenta con 2 paquetes de National Instruments para la simulación en tiempo real de sistemas. Cada uno consta de un controlador en tiempo real (cRIO-9004) de 400 MHz y un chasis de 8 slots (Crio-9104) para la conexión de diferentes módulos de entrada y salida. Este último incluye una FPGA Virtex II de entrada y salida reconfigurable para la adquisición de datos a alta velocidad. Con el fin de comprobar experimentalmente el funcionamiento del sistema propuesto en las secciones anteriores, se utilizaron los dos paquetes mencionados para la simulación HIL del sistema fotovoltaico. Aunque el sistema de control fue implementado en su totalidad (MPPT y carga de batería) para la operación en modo de conexión con la red, debido a restricciones del Hardware y limitaciones de tiempo, se pudo verificar únicamente el desempeño de la parte del sistema asociada al control MPPT del panel solar. El montaje experimental se basa en la arquitectura de la Fig. 28 y consiste en simular en tiempo real el sistema panel-conversor (planta) de la Fig. 9 con la ayuda de uno de los controladores cRIO disponibles y su respectivo chasis. El kit restante, es utilizado para la implementación de los algoritmos de control del sistema. En las figuras 29 y 30 es posible ver el montaje físico para la simulación HIL del sistema fotovoltaico propuesto en este documento. Para tener acceso a las señales de interés de la planta y el controlador, se necesita de 4 módulos de entrada y salida para cada uno de los kits utilizados. Dependiendo de la.

(31) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 31. funcionalidad de estos últimos (control o simulación de la planta) se debe disponer de una configuración distinta de módulos, tal como se muestra a continuación: Planta (panel fotovoltaico + conversor DC-DC): Módulo analógico de entradas de voltaje NI-9205. Módulo analógico de salidas de voltaje NI-9263. Módulo analógico de salidas de corriente NI-9265. Módulo digital NI-9104. Controlador: Módulo analógico de entradas de voltaje NI-9205. Módulo analógico de salidas de voltaje NI-9263. Módulo analógico de entradas de corriente NI-9265. Módulo digital NI-9104.. Fig. 29. Montaje físico para la simulación HIL del sistema fotovoltaico con Hardware compact RIO.. Fig. 30. Detalle de la funcionalidad de cada módulo compact RIO..

(32) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 32. En la configuración de la Fig. 30 el controlador recibe las señales de voltaje y corriente del panel solar y la batería, con base en las cuales determina el ciclo útil de los pulsos de conmutación que controlan los IGBT’s del conversor DC-DC. Estos pulsos se generan internamente desde la FPGA y se conectan a la planta por medio de los módulos digitales NI-9401. En un primer intento para verificar el funcionamiento del algoritmo MPPT implementado en el semestre actual por el autor de [12], se utilizó el modelo de Simulink del panel solar trabajado a lo largo del documento, con el fin de generar un archivo especial (.dll) que puede ser descargado y ejecutado en tiempo real en los controladores cRIO. Por otro lado, el algoritmo de control debió ser modificado de modo tal que fuera compatible con las funcionalidades de Real-Time del Hardware disponible. Los resultados de esta prueba fueron satisfactorios y se encuentran disponibles en el tutorial anexo (sección de apéndices) que se elaboró en conjunto con el autor ya referido. La anterior aproximación sería la más conveniente para la simulación en tiempo real de conversores de electrónica de potencia y en general de sistemas eléctricos, ya que permite la representación circuital exacta de cada uno de los elementos constituyentes. No obstante, existe una restricción bastante grande en cuanto al paso de simulación que se puede utilizar al ejecutar modelos .dll generados desde Simulink, lo cual imposibilita tal procedimiento. Como se sabe, los interruptores de potencia conmutan a frecuencias desde el orden de kHz hasta varios MHz con lo cual son necesarios pasos cercanos a los microsegundos, mientras que el mínimo paso permitido al ejecutar un modelo .dll es de aproximadamente 1.5 ms para el controlador utilizado (Crio-9004). Como consecuencia de lo anterior, fue necesario definir un modelo dinámico aproximado del conversor DC-DC que pudiera ser implementado directamente en Labview. Se tomó como referencia el modelo planteado en [19] cuyas entradas son el ciclo útil, la corriente del panel y el voltaje del Bus DC y su única salida corresponde al voltaje de polarización del panel tal como se muestra a continuación:. Fig. 31. Modelo aproximado del conversor DC-DC asociado al panel fotovoltaico.. Una vez verificado en Simulink el funcionamiento del anterior modelo, se procede a la implementación en Labview del sistema panel – conversor. En las figuras 32 a 34 se presentan los diagramas de bloques utilizados para tal fin junto con la interfaz gráfica de visualización y control de irradiancia y temperatura..

(33) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. Escritura de datos Lectura de datos. Fig. 32. Diagrama de bloques en Labview para la simulación en tiempo real de la planta.. Fig. 33. Diagrama de bloques del conversor DC-DC (Izquierda) y el panel fotovoltaico (Derecha).. Control de irradiancia y temperatura. Fig. 34. Interfaz gráfica de control y visualización de la simulación en tiempo real de la planta.. 33.

(34) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 34. Como puede observarse en la Fig. 32, las entradas de la planta corresponden a las dos señales PWM para la conmutación de los interruptores del conversor, el voltaje de polarización del panel y el voltaje de referencia definido por el MPPT. Las salidas, son la corriente del panel y el voltaje a la entrada del conversor DC-DC. Debido a que este voltaje es el mismo con el que se debe polarizar el panel solar, se realiza una realimentación desde el módulo análogo de salidas dispuesto en el chasis hacia el módulo de entradas. En lo que respecta al sistema de control de la planta, se explicará únicamente el bloque que implementa las funciones de control de la Fig. 11, puesto que el diagrama de bloques del algoritmo MPPT se describe en el tutorial realizado (sección de apéndices). El esquema de control se divide en dos secciones principales: una sección en la que se define el ciclo útil de las señales PWM a partir de la lógica de control y otra sección que utiliza aquel valor para generar los pulsos deseados. La primera se ejecuta desde un VI (Virtual Instrument) desarrollado en el controlador y la segunda desde otro que se construye directamente en la FPGA. En la Fig. 35 se muestra el diagrama de bloques general de la primera sección de control. Recibe como entradas el voltaje de referencia definido por el MPPT y el voltaje y corriente de la batería. Adicionalmente, se cuenta con controles que permiten definir la corriente de carga y el máximo voltaje asociado a un SOC del 90%. La Fig. 36 presenta la composición interna del sub vi de control, encargado de calcular el periodo de los pulsos de conmutación y los respectivos ciclos útiles (panel y batería).. Sub VI de Control. Fig. 35. Diagrama de bloques del controlador del sistema fotovoltaico para simulación HIL..

(35) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 35. Fig. 36. Estructura interna del sub VI de control del diagrama de bloques general.. Finalmente, en el VI que se crea directamente sobre la FPGA se asocian los canales del modulo digital NI-9401 con las señales generadas internamente. Para cada par de señales se requiere un bloque como el primero de la Fig. 37. Sin embargo, los pulsos de los interruptores S5 y S6 tienen un retardo de /2 con respecto a los de S4 y S6, por lo cual el esquema cambia ligeramente (segundo bloque de la Fig. 37).. Fig. 37. Bloques para la generación de las señales PWM desde la FPGA. Interruptores S1, S2, S3 y S4 (Superior) e interruptores S5 y S6 (Inferior)..

(36) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 36. Una vez finalizada la implementación del sistema total, se verificó el funcionamiento del controlador desarrollado, por medio de la simulación de las condiciones ambientales de la Fig. 15 para las cuales se validó el modelo computacional y utilizando un periodo de muestreo de 0.0007 segundos. En las siguientes figuras se observa el comportamiento de la potencia y el voltaje de polarización del panel durante un intervalo de tiempo de aproximadamente tres minutos:. Fig. 38. Potencia del panel obtenida en la implementación HIL.. Fig. 39. Voltaje del panel obtenido en la implementación HIL.. Como puede notarse, el comportamiento del sistema es prácticamente idéntico al que se obtuvo por medio de las simulaciones “offline” (Fig. 16), excepto por las oscilaciones de potencia que no aparecen como consecuencia de la eliminación de la fuente de armónicos proveniente de la red. A diferencia de las simulaciones que se presentan en el tutorial, se.

(37) Modelamiento y control de la etapa DC de una interfaz de electrónica de potencia para la conexión de un panel fotovoltaico a una Microred. 37. observa fácilmente que al incluir el conversor DC-DC dentro del sistema, aparece una dinámica asociada a los cambios de voltaje ocasionados por la variación en la irradiancia (Fig. 40).. Dinámicas. Fig. 40. Dinámicas del voltaje del panel en la implementación HIL.. A parte de la potencia y el voltaje del panel, se observaron también las señales PWM generadas para la conmutación de los interruptores S1 y S2 del conversor. Como se aprecia en la Fig. 41, la frecuencia es efectivamente de 15 kHz y dependiendo del voltaje de referencia determinado por el MPPT, se tienen ciclos útiles diferentes. Dentro del rango de variación de la irradiancia el voltaje de polarización varía muy poco (se mantiene dentro de 15 y 18 voltios), razón por la cual el ciclo útil se mantiene casi constante (entre 0.4 y 0.5). En la Fig. 41, las señales de la izquierda corresponden a una irradiancia constante de 1 , por lo cual se tiene un ciclo útil cercano a 0.5. Aunque en la sección 6.1.1 se mencionó que la temperatura se mantendría constante, con el fin de visualizar el cambio en el ciclo útil se aumentó la temperatura hasta cerca de 80 °C, momento en el cual el voltaje de MPP es cercano a 8 V y el ciclo útil aumenta hasta aproximadamente 0.75.. Fig. 41. Señales PWM para la conmutación de los interruptores S1 y S2 del conversor con irradiancia de 1 y temperatura de 25°C (Izquierda) y 80°C (Derecha)..