C
4
Estrategia de control
de Frecuencia del lado del parque
y Tensión DC del lado de la red
Una de las ventajas del uso de convertidores VSC es la posibilidad de añadir controladores que ayudan a la estabilidad del sistema frente a perturbaciones, como los huecos de tensión, caída de la generación, variaciones de frecuencia eléctrica, etc. La elección de la pareja de controladores en cada convertidor define la estrategia de control utilizada, puesto que la respuesta será diferente según los parámetros eléctricos del sistema que el controlador va a observar y corregir. La estrategia de control que se describe en este capítulo, de ahora en adelante F
wind–Vdc grid, se muestra en la Figura 4.1 y se compone de:
• Control de frecuencias F-Q en el WPP-VSC.
• Control de tensiones VDC-VAC en el GS-VSC.
Esta estrategia de control se utiliza para controlar la frecuencia en el lado del parque y corregir pequeñas sobrecargas y cambios de velocidad del viento que se puedan producir. Además presta apoyo a las tensiones del enlace de continua DC. Es la estrategia más utilizada y estudiada por múltiples autores [36][40][41]. Además de la estrategia de control, en este capítulo se describen los resultados obtenidos en el estudio de varios eventos que pueden provocar inestabilidad en el sistema, y por tanto, la posible desconexión del parque eólico de la red eléctrica. En este trabajo se han analizado los siguientes eventos en el sistema:
• Huecos de tensión en la red eléctrica (tierra firme).
• Variaciones de frecuencia en la red eléctrica (tierra firme).
• Caída de generación eólica.
• Escalón de tensión de referencia en los convertidores.
Antes de pasar a mostrar los resultados, se describe la normativa actual española que regula la respuesta de una planta de generación frente a huecos de tensión y cortocircuitos producidos en el punto de conexión de la red. Se utilizará esta normativa para definir el tipo de hueco de tensión a simular en el sistema, y que debe soportar el parque eólico marítimo, sin producirse en ningún momento la desconexión del parque o inestabilidad en los aerogeneradores.
A continuación, se mostrará la respuesta del sistema frente a una perturbación de frecuencia en el PCC, de una desconexión abrupta de la mitad del parque eólico marítimo, y de un cambio de referencia de tensiones en el control de tensión DC.
4.1.
Control de tensiones
V
DC-V
ACen GS-VSC
Este control se compone de dos controladores PI, uno para la tensión continua (VDC-id), y otro para la tensión alterna (VAC-iq). La diferencia con un control básico
de tensiones viene dada por la adición de un sistema que determina, en función de la frecuencia de la red, un nuevo valor de tensión DC de referencia.
Este sistema ejerce de control primario de frecuencia en el lado de la red, trasladando pequeñas variaciones de frecuencia eléctrica en el lado de la red a variación del perfil de tensión en el enlace de continua.
Así, este cambio del valor de tensión DC se produce según la ecuación [42]:
(4.1)
Donde es el nuevo valor de tensión DC de referencia que usará el control de tensiones, es el valor de tensión DC inicial, es la relación entre tensión DC/frecuencia, y por último la frecuencia de la red en cada instante. Esta actualización del valor de tensión de referencia aporta mayor estabilidad al control del dispositivo frente a perturbaciones.
El diagrama de bloques de este control se puede ver en el Figura 4.2, y los valores de los parámetros individualizados se muestran en la Tabla 4.1.
Figura 4.2. Diagrama de bloques del control VAC-VDC implementado en el GS-VSC – estrategia F
wind-Vdc grid.
El bloque idq Inner Controller corresponde al diseño del control interno del convertidor HVDC-VSC con un limitador de intensidad con prioridad en la intensidad id. Esta medida se encuentra justificada en el capítulo 3 de este trabajo.
Tabla 4.1. Valores de los parámetros del control de tensiones en la estrategia F wind-Vdc grid.
Kdc Ganancia del control de VDC (p.u.) 2.629
Tdc Constante de tiempo del control de VDC (s) 0.26
id max DC Intensidad del eje-d máxima DC (p.u.) 1
id min DC Intensidad del eje-d mínima DC (p.u.) -1
Kfv Ganancia del control primario de frecuencia dc/frec (p.u.) 0.1
Kac Ganancia del control de VAC (p.u.) 1
Tac Constante de tiempo del control de VAC (s) 0.26
id max AC Intensidad del eje-d máxima AC (p.u.) -1
id min AC Intensidad del eje-d mínima AC (p.u.) 1
4.2.
Control de frecuencia
F-Q
en WPP-VSC
El objetivo principal de este control es vigilar la frecuencia eléctrica del colector, donde confluyen los aerogeneradores de la planta. El control F-Q se compone de dos controladores PI, uno para la frecuencia eléctrica (F-id) y otro para la potencia reactiva (Q-iq).
El diagrama de bloques se muestra en la Figura 4.3, y los valores individualizados de los parámetros de los controladores se pueden ver en la Tabla 4.2.
Figura 4.3. Diagrama de bloques del control F-Q utilizado en WPP-VSC – estrategia F wind-Vdc grid.
Al igual que en el apartado anterior, el bloque idq Inner Current corresponde al control interno del convertidor HVDC-VSC.
Tabla 4.2. Valores de los parámetros del control de frecuencia en la estrategia F wind-Vdc grid.
Kf Ganancia del control de frecuencia (p.u.) 2.638
Tf Constante de tiempo del control de frecuencia (s) 0.26
id max F Intensidad del eje-d máxima F (p.u.) 1
id min F Intensidad del eje-d mínima F (p.u.) -1
Kq Ganancia del control de Q (p.u.) 1
Tq Constante de tiempo del control de Q (s) 0.26
iq max q Intensidad del eje-q máxima Q (p.u.) 1
iq min q Intensidad del eje-q mínima Q (p.u.) -1
4.3.
Caso A.1: Hueco de tensión
En este caso se trata de analizar el efecto de un hueco de tensión severo en tierra firme, sobre el parque eólico marítimo. La forma del hueco de tensión se ha tomado a partir de una normativa española que determina el hueco de tensión mínimo que el sistema debe soportar sin desconexión.
4.3.1.
Normativa de respuesta frente a huecos de tensión de las
instalaciones eólicas
Las capacidades de los parques eólicos, tanto terrestres como offshore, se aproximan cada vez más a la de la generación convencional y el número estos parques integrados a la red crece, por lo tanto, la influencia de la potencia eólica en la explotación de la red es importante.
Una desconexión abrupta de un parque eólico que entrega una gran cantidad de energía puede perturbar el equilibrio de energía en la red. Para minimizar este efecto, se impone que permanezca conectada la planta durante una caída de tensión (fault ride-through o FRT) causada por fallos de la red.
Se encuentra regulado en la legislación española la respuesta de las plantas de producción de régimen especial, y por ende, plantas eólicas, a los cortocircuitos y huecos de tensión. Esto, se encuentra en la Resolución del 4 de Octubre publicado en el BOE-A-2006-18485. La propia instalación de producción y todos sus componentes deben ser capaces de soportar sin desconexión huecos de tensión, en el PCC, producidos por cortocircuitos trifásicos, bifásicos a tierra y monofásicos, con los perfiles de magnitud y duración indicados en la Figura 4.4 [43].
Figura 4.4. Curva tensión-tiempo que define el área del "hueco de tensión" en el PCC que debe ser soportado por la instalación.
En el caso de cortocircuitos bifásicos aislados de tierra, el área sombreada de hueco de tensión en la que no se deberá producir la desconexión de la instalación será de forma semejante a la de la Figura 4.4, pero estando situado el valor del límite inferior de tensión en 0.6 pu, en lugar de 0.2 pu [43].
Los tiempos de recuperación del sistema eléctrico representado en la figura anterior se verifican, con carácter general, para una producción de origen eólico inferior al 5% de la potencia de cortocircuito en el PCC. En caso de ser mayor, las instalaciones deben soportar huecos de mayor profundidad.
Por otra parte, también se requiere que los parques sean capaces de restaurar la potencia activa y reactiva a los valores previos al fallo posteriormente después de que la tensión vuelva al nivel normal de funcionamiento.
Tanto durante el periodo de mantenimiento de la falta, como durante el periodo de recuperación de tensión posterior al despeje de la misma, la instalación debe aportar al sistema eléctrico la máxima intensidad posible ( ). Esta aportación de intensidad por parte de la instalación al sistema eléctrico se efectuará de forma que el punto de funcionamiento de la instalación se localice dentro del área sombreada en la Figura 4.5, antes de transcurridos 150 ms desde el inicio de la falta o desde el instante de despeje de la falta [43].
Figura 4.5. Área de funcionamiento admisible durante los periodos de falta y de recuperación de tensión, en función de la tensión en el PCC.
Así, por tanto, los huecos de tensión simulados a continuación tendrán un límite inferior de 0.2 pu y una duración de, al menos 0.5 s, para ajustarse lo mejor posible a la legislación que se debe cumplir.
4.3.2.
Respuesta del sistema al hueco de tensión
Se realiza una simulación del sistema con un hueco de tensión en el nodo B_GS_230kV de 0.8 pu de profundidad y 0.5 s de duración, en el instante 0. Esta señal de tensión en el PCC se representa en la Figura 4.6.
Se puede comprobar el hueco de tensión simulado en el sistema, similar a la que establece la norma para su cumplimiento.
Figura 4.6. Hueco de tensión en el PCC.
En este caso se considera que la planta eólica se encuentra en funcionamiento a plena carga. Para ello, los valores de referencia de los convertidores, que son los que determinan la tensión del enlace y potencia a evacuar, son los que se muestran en la Tabla 4.3.
Tabla 4.3. Valores de referencia de los convertidores en la estrategia F wind-Vdc grid a plena carga. Convertidor WPP-VSC (Control F-Q) Pref (MW) 130 Qref (Mvar) 0 Convertidor GS-VSC (Control VDC-VAC) VDCref (pu) 1.10 VACref(pu) 1.00 Enlace DC.
La respuesta del enlace DC frente a un cortocircuito es la misma, sea cual sea la estrategia: se produce un incremento de tensión durante el hueco. En este caso, la sobretensión con la estrategia F wind-Vdc grid es más elevada, de ΔuDC = 0.0498 pu (ver Figura 4.7).
Figura 4.7. Respuesta frente al hueco del enlace DC en la estrategia F wind-Vdc grid - tensión VDC
Generador.
En las Figura 4.8(a) a 4.8(c), se representarán la potencia de la turbina, la tensión del generador y la velocidad de la turbina durante y tras el hueco de tensión, respectivamente.
(a)
(b)
(c)
Figura 4.8. Respuesta frente al hueco del generador en la estrategia F wind-Vdc grid - (a) Potencia de la turbina, pt, (b) tensión del generador, ugen y (c) velocidad de la turbina, ωgen.
Al producirse un hueco de tensión, se origina una pequeña perturbación en el generador, como se puede advertir en la Figura 4.8. La pequeña desviación que se produce en la potencia de la turbina (pt), a causa del hueco de tensión, es de un
orden de magnitud despreciable, apenas existe una variación de potencia activa de 100 kW frente a los 100 MW que genera en condiciones normales (ver Figura 4.8 (a)).
La tensión del generador apenas se ve afectado por el hueco de tensión, como se puede ver en la Figura 4.8 (b). Se produce un pequeño rizado en la señal de tensión, que rápidamente se disipa.
Lo mismo ocurre con la velocidad del generador. Al no tener una gran variación de potencia activa, el generador prácticamente no se acelera. En la Figura 4.8 (c) se observa cómo la variación de la velocidad en el generador se mueve en unos órdenes de magnitud de inercia despreciables.
Por tanto, utilizando una estrategia compuesta por un control VDC-VAC en el
convertidor en tierra firme y F-Q en el convertidor offshore, un severo hueco de tensión no tiene apenas efectos sobre la planta de generación.
Convertidores.
El convertidor del lado offshore (WPP-VSC) posee un controlador de frecuencia y potencia reactiva F-Q. Este tipo de control se ha preferido instalar en contra del control P-Q y de tensiones, debido a las mejores prestaciones y respuesta frente a perturbaciones del sistema. Este control responde frente a las pequeñas variaciones de la frecuencia aguas abajo del WPP-VSC, manteniendo el sincronismo de la planta eólica.
(a) (b)
Figura 4.9. Respuesta frente al hueco del convertidor WPP-VSC– (a) id, idref- (b) iq, iqref.
En la Figura 4.9 (a) se puede ver cómo la intensidad del eje-d del controlador se mueve en rangos de valores muy pequeños. El control externo F del WPP-VSC no detecta prácticamente variaciones de frecuencia en el lado del parque, por lo que la intensidad id es pequeña. Como se vio en la ecuación (3.24) del capítulo 3 de
este trabajo, la potencia activa que solicita el VSC depende de la intensidad id,
además de la tensión vd. Así, la variación de la intensidad id del WPP-VSC se ve
reflejada en la generación del parque. Al tener id variaciones pequeñas, el
generador, que está aguas abajo del VSC, responde con variaciones pequeñas de potencia activa (Figura 4.8 (a)).
El control de potencia reactiva reacciona de manera más rápida en esta estrategia. La inyección de potencia reactiva en el sistema se utiliza para reforzar la tensión en los nudos del sistema. Las pequeñas variaciones de la tensión en el generador provocan pequeñas variaciones de potencia reactiva con respecto a su valor de referencia (ver Figura 4.9 (b)).
En el dispositivo GS-VSC se encuentra implementado el control de tensiones VDC -VAC.
(a) (b)
Figura 4.10. Respuesta frente al hueco del convertidor GS-VSC – (a) id, idref - (b) iq, iqref.
Al igual que en la estrategia F wind-Vdc grid, se puede ver en la Figura 4.10 (a) que la señal es similar a la onda de tensión en el enlace, y que, además, la intensidad id prácticamente se superpone a su referencia idref, síntoma de que el
control interno que está instalado en el GS-VSC está actuando correctamente. Además, se puede observar que la intensidad id satura en su valor máximo, debido
a que la sobretensión producida en el enlace sobrepasa los límites impuestos en el control.
En cambio, al estar el control de tensiones en el GS-VSC, éste no tiene capacidad para solicitar potencia activa a través de id durante el hueco de tensión. Esto se debe a que no existen elementos disipadores de energía entre el VSC y el hueco, al que no se le puede aportar potencia activa.
Con respecto a la tensión alterna VAC, que controla la intensidad del eje-q, el
controlador se ve forzado a reaccionar en sus valores límite inferior (solicitando energía reactiva para corregir la tensión AC) debido al profundo hueco de tensión que se produce en el lado AC del GS-VSC, como se puede observar en la Figura 4.10 (b).
Flujo de potencia activa.
La Figura 4.11 representa el flujo de potencia activa por los elementos más destacados del sistema. Estos son el generador, los dos filtros situados en ambos extremos de la línea de evacuación, y en el nodo donde se produce el hueco de tensión. Con estos gráficos, se busca discernir cómo se produce la evacuación de la potencia activa en el sistema al producirse un hueco de tensión, y qué elementos son los que disipan esta energía.
Figura 4.11. Potencia activa en diferentes elementos del sistema en la estrategia F wind-Vdc grid – (a) Generador, (b) filtro del lado WPP, (c) filtro del lado GS y (d) PCC.
En este caso, el generador no limita ni disminuye la generación de energía durante la perturbación. El pequeño transitorio que tiene apenas hace variar la potencia de sus valores en régimen permanente. Este hecho se debe a que el controlador existente en el rectificador (WPP-VSC) detecta pequeños errores de frecuencia eléctrica del nodo B_WPP_45kV (Figura 4.9 (a)), y para ello, las pequeñas variaciones de potencia activa que se producen en el generador buscan evitar las pequeñas perturbaciones de frecuencia eléctrica.
De este modo, son los filtros situados en el enlace DC los elementos que tienen que recibir la energía del sistema. Se puede ver en las Figura 4.11 (b) y (c) cómo los dos condensadores se cargan con aproximadamente 90 MW.
4.3.3.
Límite de duración de un hueco de tensión
Un estudio ligado a los huecos de tensión que se puedan producir en la red eléctrica, consiste en la determinación de la duración máxima que puede tener este hueco de tensión para que el sistema no se vuelva inestable. En este punto, se intenta discernir lo robusto que es el sistema frente a un hueco de tensión.
Para realizar este estudio, el parque eólico marítimo trabajará aproximadamente al 75% de carga, es decir, generará una potencia aproximada de P=100 MW. Esta generación se consigue iniciando los convertidores con los valores de la Tabla 4.4.
Tabla 4.4. Valores de referencia de los convertidores en la estrategia F wind-Vdc grid al 75% de carga. Convertidor WPP-VSC (Control F-Q) Pref (MW) 100 Qref (Mvar) 0 Convertidor GS-VSC (Control VDC-VAC) VDCref (pu) 1.1 VACref(pu) 1
Las gráficas que se representan a continuación en la Figura 4.12 corresponden al sistema sufriendo un hueco de tensión de 10 s de duración.
(a)
(b)
(d)
Figura 4.12. Respuesta frente a un hueco de 10 s en el sistema (estrategia F wind-Vdc grid) – (a) tensión del enlace DC, VDC, (b) potencia de la turbina, ptgen, (c) velocidad del generador, ωgen y (d)
tensión en el generador, ugen.
En consonancia con la respuesta representada en el apartado anterior, el generador permanece prácticamente inmóvil a la perturbación, como se puede observar en la Figura 4.12 (b), (c) y (d).
Al ser los elementos capacitivos dispuestos en los extremos del enlace DC los encargados de acumular la potencia activa durante el hueco de tensión, la línea de transporte eléctrico incrementa mucho su tensión, como representa la Figura 4.12 (a), dependiendo del tiempo de duración del hueco. A mayor duración de la perturbación, mayor será la sobretensión acumulada en el enlace DC.
La ventaja de esta estrategia es, principalmente, la capacidad para que la planta de generación se mantenga conectada y en valores de régimen permanente estables durante una perturbación, sea brusca o no.
Por el contrario, el incremento de tensión en el enlace de continua es demasiado elevado para huecos de tensión mayores de 0.8 s, hecho que puede provocar la apertura de las protecciones de la línea por sobretensión. Este es un efecto bastante negativo, ya que las protecciones de la línea de transporte serán las encargadas de limitar la duración de la perturbación.
4.4.
Caso A.2: Variación de frecuencia en el PCC
Para estudiar el efecto de un cambio brusco de la frecuencia eléctrica en el punto de conexión, se procederá a conectar instantáneamente una carga elevada en el nodo B_GS_230kV. El tiempo de conexión de esta carga no superará 0.1 s, provocando así una perturbación en la señal de la frecuencia eléctrica en el PCC. La respuesta de la conexión de esta carga en el instante t=0 se muestra en la Figura 4.13.
Figura 4.13. Variación de la frecuencia eléctrica en pu en el PCC en la estrategia F wind-Vdc grid.
Se consigue provocar una caída brusca de frecuencia de 0.65 Hz. En este caso se considera que el parque eólico marítimo trabaja, aproximadamente, al 75% de su potencia nominal (ver Tabla 4.4).
4.4.1.
Respuesta del sistema a la variación de frecuencia
En la Figura 4.14 (a) a 4.14 (f) se muestran las variaciones de la tensión en el enlace de continua, la potencia de la turbina, la tensión del generador y la velocidad del generador. Estas son las señales más interesantes a la hora de analizar el comportamiento del sistema.
(a)
(c)
(d)
(e)
(f)
Figura 4.14. Respuesta del sistema a la variación de frecuencia (estrategia F wind-Vdc grid) - (a) tensión del enlace DC, uDC, (b) potencia de la turbina, pt, (c) tensión del generador, ugen, (d)
velocidad de la turbina, ωgen, (e) potencia activa del generador, Pgeny (f) potencia reactiva
Como era de esperar, el comportamiento general del sistema no varía demasiado en comparación con otro tipo de evento, como es el hueco de tensión. Se produce una sobretensión en la línea DC, con un valor extremo de tensión de VDCpico=1.1155 pu, que puede estar dentro de los rangos permisibles de tensión. Con respecto al generador, éste observa una pequeña perturbación de unos 0.0001 pu en la velocidad y tensión de la turbina, si bien son mayores que con el hueco de tensión. La sobretensión y el incremento de velocidad son de un orden de magnitud 10 veces mayor que con el evento de hueco de tensión. De todos modos, son órdenes de magnitud despreciable y poco relevante para el estudio. De la misma manera, la potencia generada apenas se ve modificada, siendo su variación de unos 0.004 pu.
Para completar el estudio, se presenta en la Figura 4.15 la respuesta de los controladores, mostrando las señales de intensidad d-q de los convertidores VSC, y sus intensidades de referencia.
Figura 4.15. Intensidades de ejes d-q en los convertidores VSC (estrategia F wind-Vdc grid) – (a)
id, idref en GS-VSC- (b) iq, iqref en GS-VSC, (c) id, idref en WPP-VSC- (d) iq, iqref en WPP-VSC.
En este caso, la sobretensión producida en el enlace DC es menor que en el evento del apartado anterior, de ahí la menor variación de la señal id. Esto viene
provocado por el pequeño efecto de los condensadores de la línea, que varían su carga para recuperar el sincronismo del sistema.
Por otro lado, el control de tensión AC observa una gran diferencia en la tensión de alterna, provocado por el evento. Esto hace que llegue a saturar el control PI del dispositivo.
En la Figura 4.15 (c), se puede ver claramente cómo la señal id del controlador,
que corrige la frecuencia eléctrica del parque, es muy similar (con signo contrario) a la señal de potencia activa del generador (Figura 4.14 (e)). Esto demuestra la relación directa de esta variable del convertidor y la potencia activa que solicita aguas abajo de éste.
4.5.
Caso A.3: Pérdida de generación eólica
Un nuevo estudio del comportamiento del parque eólico marino consiste en estudiar la respuesta del sistema frente a una pérdida importante de generación eólica, es decir, frente a la desconexión de un importante número de aerogeneradores. Es interesante saber cómo los controladores intervienen para estabilizar el sistema en un nuevo régimen permanente.
4.5.1.
Parámetros de la simulación
Para el estudio del sistema frente a un evento de pérdida de generación, se procede a modificar el esquema eléctrico. En este estudio, el equivalente del parque eólico marítimo se divide en dos elementos generadores (WPP), como se puede ver en la Figura 4.16.
Figura 4.16. Esquema eléctrico del parque eólico marítimo para el estudio de la pérdida de generación eólica.
Cada elemento generador (WPP1 y WPP2) corresponde a 40 aerogeneradores dispuestos en paralelo, es decir, cada uno soporta la mitad de los aerogeneradores del parque. El generador WPP1 corresponderá a la máquina de referencia o slack.
El sistema trabajará a plena carga, dividiéndose la generación a partes prácticamente iguales. Para ello, se parte de unos valores iniciales de los generadores que se determinan en la Tabla 4.5.
Tabla 4.5. Valores iniciales de los generadores en el evento de pérdida de generación eólica. WPP1 Slack
WPP2 PWPP2
ref (MW) 1.64
QWPP2ref (Mvar) 0
Con los valores descritos en la tabla anterior, se consigue que la generación se divida en los valores que se muestran a continuación.
66.47 ; 65.60
5.15 ; 0
En el instante t = 0 s, se abrirá el interruptor que mantiene conectado el elemento WPP2 al sistema, por lo que la posibilidad de generación por parte de la planta pasará a ser la mitad. Este evento simula una desconexión severa de la mitad de la planta de generación, y se pretende conocer cuál es la respuesta del sistema trabajando con esta estrategia de control.
4.5.2.
Respuesta del sistema a la pérdida de generación
Se establecen previamente los valores iniciales de los convertidores, para que el sistema trabaje a plena carga. Estos se muestran en la Tabla 4.3.
En la Figura 4.17 se muestra el comportamiento del enlace de continua y el generador WPP1 frente a la desconexión de WPP2.
(b)
(c)
(d)
(f)
Figura 4.17. Respuesta del sistema a la pérdida de generación (estrategia F wind-Vdc grid) - (a) tensión del enlace DC, uDC, (b) potencia de la turbina WPP1, pt, (c) tensión del generador WPP1,
ugen, (d) velocidad de la turbina WPP1, ωgen, (e) potencia activa del generador WPP1, Pgen y (f)
potencia reactiva producida por el generador WPP1, Qgen.
La potencia de la turbina se eleva en el momento de la desconexión hasta que los controladores empiezan a actuar y devuelve a WPP1 a su funcionamiento normal (Figura 4.17 (b)). La tensión, potencia activa y potencia reactiva poseen un rizado debido al control de frecuencia F que domina la intensidad id del WPP-VSC. Éste
se centra en mantener el sincronismo del parque eólico (Figura 4.18 (c) y (d)).
Figura 4.18. Intensidades de ejes d-q en los convertidores VSC (estrategia F wind-Vdc grid) – (a)
El control de tensiones trabajando en el GS-VSC asegura el retorno de la tensión DC a los valores en régimen permanente del enlace de continua. En esta estrategia, el enlace DC se mantiene en su valor inicial VDC = 1.1 pu (Figura 4.17 (a)). Así, para mantener esta tensión, con la mitad de potencia activa, es necesario que la intensidad id que controla la tensión DC se ajuste en un nuevo valor de
régimen permanente, que corresponde a aproximadamente la mitad del valor inicial, como se puede observar en la Figura 4.18 (a). Los controles tienen un transitorio lento, pasando a estabilizarse el sistema después de 15 s.
El intento inicial de WPP1 de generar la energía del generador que se ha desconectado (Figura 4.17 (a)) provoca que la máquina se frene inicialmente (Figura 4.17 (d)). Después de un transitorio de unos 15 s, la planta de generación se estabiliza en unos valores similares a los que trabajaba antes del evento. Esto es posible gracias al cambio de la referencia de la señal id del WPP-VSC (Figura
4.18 (c)).
Por último, notar que debido a la lentitud en la reacción de los convertidores, se produce la activación del pitch control. Éste, de manera mecánica, actúa en el ángulo de palas para ajustar la potencia de viento óptima y necesaria para la generación, ajustándose al balance de potencia del sistema.
Figura 4.19. Señal del ángulo de palas del aerogenerador β (pitch control).
En la Figura 4.19 se puede observar como el pitch control intenta ayudar al sistema a la estabilización, aumentando el ángulo β, aunque a continuación vuelve a valores iniciales ya que los controladores consiguen obtener un nuevo balance de potencias del sistema.
4.6.
Caso A.4: Cambio de referencia de tensión.
Escalón inverso
El último evento a estudiar en el sistema consiste en un cambio en una de las magnitudes de referencia de los controladores. En este caso, se ha optado por un escalón inverso de la magnitud Vdc_ref del control de tensiones DC del GS-VSC.
En la Figura 4.20 se muestran las características de este evento. Los cambios se producen en los instantes t = 0 s y t = 15 s.
Figura 4.20. Variación de la tensión DC de referencia en el GS-VSC.
La planta de generación eólica marítima funciona aproximadamente al 75% de carga (Pgen ~ 100 kW de generación). Para ello, los valores de referencia de los controladores son los expuestos en la Tabla 4.4.
4.6.1.
Respuesta del sistema al cambio de referencia de tensión DC
La Figura 4.21 muestra las variaciones de la tensión en la línea de transporte, la potencia de la turbina y la tensión y velocidad del generador.(a)
(c)
(d)
Figura 4.21. Respuesta del sistema frente al escalón de tensiones (estrategia F wind-Vdc grid) - (a) tensión del enlace DC, uDC, (b) potencia de la turbina, pt, (c) tensión del generador, ugen, (d)
velocidad de la turbina, ωgen.
Como se puede observar en la Figura 4.21, la estrategia de control evita que el generador se vea afectado por el cambio de magnitudes de referencia.
El transitorio que ocurre en la línea de transporte de energía es mucho más pronunciado. La tensión DC de la línea responde al escalón con una señal sobreamortiguada (Figura 4.21 (a)). Este fenómeno puede provocar la apertura de los elementos de protección si el valor extremo de esta señal supera los límites de funcionamiento normal.
En los siguientes gráficos, Figura 4.22, se pueden observar las señales de intensidad de ejes d-q de los controles implementados en los convertidores VSC.
Figura 4.22. Intensidades de ejes d-q en los convertidores VSC (estrategia F wind-Vdc grid) – (a)
id, idref en GS-VSC, (b) iq, iqref en GS-VSC, (c) id, idref en WPP-VSC, (d) iq, iqref en WPP-VSC.
El control de frecuencia del WPP-VSC apenas tiene variaciones, puesto que se mueve en valores despreciables, a pesar de tener una ganancia elevada. Los pequeños errores de frecuencia eléctrica los solventa el generador según la solicitación del controlador del WPP-VSC.
La señal id e iq que le llega al convertidor GS-VSC corresponde a la respuesta del
controlador PI al cambio de la tensión DC y como consecuencia, la respuesta del control de tensión AC (Figura 4.22 (a) y (b)). Los elementos en los que este controlador tiene efecto son los condensadores colocados en los extremos de la línea. Al variar la referencia, se origina un cambio en el estado del sistema, siendo los elementos capacitivos del enlace DC los encargados de buscar un nuevo estado estable.
