Diseño, implementación y validación de una novedosa estrategia de control aplicada a parques eólicos offshore

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Máster Máster en Ingeniería Electrónica, Robótica y Automática Diseño, implementación y validación de una novedosa estrategia de control aplicada a parques eólicos offshore Autor: Alexis Galindo Flores Tutores: Eduardo Galván Díez Juan Manuel Carrasco Solís Dep. de Ingeniería Electrónica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2019 ii Trabajo Fin de Máster Máster en Ingeniería Electrónica, Robótica y Automática Diseño, implementación y validación de una novedosa estrategia de control aplicada a parques eólicos offshore Autor: Alexis Galindo Flores Tutores: Eduardo Galvám Díez Juan Manuel Carrasco Solís Catedráticos de Universidad Dep. de Ingeniería Electrónica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2019 iv Trabajo Fin de Máster: Diseño, implementación y validación de una novedosa estrategia de control aplicada a parques eólicos offshore Autor: Alexis Galindo Flores Tutores: Eduardo Galván Díez Juan Manuel Carrasco Solís El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2019 El Secretario del Tribunal vi Agradecimientos A mis compañeros de trabajo del grupo de electrónica de potencia. Sin ellos, nada de esto hubiera sido posible. A mi familia. Alexis Galindo Flores Sevilla, 2019 viii Resumen En el presente trabajo, se explica en detalle un algoritmo de control diseñado con el objetivo de mejorar los parques eólicos offshore instalados en la actualidad. En primer lugar, se ha realizado un estudio del arte para después diseñar este algoritmo basado en la idea del “black start”. Una vez diseñado, se ha implementado y se ha probado en simulación. Después de ser validado mediante simulación, se ha probado de forma experimental sobre una bancada de pruebas con la finalidad de obtener conclusiones con el objetivo de implementarlo de forma comercial, sobre equipos industriales. xvi Índice de Figuras Figura 1. Topología CSV-HVDC basada en SCRs. Fuente: Flourentzou, N. (2009). HVDC system based on CSC technology with thyristors. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. 2 Figura 2. Topología VSC-HVDC basada en IGBTs. Fuente: Flourentzou, N. (2009). HVDC system based on VSC technology built with IGBTs. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. 2 Figura 3. Topología monopolo. Fuente: Flourentzou, N. (2009). Monopolar CSC-HVDC system with 12-pulse converters. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. 3 Figura 4. Topología bipolo. Fuente: Flourentzou, N. (2009). Bipolar CSC-HVDC system with one 12-pulse converter per pole. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. 3 Figura 5. Topología multiterminal. Fuente: Flourentzou, N. (2009). Multiterminal CSC-HVDC system-parallel connected. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. 3 Figura 6. Topología basada en puente trifásico de dos niveles convencional. Fuente: Bahrman, M. P. (2008). HVDC IGBT valve arrangement. [Figura]. Recuperado de HVDC Transmission Overview. 4 Figura 7. Estructura genérica de un IPM. 5 Figura 8. IPM con topología semipuente propuesto por la empresa Siemens. Fuente: Lemes, M. Half-bridge type MMC. [Figura]. Recuperado de HVDC PLUS for Grid Access. 6 Figura 9. Esquema general de la bancada inicial: Diagrama unifilar de potencia. 7 Figura 10. Bancada de pruebas final: Diagrama de potencia. 8 Figura 11. Fuente de alimentación California Instruments MX45 AC. 9 Figura 12. Equipo B2B utilizado en bancada . 10 Figura 13. Equipo emulador de aerogeneradores. 11 Figura 14. Diagrama y dimensiones del transformador estrella-triángulo. 13 Figura 15. 3D y dimensiones del transformador estrella-estrella. 14 Figura 16. Rectificador de 12 pulsos. 14 Figura 17. Detalles técnicos del rectificador de 12 pulsos. 15 Figura 18. Seta de control y potenciómetro para control del ángulo de disparo del puente de tiristores. 15 Figura 19. Equipo emulador de plataforma onshore. 16 Figura 20. Aspecto físico del dispositivo PLC de SCHENIDER, modelo TM251MESE. 17 Figura 21. Esquema del sistema completo. 18 Figura 22. Diagrama de bloques de una turbina eólica industrial. 19 Figura 23. Modelo simplificado del sistema. 20 Figura 24. Controlador de frecuencia. 22 Figura 25. Topología del rectificador trifásico de 12 pulsos. Fuente: Bai, S, and Lukic, S. (2012). The 12-pulse xviii diode rectifier. [Figura]. Recuperado de A 12-pulse Diode Rectifier with Energy Storage Integration and High Power Quality on both AC and DC side. 23 Figura 26. Esquema de la simulación del rectificador de 12 pulsos. 23 Figura 27. Tensiones AC a la salida de ambos transformadores (verde y marrón) y tensión DC rectificada (azul) (Tensión [V] – Tiempo [s]). 24 Figura 28. Detalle del rizado de tensión DC del rectificador de 12 pulsos (Tensión [V] – Tiempo [s]). 24 Figura 29. Tensiones ideales en ejes abc (Tensión [V] – Tiempo [s]). 25 Figura 30. Tensiones ideales en ejes αβ (Tensión [V] – Tiempo [s]). 25 Figura 31. Tensiones ideales en ejes dq (Tensión [V] – Tiempo [s]). 25 Figura 32. Ángulo de red ideal (Ángulo [rad] – Tiempo [s]). 26 Figura 33. Corriente generada con tensión de red ideal (Tensión [V] – Tiempo [s]). 26 Figura 34. Tensiones reales en ejes abc (Tensión [V] – Tiempo [s]). 27 Figura 35. Tensiones reales en ejes αβ (Tensión [V] – Tiempo [s]). 27 Figura 36. Tensiones reales en ejes dq (Tensión [V] – Tiempo [s]). 27 Figura 37. Ángulo de red real (Ángulo [rad] – Tiempo [s]). 28 Figura 38. Transición de tensiones. 28 Figura 39. Control de frecuencia (Frecuencia [Hz] – Tiempo [s]). 29 Figura 40. Referencia de potencia reactiva (Potencia reactiva [VAr] – Tiempo [s]). 29 Figura 41. Seguimiento de corriente en ejes dq (Corriente [A] – Tiempo [s]). 30 Figura 42. Potencias activa y reactiva (Potencia reactiva [VAr] / Potencia activa [W] – Tiempo [s]). 30 Figura 43. THD tensión. 31 Figura 44. THD corriente. 31 Figura 45. Gráfica frecuencia/potencia. 32 Figura 46. Topología de turbina eólica y convertidor B2B estándar. Herrera, D, Galván, E. and Carrasco, J. M. (2017). Topology 5 MW wind turbine in detail: the passive filters. [Figura]. Recuperado de Method for controlling voltaje and frequency of the local offshore grid responsible for connecting large offshore commercial wind turbines with the rectifier diode-based HVDC-link applied to an external controller 33 Figura 47. Diagrama de bloques del control centralizado de frecuencia del bus AC offshore. Herrera, D, Galván, E. and Carrasco, J. M. (2017). Centralised frequency block diagram control of the AC-bus bar. [Figura]. Recuperado de Method for controlling voltaje and frequency of the local offshore grid responsible for connecting large offshore commercial wind turbines with the rectifier diode-based HVDC-link applied to an external controller 34 Figura 48. Esquema unifilar para las pruebas del rectificador de 12 pulsos. 36 Figura 49. Analizador de red instalado en la bancada. 37 Figura 50. Corriente durante el "black start". 38 Figura 51. THD de corriente durante el “black start”. 38 Figura 52. Tensiones de línea durante el "black start". 39 Figura 53. THD de tensión de línea durante el "black start". 39 Figura 54. Transitorio en la frecuencia durante el "black start". 40 Figura 55. Respuesta del sistema ante cambios en la referencia de frecuencia. 40 Figura 56. Potencia reactiva ante cambios en la referencia de frecuencia. 41 Figura 57. Cambios en la potencia activa (50Hz). 41 Figura 58. Variaciones de potencia reactiva (50Hz). 42 Figura 59. Respuesta de la frecuencia ante variaciones en la potencia (50Hz). 42 Figura 60. Tensiones de red (50Hz). 43 Figura 61. THD de tensiones (50Hz). 43 Figura 62. Corrientes de red (50Hz). 43 Figura 63. THD de corrientes (50Hz). 44 Figura 64. Cambios en la potencia activa (60Hz). 44 Figura 65. Cambios en la potencia reactiva (60Hz). 45 Figura 66. Respuesta de la frecuencia ante variaciones en la potencia (60Hz). 45 Figura 67. Tensiones de red (60Hz). 46 Figura 68. THD de tensiones (60Hz). 46 Figura 69. Corrientes de red (60Hz). 46 Figura 70. THD de corrientes (60Hz). 47 Figura 71. Diagrama del sistema de comunicaciones en la bancada. 48 Figura 72. Pasarela usada para la conversión de protocolos. 49 Figura 73. Captura del monitor para la pasarela MGate empleada en el equipo PV100. 51 Figura 74. Captura del interfaz SCADA implementado con la herramienta Modbus Poll. 52 Figura 75. Sistema SCADA de monitorización. 53 Figura 76. Control de frecuencia con control externo. 54 Figura 77. Frecuencia en régimen permanente con control externo. 54 Figura 78. Cambio de referencia en la frecuencia con controlador externo. 55 Figura 79. Perfil de potencia activa en el emulador de generadores. 55 Figura 80. Variaciones de frecuencia de red. 56 Figura 81. Perfil de potencia producida por el viento. 56 Figura 82. Potencia reactiva calculada por el controlador. 57 Figura 83. Frecuencia de red durante el perfil de potencia producido por el viento. 57 Figura 84. Tensiones de línea de red. 58 Figura 85. THD de tensiones de línea. 58 Figura 86. Corrientes de red. 58 Figura 87. THD de corrientes. 59 xx Notación AC Alternating Current B2B Back-To-Back DC Direct Current DCC Diode Clamped Converter DC-LINK Direct Current - Link FCC Flying Capacitor Converter HBC H-Bridge Converter HVDC High Voltage Direc Current IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor IP Internet Protocol IPM Intelligent Power Module LASCR Light-Activated Silico-Controlled Rectifier LCCSC Line Commutated Current Source Converter MMC Modular Multilevel Converter NPC Neutral Point Clamped PLC Programable Logic Controller PWM Pulse Width Modulation SCADA Supervisory Control and Data Acquisition SCR Silico-Controlled Rectifier THD Total Harmonic Distorsion VSC Voltage Source Converter xxii 1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS Este documento es el resultado de la memoria del trabajo de Fin de Máster correspondiente al final de los estudios del Máster en Electrónica, Robótica y Automática impartido en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Sevilla. El presente trabajo de Fin de Máster está basado en el proyecto AEOLUS, el cual ha sido desarrollado en conjunto por las siguientes entidades participantes: • Green Power Technologies S.L. como organismo solicitante. • Universidad de Sevilla como responsable científico-tecnológico. El proyecto nace por la necesidad de desarrollo de un nuevo algoritmo de control usando tecnologías de electrónica de potencia multinivel para ser aplicado en subestaciones en alta mar (tecnologías offshore) y en tierra (tecnologías onshore). El propósito de diseñar este algoritmo es mejorar la eficiencia, fiabilidad y coste de parques eólicos marinos, así como estudiar la adaptación del sistema de control de las turbinas eólicas existentes con el fin de reducir la necesidad de sistemas de protección siendo capaces de conectarse al sistema de una manera sencilla trabajando como fuente de tensión. Los principales objetivos del proyecto AEOLUS fueron: • Aplicación en zonas remotas. • Aplicación a parques eólicos marinos. • Reducción de peso de la plataforma del 30% y del 20% de volumen. • Reducción de coste del 15% de una subestación offshore. • Mantener la disponibilidad en más del 99%. • Reducir las pérdidas en un 10%. Para cumplir estos objetivos, se establecen una serie de hitos entre los que destacan los siguientes: • Validación de un prototipo de convertidor de potencia en configuración VSC-HVDC (Voltage Source Converter-High Voltage DC) • Validación de un rectificador de diodos para una subestación en alta mar utilizando una línea de transmisión HVDC que reduzca costes y el volumen de la subestación en el mar. • Diseño y validación de un nuevo algoritmo de control. • Uso de turbinas de viento como fuente de tensión. • Construcción de un demostrador. Este trabajo se ha centrado en los avances conseguidos en el Grupo de Electrónica de Potencia perteneciente a la Universidad de Sevilla en torno a los puntos citados anteriormente. En particular en el diseño y validación de un nuevo algoritmo de control. En los diferentes apartados que componen este documento, se describirán cada uno de estos avances. 2 2 ESTADO DE LA TÉCNICA 2.1 Topologías HVDC Hoy en día, los sistemas modernos de alta tensión de transmisión en corriente continua (HVDC) son capaces de transportar tres veces más potencia que los de corriente alterna (AC) siendo una de las tecnologías más atractivas para transportar altas potencias sobre largas distancias. Además, la transmisión HVDC es, a menudo, la única manera de aumentar la capacidad de transmisión de potencia en el caso de distancias cortas. A modo de ejemplo, las tecnologías HVDC más utilizadas en la actualidad son las Line Commutated Current Source Converter (LCCSC), Figura 1 y Voltage Source Converter (VSC), Figura 2. Figura 1. Topología CSV-HVDC basada en SCRs. Fuente: Flourentzou, N. (2009). HVDC system based on CSC technology with thyristors. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. Figura 2. Topología VSC-HVDC basada en IGBTs. Fuente: Flourentzou, N. (2009). HVDC system based on VSC technology built with IGBTs. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. La tecnología LCCSC fue la primera de las dos que se empezó a utilizar. Además, en la actualidad, es la tecnología que se encuentra en un estado más maduro. También puede ser considerada como la tenología clásica y está caracterizada por el uso de tiristores o SCR (Silicon-Controlled Rectifier) o más recientemente, LASCR (Light-Activated Silicon-Controlled Rectifier). Esta tecnología de electrónica de potencia se usa actualmente para aplicaciones de alta potencia e interconexiones de subestaciones HVDC. A su vez, éste también está basad en un convertidor de potencia semi-controlado, lo cual hace que esta tecnología permita controlar potencia activa, pero no el flujo de potencia reactiva. También aparece una distorsión armónica elevada, tanto en el lado de AC como en el de DC, implicando esto tener que utilizar grandes filtros para la eliminación de dicha distorsión. Por otra parte, la tecnología VSC se caracteriza por en uso de convertidores de potencia totalmente controlados, lo que permite el control independiente de potencia activa y reactiva suministrada a la red. Utilizando esta tecnología a alta frecuencia, la distorsión armónica total puede reducirse considerablemente y, con ello, el tamaño de los filtros. Esta mayor capacidad de control es debida a la utilización de semiconductores del tipo IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) en lugar de tiristores. Las principales tecnologías usadas en transmisión basadas en topología CSC-HVDC se clasifican en tres grupos: 1. Monopolo. Representada en la Figura 3. 2. Bipolo. Representada en la Figura 4. 3. Multiterminal. Representada en la Figura 5. La configuración monopolo usa dos convertidores que están separados por una única línea-polo y utiliza la tensión de DC, positiva o negativa. Muchos cables submarinos de transmisión utilizan este tipo de tecnología. La configuración bipolo es la más común en aplicaciones de transmisión de potencia. De hecho, el sistema bipolar está formado por dos sistemas monopolares, lo cual permite que una de las líneas de potencia pueda seguir funcionando si la otra está fuera de servicio. La tecnología multiterminal combina las otras dos, pero su uso no está tan extendido. Figura 3. Topología monopolo. Fuente: Flourentzou, N. (2009). Monopolar CSC-HVDC system with 12-pulse converters. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. Figura 4. Topología bipolo. Fuente: Flourentzou, N. (2009). Bipolar CSC-HVDC system with one 12-pulse converter per pole. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. Figura 5. Topología multiterminal. Fuente: Flourentzou, N. (2009). Multiterminal CSC-HVDC system-parallel connected. [Figura]. Recuperado de VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview. De la misma manera, configuraciones similares se pueden implementar con topología VSC-HVDC. Estos sistemas de transmisión consisten en convertidores VSC de dos o más etapas de conversión. La Figura 6 muestra 10 Figura 12. Equipo B2B utilizado en bancada . Magnitud Valor Potencia 100 kVA Tensión de entrada 3x400 V Tensión de salida 3x230 V Frecuencia 50 Hz Peso 380 kg Tabla 1. Características del convertidor B2B utilizado en la bancada. Emulador de aerogeneradores El objetivo final del sistema completo es inyectar potencia activa a la red comercial. En la realidad, esta potencia será generada por turbinas eólicas. Para emular estos generadores en la bancada de pruebas, se propone usar un inversor fotovoltaico PV100 fabricado por GPTech. De nuevo, se trata de un equipo bien conocido y lo suficientemente robusto como para ser incorporado en la bancada de pruebas. En la Figura 13, se puede ver el aspecto de este equipo instalado en la bancada. Figura 13. Equipo emulador de aerogeneradores. Una de las principales características de este convertidor, es que permite la posibilidad de recibir consignas de potencia por comunicaciones, lo cual es necesario según los algoritmos propuestos, como se verá más adelante. Las características de este equipo se recogen en la Tabla 2. Magnitud Valor Potencia 100 kVA Tensión de entrada 3x400 V Tensión de salida 3x230 V Frecuencia 50 Hz Peso 380 kg Tabla 2. Características del convertidor PV100. 12 Transformadores Dada la topología de rectificador elegida (12 pulsos), es necesario el uso de dos transformadores en configuración “phase-shifting” que desfasen las magnitudes para lograr la rectificación de 12 pulsos. El diseño constructivo de un transformador de este tipo se escapa al alcance de este proyecto, aunque sí que se mencionarán las características de los dos transformadores comerciales elegidos. 3.2.4.1 Transformador con conexión estrella-triángulo El primero de los transformadores elegidos debe contar con una conexión YNd y presenta las características que se listan en la Tabla 3. Magnitud Valor Potencia 100 kVA Tensión de entrada 3x400 V Tensión de salida 3x230 V Frecuencia 50 Hz Peso 380 kg Tabla 3. Valores eléctricos del transformador estrella-triángulo. Las dimensiones del transformador se muestran en la Tabla 4. En la Figura 14. Diagrama y dimensiones del transformador estrella-triángulo., se representa un diagrama de dicho transformador, con referencia al significado de cada una de las dimensiones que aparecen en la Tabla 4. Dimensiones Valor A 760 mm B 380 mm C 650 mm D 400 mm entre el agujero apaisado E 250 mm entre el agujero apaisado Tabla 4. Dimensiones del transformador estrella-triángulo. Figura 14. Diagrama y dimensiones del transformador estrella-triángulo. 3.2.4.2 Transformador con conexión estrella-estrella El segundo de los transformadores elegidos debe contar con una conexión YNyn y presenta las características listadas en la Tabla 5. Magnitud Valor Potencia 100 kVA Tensión de entrada 3x400 V Tensión de salida 3x230 V Frecuencia 50 Hz Peso 400 kg Tabla 5. Valores eléctricos del transformador estrella-estrella. En cuanto a las dimensiones del transformador, en la Tabla 6 aparecen los valores y en la Figura 15 un diagrama 3D con las dimensiones correspondientes a la Tabla 6. Dimensiones Valor A 660 mm B 310 mm C 875 mm D 480 mm entre el agujero apaisado E 265 mm entre el agujero apaisado Tabla 6. Dimensiones del transformador estrella-estrella. 14 Figura 15. 3D y dimensiones del transformador estrella-estrella. Rectificador basado en tiristores Como se ha comentado anteriormente, el principal objetivo del proyecto es sustituir, en una estación HVDC, el convertidor VSC por un rectificador de diodos. El rectificador que se escoge para este proyecto y en el que se basará el estudio, es un rectificador de 12 pulsos basado en tiristores. El hecho de que sean tiristores y no diodos permite, llegado el caso, optimizar el funcionamiento del sistema debido a la capacidad de actuación que puede tenerse sobre el ángulo de disparo de los tiristores. Inicialmente, se tratarán los tiristores como diodos ideales, por lo que no se actuará sobre el ángulo de disparo, manteniendo este parámetro a un valor mínimo y constante. Este convertidor, inicialmente no controlado, tiene la función de rectificar la tensión hasta el valor necesario para generar la red HVDC. Este rectificador se ha dimensionado para 100 kW y una tensión de salida de 800 VDC, potencias que van en consonancia con la bancada planteada. El rectificador que se usará en la bancada está formado por dos rectificadores trifásicos en serie. Estos rectificadores a su vez están formados por puentes de tiristores, por lo que se obtiene un rectificador de 12 pulsos controlado, que permite mayor controlabilidad sobre la tensión HVDC, lo cual puede permitir alcanzar diversos objetivos. Por ello, es necesario establecer el ángulo de disparo de los tiristores. Además, el rectificador cuenta con la opción de encendido y apagado remoto. Gracias a esto, es posible operar a distancia el rectificado y poder instalar una seta de emergencia y de control, lo cual da más seguridad y facilita de operación al sistema. En la Figura 16 y en la Figura 17 se muestra una fotografía del rectificador de 12 pulsos empleado en la bancada y sus características principales respectivamente. Figura 16. Rectificador de 12 pulsos. Figura 17. Detalles técnicos del rectificador de 12 pulsos. En la Figura 18, se muestra la seta de control anteriormente mencionada. Esta seta abre el circuito de alimentación mientras esté pulsada, y alimenta a los dispositivos cuando se abre. Además, cuenta con dos interruptores que activan, o no, ambos rectificadores. Por último, cuenta con un potenciómetro que permitirá variar el ángulo de disparo, aunque, como se ha comentado, inicialmente este parámetro permanecerá constante para no dificultar el proceso de pruebas. Figura 18. Seta de control y potenciómetro para control del ángulo de disparo del puente de tiristores. 3.3 Emulación de la plataforma onshore Convertidor HVDC El equipo que emula la subestación onshore será un inversor, que será el encargado de establecer el valor de la tensión DC y de hacer que la corriente recircule. En la realidad, este equipo estará modelado por un inversor HVDC que se encargará de invertir la corriente para su posterior aprovechamiento en la red comercial. En la bancada de pruebas es necesario emular este convertidor, por lo que se decide hacer uso de un inversor fotovoltaico PV30 de GPTech. En la Figura 19 se muestran fotografías de este equipo. 16 Figura 19. Equipo emulador de plataforma onshore. Como se ha comentado, este equipo se encarga de evacuar la potencia que le llega a través del rectificador de diodos, haciendo que la potencia recircule por la bancada. En la Tabla 7 se muestran las características principales de este convertidor. Magnitud Valor Rango de tensiones (DC) 425-800 Vdc Máxima tensión (DC) 900 Vdc Máxima corriente (DC) 75 A Máxima potencia FV recomendad 36 kWp Tensión de salida (AC) 3x400 Vac Potencia nominal 30 kW Máxima corriente (AC) 52 A Distorsión armónica total <3% Factor de potencia Regulable (0.95 inductivo - 0.95 capacitivo) Aislamiento galvánico Sí Peso 350 kg Tabla 7. Características del convertidor PV30. 3.4 Comunicaciones onshore Para el funcionamiento correcto del algoritmo de control a nivel de parque, es necesario que exista un sistema de comunicaciones que se encargue de obtener información de todos los convertidores que existen en el parque eólico offshore y enviar las consignas de potencia a estos convertidores. Tras un análisis de las diferentes opciones, se decide utilizar un autómata programable, PLC (Programmable Logic Controller), que será el encargado de realizar las tareas de comunicación. La decisión se justifica debido a la estandarización que existe en la industria sobre el uso de estos dispositivos para este tipo de aplicaciones. El modelo TM251MESE del fabricante SCHNEIDER ha sido el PLC seleccionado para llevar a cabo las tareas descritas anteriormente. Se ha escogido este modelo en concreto porque ofrece una solución innovadora y de alto rendimiento en arquitecturas distribuidas. Además, posee dimensionas compactas, lo que resulta interesante para su uso en aplicaciones de espacio reducido. No posee entradas o salidas incorporadas, las unidades remotas de campo se conectan a él a través de bus CanOpen o la red Ethernet. Los puertos Ethernet integrados ofrecen servicios FTP y de servidor web, lo que facilita la integración de arquitecturas de sistema de control remoto de máquinas. En la siguiente lista se pueden encontrar las principales especificaciones que presenta este dispositivo: • Ranura de tarjeta SD. • Servidor Web y FTP integrados. • 22 µs por instrucción. • 64 MB de memoria RAM. • FLASH de 128 MB. • Puerto USB y línea serie. • TCP de CanOpen o Modbus. • Switch Ethernet integrado con dos puertos. • Programación SoMachineBasic. • Tensión de alimentación 24VDC. • Tipo de puerto de comunicación: Ethernet, RS232, RS485, USB. • Interfaz de programación: miniUSB. En la Figura 20, se muestra una imagen de este dispositivo. Figura 20. Aspecto físico del dispositivo PLC de SCHENIDER, modelo TM251MESE. En los apartados anteriores, se ha descrito cada uno de los elementos de ingeniería físicos y comerciales que formarán la bancada de pruebas y que deberán ser tenidos en cuenta para el desarrollo de los algoritmos. A continuación, se explicarán los algoritmos propuestos en detalle. 18 4 DESARROLLO DE ALGORITMOS DE CONTROL HVDC OFFSHORE En el presente apartado se analizarán los algoritmos de control de los distintos equipos que forman el sistema completo, y que constituyen la parte más importante de este proyecto. Como se puede ver en la Figura 21, los elementos que conforman el sistema, a nivel de implementación real y no de bancada para la solución que se propone con este proyecto, son los siguientes: • Turbina de viento. • Convertidor auxiliar. • Transformadores de media tensión. • Rectificador de 12 ó 24 pulsos. • Equipo HVDC onshore. • Sistema de control global. GN AC DC DC AC G2 AC DC DC AC G1 AC DC DC AC 12/24 pulses rectifier Industrial B2B Wind turbine Global control Q*N Q*2 Q*1 Grid Frecuency HVDC onshore AUXILIARY CONVERTER P*0 Q*0 P0 Q0 Figura 21. Esquema del sistema completo. El objetivo del proyecto es poder sustituir un equipo HVDC offshore de topología tradicional por un equipo HVDC mucho más simple formado por un puente de diodos sin tener que modificar los controles de los convertidores que gobiernan el funcionamiento de las turbinas eólicas que se utilizan actualmente en la industria. Para ello, es necesario diseñar algoritmos que controlen la operación normal del sistema. 4.1 Algoritmos de control En los siguientes subapartados se analizarán los algoritmos de control utilizados en cada uno de los elementos para conseguir llevar a cabo el objetivo del proyecto comentado anteriormente. Turbinas eólicas Como se ha comentado, uno de los objetivos del proyecto es diseñar un algoritmo que permita seguir trabajando con las turbinas eólicas que existen actualmente, es decir, que permita utilizar esta topología sin la necesidad de modificar los algoritmos internos de los convertidores conectados a las turbinas. Por lo tanto, el control de estas turbinas eólicas será tratado como una caja negra. G AC DC DC AC Figura 22. Diagrama de bloques de una turbina eólica industrial. El primero de los convertidores que se observa en la Figura 22 (convertidor del lado de máquina) se encarga de obtener la máxima potencia del generador. El segundo de los convertidores (convertidor del lado de red) tiene la función de mantener la tensión del DC-Link mediante su conexión a la red. Además, también tiene la posibilidad de controlar la potencia reactiva intercambiada con la red, lo cual se usa para dar respuesta en caso de fallo en el punto de conexión. Este tipo de control es apropiado siempre y cuando exista una red estable a la que esté conectado el convertidor anterior. Sin embargo, esto no ocurre cuando se conecta a la red un rectificador de diodos en lugar del convertidor VSC, ya que, en este caso, no hay ningún equipo que se encargue de generar una red. Este problema es precisamente el mayor reto que propone el proyecto. Para solventarlo, es necesario incluir en el sistema un convertidor de potencia auxiliar que se encargue de generar una red. Además, es necesario que exista un control centralizado que asegure el correcto funcionamiento del sistema completo. Modelado del sistema El objetivo principal del algoritmo de control es regular correctamente la frecuencia y la tensión del bus de AC común en el sistema offshore. Para ello, podemos obtener un modelo matemático que represente la dinámica del sistema. Además, podemos simplificar el modelo asumiendo que el equipo HVDC se comportará como una fuente de tensión continua. 26 Figura 32. Ángulo de red ideal (Ángulo [rad] – Tiempo [s]). Una vez realizados todos los cálculos sobre la red ideal, se genera la corriente necesaria para alcanzar una consigna de potencia de 1KW de activa y de 1KVAr de reactiva. En la Figura 33 se puede ver la forma de onda de la corriente cuando la tensión es generada internamente con forma de onda senoidal. Figura 33. Corriente generada con tensión de red ideal (Tensión [V] – Tiempo [s]). Como se puede ver, debido a la no linealidad del rectificador de diodos, la corriente inducida es aproximadamente escalonada, apareciendo tantos escalones como es capaz de producir el rectificador. Al inyectar corriente en la red, se genera la tensión real. En la Figura 34, se muestra la forma de onda de las tensiones reales de red en el momento en el que se empieza a inyectar corriente. En la Figura 35, se muestran las tensiones en ejes αβ. Estas tensiones deben ser filtradas, por lo que en la misma figura se muestran tanto las tensiones reales, como las tensiones filtradas. En la Figura 36, se pueden ver las tensiones reales en ejes dq filtradas. Por último, en la Figura 37, se muestra el ángulo de la tensión real de red que calcula el bloque PLL. Figura 34. Tensiones reales en ejes abc (Tensión [V] – Tiempo [s]). Figura 35. Tensiones reales en ejes αβ (Tensión [V] – Tiempo [s]). Figura 36. Tensiones reales en ejes dq (Tensión [V] – Tiempo [s]). 28 Figura 37. Ángulo de red real (Ángulo [rad] – Tiempo [s]). Una vez que se tienen todas las medidas, es el momento en el que comienza la transición entre tensiones y ángulos de red. En la Figura 38, se puede ver cómo evolucionan las tensiones en función de la recta de pesos. Figura 38. Transición de tensiones. En el primer eje de la Figura 38, se puede ver la transición entre tensiones Vd. En el segundo, se puede ver la transición entre tensiones Vq. Por último, en el tercer eje se puede ver cómo evoluciona la recta de pesos. En el eje x se muestra el tiempo en s que dura la transición (aproximadamente 3s). En el caso de la transición entre ángulos, es necesario modificar un poco la función de interpolación, ya que se considera el ángulo como una función definida a trozos, aunque finalmente el resultado es el mismo. Una vez que la transición ha finalizado, la frecuencia de la red queda controlada por el nivel de potencia reactiva inyectada en la red. El controlador que se encarga de regular la referencia de reactiva está activo durante la transición para ir corrigiendo dicha referencia a medida que la frecuencia se desvía del valor deseado, lo que actúa como controlador feedforward compensando la desviación que se produce al pasar de leer magnitudes ideales a magnitudes reales. En la Figura 39, puede verse cómo varía la frecuencia durante todo el proceso del algoritmo. En esta simulación, la referencia de frecuencia es 50Hz hasta 3.5s, donde la referencia cambia en rampa hasta 60Hz en 0.5s. Figura 39. Control de frecuencia (Frecuencia [Hz] – Tiempo [s]). En la Figura 40, se observa la referencia de potencia reactiva que entra en el convertidor para lograr mantener la frecuencia durante todo el experimento. Como se puede ver, existe un transitorio que podría evitarse variando los parámetros de sintonización del PI. Figura 40. Referencia de potencia reactiva (Potencia reactiva [VAr] – Tiempo [s]). En la Figura 41 puede observarse el seguimiento de corriente durante toda la simulación. 30 Figura 41. Seguimiento de corriente en ejes dq (Corriente [A] – Tiempo [s]). En la Figura 42, se puede ver la forma de onda de las potencias tanto activa como reactiva que se inyectan en la red durante la simulación. Figura 42. Potencias activa y reactiva (Potencia reactiva [VAr] / Potencia activa [W] – Tiempo [s]). Por último, se ha calculado la distorsión armónica de tensión y corriente al final de la transición, en el tramo donde la referencia de frecuencia es de 50Hz. Para la tensión, se ha obtenido un THD del 11.08%, tal y como se puede apreciar en la Figura 43. Figura 43. THD tensión. Para la corriente, el valor de THD calculado es de 15.58%, tal y como se puede apreciar en la Figura 44. Figura 44. THD corriente. Con estos resultados, queda demostrado el correcto funcionamiento del algoritmo. Hay que decir que la simulación sobre la que se han obtenido estos resultados está basada en el demostrador de laboratorio, por lo 32 que los niveles de potencia y THD mostrados son aproximados a la realidad, pero distarán mucho de un parque eólico real, en el que la potencia será mucho mayor, así como los filtros, y, por lo tanto, la distorsión armónica se verá reducida en gran medida. También se ha comprobado que la cantidad de potencia reactiva que se debe producir para mantener la frecuencia estable depende de la potencia activa que se esté inyectando en la red. Para finalizar las simulaciones, se propone obtener una característica estática del sistema. Es decir, se han tomado medidas de potencias en diferentes puntos de operación. En concreto, se ha variado la potencia activa que el convertidor inyecta en la red mediante variaciones en escalón para diferentes valores de frecuencia de red. Así, ha sido posible ver cómo afecta a la potencia reactiva el hecho de que se inyecte más o menos potencia activa en la red para diferentes valores de frecuencia. Con los diferentes puntos de operación, se ha elaborado un mapa en 3D en el que es posible ver el rango de operación del equipo para unos determinados valores de frecuencia y potencia activa máxima. Este mapa se muestra en la figura siguiente: Figura 45. Gráfica frecuencia/potencia. 4.3 Control global Algunos algoritmos estudiados proponen controlar todas las turbinas de viento del parque eólico offshore de una manera particular para que todas ellas mantengan la tensión y la frecuencia de la línea AC común [11-12]. Sin embargo, esta solución no es adecuada para las turbinas eólicas actuales, ya que una turbina industrial incorpora su propio convertidor de potencia, cuyo control es opaco y no fácilmente modificable. Por lo tanto, implantar un nuevo control a la turbina podría resultar muy costoso y, por lo tanto, inviable. El algoritmo de control global usado en este proyecto tiene la intención de que pueda ser aplicado a cualquier turbina eólica comercial y fácilmente integrable con estas. La topología propuesta en el proyecto, junto con el algoritmo de control global, permite la transmisión de potencia a través del enlace HVDC usando solo un rectificador de puente de diodos, lo que permite reducir el peso de la plataforma offshore en un 15-20%. Topología del sistema bajo estudio El uso de un rectificador no controlado tiene la desventaja de que no permite el flujo bidireccional de potencia, sino que solo lo permite en un sentido a través de la línea HVDC. Por lo tanto, es necesario que, para iniciar el sistema, la red principal sea generada por un equipo auxiliar. Se contemplan principalmente tres soluciones: 1. Cambiar algunas de las turbinas eólicas de modo control de corriente a modo control de tensión, solo en el momento del inicio. 2. Usar un rectificador con topología mixta: controlado y no controlado. 3. Usar fuentes de potencia auxiliares (baterías, STATCOMs, generadores diésel/gas, etc). Como se ha comentado anteriormente, la solución que se ha decidido usar en este proyecto consiste en usar un equipo auxiliar de potencia tipo Statcom con almacenamiento en baterías. El dispositivo que se ha usado para emular dicha solución en la bancada de pruebas es un convertidor en topología back-to-back. El control global implementado en el sistema de transmisión hace recomendable que la turbina eólica use un convertidor de potencia back-to-back de conversión completa, como se ha comentado anteriormente. Este convertidor permite desacoplar completamente la turbina eólica de la red, haciendo que las posibles variaciones en el comportamiento de la turbina no afecten a la red. Como resultado, el sistema tiene la capacidad de controlar la red, contribuir activamente a la limitación de los efectos de fallos en la red y a la restauración de la operación normal tras una falta en la red. Esta configuración se encuentra típicamente con dos tipos de generadores, inducción y síncrono multipolo. Por lo tanto, la topología de turbina industrial considerada junto con su convertidor B2B es la que se muestra en la figura 50. Figura 46. Topología de turbina eólica y convertidor B2B estándar. Herrera, D, Galván, E. and Carrasco, J. M. (2017). Topology 5 MW wind turbine in detail: the passive filters. [Figura]. Recuperado de Method for controlling voltaje and frequency of the local offshore grid responsible for connecting large offshore commercial wind turbines with the rectifier diode-based HVDC-link applied to an external controller Por otra parte, y como ya se ha comentado, será necesaria la inclusión de un rectificador que inicialmente será de 12 pulsos, con lo cual, también deberá existir un transformador en configuración phase-shifting, tal y como se ha comentado anteriormente. Por lo tanto, podemos definir un bucle externo de control que se encargue de regular la frecuencia de la red AC offshore. Este control interactuará con las turbinas de viento, enviando y recibiendo información. Así, el flujo de potencia, frecuencia y tensión de la red podrá ser administrado. La información recibida desde las turbinas serán las potencias activa y reactiva, así como la frecuencia de la red. Por otra parte, la información enviada a la turbina será la referencia de potencia reactiva que deberá proporcionar la turbina para conseguir controlar y estabilizar la frecuencia de esta red. Por lo tanto, es fácil darse cuenta de que se necesita un dispositivo externo que ejecute este control global y que sea capaz de comunicarse con todos los sistemas del parque eólico. En apartados anteriores, ya se adelantó que, para este caso, este dispositivo será un PLC. El funcionamiento del sistema de comunicaciones se detallará más adelante. De nuevo es importante recalcar que, con este algoritmo, conseguimos regular la frecuencia de la red sin tener que modificar los controladores internos de una turbina eólica industrial moderna, lo que supone un gran ahorro, ya que evita realizar un costoso proceso de modificación de algoritmos de control, incluyendo los numerosos test y certificaciones que se deben realizar para verificar el correcto funcionamiento de la turbina. El sistema de control de frecuencia comentado se diseña como un control centralizado compuesto por un controlador externo, que recibe la frecuencia de la línea AC común y la referencia deseada. Con estos datos, calcula la referencia de potencia reactiva total que es necesario intercambiar con la red del sistema. Después, el controlador distribuye el valor de potencia reactiva total entre todas las turbinas eólicas para obtener sus referencias de potencia reactiva individuales. 34 En la Figura 47 se muestra un esquema del algoritmo de control bajo análisis. Como se puede observar, el controlador externo puede recibir otros datos. En concreto, podría recibir una medida o una estimación de la potencia activa generada por la planta y usar estos datos para diseñar un término feedforward para acelerar la respuesta de controlador. Figura 47. Diagrama de bloques del control centralizado de frecuencia del bus AC offshore. Herrera, D, Galván, E. and Carrasco, J. M. (2017). Centralised frequency block diagram control of the AC-bus bar. [Figura]. Recuperado de Method for controlling voltaje and frequency of the local offshore grid responsible for connecting large offshore commercial wind turbines with the rectifier diode-based HVDC-link applied to an external controller El sistema controla la corriente reactiva usando un controlador de tipo PI (proporcional-integral) al que se le suma un término feedforward para cancelar las perturbaciones y acelerar la dinámica del sistema, tal y como se muestra en las siguientes ecuaciones: 𝑄𝜔𝑟𝑒𝑓 = 𝐾𝑝(𝜔𝐹 ∗− 𝜔𝐹(𝑅𝐸𝐹))+ 𝐾𝑖(∫(𝜔𝐹 ∗− 𝜔𝐹(𝑅𝐸𝐹))𝑑𝑡) (8) 𝑄𝐹𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙 = 𝑄𝜔𝑟𝑒𝑓 +𝑄𝑔𝑟𝑖𝑑 ∗ 𝑃𝑔𝑟𝑖𝑑 ∗ (9) Donde 𝑄𝜔𝑟𝑒𝑓 es el término calculado por el PI, Kp es el término proporcional, Ki es el término integral, 𝜔𝐹 ∗ es la frecuencia de la red estimada y 𝜔𝐹(𝑅𝐸𝐹) es la frecuencia de referencia. Una vez que el controlador obtiene𝑄𝜔𝑟𝑒𝑓, este valor se pondera, según la potencia activa producida por cada una de las turbinas 𝑃𝑔𝑟𝑖𝑑 ∗, para obtener el valor de potencia reactiva que debe aportar cada turbina individualmente para contribuir al valor total 𝑄𝐹𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙. Después de describir el algoritmo, conviene resumir algunas de las ventajas que presenta. • Las turbinas eólicas comerciales no necesitan ninguna modificación de su control, ya probado y certificado. • Hay un alto ahorro de coste debido a la topología y al control propuesto. • Es un control externo, lo que facilita su implementación en cualquier sistema offshore. Por otra parte, si el rectificador es totalmente no controlado, la relación de tensión entre la línea AC común y la tensión de la línea HVDC es fija, y, por lo tanto, la tensión de la línea AC estará controlada indirectamente al controlar la tensión del equipo HVDC. Hay que tener en cuenta que, para alcanzar la operación normal del sistema, es necesario imponer una tensión AC inicial en la línea AC, ya que ahora no existirá un equipo que genere la red. Una posible forma de llevar a cabo esta tarea es usar un sistema de suministro de potencia cuyos algoritmos de control permitan hacerlo. En este caso, se seguirían los siguientes pasos para poner en marcha el equipo: • Primero, un sistema de suministro de potencia preparado produce una salida de tensión AC sobre la línea AC. • Después, una vez que hay un flujo de potencia suficiente entre el sistema de suministro de potencia a través de la línea AC y del rectificador a la línea de DC, el sistema de suministro de potencia comenzará a trabajar en operación normal. • Finalmente, el sistema completo comenzará a trabajar según el algoritmo propuesto. En este punto, el algoritmo está demostrado en simulaciones, por lo que el siguiente paso es validarlo en la bancada de laboratorio. 42 Figura 58. Variaciones de potencia reactiva (50Hz). Se observa que, a medida que varía la potencia activa, la potencia reactiva necesaria para mantener la frecuencia se recalcula. En este caso, los escalones de potencia reactiva son menores y calculados de forma automática por el controlador. Estos cambios en la potencia producen en la frecuencia de la red el efecto que se muestra en la Figura 59. Se puede observar que, cuanto más brusco es el salto de potencia activa, mayor es el transitorio. Las variaciones de frecuencia que se miden son de menos de 1Hz tanto con cambios de potencia de 1KW (escalones aplicados), como con cambios de mayor potencia, como es el caso del último escalón en el que la potencia pasa de 9.5KW a 3.5KW. Figura 59. Respuesta de la frecuencia ante variaciones en la potencia (50Hz). En la Figura 60, Figura 61, Figura 62 y Figura 63, se muestran las tensiones y las corrientes de la red, así como su respectiva distorsión armónica. Como se puede observar, tanto tensiones como corrientes presentan un aspecto similar al analizado en apartados anteriores. La elevada distorsión armónica que presentan estas magnitudes se debe fundamentalmente a la no existencia de filtros específicos para esta aplicación. Figura 60. Tensiones de red (50Hz). Figura 61. THD de tensiones (50Hz). Figura 62. Corrientes de red (50Hz). 44 Figura 63. THD de corrientes (50Hz). 5.1.1.2 Resultados con referencia de frecuencia a 60 Hz Una vez realizados todos los experimentos para el primer caso, se repiten cambiando la referencia de frecuencia a 60Hz. Es decir, se aplican 5 escalones de potencia de 1KW cada uno tal y como se muestra en la Figura 64. Figura 64. Cambios en la potencia activa (60Hz). En la Figura 65, se muestra la potencia reactiva calculada por el controlador para mantener la frecuencia en torno a la referencia, al aplicar los escalones de potencia comentados anteriormente. Figura 65. Cambios en la potencia reactiva (60Hz). En este caso, al aumentar la frecuencia, se observa que la calidad de la potencia inyectada a la red disminuye. En la Figura 66 se muestra la frecuencia de la red, donde en este caso, son más notables las variaciones bruscas de potencia, produciendo así mayores transitorios del orden de 0.3Hz por escalón de potencia, siendo estos mayores cuanto mayor sean los cambios de potencia. Figura 66. Respuesta de la frecuencia ante variaciones en la potencia (60Hz). Por último, se muestran a continuación tensiones y corrientes y su distorsión. Como es fácil observar, la distorsión armónica de las tensiones es similar al caso de 50Hz, aunque sube levemente. Sin embargo, en las corrientes sí que es notable que mejoran respecto al caso anterior. No solo disminuye la distorsión armónica, sino que además se reduce el desequilibrio que se observaba en el caso anterior. Como se ha comentado, estos efectos se reducirían si la bancada dispusiese de filtros adecuados para la aplicación bajo estudio. 46 Figura 67. Tensiones de red (60Hz). Figura 68. THD de tensiones (60Hz). Figura 69. Corrientes de red (60Hz). Figura 70. THD de corrientes (60Hz). 5.2 Puesta en marcha de la bancada final En este último apartado relacionado con la aplicación del algoritmo a equipos reales, se expone la puesta en marcha de la bancada final del proyecto. La diferencia constructiva entre la bancada inicial y la final es la adición de un equipo inversor de potencia que emulará un generador eólico que inyecta potencia activa a la red. El esquema unifilar de esta bancada se muestra en la Figura 10. La principal diferencia entre esta bancada y la anterior es que, en este caso, es necesario implementar el control global descrito en apartados anteriores. De cara a una implementación real de los algoritmos propuestos, este controlador global o central es necesario para coordinar todos los subsistemas que componen un parque eólico offshore. En este caso, dicho controlador será el encargado de ejecutar el algoritmo de control a diferencia de la bancada anterior en la que el control se ejecutaba en el convertidor auxiliar. Además, una vez que se está ejecutando el algoritmo, todos los convertidores que forman el sistema deben contribuir al control de la frecuencia de la red mediante el control de potencia reactiva, como ya se ha visto, por lo que es necesario que todos los convertidores disponibles se comuniquen con este controlador central. En concreto será necesario intercambiar datos de potencias activa y reactiva y de frecuencia entre todos los sistemas. En el siguiente subapartado se especifica cómo se ha diseñado y desarrollado este control global. Control global. Integración de comunicaciones, control y monitorización Como se comentó en apartados anteriores, el dispositivo elegido para llevar a cabo el control global es un PLC de la marca Schneider, ya que es fácil de programar y tiene incorporado algunos protocolos de comunicaciones válidos para la aplicación bajo estudio. Las comunicaciones juegan un papel fundamental en este proyecto, ya que permiten la sincronización de los diferentes equipos que forman el parque eólico. Como se detalla a continuación, el encargado de gestionar las comunicaciones mencionadas es el propio dispositivo PLC. Finalmente, tras analizar en detalle las comunicaciones, se incluye un subapartado de conclusiones donde se mencionan las principales ideas extraídas del estudio. 5.2.1.1 Sistema de comunicación en la bancada Los sistemas de comunicaciones son un punto fundamental en la mayoría de los proyectos de electrónica y electricidad. Para la aplicación que concierne son fundamentales, ya que permiten aplicar los algoritmos propuestos, sin tener que modificar los controles internos de los diferentes dispositivos que se encuentran en un parque eólico actual. La bancada final, sobre la que se han probado tanto los algoritmos de control, como las comunicaciones, está formada por los siguientes dispositivos: • Convertidor electrónico de potencia auxiliar back-to-back (B2B). 48 • Convertidor electrónico de potencia, emulador eólico (PV100). • Dispositivo electrónico de control y comunicaciones (PLC). • Sistema de supervisión y control remoto (SCADA). El sistema de comunicaciones sigue el esquema que se muestra en la Figura 71. SCADA PLC PV100 B2B MODBUS TCP MODBUS TCP Figura 71. Diagrama del sistema de comunicaciones en la bancada. El protocolo que se ha elegido por su estandarización y facilidad de uso es Modbus TCP. Como se puede ver en el diagrama, el PLC actúa como maestro del sistema de comunicaciones, solicitando una serie de registros de información y proporcionando consignas a la máxima velocidad de transmisión posible. Los convertidores de potencia se comportan como esclavos frente al PLC. Por otra parte, el PLC actúa como esclavo del sistema de supervisión y control superior. Para llevar a cabo esta tarea, se ha diseñado un sistema SCADA que gestiona el sistema desde un nivel superior. El principal objetivo del sistema de comunicaciones consiste en la gestión, a través de un nodo central, de los diferentes equipos que forman la bancada de pruebas, con el objetivo de validar tanto los algoritmos, como el sistema de control central para su posterior aplicación en un parque eólico real. Debido a la criticidad del sistema de comunicaciones, tiene mucha importancia la correcta elección del dispositivo físico que va a llevar a cabo esta tarea, así como la elección del protocolo de comunicaciones y los diferentes elementos intermedios necesarios para establecer las comunicaciones. En los siguientes apartados, se procede a detallar cada uno de los elementos elegidos, justificando las necesidades y la solución propuesta, para posteriormente, justificar su correcto funcionamiento en la bancada de pruebas. 5.2.1.2 PLC El dispositivo electrónico PLC desempeña el papel más importante dentro del sistema de comunicaciones. Este debe ser capaz de gestionar las comunicaciones entre equipos y tener capacidad de ejecutar acciones a gran velocidad. Un PLC o controlador lógico programable, es una computadora empleada, sobre todo, para la automatización de procesos dentro de la industria. Su principal ventaja, con respecto a las computadoras de propósito general, es que el PLC está diseñado para múltiples señales de entrada y salida, rangos de temperatura de funcionamiento ampliados, inmunidad al ruido eléctrico y resistencia a la vibración y a los impactos. Se puede considerar un sistema en tiempo real industrial, donde las señales de salida deben producirse en respuesta a las condiciones de entrada dentro de un tiempo limitado para así mantener el correcto funcionamiento del sistema controlado. La gestión de este PLC se realiza a través de la programación mediante una herramienta software llamada “SoMachine”. La versión de esta herramienta empleada durante todo el proceso ha sido SoMachine 4.1, junto con todas las librerías y actualizaciones pertenecientes al modelo de PLC empleado. Esta herramienta proporciona un entorno de configuración y programación para proyectos que con posterioridad ejecutará el PLC. Muestra los diferentes elementos de un proyecto en forma de estructura permitiendo añadir elementos hardware y software al proyecto mediante el método de arrastrar y soltar. Este entorno presenta una sencilla configuración y programación. Además, proporciona potentes fuentes de diagnóstico y mantenimiento. 5.2.1.3 Protocolo de comunicación En cuanto al protocolo de comunicación empleado, se ha realizado un estudio previo analizando las ventajas e inconvenientes que aportaba cada uno de los protocolos de comunicación industriales existentes hoy día. Finalmente se ha decidido emplear el protocolo Modbus TCP debido a la sencillez en la integración y a la reducida tasa de errores que presente. Modbus TCP/IP resulta una variante de la familia Modbus, destinado a la supervisión y control de equipos de automatización. Específicamente, cubre el uso de la mensajería Modbus en un entorno “Intranet” o “Internet” usando los protocolos TCP/IP. El uso más común de este protocolo actualmente es la conexión Ethernet de PLC, módulos de E/S y puertas de enlace a otros buses de campo. Modbus TCP está publicado como un estándar de automatización. Existen funciones dentro de Modbus que tienen valor para la interoperabilidad de los equipos de automatización, y otras funciones para equipos de uso alternativo de Modbus como el protocolo de programación para PLC. Está situado en el nivel 7 del modelo OSI, basado en la arquitectura maestro/esclavo (RTU) o cliente/servidor (TCP/IP). Las principales razones de uso en la industria son las siguientes: • Diseñado para aplicaciones industriales. • Público y gratuito. • Fácil de implementar y requiere poco desarrollo. • Maneja bloques de datos sin suponer restricciones. • Cada dispositivo posee una única dirección, lo que permite el control de dispositivos en red. 5.2.1.4 Pasarelas Para establecer la completa comunicación entre equipos, describiendo el diagrama representado en la Figura 21, ha sido necesario el empleo de una serie de dispositivo electrónicos que realicen una conversión de protocolos de comunicación. Tanto el convertidor B2B, como el PV100, se comunican hacia el exterior con protocolo serie de comunicación. Como se ha decidido seleccionar como protocolo de comunicación base Modbus TCP/IP, es necesaria dicha conversión, que se realiza mediante el uso de pasarelas que ejecutan automáticamente esta tarea. Tras un estudio de las diferentes pasarelas que existen en el mercado, se ha decidido usar una pasarela del fabricante MOXA, modelo MGATE MB3180. En la Figura 72, se muestra el aspecto físico que presentan. Figura 72. Pasarela usada para la conversión de protocolos. Ha sido necesario realizar un estudio sobre estas pasarelas, ya que uno de los requisitos fundamentales de este 50 proyecto en el área de comunicaciones es la velocidad, además de asegurar un número de errores mínimo en los procesos de transmisión y recepción. Las pasarelas empleadas presentan un comportamiento óptimo para la aplicación bajo estudio. Las principales características de este tipo de pasarelas son las siguientes: • Enrutamiento de dispositivo automático para una fácil configuración. • Admite ruta por puerto TCP o dirección IP para una implementación flexible. • Convierte entre Modbus TCP y Modbus TRU/ASCII • 1 puerto Ethernet y 1 puerto RS-232/422/485. • 16 maestros TCP simultáneos con hasta 32 solicitudes simultáneas por maestro. • Fácil actualización y configuración de hardware. Mediante el uso de estas pasarelas se realiza la conversión entre protocolos de comunicación. Además, con la herramienta software “MGate Manager” se pueden configurar y actualizar las pasarelas de manera muy sencilla. 5.2.1.5 Validación y resultados El objetivo principal de estas pruebas resulta el de gestionar las comunicaciones a la máxima velocidad posible soportada por el sistema, evitando el mayor número de errores en las comunicaciones, y permitir ejercer un control sobre la bancada en base a un determinado criterio. 5.2.1.5.1 Velocidad de comunicaciones En cuanto a la velocidad, las comunicaciones primarias alcanzan una velocidad de ejecución de la tarea de 1ms. Esta tarea resulta ser la más prioritaria, ya que gestiona el control central del algoritmo. El fichero que implementa la gestión de las comunicaciones del equipo B2B se ejecuta cada 2ms. De manera análoga, las comunicaciones primarias del equipo PV100 también se gestionan a una velocidad de 2ms. A continuación, en la Figura 73 se puede observar una captura realizada sobre la monitorización de las comunicaciones producidas entre el PLC y la pasarela de comunicaciones, y entre la pasarela de comunicaciones y el PV100. Se pueden observar los tiempos de petición de datos, transformación de un tipo de protocolo Modbus TCP/IP a Modbus RTU, y viceversa. Se calculan los tiempos estimados en los que se ha producido la comunicación y se evalúa el tiempo real que tardan los equipos en intercambiar información. Figura 73. Captura del monitor para la pasarela MGate empleada en el equipo PV100. En la captura realizada se ve que se está tramitando la petición de lectura de datos para protocolo Modbus. Se emplea la función de acceso de datos “Function Code” 0x03. Esta función supone la lectura del tipo de datos “holding registers”. En cuanto a la temporización, si se analizan las cuatro primeras líneas de trazas, se observa lo siguiente: Se tarda 5ms en realizar la conversión de Modbus TCP/IP a Modbus RTU. Otros 25ms desde que el equipo PV100 recibe el dato y responde con la información del dato solicitado. Y, por último, en la conversión de nuevo a Modbus TCP/IP, el tiempo es despreciable. Por lo tanto, la transacción total tiene una duración de 30ms. Este tiempo se ha considerado suficiente, ya que se ha conseguido obtener resultados positivos durante las pruebas de puesta en marcha en bancada, aunque hay que decir que, cuanto mayor sea la velocidad de las comunicaciones, más rápido se podrá actuar en los diferentes equipos que forman el sistema y, por lo tanto, menores transitorios se producirán en la frecuencia de la red, además de reducir las oscilaciones de la frecuencia en régimen permanente. 5.2.1.5.2 Errores Para evaluar el resultado de los errores encontrados en las comunicaciones durante las diferentes transacciones, se ha podido analizar el número de errores encontrado en la comunicación entre el sistema SCADA empleado y el PLC. Como punto de inicio, se ha usado un sistema SCADA implementado mediante la herramienta software Modbus Poll. Se trata de una herramienta configurable para realizar tareas de depuración y validación de comunicaciones. En este caso, el protocolo que se quiere analizar es Modbus TCP/IP. Se ha configurado la dirección IP del PLC para hacer acceso a la lectura y escritura del mapa Modbus, ofrecido por el PLC. Mediante este sencillo interfaz, se han realizado las diferentes pruebas del control y de comunicaciones. 58 Figura 84. Tensiones de línea de red. Figura 85. THD de tensiones de línea. Figura 86. Corrientes de red. Figura 87. THD de corrientes. Con estos resultados, se da por validado el algoritmo propuesto tanto en simulación, como de forma experimental. 60 6 CONCLUSIONES Tras el estudio realizado sobre el problema que plantea este proyecto, se pueden extraer las siguientes conclusiones principales: • El algoritmo propuesto supone un gran avance respecto de las tecnologías eólicas offshore, ya que industrialmente, supondría un enorme ahorro, al permitir sustituir un convertidor VSC-HVDC convencional por un rectificador de diodos mucho más simple. Además, ofrece la principal ventaja de que es aplicable a los parques eólicos offshore instalados en la actualidad, ya que ofrece la posibilidad de controlar una red simplemente enviando consignas de potencia a los distintos generadores que forman el parque, sin la necesidad de modificar el control interno de los convertidores de potencia de estos aerogeneradores. • El algoritmo se ha demostrado en simulación y también se ha demostrado de forma experimental, sobre equipos reales industriales. Este hecho aumenta aún más el valor del control propuesto, ya que se ha demostrado de forma experimental su correcto funcionamiento, algo que no es trivial, puesto que una puesta en marcha de este tipo es de suma complejidad. • Si se hubieran diseñado los equipos específicamente para esta aplicación, probablemente habrían mejorado los resultados obtenidos. • Se proponen los siguientes puntos como futuras líneas de mejora: 1. El principal punto de mejora es el sistema de comunicaciones entre los diferentes subsistemas y el controlador global. Es muy importante optimizar la velocidad de comunicaciones y minimizar los errores, ya que, cuanto más rápida sea la respuesta del sistema ante perturbaciones, mayor será la robustez de este. 2. Otro punto importante es estudiar qué efecto tendría sobre las magnitudes variar el ángulo de disparo de los tiristores que conforman el rectificador, así como el número de pulsos. 3. Estudiar el efecto que tiene sobre tensiones y corrientes la adición de un equipo emulador de un aerogenerador desde el punto de vista de la distorsión armónica. 7 BIBLIOGRAFÍA [1] N. Flourentzou, V. G. Agelidis, and G. D. Demetriades, “VSC-Based HVDC Power Transmission Systems: An Overview,” IEEE Trans. On Power Electronics, vol. 24, no. 3, Mar. 2009. [2] M. Larsson, “HVDC and HVDC Light. 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