Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería Electrónica, Robótica y Mecatrónica Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Autor: Rubén Gómez Merchán Tutor: Sergio Vázquez Pérez Dpto. de Ingeniería Electrónica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2019 iii Trabajo de Fin de Grado Grado en Ingeniería Electrónica, Robótica y Mecatrónica Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Autor: Rubén Gómez Merchán Tutor: Sergio Vázquez Pérez Profesor titular Dpto. de Ingeniería Electrónica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2019 v Proyecto Fin de Carrera: Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para microredes DC Autor: Rubén Gómez Merchán Tutor: Sergio Vázquez Pérez 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 vii A mi familia A mis maestros Agradecimientos Tras finalizar este trabajo, doy fin a una etapa de mi vida, una etapa repleta de ilusión y en la que he crecido tanto a nivel académico como a nivel personal. Ha sido un periodo en el que han convivido mejores y peores momentos, por lo que me gustaría agradecer a todas esas personas que me han apoyado y animado, haciendo que siguiera adelante en los momentos en los que sentía no tener fuerzas y todo parecía ir mal. A mis padres, por todos los valores que me han dado y el esfuerzo que han dedicado en mí, nunca podré recompensároslo. Por demostrarme que, con esfuerzo, todo es posible y que los límites se los pone uno mismo. A mis hermanos, por ese sentimiento de admiración que a día de hoy sigo pensando que no merezco. Por escucharme cada vez que hablaba sobre cosas que no entendían y apenas les interesaba. A mis amigos, tanto con los que he convivido prácticamente a diario, como todos esos que, a pesar de pasar largas temporadas sin vernos, siempre se han acordado de mí Especialmente a José Carlos por haber estado durante esas épocas en las que salía de casa por la mañana y volvía por la noche, ayudando en todo lo que pudiera y a Marcelo, gran persona y compañero con el que he tenido el placer de compartir clase, aspiraciones y al que espero seguir viendo cumplir sus metas. A todos los profesores que han aportado su granito de arena en mi formación, implicándose de manera desinteresada y despertando en mí multitud de inquietudes y motivaciones. En especial a mi tutor, Sergio Vázquez, por el esfuerzo que conlleva dirigir un Trabajo de Fin de Grado y el cual me brindó la oportunidad de acceder a una beca de colaboración, con la que comencé a trabajar en este proyecto, dentro del que he adquirido multitud de conocimiento y aptitudes, además de una experiencia que, sin duda, ha sido fantástica. Por último, pero no por ello menos importante, agradecer a Abraham Márquez por todo lo que he podido aprender de él este año y que, aun sin haber sido profesor mío, considero que me ha formado igual que uno de ellos. Gracias por denotar esa implicación y haberme aportado tantas soluciones. Sin ti este proyecto no hubiera salido adelante. 3.3.2 Ventana de parámetros 27 3.3.3 Ventana de sintonización 28 3.4 Modelo en Simulink. 28 4 Diseño y montaje del equipo 31 4.1 Elementos del equipo 31 4.1.1 Convertidores utilizados 31 4.1.2 Elementos de medida 32 4.1.3 Elementos de protección 33 4.1.4 Interfaz RS232-TCP/IP 36 4.1.5 Precarga 36 4.1.6 Fuente de alimentación 37 4.2 Equipo completo 37 4.2.1 Controlador a utilizar 39 4.2.2 Lazo interno 39 4.2.3 Canal único 40 4.3 Resultado experimental 42 5 Puesta en marcha de la batería 47 5.1 Batería utilizada 47 5.2 Protocolo Modbus 47 5.3 Comunicación dSPACE-batería 48 5.4 Resultado experimental 49 6 Puesta en marcha del emulador de PV 53 6.1 Emulador utilizado. 53 6.2 Curva I-V implementada 54 6.3 Simulación del equipo 55 6.3.1 Simulación en bucle cerrado 55 6.3.2 MPPT 57 6.4 Resultado experimental 59 6.4.1 Comprobación curva I-V 59 6.4.2 Algoritmos MPPT 60 7 Equipo completo 63 7.1 Simulación del tercer canal 63 7.2 Simulación del equipo completo 64 7.3 Resultado experimental 65 8 Conclusiones y trabajo futuro 69 Anexo B: PCBs diseñadas 71 Interfaces TTL-Fibra conectada a la DS1104. 71 Interfaz TTL-Fibra conectada al convertidor: 72 Interfaz TTL-TCP/IP 73 Referencias 75 LISTA DE ABREVIATURAS AC BNS Corriente alterna Binary Search (Algoritmo MPPT) D. Duty Cycle DC. Corriente continua DSP Procesador digital de señales e Carga del electrón g E Ancho de banda prohibida h inC MPP Constante de plank Conductancia incremental (Algoritmo MPPT) Punto de máxima potencia MPPT Seguimiento del punto de máxima potencia PCB Placa de circuito impreso PI Controlador proporcional e integral PV P&O Panel fotovoltaico Perturbar y observar (Algoritmo MPPT) PWM Modulación por ancho de pulso RCP Control de prototipado rápido RTI Interfaz en tiempo real TCP/IP Protocolo de control de transmisión/Protocolo de internet TTL Lógica transistor-transistor ÍNDICE DE TABLAS Tabla 6-1. Parámetros de las curvas I-V implementadas en el E4360. 54 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1-1. Esquema del equipo a diseñar. 2 Figura 1-2. Esquema del tren motriz eléctrico del Toyota Prius 2010 [4]. 3 Figura 1-3. Esquema propuesto para el tren motriz eléctrico de un EV en [6]. 4 Figura 1-4. Micro-red doméstica en la Universidad de Sevilla [7]. 5 Figura 2-1. Estructura de bandas de un semiconductor intrínseco [8]. 7 Figura 2-2. (a) Zona de deplexión en una unión p-n (b) Diagrama de bandas de la unión p-n [8]. 8 Figura 2-3. Curva I-V de la unión p-n [8]. 8 Figura 2-4. Diagrama de bandas de la unión p-n polarizada [8]. 8 Figura 2-5. (a) Curva I-V de una unión p-n iluminada. (b) Regiones de funcionamiento [9]. 9 Figura 2-6. Curva I-V de una celda solar [8]. 10 Figura 2-7. Curva P-V de una celda solar. 10 Figura 2-8. Asociación de paneles fotovoltaicos en serie y paralelo [8]. 11 Figura 2-9. Efectos del sombreado parcial en una matriz de paneles fotovoltaico [11]. 11 Figura 2-10. Diagrama de flujo del algoritmo P&O. 13 Figura 2-11. Diagrama de flujo del algoritmo de conductancia incremental. 14 Figura 2-12. Diagrama de flujo del algoritmo Binary Search propuesto en [14]. 16 Figura 2-13. Convertidor elevador [15]. 17 Figura 2-14. (a) Circuito equivalente cuando el interruptor está cerrado. (b) Circuito equivalente cuando el interruptor está abierto [15]- 17 Figura 2-15. Formas de onda del convertidor elevador. 18 Figura 2-16. Topología del convertidor reductor o Buck [15]. 18 Figura 2-17. Convertidor bidireccional. 19 Figura 2-18. Ejemplo de DC-Link entre convertidores en Matlab Simulink. 20 Figura 2-19. Ejemplo de precarga en un convertidor elevador en Matlab Simulink. 20 Figura 3-1. Vista general de la arquitectura de la DS1004 [16]. 24 Figura 3-2. Vista superior del CP1104 [16]. 25 Figura 3-3. Señales conectadas al conector CP18 [16]. 26 Figura 3-4. Señales conectadas al conector CP21 [16]. 26 Figura 3-5. Interfaz de usuario del equipo. Ventana principal. 27 Figura 3-6. Interfaz de usuario del equipo. Ventana de parámetros. 27 Figura 3-7. Interfaz de usuario del equipo. Ventana de sintonización. 28 Figura 3-8. Modelo en Simulink implementado en la DS1104. 29 Figura 3-9. Bloque de acondicionamiento de señal. 30 Figura 3-10. Bloque de control de error. 30 Figura 3-11. Bloque de control. Dentro del bloque Control 1 se genera la rampa de la segunda precarga. Un contador interno activa una señal para consultar el SoC de la batería cada 1s. 30 Figura 4-1. Convertidor utilizado en el equipo. 31 Figura 4-2. DC-Link del equipo (izquierda) y bobina de un convertidor (derecha). 32 Figura 4-3. Sensores de corriente (izquierda) y tensión (derecha) del equipo. 32 Figura 4-4. Etapa de acodicionamiento de las medidas. 33 Figura 4-5. Ejemplo de rectas de calibración. 33 Figura 4-6. Esquema general de transmisión/recepción con fibra óptica utilizando elementos de la serie HFBR0500Z. 34 Figura 4-7. Lista de señales de la DS1104 conectadas a la interfaz TTL-fibra. 35 Figura 4-8. Interfaz TTL-fibra conectada a la DS1004. 35 Figura 4-9. Interfaz TTL-fibra conectada al convertidor. 35 Figura 4-10. Interfaz RS232-TCP/IP. 36 Figura 4-11. Sistema de precarga del equipo. 36 Figura 4-12. Vista superior del equipo. 38 Figura 4-13. Vista del equipo a la entrada. 38 Figura 4-14. Vista lateral del equipo. Simulación del equipo 38 Figura 4-15. Esquema de control utilizado. 39 Figura 4-16. Esquema en Simulink para el lazo interno. 39 Figura 4-17.Simulación en bucle cerrado del lazo interno. 40 Figura 4-18. Esquema en Simulink de un canal del convertidor, incluyendo cambio de carga. 40 Figura 4-19. Diagrama de flujo de la máquina de estados del primer canal. 41 Figura 4-20. Simulación en bucle cerrado de un canal del equipo. 41 Figura 4-21. Detalle de la tensión del DC-Link. 41 Figura 4-22. Carga del sistema. 42 Figura 4-23. Comprobación de protecciones en el equipo real. 43 Figura 4-24. Test en bucle abierto del sistema. 44 Figura 4-25. Test en bucle cerrado del equipo 44 Figura 4-26. Test en bucle cerrado del equipo. Precarga. 45 Figura 4-27. Test en bucle cerrado del equipo. Cambio de referencia. 45 Figura 5-1. Fuentes utilizadas en el equipo. De arriba a abajo: fuente de tensión, batería y emulador de PV. 47 Figura 5-2. Trama maestro (izquierda) y esclavo (derecha) Modbus. 48 Figura 5-3. Máquina de estados de recepción Modbus. 49 Figura 5-4. Máquina de estados de envío Modbus. 49 Figura 5-5. Test en bucle cerrado con batería. 50 Figura 5-6. Precarga en el sistema utilizando la batería. 50 Figura 5-7. Cambio de referencia en la tensión del DC-Link con la batería. 50 Figura 5-8. Control más agresivo utilizando la batería. 51 Figura 6-1. Especificaciones del Keysight E4360 [20]. 54 iii Figura 6-2. Curvas I-V utilizada en simulación. 55 Figura 6-3. Applet de Java de la interfaz werb del E4360 55 Figura 6-4. Esquema en Simulink de dos canales del equipo. 56 Figura 6-5. Diagrama de flujo de la máquina de estados del segundo canal. 56 Figura 6-6. Simulación en bucle cerrado de dos canales. Referencia del PV manual. 57 Figura 6-7. Ejemplo de funcionamiento de algoritmo MPPT (P&O). Cambio de carga en t=0.65s. 58 Figura 6-8. Comparación de los algoritmos P&O, incC y BNS. 58 Figura 6-9. Fragmento del barrido de la tensión a la entrada del emulador de PV para ambas curvas introducidas. 59 Figura 6-10. Curva ideal (T=25 ºC) frente a curva experimental. 60 Figura 6-11. Curva ideal (T=55 ºC) frente a curva experimental. 60 Figura 6-12. Resultado experimental de los tres algoritmos MPPT. Cambio de curva I-V en t=35s 61 Figura 6-13. Detalle del resultado experimental de los tres algoritmos MPPT Cambio de curva I-V en t=3.5s. 61 Figura 6-14. Comparación del resultado experimental de incC con varios valores de incremento de tensión. 62 Figura 7-1. Modelo del equipo completo en Simulink. 63 Figura 7-2. Máquina de estados del tercer canal. 64 Figura 7-3. Resultado en simulación del tercer canal. 64 Figura 7-4. Simulación de la operación completa del equipo. 65 Figura 7-5. Comprobación del tercer canal en el sistema real. 66 Figura 7-6. Experimento utilizando tres canales al mismo tiempo. 66 1 1 INTRODUCCIÓN n la actualidad, la mayoría de sistemas presentes, tanto en la industria como en el ámbito doméstico, requieren en mayor o menor parte de energía eléctrica. Tradicionalmente, la energía eléctrica se generaba en centrales térmicas o nucleares, las cuales expulsan determinados contaminantes y elementos nocivos para el medio ambiente durante el proceso. Con la llegada de las energías renovables y el progresivo aumento del rendimiento de estas, se ha logrado la generación de energía eléctrica de una manera limpia, evitando la gran cantidad de emisiones y residuos que arrojan las centrales tradicionales a lo largo del año. Si bien este tipo de centrales siguen predominando hoy en día, el desarrollo y la implantación de estas fuentes de energía renovables es una labor que se debe priorizar. Ya son muchos los países que apuestan por el uso de las energías renovables o, al menos, se han concienciado de la necesidad de reducir la emisión de gases de efecto invernadero. En 1997 se firmó el protocolo de Kioto, un acuerdo internacional en el que varios países se comprometían a reducir la emisión de seis de estos gases, entre ellos el dióxido de carbono [1]. Otras iniciativas continúan emergiendo, como la estrategia a largo plazo para 2050 en la que se pretende reducir en un 80-95% las emisiones en Europa [2]. Por otra parte, la distribución de la energía eléctrica no es trivial. Desde el punto de generación hasta el punto de consumo, se suele distribuir en forma de corriente alterna, debido a su facilidad de transformación, lo que favorece la reducción de pérdidas. Sin embargo, muchos de los elementos, sobre todo en un entorno doméstico, requieren de corriente continua para su funcionamiento, lo que hace necesario la existencia de una serie de circuitos capaces de adecuar la energía proveniente de la red. Además, un mismo sistema puede tener varias fuentes de energía, por lo que a veces es necesario un equipo que se sea capaz de controlar y distribuir de una manera eficaz la energía. 1.1 Motivación y objetivos Existen diversas zonas geográficas, como el sur de España, donde la generación de energía eléctrica a través de paneles fotovoltaicos podría suponer una gran reducción de los contaminantes generados en centrales térmicas y nucleares, debido a la elevada irradiancia y al gran número de horas de sol, disminuyendo así una de las principales fuentes de contribución al cambio climático como puede ser la generación de energía en centrales tradicionales. Con el paso de los años y un gran esfuerzo de investigación, se ha conseguido aumentar en gran medida el rendimiento de los paneles fotovoltaicos, lo que conlleva una cantidad superior de energía generada por panel. Sin embargo, la energía generada por un panel fotovoltaico no es constante, sino que posee una fuerte dependencia con la tensión existente entre las bornas de este, siendo necesario un sistema capaz de regular esta tensión con objetivo de generar la mayor energía posible. A todo esto, se le suma que, debido al constante cambio de las condiciones climatológicas, la cantidad de radiación que incide en el panel nunca va a ser constante, lo que hace variar la curva P-V del panel y. por lo tanto, para sacar el máximo provecho, también es necesario un algoritmo capaz de seguir el punto de máxima potencia (MPP). Además de regular la tensión a la entrada del panel fotovoltaico, una tarea necesaria es adecuar la tensión de salida en función de la aplicación. Con la llegada de la electrónica de potencia y especialmente de las fuentes conmutadas, se logró aumentar el rendimiento de las fuentes tradicionales (basadas en elementos pasivos) a cifras cercanas a la unidad, permitiendo variar entre niveles de tensión de una manera eficaz. Durante la realización de este proyecto, se pondrá en marcha un equipo capaz de distribuir potencia desde tres canales independientes. En el primero de ellos, encargado de regular la tensión a la salida, se conectará una batería real, como fuente principal del sistema. En otro de ellos, se situará un emulador de paneles fotovoltaicos, con el objetivo de extraer de él la máxima potencia posible en cada momento, por lo que se utilizarán diversos algoritmos MPPT (maximum power point tracking) y se comparará el resultado experimental de cada uno de ellos. El tercer canal se diseñará como fuente alternativa de potencia y, aunque no entre dentro del alcance de este proyecto, podría conectarse un supercondensador con la intención de que interviniera en el arranque del E Marco teórico 8 de carga libres. (a) (b) Figura 2-2. (a) Zona de deplexión en una unión p-n (b) Diagrama de bandas de la unión p-n [8]. Dicha unión puede polarizarse de dos maneras: polarización directa o polarización inversa. Si, por ejemplo, una batería se conectase con su borna positiva en el contacto del material tipo p y la negativa en el del material tipo n, estaríamos hablando de polarización directa y en la situación contraria, de polarización inversa. En el caso de la polarización directa, al aplicar un campo eléctrico positivo, se repelen los huecos de la zona p y un campo eléctrico negativo repele los electrones de la zona n, disminuyendo el ancho de la zona de deplexión y disminuyendo el salto energético entre las bandas de conducción de ambas regiones, facilitando el flujo de corriente. En el caso de la polarización inversa el efecto es el contrario, tal y como se representa en la Figura 2-4 De esta manera, para que exista conducción de corriente en una unión p-n, es necesario aplicar un campo eléctrico que supere un determinado umbral (denominado 𝑉𝑏), cuya curva puede apreciarse en la Figura 2-3 Por otra parte, al polarizar la unión, aparecen dos cuasi-niveles de Fermi, distintos para cada zona del dispositivo. Figura 2-3. Curva I-V de la unión p-n [8]. Figura 2-4. Diagrama de bandas de la unión p-n polarizada [8]. 9 9 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC 2.1.3 Fenómeno fotovoltaico Si la unión está siendo iluminada uniformemente por fotones con energía superior al ancho de banda prohibida, se produce una generación de pares electrón-hueco. Los campos eléctricos internos actúan sobre ellos generando una corriente proporcional a la radiación incidente que circula en dirección contraria a la corriente directa. En la Figura 2-5 (a) se puede observar cómo la corriente disminuye conforme la radiación aumenta. En este momento, puede dividirse la curva I-V en tres regiones de funcionamiento como se aprecia en la figura 2-4 (b): ▪ Primer cuadrante. El dispositivo consume energía, funciona como diodo en conducción. ▪ Cuarto cuadrante. El dispositivo genera energía. Esta es la región donde interesa que trabaje una celda solar. ▪ Tercer cuadrante. El dispositivo consume energía, funcionando como un fotodiodo. Esta región es interesante para medir la cantidad de fotones incidentes, como puede ser en sensores de imagen, ya que se obtiene una corriente inversa proporcional. . (a) (b) Figura 2-5. (a) Curva I-V de una unión p-n iluminada. (b) Regiones de funcionamiento [9]. 2.1.4 Materiales de fabricación El material dominante en la fabricación de celdas solares es el silicio cristalino, a pesar de que existen otros materiales alternativos como el telururo de cadmio (CdTe), el CIGS o el arseniuro de galio que poseen una gran eficiencia y/o menores gastos de fabricación a cambio de trabajar con materiales escasos o tóxicos [9]. 2.1.5 Parámetros básicos de una celda solar Debido a que la celda solar trabaja en el cuarto cuadrante, se aislará la curva I-V del apartado 2.1.3 en este estudio. Sobre esa curva pueden definirse determinados parámetros interesantes a la hora de estudiar la celda solar. ▪ Tensión de circuito abierto (𝑽𝒐𝒄). Tensión que aparece en bornas de la celda solar cuando no está conectada a ningún circuito eléctrico. ▪ Corriente de cortocircuito (𝑰𝒔𝒄). Corriente que circula por la celda solar cuando sus terminales están cortocircuitados. ▪ Tensión de máxima potencia (𝑽𝒎𝒂𝒙). Tensión del punto de máxima potencia. ▪ Corriente de máxima potencia (𝑰𝒎𝒂𝒙). Corriente del punto de máxima potencia. Marco teórico 10 Figura 2-6. Curva I-V de una celda solar [8]. Figura 2-7. Curva P-V de una celda solar. Al disminuir la radiación recibida por la celda solar, esta curva puede variar disminuyendo su corriente de cortocircuito y, en menor parte, la tensión de circuito abierto, pero, esta última tiene una gran dependencia con la temperatura (a mayor temperatura, menor tensión de circuito abierto) [10]. Un ejemplo de curva I-V y curva P-V se puede observar en la Figura 2-6 y 2-7 respectivamente. 2.1.6 Asociación serie y paralelo Debido a que las tensiones de circuito abierto (equivalentes a la tensión umbral de la unión p-n) son excesivamente bajas (del orden de 0.4 V 0.7 V) y las corrientes de cortocircuito también (del orden de 5 mA), si se desea generar una cantidad de potencia considerable, un panel fotovoltaico se compone de una matriz de celdas solares que se conectan en serie para aumentar la tensión de circuito abierto y en paralelo para aumentar la corriente de cortocircuito. A su vez, los paneles fotovoltaicos también suelen agruparse en matrices de paneles conectados en serie y paralelo para obtener una determinada potencia deseada. Aun así, han de tenerse en cuenta una serie de consideraciones. En primer lugar, es necesario añadir en cada columna de paneles en serie un diodo de bloqueo, para evitar que, si falla una de ellas, absorba la potencia generada por las demás. Por otra parte, es necesario añadir un diodo en paralelo a cada panel fotovoltaico de manera que, si un módulo falla, pueda circular corriente hacia los demás. Un esquema de asociación de paneles fotovoltaicos aparece en la Figura 2-8. Asociación de paneles fotovoltaicos en serie y paralelo .Figura 2-8. 11 11 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 2-8. Asociación de paneles fotovoltaicos en serie y paralelo [8]. 2.1.7 Efectos del sombreado parcial En una aplicación real, es complicado que todos los módulos que componen una matriz de paneles fotovoltaicos reciban el mismo nivel de irradiancia. En determinadas ocasiones, como puede ser el paso de una nube, ocurre que ciertos módulos o cierta porción de algunos módulos se encuentra bajo sombra. En el caso de que los módulos no cuenten con un diodo en paralelo, puede ocurrir que, aun sin encontrarse bajo un fallo físico del sistema, si un solo panel deja de recibir radiación solar, esa columna se inhabilitaría completamente, disminuyendo la corriente de cortocircuito y, por ende, la potencia máxima, similar a si la matriz tuviera una columna menos en paralelo. Si por el contrario se utilizan diodos, solo se reduciría la corriente de cortocircuito de la columna del panel sombreado, provocando una asimetría entre el resto de las columnas de la matriz. Esto puede traducirse como una deformación de la curva P-V, apareciendo diversos máximos locales. Al existir más de un único máximo, un algoritmo de búsqueda del punto de máxima potencia puede converger en un punto no deseado. En la Figura 2-9 puede observarse el resultado obtenido en simulación de [11] en los siguientes casos: ▪ C1: Matriz de paneles sin sombrear. ▪ C2: Matriz con sombreado parcial y sin diodos. ▪ C3: Matriz con sombreado parcial y con diodos. Figura 2-9. Efectos del sombreado parcial en una matriz de paneles fotovoltaico [11]. Una comparación de resultados de simulación y experimentales puede encontrarse en [11]. Marco teórico 12 2.1.8 Límites en la eficiencia de una celda solar Las celdas fotovoltaicas están limitadas por una serie de pérdidas. Algunas de ellas pueden evitarse, pero otras son intrínsecas del sistema. Las limitaciones más importantes son [8]: ▪ La corriente abandona el dispositivo a través de una serie de contactos metálicos que tienen una determinada área para reducir las pérdidas (pueden modelarse como una resistencia en serie), la cual bloquea cierta parte activa y, por lo tanto, parte de la radiación incidente. ▪ Sin tratamientos especiales, la reflectancia de los semiconductores suele ser alta (del orden del 40%). Usando superficies de película fina puede reducirse hasta un 3% o menos. ▪ Los fotones incidentes con energía inferior a la anchura de la banda prohibida no contribuyen en la generación fotovoltaica, lo que, para el silicio, supone que un 23% de las longitudes de ondas provenientes de la radiación solar no son aprovechables ▪ Los fotones con exceso de energía sobre el valor del ancho de la banda prohibida aparecen como calor, suponiendo un 33% de pérdidas de la radiación. ▪ Cada fotón absorbido genera un par electrón-hueco con una diferencia de potencial de 𝐸𝑔/𝑒, sin embargo, solo una parte de este potencial está disponible para un circuito externo (𝑉𝑏). Esto es debido a que, al estar polarizado, el nivel de Fermi no es el mismo para la región p y la región n. Esto supone un 20% de pérdidas de la radiación. 2.2 Algoritmos MPPT Como se acaba de discutir en el apartado 2.1, la potencia generada por un panel fotovoltaico es función de la tensión en bornas de este. Además, dependiendo de la irradiación que reciba el panel fotovoltaico y de la temperatura de este, el punto de máxima potencia puede variar. Es prácticamente imposible que las condiciones exteriores se mantengan constantes, ya que suelen variar de un momento para otro. Para resolver el problema de búsqueda y seguimiento del MPP, se han desarrollado una serie de algoritmos denominados MPPT. Estos algoritmos normalmente se basan en la medida de la tensión y corriente del panel fotovoltaico, de manera que, conociendo valores anteriores, pueda converger en un punto que estima como máximo actual y adaptarse ante cambios en las condiciones climatológicas. En este apartado se analizarán diversos algoritmos que existen en la literatura y que se utilizan en este tipo de aplicación, así como sus ventajas y desventajas. 2.2.1 Perturbar y observar El primer algoritmo que se va a analizar se trata del algoritmo de perturbar y observar (P&O). Este algoritmo es uno de los más sencillos de implementar debido a su simplicidad. Como se puede observar en la Figura 2-10, el algoritmo toma en cada iteración el valor actual de la tensión y la corriente del panel fotovoltaico y calcula la potencia instantánea. Tras obtener los valores actuales, calcula el incremento (conocidos los valores de la iteración anterior) y estudia si ha habido un aumento o un decremento en la potencia. Si la potencia ha aumentado respecto a la iteración anterior, es que la tensión del panel fotovoltaico está acercándose al valor de tensión que corresponde al MPP. Debido a que se puede acceder a este punto desde una tensión superior o una tensión inferior, el siguiente paso es estudiar si la tensión aumentó o disminuyó respecto a la iteración anterior. Si el incremento de tensión es positivo, significa que el algoritmo se acerca al MPP por la izquierda (desde un valor inferior de tensión), por lo que debe seguir aumentando la tensión, un valor Δ predefinido. Si por el contrario el incremento de tensión fuese negativo, el MPP correspondería a una tensión menor y el resultado sería el contrario. Finalmente, si el incremento de potencia fuese negativo, significaría que en la iteración anterior se ha llevado al panel fotovoltaico a un punto más lejano que el de máxima potencia, por lo que el razonamiento anterior se invertiría y si, por ejemplo, la tensión había aumentado, habría que deshacer este cambio disminuyéndola. 13 13 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Es importante destacar que este algoritmo no converge en ningún punto, sino que una vez que cruce el MPP, o cualquier máximo local en el caso de sombreado parcial, comenzaría a oscilar en torno a este punto. En cuanto a la selección del valor de Δ, es importante destacar que, cuanto mayor sea este valor, más rápido se encontrará el MPP a cambio de una mayor oscilación, por lo que existe un compromiso entre tiempo de establecimiento y oscilación, siendo el valor óptimo el que maximice la integral de la potencia respecto al tiempo. Figura 2-10. Diagrama de flujo del algoritmo P&O. 2.2.2 Conductancia incremental El siguiente algoritmo se trata del algoritmo de conductancia incremental (incC). Este algoritmo sigue algunos de los principios que el del apartado 2.2.1 (muestreo de valores de tensión/corriente y cálculo de valores incrementales) pero siguiendo un razonamiento algo más sofisticado. El diagrama de flujo que sigue el algoritmo viene representado en la Figura 2-11. Como bien es sabido, si existe una función continua 𝑓(𝑥), el signo de su primera derivada 𝑓′(𝑥) muestra información sobre la monotonía de la función, siendo creciente si la derivada es positiva o decreciente si es negativa. Por lo tanto, si la función pasa de un comportamiento creciente a un comportamiento decreciente, es que ha pasado por un máximo local. La potencia instantánea del panel fotovoltaico se puede expresar como: ( , ) *P v i v i= (2.1) Si se deriva respecto a la tensión, aplicando la regla de la cadena se obtiene: * Pi iv vv  =+  (2.2) Donde i v   es la conductancia del panel fotovoltaico. Como la curva de potencia (sin tener en cuenta sombreado parcial) solo posee un máximo local y ningún mínimo Marco teórico 14 (sin tener en cuenta los extremos, ya que se dan para tensión nula y para la tensión de cortocircuito), el MPP se dará cuando la expresión (2.2) se anule, es decir cuando se cumpla: *0 i i i iv v v v  + = → = −  (2.3) También es instantáneo obtener, desde (2.2) o (2.3), que el signo de P v   tendrá el mismo signo que i v   , ya que la tensión y la corriente nunca tomarán valores negativos. Por lo tanto, el algoritmo funciona de la siguiente manera: En primer lugar, se estudia el valor incremental de la tensión. En la primera iteración, este valor no será nulo, por lo que se procede a estudiar si el punto es un máximo, sin realizar ninguna acción si se cumple la condición. En caso contrario, se estudiaría el signo de la derivada, que, en un sistema discreto, se puede aproximar como el cociente de ambos incrementos (de ahí el nombre de conductancia incremental). Si este es positivo, la potencia crece con la tensión, por lo que se debe aumentar un valor predefinido Δ y decrementar en caso de que la derivada sea negativa. Supóngase que se ha llegado a un punto en el cual la tensión no ha variado. En este caso se estudiaría el valor del incremento de la corriente. Si no hubo variación significaría que el sistema está en el MPP y no se necesita acción de control. En caso contrario, significa que las condiciones ambientales han cambiado y la referencia debe variar. Si la corriente (con el mismo valor de tensión) ha aumentado, significa que la curva I-V ha subido y, por ende, el MPP se ha desplazado a la derecha, por lo que la tensión de referencia debe aumentar y disminuir en el caso opuesto. En la práctica es prácticamente imposible que se cumpla la igualdad (2.3) y este algoritmo, aun siendo más eficiente, también oscila. Figura 2-11. Diagrama de flujo del algoritmo de conductancia incremental. 15 15 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC 2.2.3 Binary Search Diversas variaciones de los algoritmos P&O e incC se han propuesto, como por ejemplo en [12] y [13], aunque también nuevos métodos basados en otras herramientas matemáticas han sido estudiados por la comunidad científica. En ciencia computacional existen diversos métodos para buscar un dato dentro de una base de datos o vector ordenado. El método más simple sería hacer una búsqueda lineal desde el primer valor hasta el último, sin embargo, el dato puede encontrarse tanto en el primer lugar como en el último, siendo el número medio de iteraciones: ( 2)( 1) 2 l NN nN +− = (2.4) Donde N es el número de datos del vector. Otro método, más efectivo y extendido, es el llamado método de búsqueda binaria, basado en el método de bisección, el cual realiza la búsqueda de ceros o raíces de una función real [9]. En este método, es indispensable que los datos estén ordenados (tal y como ocurre en la curva P-V, con los valores de tensión). Este método se basa en comparar el valor de la mitad del intervalo y si este fuera igual al valor buscado, la búsqueda finalizaría. Si el valor es distinto, se estudiaría si es menor o menor que el buscado. En caso de ser menor, el algoritmo continuaría en el subintervalo superior y viceversa. El número medio de iteraciones resulta: 2 log ( ) b nN= (2.5) Un algoritmo MPPT basado en este método se propone en [10]. En este método, el incremento en la tensión de referencia es variable, ya que se establece unos límites superior e inferior que varían en cada iteración, los cuales definen el intervalo en el que se está buscando el MPP, siendo la tensión de referencia de cada iteración el punto medio de estos límites hasta que el algoritmo converja en un punto. Además, se almacenará el valor máximo de potencia que se ha logrado, el valor de tensión que correspondía a esta potencia y un incremento de potencia máxima (definido como el valor máximo de potencia menos el valor actual de potencia). Para comprender el funcionamiento de este algoritmo, se supondrá en primera aproximación, que la primera condición a evaluar de la Figura 2-12 no se ha cumplido, ya que la potencia máxima se inicializará como el valor de la potencia actual. Para evitar oscilaciones, se establecerá un umbral de potencia, th , de manera que, si el incremento de potencia se encuentra entre th , el algoritmo ya ha encontrado un punto lo suficientemente cercano al MPP como para que el incremento de potencia sea despreciable, por lo que se establecerá como tensión de referencia la tensión de potencia máxima. Si, por el contrario, se encuentra por encima del umbral, significa que se ha aumentado la potencia, almacenando los nuevos valores máximos si la potencia actual fuera máxima a la registrada y estudiando el incremento de tensión para variar los límites como se observa en la figura (2-11). En cambio, si la potencia ha disminuido, es necesario deshacer el último cambio. En el caso de que las condiciones ambientales varíen, se definirá un umbral, reset th , para reiniciar el algoritmo si el incremento de potencia lo supera. Si esto ocurriese, quiere decir que el punto actual se ha alejado en gran medida del MPP, causado por un cambio en la curva I-V que genera que el punto actual se desplace. Por lo tanto, se sustituirá el valor máximo de potencia registrado por el valor actual para reiniciar el algoritmo. Si además este incremento es positivo (en el MPP anterior, la potencia ha disminuido), significa que la curva I-V ha bajado, llevándose el MPP más a la izquierda. En esta ocasión, se establecería como nuevo límite superior la tensión actual y se definiría un coeficiente µ , de manera que el límite inferior se disminuya una parte proporcional. La elección de los umbrales y coeficientes es un aspecto clave en el rendimiento de este algoritmo. Marco teórico 16 Figura 2-12. Diagrama de flujo del algoritmo Binary Search (BNS) propuesto en [14]. Un análisis más exhaustivo del algoritmo puede leerse en [14]. 2.3 Convertidores DC/DC Uno de los elementos básicos estudiados en la electrónica de potencia, son los convertidores DC/DC. Su función es la de convertir determinado nivel de tensión continua a otro. Existen diversas topologías básicas en función de si se desea elevar o reducir la tensión, además de otras que permiten reducirla o elevarla utilizando el mismo circuito. También se han diseñado topologías más complejas que pueden ofrecer mejores resultados (como una disminución del rizado de la corriente de salida, el cual será estudiado a continuación) a costa de utilizar un mayor número de componentes. Estos convertidores se basan en el uso de condensadores y bobinas, además del uso de diodos y otros dispositivos semiconductores que actúan como interruptores, a veces denominados puertas (como pueden ser mosfets, IGBTs, GTOs…), conmutando a determinada frecuencia. La propiedad elemental de los condensadores y bobinas es su continuidad en tensión y corriente respectivamente, ya que al cumplirse las ecuaciones (2.6) y (2.7), una discontinuidad en el tiempo supondría un valor de la corriente de la bobina o la tensión del condensador infinito. c c dv iC dt = (2.6) L l di vL dt = (2.7) Se estudiará el comportamiento en régimen permanente, por lo que se supondrá que la tensión del condensador es la misma al final que al comienzo del período y de igual manera lo será la corriente de la bobina. 17 17 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC 2.3.1 Convertidor elevador El convertidor elevador o Boost es uno de los convertidores DC/DC básicos y su topología puede observarse en la Figura 2-13. Figura 2-13. Convertidor elevador [15]. Para realizar un análisis de un convertidor DC/DC se ha de dividir el circuito en dos estados distintos: cuando el interruptor S1 se encuentra cerrado y cuando se encuentra abierto. Existiría un tercer estado si la corriente de la bobina se anulara (modo de conducción discontinua), sin embargo, en este estudio se supondrá que el convertidor funciona en modo de conducción continua, ya que en el equipo que se va a diseñar la corriente tomará valores lo suficientemente elevados. Para este análisis se supondrá que la corriente de salida es prácticamente constante e igual a su valor medio, o I . (a) (b) Figura 2-14. (a) Circuito equivalente cuando el interruptor está cerrado. (b) Circuito equivalente cuando el interruptor está abierto [15]- En la Figura 2-14 se puede comprobar el circuito equivalente en ambos intervalos. Se define como duty cycle (D) a la fracción de período en la que el interruptor se encuentra cerrado En el primer intervalo, es decir, cuando el interruptor se encuentra cerrado, se cumple que: L co s vV iI = =− (2.8) Además, el diodo está polarizado inversamente, por lo que actúa como circuito abierto. Entonces, la corriente de la bobina ascenderá con una pendiente igual a / in VL y la tensión del condensador disminuirá con una pendiente igual a / o IC− . En el segundo intervalo, se cumple que: L s o c L o v V V i i I =− =− (2.9) Ahora la corriente de la bobina disminuye con una pendiente ( )/ in o V V L− (ya que o in VV ) y la tensión del condensador aumenta con una pendiente igual a () Lo iI− /C De esta manera, se han representado las formas de onda de las corrientes y tensiones anteriores en la Figura 2-15. Nótese que la corriente del condensador en el segundo intervalo puede tomar valores negativos, lo que conllevaría un nuevo estudio, que no se realizará en este apartado. Tarjeta controladora: DS1104 24 ▪ Unidad SPI (a través de la UART TL16C550C de Texas Instruments). o Modo de transceiver configurable (RS232, RS422, RS485). o Baud rate de hasta 115.2 kBd (RS232) y 1 Mbd (RS422/RS485). Por otra parte, el subsistema que actúa de esclavo está compuesto por un DSP TM320F240 de Texas Instruments corriendo a 20 MHz que aporta las siguientes funcionalidades: ▪ Unidad de entradas y salidas digitales. o 14 bits configurables como entrada/salida de manera individual o Tensión TTL para entradas y salidas. o ± 13 mA de corriente de salida máxima. ▪ Cuatro salidas PWM independientes con duty cycle configurable, polaridad y modo (simétrico o asímetrico) configurable. Tensión TTL. ▪ Tres salidas y tres salidas invertidas para la generación de PWM trifásico, con duty cycle, frecuencia y tiempos muertos configurables. Tensión TTL. ▪ Tres salidas y tres salidas invertidas para la generación de señales PWM para space vector, con vector, sector, frecuencia y tiempos muertos configurables. El uso de este módulo inutiliza el anterior. ▪ Cuatro canales de medición de señales PWM o señales cuadradas. ▪ Unidad SPI. o Hasta 125 Mbd (como slave) o 2.5 Mbd (como master). No es implementable mediante RTI. Un esquema de todas las funcionalidades descritas aparece en la figura 3-1. Figura 3-1. Vista general de la arquitectura de la DS1004 [16]. 3.2 Puertos de entrada/salida La dSPACE DS1004 puede complementarse con un panel de control aportado por el mismo fabricante, el CP1104, el cual permite establecer una conexión entre los distintos pines de la dSPACE y otros elementos externos de forma sencilla Un esquema con los conectores aportados se puede observar en la Figura 3-2. Los conectores que aporta el CP1004 son los siguientes: ▪ 16 conectores BNC conectados a la unidad ADC/DAC. 25 25 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC ▪ 2 conectores Sub-D de 37 pines conectados a la unidad digital del master PC y al slave DSP respectivamente. ▪ 2 conectores Sub-D de 9 pines conectadas a la UART (uno para implementar RS232 y otro para RS422/RS485). ▪ 2 conectores Sub-D de 16 pines conectados a la interfaz para encoders incrementales (uno por canal). Figura 3-2. Vista superior del CP1104 [16]. A continuación, se explicarán brevemente los puertos utilizados que se utilizarán en el proyecto. 3.2.1 Conector del slave DSP El panel de control cuenta con un Sub-D de 37 pines hembra conectado a las distintas señales que proporciona el slave DSP, el cual será el encargado de generar las señales que controlarán el equipo. Sin embargo, existen una serie de conflictos entres pines, por lo que hay una serie de señales que no pueden usarse al mismo tiempo. Esto es debido a que la unidad digital está compuesta por señales compartidas con la unidad de medición de señales cuadradas/PWM (señales SCAP1-SCAP4), con la unidad SPI (señales SCLK, SSIMO, SSOMI y SSTE) y con las unidades PWM. El conexionado de estas señales se puede observar en la Figura 3-3. Las señales ST2PWM, SPWM7-SPWM9 corresponden al módulo de señales PWM independientes y las señales SPWM1-SPWM6 a las señales del PWM trifásico, siendo las pares las señales negadas de las impares. Tarjeta controladora: DS1104 26 Figura 3-3. Señales conectadas al conector CP18 [16]. 3.2.2 Comunicación serie Para la comunicación con equipos externos, como podrían ser la batería o el emulador de PV, se utilizará la unidad SPI del master PPC. El CP1104 cuenta con un conector Sub-D de 9 pines con las señales necesarias para establecer la comunicación (Figura 3-4). Figura 3-4. Señales conectadas al conector CP21 [16]. Las señales en paréntesis corresponden a las señales cuando la UART está configurada en modo RS422 o RS485. Aun así, se utilizará en modo RS232, el cual utiliza tensiónes de 10 V. 3.3 Interfaz de control El software ControlDesk aportado por el fabricante permite el diseño de interfaces para leer y escribir las distintas variables de la tarjeta controladora. Para controlar la operación del equipo y realizar los distintos experimentos necesarios para comprobar el funcionamiento de este, se diseñó una interfaz compuesta de tres ventanas distintas, una ventana principal para realizar la operación, una ventana para establecer diversos parámetros como los límites de tensión/corriente o el tiempo de precarga, entre otros y una ventana para facilitar la sintonización de los controladores. 3.3.1 Ventana principal En esta ventana (Figura 3-5) se encuentran los diversos elementos sobre los que el usuario puede actuar. 27 27 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 3-5. Interfaz de usuario del equipo. Ventana principal. Se pueden diferenciar cinco grandes bloques: ▪ Bloque de alarmas. En caso de que se supere algún límite de tensión/corriente o los drivers encargados de disparar los convertidores fallen, el equipo se detendrá y se activará el indicador de la alarma correspondiente, almacenando el valor que provocó que esta se activara. ▪ Bloque de medidas. En este bloque se muestran las medidas tomadas por el ADC, así como la potencia cedida/consumida en cada canal. Además, se ha añadido un botón para encender/apagar la batería junto a un indicador del estado de carga (SoC). ▪ Bloque de control de estado. En este bloque existe un botón principal (RUN) que inicia el equipo, junto con un botón principal (STOP) que detiene la operación, además de un botón para resetear el sistema en caso de error. También se han añadido dos parejas de botones de arranque y paro para el segundo canal (PV) y para el tercer canal, los cuales sólo se encuentran operativos cuando el primer canal se encuentra en marcha. Debajo de estos botones se muestra el estado de canal. ▪ Bloque de modo de operación. En este bloque se puede escoger si el sistema en funcionará en bucle cerrado (valor de duty cycle mediante el algoritmo de control) o en bucle abierto (valor de duty cycle fijo), seguido de una fila para ajustar la referencia de cada canal y otra para el duty cycle en el caso de que se escoja operar en bucle abierto. También se muestra la salida de los controladores y se permite activar/desactivar el algoritmo MPPT (anulando la referencia fijada por el usuario y utilizando la generada por el algoritmo), así como seleccionar el algoritmo. ▪ Gráficas. Tres gráficas independientes muestran en tiempo real la referencia y el valor medido de cada canal. 3.3.2 Ventana de parámetros En la Figura 3-6 se muestra la ventana de parámetros, donde se pueden configurar: ▪ Límites de tensión/corriente a partir de los cuales se activan las alarmas. ▪ Duración de la segunda precarga, valor final y tiempo en el que los dos contactores se encuentran cerrados al mismo tiempo. ▪ Valores del incremento fijo de tensión de los algoritmos P&O y conductancia incremental, tiempo de muestreo y parámetros del algoritmo BS. Figura 3-6. Interfaz de usuario del equipo. Ventana de parámetros. Tarjeta controladora: DS1104 28 3.3.3 Ventana de sintonización En la tercera ventana (Figura 3-7) se permite variar las constantes de los controladores que se presentarán en el capítulo 4 (el subíndice 1 hace referencia al lazo externo y el subíndice 2 hace referencia al lazo interno). Debido a que se utilizará un control en cascada, es necesario poder desactivar el lazo externo para sintonizar el lazo interno [15]. Si la casilla Controller/Tuner se encuentra activada, el control se realiza mediante el lazo interno, cuya referencia puede ser modificable por el usuario para la sintonización de este. Figura 3-7. Interfaz de usuario del equipo. Ventana de sintonización. La sección LDO consiste en la adición de un observador de primer orden para aumentar el ancho de banda de los controladores. Sin embargo, la implantación de este elemento no forma parte del alcance de este proyecto. 3.4 Modelo en Simulink. Una de las principales ventajas que aporta el uso de las tarjetas controladoras de la familia dSPACE es la facilidad de su puesta en marcha, ya que se pueden implementar modelos en Simulink como el de la Figura 3-8 para que el compilador se encargue de programar la tarjeta. 29 29 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 3-8. Modelo en Simulink implementado en la DS1104. En cualquier modelo destinado a ser implementado en una tarjeta dSPACE es necesario que existan una serie de bloques para su configuración, donde se puede establecer un trigger externo o sincronizar la ejecución con la portadora que genera las señales PWM y sincronizar los ADCs con el trigger, entre otros. En este caso se realizaron ambas acciones, ya que, de esta manera, se puede configurar para que la medida del ADC se de en el puto medio de la señal y el control se realice con la media. El modelo en Simulink consta de: ▪ Un bloque de acondicionamiento de señal (Figura 3-9), donde se realiza el escalado de las medidas para obtener los valores correspondientes de la tensión y la corriente. Para ello fue necesario realizar la calibración de cada uno de los sensores del equipo. ▪ Un bloque de control de error (Figura 3-10). Dentro de este bloque se compara los valores medidos con los límites establecidos y se gestionan las distintas alarmas. ▪ Un bloque de control (Figura 3-11). En este bloque se encuentran tanto los controladores utilizados, como el algoritmo MPPT y la generación de la segunda precarga. ▪ Un bloque de configuración SPI, donde simplemente se incluyen los bloques de configuración de este módulo. ▪ Un bloque de displays, donde se obtiene de manera indirecta el valor de la potencia de cada canal a partir de los valores de tensión y corriente de cada instante para mostrarlo en Control Desk. ▪ Un bloque de entradas y salidas donde se configuran las señales de entrada y salida. ▪ Un bloque de background. Este bloque se ejecuta una vez que las demás acciones se hayan llevado a cabo, es decir, en el tiempo restante. Aquí se gestionan las máquinas de estado. Tarjeta controladora: DS1104 30 Figura 3-9. Bloque de acondicionamiento de señal. Figura 3-10. Bloque de control de error. Figura 3-11. Bloque de control. Dentro del bloque Control 1 se genera la rampa de la segunda precarga. Un contador interno activa una señal para consultar el SoC de la batería cada 1s. 31 4 DISEÑO Y MONTAJE DEL EQUIPO a puesta en marcha de un equipo real conlleva una serie de implicaciones adicionales que no se tienen a la hora de estudiar o simular un circuito. Uno de los elementos más importantes de un equipo son las protecciones. Un equipo puede ser accesible a la persona que se encuentre diseñándolo u operando e incluso al usuario final en determinada ocasión, por lo que es indispensable que, en primer lugar, el equipo se diseñe de manera que los elementos que se encuentren en tensión se encuentren lo menos accesibles posibles. En segundo lugar, los elementos que componen el circuito pueden dañarse si se superan una serie de umbrales de tensión o corriente, por lo que también es indispensable incluir protecciones para garantizar que estos umbrales nunca son superados. 4.1 Elementos del equipo En este apartado se presentarán los distintos elementos que componen el sistema. 4.1.1 Convertidores utilizados Tal y como se había definido en los objetivos del proyecto, el sistema iba a contar con tres fuentes independientes de energía, por lo que se necesitan tres convertidores DC/DC. Debido a que se conectará un elemento capaz de distribuir o almacenar energía, el flujo de potencia debería poder ir en ambas direcciones, por lo que se decidió utilizar convertidores bidireccionales. Se utilizaron dos unidades de una PCB presente en el laboratorio (Figura 4-1) la cual está compuesta por cuatro mosfets IRFP4227, capaces de soportar 65 A y 200V, formando un puente en H (equivalente a dos convertidores bidireccionales con su salida en paralelo) y demás elementos necesarios. Debido a que los niveles de tensión a la salida de cualquier tarjeta controladora no son los apropiados para hacer conmutar un dispositivo de potencia, las señales de disparo de estos son generadas por el FAN7384, un driver diseñado para este tipo de convertidores. Este requiere una señal de activación y la señal PWM correspondiente a cada dispositivo, sin embargo, el conector de señales del driver de esta PCB solo requiere la señal de la puerta inferior, ya que mediante un mosfet que actúa de inversor genera la señal de la puerta superior. Figura 4-1. Convertidor utilizado en el equipo. L Diseño y montaje del equipo 32 32 Las salidas de estas PCBs se conectaron en paralelo a un banco de 12 condensadores de 470 µF en paralelo, formando una capacidad equivalente de 5.64 mFEl punto común entre cada pareja de mosfets se conectó a sendas bobinas de 3 mH, formando la entrada de cada canal. Ambos elementos se pueden apreciar en la Figura 4-2. Figura 4-2. DC-Link del equipo (izquierda) y bobina de un convertidor (derecha). Aunque el equipo cuente con cuatro convertidores en total, en este proyecto solo se pondrán tres en marcha, debido a que la cantidad de ADCs que proporciona la DS1104 limita el número de convertidores que se pueden controlar al mismo tiempo. 4.1.2 Elementos de medida A la hora de implementar los algoritmos de control del sistema, es necesario medir en cada instante la tensión y la corriente de cada canal, además de la tensión del DC-Link. Para llevar a cabo esta tarea, se utilizaron dos sensores de efecto Hall (Figura 4-3) ampliamente utilizados en la industria, el LV-25P y el LA-25NP (tensión y corriente respectivamente). Una de las principales ventajas de este tipo de sensores es que no añaden pérdidas por inserción, ya que se genera una corriente proporcional a la que circula por él. Sin embargo, para medir tensión es necesario colocar una resistencia en serie con el sensor para generar una corriente proporcional, aunque, si esta resistencia se escoge adecuadamente, el efecto de inserción apenas es notable. Figura 4-3. Sensores de corriente (izquierda) y tensión (derecha) del equipo. Debido a que los ADCs de la DS1104 requieren una entrada en tensión entre -10 V y 10 V, es necesario una etapa de acondicionamiento para obtener una señal en tensión a partir de la corriente generada a la salida de los sensores y adecuarla al rango de entrada para optimizar el SNR. Para ello, se utilizó una PCB presente en el laboratorio (Figura 4-4), diseñada para estos sensores, compuesta por varios amplificadores operacionales, resistencias y condensadores. La salida y la alimentación de cada sensor se conecta a la PCB que acondiciona la señal mediante cables de par trenzado y la salida de esta PCB se conecta a otra que incluye un conector BNC hembra para cada señal. 33 33 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 4-4. Etapa de acondicionamiento de las medidas. Además, cuando se capture la señal, se obtendrá un variable con un valor entre -1 y 1, por lo que es necesario calibrar estos sensores y escalar el resultado obtenido para obtener los valores de tensión. Para la calibración, se aislaron los distintos sensores del equipo y se conectó una fuente limitada en tensión o en corriente, obteniendo una serie de puntos tal y como se muestra en la Figura 4-5. Figura 4-5. Ejemplo de rectas de calibración. 4.1.3 Elementos de protección Ya que, en algún momento, tanto a la salida del equipo como en alguna de las fuentes de energía pueden producirse sobrecorrientes o sobretensiones, es necesario disponer de una serie de protecciones. Antes de comenzar a disparar los convertidores que forman el equipo, es necesario implementar por software una serie de alarmas que, en caso de que se excedan los límites establecidos (escogidos en función de las características de los dispositivos semiconductores y demás elementos que forman el equipo), desactiven la operación de los convertidores. De esta manera, las fuentes y el DC-Link se aislarían entre sí, evitando daños en cualquiera de estos. En un equipo de alta potencia, se podría utilizar un magnetotérmico conectado a la entrada de cada canal. De esta manera, en el caso de que la entrada de un convertidor alcanzase una corriente excesivamente elevada, se desconectaría dicho canal, además de poder mantener desconectado manualmente alguno de los canales. Sin embargo, debido a que no se disponía de magnetotérmicos de corriente continua (los cuales incluyen algún mecanismo de extinción del arco eléctrico) y que las protecciones estaban implementadas por software, los magnetotérmicos utilizados en el equipo solo cumplen la función de conexión manual de cada uno de los canales de entrada y la carga. Diseño y montaje del equipo 40 40 Tras simular el montaje de la figura superior, el resultado fue el mostrado en la Figura 4-17: Figura 4-17.Simulación en bucle cerrado del lazo interno. Se puede apreciar como la corriente se adapta correctamente a la referencia con un tiempo de subida de aproximadamente 1 ms, de manera que se puede continuar añadiendo el lazo externo. Además, el rizado en corriente es prácticamente de 2 A, tal y como puede obtenerse utilizando la ecuación (2.10). 4.2.3 Canal único Una vez que se ha comprobado el funcionamiento del lazo interno, el siguiente paso es utilizar el esquema de control completo, sintonizando el lazo externo. En este momento, el montaje en Simulink de la Figura 4-18 corresponde al esquema de un canal del equipo real, por lo que además es necesario añadir una máquina de estados que controle la operación. Figura 4-18. Esquema en Simulink de un canal del convertidor, incluyendo cambio de carga. La máquina de estados, cuyo diagrama de flujo aparece en la Figura 4-19, posee los siguientes estados: ▪ STOP. Es el estado de reposo, el convertidor se encuentra desactivado. ▪ PRECHARGE 1. En este estado se conecta la resistencia de precarga hasta que se alcanza una tensión en el DC-Link ligeramente inferior a la de entrada. ▪ PRECHARGE (BOTH): En este estado ambos contactores se encuentran cerrados al mismo tiempo durante un tiempo programable. ▪ PRECHARGE 2. Se añade una segunda precarga donde la referencia del controlador varía linealmente desde el valor de tensión del DC-Link al comienzo del estado hasta la tensión de referencia asignada. ▪ RUN. Es el estado donde el equipo se encuentra en su operación natural. ▪ ERROR. A este estado se accede en el momento de que se supere alguno de los límites de tensión/corriente (en el equipo real, también cuando se activa la señal de error de los drivers que generan las señales de disparo de las puertas). 41 41 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 4-19. Diagrama de flujo de la máquina de estados del primer canal. Las señales RUN, STOP y RST de la figura superior corresponden a las señales de control que se presentaron en la interfaz del capítulo 3. Debido a que el controlador utilizado es un PI y, por lo tanto, es de tipo 1, es inevitable que exista un error cuando la referencia es una rampa, aun así, es necesario ajustar las ganancias del controlador para que siga lo máximo posible la referencia. Figura 4-20. Simulación en bucle cerrado de un canal del equipo. Figura 4-21. Detalle de la tensión del DC-Link. En la Figura 4-20 se observa el resultado de simulación. Se puede diferenciar ambos estados de precarga y el estado de marcha. En el segundo 0.35 se ha efectuado un cambio de carga, añadiendo una resistencia del mismo valor a la inicial en paralelo, lo que duplica la potencia exigida. En la Figura 4-21 se observa un detalle de la tensión de salida durante el cambio de carga, donde la tensión se regula en aproximadamente 50 ms. Diseño y montaje del equipo 42 42 4.3 Resultado experimental Una vez que se han obtenido resultados positivos en simulación, se puede proceder a poner en marcha el equipo real. Para ello, se conectó una fuente de tensión conectada la red en un canal aislado. La fuente en cuestión se trata de la N5771A de Agilent Technologies. Puede ofrecer una potencia de hasta 1500W, alcanzando una tensión de 300 V y una corriente máxima de 5 A. Para los distintos experimentos que se realizarán en el equipo, se limitará a 50 V. Como carga se utilizaron tres resistencias de 1kW en serie, de 21 Ω cada una (Figura 4-22), formando una resistencia equivalente de 63 Ω que, bajo una tensión de 100 V como se desea en la salida, consumirían unos 158.73 W. Figura 4-22. Carga del sistema. Antes de comenzar a operar el equipo, es necesario comprobar las protecciones que se han programado, de manera que, si llegara a existir una sobretensión o sobrecorriente por cualquier motivo, se detuviera el equipo. Para realizar estas comprobaciones, lo primero es comprobar manualmente que los relés se cierran para posteriormente conectar la fuente de tensión en el primer canal y arrancar el equipo en bule abierto con D=1, de manera que la tensión del DC-Link sea igual a la tensión de entrada (50 V). Por último, se variarán manualmente los límites con los que deberían de saltar las protecciones, forzando que se active la alarma de error, por ejemplo, estableciendo un límite superior de la tensión del DC-Link menor a la tensión de entrada. Debido a que el sensor de tensión del DC-Link se encuentra conectado a la PCB del convertidor, en el momento en el que los contactores están cerrados, el sensor de tensión marca la tensión de entrada, por lo que en las dos últimas gráficas de la Figura 4-23 se ha mostrado la corriente de la fuente en lugar de la tensión, observando cómo esta se anula (el equipo se desconecta) en el momento que se excede el límite correspondiente 43 43 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 4-23. Comprobación de protecciones en el equipo real. Tras probar las protecciones, se comprobó el funcionamiento en bucle abierto de cada uno de los canales de manera aislada, obteniendo, como era de esperar, un resultado similar en todos los convertidores. En el análisis del convertidor elevador del capítulo 2 se utilizó como duty cycle el tiempo que estaba cerrada la puerta inferior. Sin embargo, en el equipo se define como duty cycle el tiempo que está cerrada la puerta superior, de manera que 1 up DD=− y (2.12) es equivalente a / o s u p V V D= Diseño y montaje del equipo 44 44 Figura 4-24. Test en bucle abierto del sistema. Si la tensión de entrada son 50 V, la tensión de salida teóricamente debería alcanzar los 100 V y 71.43 V con un duty cycle de 0.5 y 0.7 respectivamente, coincidiendo prácticamente con los valores experimentales mostrados en la Figura 4-24. Una vez comprobado el correcto funcionamiento de todos los canales en bucle abierto, se procedió a operar en bucle cerrado, cuyo resultado aparece en la Figura 4-25. Al igual que pasa en la mayoría de los sistemas reales, los controladores diseñados en simulación no suelen funcionar de la misma manera en el sistema real, por lo que fue necesario sintonizar estos controladores para que fueran lo suficientemente rápidos sin comprometer la estabilidad del equipo. Uno de los límites existentes en este instante es la limitación en corriente de la fuente, por lo que no se podían implementar controladores demasiado agresivos, ya que en el momento que se le exige a la fuente más corriente de la que puede ofrecer, se produce una caída de tensión. Figura 4-25. Test en bucle cerrado del equipo 45 45 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 4-26. Test en bucle cerrado del equipo. Precarga. Figura 4-27. Test en bucle cerrado del equipo. Cambio de referencia. Si se observa la Figura 4-26. Test en bucle cerrado del equipo. Precarga., se puede pensar que la precarga no se está realizando correctamente ya que no se observa la evolución exponencial que se esperaba. Esto se debe a la limitación en corriente de la fuente de tensión, ya que si se observa la corriente se puede apreciar como esta se anula constantemente, debido a la elevada corriente exigida, lo que fuerza que la tensión de entrada disminuya instantáneamente. Conforme la amplitud de estos picos disminuye, la corriente se va estabilizando. En la Figura 4-27 se puede comprobar como el sistema se adapta a un cambio de referencia, ya que no se implementó un cambio de carga. El tiempo de establecimiento es de aproximadamente 100 ms. El mismo procedimiento se llevó a cabo en el resto de los canales, obteniendo un resultado similar. 47 5 PUESTA EN MARCHA DE LA BATERÍA n el capítulo 4 se explicó cómo el equipo fue diseñado y se mostró el resultado experimental de un canal aislado, comprobando el correcto funcionamiento de cada uno de ellos. A la entrada de estos, se conectó una fuente de tensión, sin embargo, en una aplicación real puede ser más interesante el uso de un sistema de baterías que pueda almacenar energía, ya que, por ejemplo, en un vehículo eléctrico no se tendría acceso a la red para conectar una fuente de tensión. Además, un batería real es capaz de ofrecer mayor corriente que las fuentes de las que se disponen en el laboratorio, solucionando el problema comentado en el capítulo 4 y permitiendo el diseño de controladores más rápidos. 5.1 Batería utilizada La batería que se conectó en el canal principal es una batería diseñada por la empresa Solving System Engineering (Figura 5-1), material de laboratorio, de la cual no existe documentación que explique su composición o parámetros interesantes a la hora de operar con ella. En plena carga, la tensión en bornas de la batería es de 50 V. Cuenta con distintas protecciones internas (de sobrecorriente entre otras) y un sistema de regulación de la corriente de carga Esta batería, al igual que muchos entornos industriales como pueden ser PLCs, utiliza el protocolo Modbus para su comunicación. Figura 5-1. Fuentes utilizadas en el equipo. De arriba a abajo: fuente de tensión, batería y emulador de PV. 5.2 Protocolo Modbus La batería utilizada cuenta con multitud de registros de escritura/lectura que permiten tanto operar sobre la batería (como, por ejemplo, encenderla o apagarla) como tomar información de esta (como puede ser la tensión de cada celda, el SoC o el estado de las alarmas). Para la comunicación con equipos externos, la batería implementa un pequeño servidor Modbus sobre TCP/IP, permitiendo conectar la batería a una subred mediante el conector RJ-45 que incorpora. Con la llegada de los PLCs a la industria y la necesidad inminente de establecer una conmutación entre ellos y otros equipos, nació el protocolo Modbus [18]. Este protocolo tiene distintas variaciones, siendo Modbus TCP la estudiada en este apartado, situándose en la capa de aplicación del modelo OSI [19]. En este protocolo existe un dispositivo que solicita leer/escribir información (maestro) sobre los registros de otro E Puesta en marcha de la batería 48 48 dispositivo (esclavo). Los dispositivos que implementan el protocolo Modbus poseen los siguientes tipos de registros: • Bobinas. Son registros booleanos de que pueden ser leídos o escritos tanto por parte del equipo que actúa de maestro como el que actúa de esclavo. • Entradas discretas. Son registros booleanos donde al maestro solo se le permite la lectura. • Registros de retención. Igual que las bobinas, pero con palabras sin signo. • Registros de entrada. Igual que las entradas discretas, pero con palabras sin signo. Todos los registros de la batería son registros de retención. Para comprender el funcionamiento del protocolo Modbus, es necesario presentar la estructura de la trama, es decir, cómo se estructura el paquete de datos que se enviará sobre TCP-IP. Figura 5-2. Trama maestro (izquierda) y esclavo (derecha) Modbus. La cabecera del protocolo conta de los siguientes campos, cuyo tamaño puede consultarse en la Figura 5-2: • ID de la trama. Suele utilizarse un número que se incrementa con cada paquete. La función de este campo es establecer qué respuesta corresponde a qué mensaje enviado. • ID del protocolo. 0 en Modbus. • Tamaño. Indica el tamaño en bytes del resto del paquete. • Unidad. Indica a qué unidad se envía el paquete. Si la unidad no posee una identificación, se debe escribir 255 en este campo. • Código de función. Para esta aplicación, es importante conocer que 03 y 06 corresponden respectivamente a la lectura y a la escritura de un solo registro de retención. En cuanto al campo de datos del paquete, en la parte del maestro (el dispositivo que establece la comunicación), el primer byte hace referencia a la dirección en la que se quiere realizar la acción. En la parte del esclavo, el primer byte incluye el número de bytes de la respuesta. 5.3 Comunicación dSPACE-batería Una vez conocido el formato de la trama del protocolo y sabiendo que la batería posee un registro para habilitar/deshabilitar la batería y un registro con el SoC, entre otros, lo único restante es realizar una función que se encargue de establecer la comunicación necesaria para controlar el estado de la batería y conocer constantemente el SoC. Para ello, se diseñaron dos máquinas de estados, una para el envío de los paquetes y otra para la recepción. Para diseñar la máquina de estados de la recepción (Figura 5-3) es importante conocer cómo se están recibiendo los datos. Tal y como se ha configurado la DS1004, cada tiempo de muestreo se intenta leer un dato de la FIFO. Si no se ha recibido ningún dato, un bit de estado de la FIFO mostrará un error, sin embargo, cuando se encuentre un dato, este bit se mantendrá a cero (condición de que se ha leído un byte). Por lo tanto, se partirá de un estado en el que se lee la cabecera de la trama recibida y otro estado en el que se leen los datos, activando una señal de fin de lectura para indicar a la máquina de estados del envío que se ha leído un nuevo paquete. 49 49 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 5-3. Máquina de estados de recepción Modbus. La máquina de estados del envío (Figura 5-4) comenzará en un estado de reposo. En la primera iteración, se enviará un paquete para conocer el estado de la batería y se volverá al estado de reposo. Esta comprobación se realiza cada 10 s. Una vez conocido el estado de la batería, si el botón ON/OFF toma el valor contrario, se envía un paquete para habilitar/deshabilitar la batería. Si la batería está habilitada, cada 1 s se envía un paquete solicitando el SoC. Una vez enviado cualquier tipo de paquete, si no se recibe respuesta a los 10 s, se entra en el estado de error. Figura 5-4. Máquina de estados de envío Modbus. 5.4 Resultado experimental Tras comprobar que la comunicación con la batería funciona correctamente y se puede encender/apagar la batería desde la interfaz diseñada en ControlDesk, actualizándose constantemente el SoC, lo siguiente es repetir el experimento del apartado 4.3 utilizando la batería como fuente de entrada. El resultado (representado en la Figura 5-5) es similar, con el detalle de que en este momento la precarga (Figura 5-6) sí evoluciona como se esperaba, aunque se puede observar cómo el límite de corriente que puede ofrecer la batería es de 16 A, sin producirse el mismo efecto que con la fuente. Un detalle del cambio de referencia se puede apreciar en Figura 5-7. Puesta en marcha del emulador de PV 56 56 A diferencia del primer canal, en el segundo canal se desea regular la tensión del panel fotovoltaico, por lo que realmente este convertidor se puede ver como un convertidor reductor cuya entrada es el DC-Link y su salida es el PV. Por lo tanto, a el error que se introduciría en el lazo externo, sería de signo contrario. La forma más sencilla de comprender el cambio de signo es pensar que ahora, al actuar como reductor, el efecto que se ve en la tensión del PV al aumentar el duty cycle es el contrario que en el caso de controlar el DC-Link. Figura 6-4. Esquema en Simulink de dos canales del equipo. Además, a la entrada del PV se conectará un condensador para estabilizar la tensión en bornas de este, ya que el propio rizado de la corriente (del orden de la corriente de máxima potencia), puede causar una gran variación en la tensión de entrada, como se puede apreciar en la curva de la Figura 6-2. Al contrario que en el DC-Link, no existirán más elementos conectados en paralelo, por lo que esta capacidad puede ser mucho menor, lo que se traduce como un aumento del ancho de banda del convertidor, permitiendo diseñar controladores más rápidos. Se utilizó una capacidad de 1.2 mF, ya que es la que se dispone en el laboratorio y la que se conectará en el equipo real. El modelo de Simulink utilizado en simulación se puede apreciar en la Figura 6-4. También es necesario diseñar una máquina de estados para este canal. En este caso, no es necesario implementar estados de precarga, ya que es el primer canal el que se encarga de regular la tensión del DC-Link. Además, para iniciar el funcionamiento de este canal, es necesario que el primero esté funcionando. El diagrama de flujo de esta segunda máquina de estados es el de la Figura 6-5, donde se han generado nuevas señales para el control de este canal, al igual que se mostró en la interfaz del capítulo 3. Figura 6-5. Diagrama de flujo de la máquina de estados del segundo canal. Por otra parte, para mejorar el funcionamiento del primer canal a la hora de incluir el PV, se modificó el esquema de control de manera que a la potencia de referencia que genera el lazo externo se le resta la potencia de referencia del segundo canal, anticipándose a las futuras variaciones. 57 57 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 6-6. Simulación en bucle cerrado de dos canales. Referencia del PV manual. En la simulación representada en la Figura 6-6, el segundo canal se activó en t=0.35s. Además, ambas resistencias que conforman la carga comenzaron conectadas y en t=0.65 se desconectó una de ellas. En la figura superior se puede comprobar el correcto funcionamiento del equipo, siendo capaz de adaptar la tensión del PV frente a cambios en la referencia con un tiempo de establecimiento de aproximadamente 50 ms. Si se observa la potencia, se puede comprobar cómo se reparte la potencia consumida por la carga en ambos canales. 6.3.2 MPPT Una vez que ambos canales se han simulado y el control funciona correctamente, el siguiente paso es incluir un bloque que genere la referencia de la tensión del PV utilizando distintos algoritmos MPPT. Lo primero que hay que tener en cuenta para que estos algoritmos funcionen correctamente es que la tensión a la entrada del PV debe haber alcanzado la referencia anterior antes de volver a ejecutar el algoritmo, de modo contrario se estaría muestreando un punto distinto al que el algoritmo había decidido. Para ello, se tomó como tiempo de muestreo de estos algoritmos 0.125 MPPT s Ts= . Debido a que cambios en la irradiancia desplazan ligeramente la tensión de máxima potencia y puede llegar a parecer que el algoritmo no cambia de punto, se dará un escalón positivo en la temperatura, de manera que la tensión de máxima potencia disminuya aproximadamente 10 V, observándose cómo el algoritmo desplaza la referencia correctamente. Se utilizará el mismo PV que en la simulación del apartado 6.3, introduciendo un aumento de 25ºC a 55ºC en la temperatura del PV en t=2.5s. Puesta en marcha del emulador de PV 58 58 Figura 6-7. Ejemplo de funcionamiento de algoritmo MPPT (P&O). Cambio de carga en t=0.65s. Simulando en primer lugar el algoritmo P&O (Figura 6-7), se observa cómo la referencia de la tensión del PV varía constantemente, oscilando alrededor de los puntos de máxima potencia (48V y 138.2W antes de t=2.5s y 40.69V y 122.9Wdespués). Los puntos seleccionados en la potencia corresponden a la potencia media del periodo. En la Figura 6-8 se puede observar una comparación de los tres algoritmos que se describieron en el capítulo 2, junto a la potencia muestreada por el algoritmo (potencia media), desplazada una muestra (debido a que el algoritmo la devuelve a la vez que el cambio de referencia). Como era de esperar, el algoritmo P&O y conductancia incremental oscilan entre el MPP. Aun así, estos dos algoritmos no dejan de ser excesivamente simples y podrían aportar un mejor resultado añadiendo un mecanismo que varíe el incremento de tensión. Figura 6-8. Comparación de los algoritmos P&O, incC y BNS. Aunque el algoritmo de conductancia incremental puede parecer que se comporta peor que el algoritmo P&O debido a que la potencia toma un valor menor, hay que tener en cuenta que esto se debe a que el cambio de curva se ha dado cuando, utilizando este algoritmo, la tensión era mayor que con P&O, llevándose el punto a un punto de menor potencia de la nueva curva. Un estudio de la influencia del valor del incremento de tensión en la referencia de estos algoritmos se realizará de manera experimental. 59 59 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Si se observa el resultado del algoritmo BS, el cual sí implementa una variación en el incremento de tensión, se puede observar que converge más rápido que el resto de los algoritmos y no oscila. Sin embargo, ajustar de manera correcta los umbrales de potencia que se definen en este algoritmo es crítico para optimizar su funcionamiento. Debido a que el rizado de corriente es del mismo orden que la corriente de máxima potencia, es difícil establecer un umbral lo suficientemente bajo como para que el algoritmo no converja en un punto demasiado alejado pero lo suficientemente elevado como para que no oscile por las propias fluctuaciones de la corriente, que, en un sistema real, habría que sumar ruido de los sensores, de los ADCs, interferencias y acoplamientos con demás elementos del equipo, junto a no linealidades y efectos no ideales. 6.4 Resultado experimental Al igual que en el capítulo 5, tras comprobar el funcionamiento del modelo del sistema en simulación, el siguiente paso es comprobar los resultados experimentales. En primer lugar, se tomarán puntos experimentales de tensión y corriente del emulador de PV para su comparación con la curva I-V introducida. Posteriormente se probarán los distintos algoritmos MPPT para su comparación en un sistema real. 6.4.1 Comprobación curva I-V Para la obtención de las curvas I-V experimentales, se realizó un experimento en el cual se comprobó al mismo tiempo el funcionamiento del controlador que regula la tensión del PV, el cual tuvo que volver a ser sintonizado experimentalmente. Este experimento consistió en un barrido de la tensión de entrada del emulador desde una tensión cercana a la de circuito abierto. Un fragmento de este experimento puede observarse en la figura inferior. También se ve cómo, conforme el sistema se aleja del punto sobre el que se linealizó para el diseño del PI, el comportamiento en bucle cerrado del sistema varía, pudiendo alcanzar la inestabilidad para valores muy bajos de tensión en el emulador (valores bajos del duty cycle de este canal). Un fragmento del experimento realizado se puede observar en la Figura 6-9. Figura 6-9. Fragmento del barrido de la tensión a la entrada del emulador de PV para ambas curvas introducidas. Puesta en marcha del emulador de PV 60 60 Figura 6-10. Curva ideal (T=25 ºC) frente a curva experimental. Figura 6-11. Curva ideal (T=55 ºC) frente a curva experimental. A pesar de que las curvas experimentales y las curvas ideales no coinciden en todos sus puntos, tal y como se observa en la Figura 6-10 y en la Figura 6-11, hay que tener en cuenta que, además de que puedan existir limitaciones del propio equipo real, los valores de corriente y tensión se han obtenido a través de los sensores del equipo, lo que quiere decir que existen errores debido a la calibración de estos. Sin embargo, las curvas experimentales obtenidas se asemejan bastante a las ideales. 6.4.2 Algoritmos MPPT Una vez que se conoce la curva que está siendo implementada por el emulador, ya se pueden comprobar los algoritmos MPPT que se utilizaron en simulación, esperando resultados bastantes similares. En este caso, para poder observar con claridad en tiempo real el funcionamiento del algoritmo, se utilizó como tiempo de muestreo 1 MPPT s Ts= . Además, el algoritmo BNS toma grandes saltos de referencia donde puede tardar más en estabilizarse. 61 61 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 6-12. Resultado experimental de los tres algoritmos MPPT. Cambio de curva I-V en t=35s En la Figura 6-12 se puede apreciar cómo el resultado obtenido por los algoritmos MPPT es muy similar al obtenido en simulación. En la Figura 6-13 aparece un detalle del cambio de curva (t=35s). Como era de esperar, el algoritmo de conductancia incremental es algo más rápido que el P&O, además de mantener una oscilación menor en torno al MPP. Ambos algoritmos son superados por el algoritmo BNS, ya que converge mucho más rápido, evita las sobreoscilaciones y la integral de la potencia durante todo el experimento es notablemente mayor. La razón por la que los dos primeros algoritmos parecen oscilar en torno a otro punto distinto al que toma el BNS es debido a que el MPP se encuentra en el punto medio de ambos puntos y, además, la diferencia de potencia entre ellos apenas es perceptible, por lo que el mismo ruido de la medida puede provocar que el algoritmo se vaya a otro punto en el que la potencia es prácticamente la misma, sin verse afectado el rendimiento de este. Es importante comentar que los picos que aparecen en la potencia se deben a picos en la corriente debido al lazo externo. Esto puede arreglarse diseñando un control menos agresivo, perdiendo en tiempo en establecimiento y, probablemente, teniendo que aumentar el tiempo de muestreo del algoritmo MPPT. Figura 6-13. Detalle del resultado experimental de los tres algoritmos MPPT Cambio de curva I-V en t=3.5s. Puesta en marcha del emulador de PV 62 62 Otro experimento interesante consiste en variar el incremento de tensión en alguno de los dos primeros algoritmos, como por ejemplo en el de conductancia incremental. Si se aumenta el valor del incremento, el algoritmo alcanza el MPP más rápido, pero la oscilación es mayor. Si se observa la potencia en el arranque, el algoritmo con mayor incremento de tensión es capaz de extraer más potencia del equipo. Sin embargo, en el momento del cambio de curva, el de menor incremento tiene mejor rendimiento, debido a que el salto no es excesivamente elevado. Además, cuando se alcanza el MPP, se puede observar cómo la potencia también oscila, pudiendo llegar a ser considerable si el incremento de tensión es demasiado elevado. Figura 6-14. Comparación del resultado experimental de incC con varios valores de incremento de tensión. 63 7 EQUIPO COMPLETO l equipo diseñado tenía como objetivo operar simultáneamente con tres canales. En los capítulos 4, 5 y 6 se ha ido comprobando el correcto funcionamiento de los dos primeros canales, integrado progresivamente cada uno de los elementos finales que compondrían el sistema. En este capítulo se implementará el tercer y último canal y se mostrará el resultado final, realizando una serie de experimentos que validen el funcionamiento del equipo completo. 7.1 Simulación del tercer canal El tercer canal del equipo está pensado como fuente auxiliar del sistema, de manera que se pueda controlar la corriente generada o consumida por esta. Al igual que con el resto de canales, el primer paso consiste en simular el modelo del equipo en Simulink (representado en la Figura 7-1), validando el funcionamiento de este. Figura 7-1. Modelo del equipo completo en Simulink. En esta ocasión, simplemente se ha de añadir la salida de un tercer convertidor en paralelo con el DC-Link y eliminar el lazo externo del algoritmo de control, de manera que se pueda variar manualmente la potencia de referencia del lazo interno. A la entrada de este convertidor, tanto en simulación como en el equipo real, se conectará una fuente de tensión de 50 V. Además, es necesario añadir una tercera máquina de estados, cuyo diagrama de flujo (Figura 7-2) es similar al del segundo canal (utilizando unas nuevas señales de arranque y paro). Al igual que se hizo a la hora de poner en marcha el segundo canal, se realizará la sustracción de la potencia de referencia de este canal a la potencia de referencia del primer canal, para anticiparse a cambios en esta. E Equipo completo 64 64 Figura 7-2. Máquina de estados del tercer canal. El resultado de simular la operación del primer canal como regulador de la tensión de salida y el tercer canal con una referencia manual de potencia puede observarse en la Figura 7-3. El control de la potencia se activa en t=0.35s y se da un cambio de referencia de 100W a 150W en t=0.5s. Figura 7-3. Resultado en simulación del tercer canal. Como era de esperar, el control funciona correctamente, ya que este control se basa en el uso único del lazo interno y este era bastante rápido. Al igual que en la sección 4.3.2, la potencia se ajusta a la referencia en aproximadamente 1 ms. 7.2 Simulación del equipo completo Una vez comprobado el funcionamiento en simulación del tercer canal junto al primer canal, es el momento de simular el equipo completo en funcionamiento. Para verificar la correcta operación del equipo, se estableció un experimento con duración de 10 s en el cual: ▪ Se activa el segundo canal en t=0.35s utilizando el algoritmo de conductancia incremental. La curva implementada es la equivalente para T=25 ºC. ▪ Se activa el tercer canal en t=3 s con una potencia de referencia de 100 W. ▪ Se produce un cambio de curva (la correspondiente a T=55ºC) del PV en t=5s. ▪ Se establece un cambio de referencia de la potencia del tercer canal a 150 W en t=7 s. ▪ Se desactiva el tercer canal en t=9s. 65 65 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Figura 7-4. Simulación de la operación completa del equipo. En la Figura 7-4 puede observarse cómo el equipo completo funciona correctamente en simulación. La tensión del DC-Link permanece prácticamente constante durante toda la operación y en esta ocasión la fuente del primer canal absorbe potencia cuando la potencia generada por el resto de los canales es mayor a la potencia consumida por la carga. En el equipo real, esto se traduciría como que, al generar más potencia de la consumida, el exceso se almacena en la batería. El tercer canal es capaz de ofrecer la potencia establecida a pesar de los cambios en la curva del PV, cuya referencia de tensión sigue el MPP gracias al algoritmo utilizado. También puede observarse cómo en la precarga, la tensión del DC-Link toma un valor mayor al de la fuente principal, a la vez que aparecen unos picos de potencia (que aparecen recortados en la figura) en el segundo y en el tercer canal. Esto es debido a que el DC-Link se carga a través de los diodos que se encuentran en antiparalelo en las puertas superiores. Para solucionar este problema, sería necesario añadir un contactor a la entrada de cada canal, de manera que se aíslen cuando su operación no se encuentre habilitado. Sin embargo, en el equipo real esto solo se puede realizar de manera manual, elevando el magnetotérmico correspondiente. 7.3 Resultado experimental Al igual que se hizo en simulación, en primer lugar, se comprobó el funcionamiento del tercer canal de forma aislada, verificando el control en potencia. Para los experimentos que se realizaron, se utilizó la misma fuente de tensión utilizada en el capítulo 4. Aunque puede parecer que la referencia de la potencia varía con una rampa en la Figura 7-5, es debido a que ControlDesk exporta esta variable con menor frecuencia, tratándose simplemente de la unión entre dos puntos de distinto valor a la hora de representar la curva. Anexo B: PCBs diseñadas 72 72 Interfaz TTL-Fibra conectada al convertidor: 73 73 Diseño y puesta en marcha de un sistema de distribución de potencia para micro-redes DC Interfaz TTL-TCP/IP 75 REFERENCIAS [1] Naciones Unidas, «Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático,» 2009. [En línea]. [Último acceso: junio 2019]. [2] European Commission, «A European strategin long-termi vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy,» Brussels, 2018. [3] J. G. Hayes y G. A. Goodarzi, Electric Powertrain: Energy Systems, Power Electronics and Drives for Hybrid, Electric and Fuel Cell Vehicles, Wiley, 2017. [4] T. A. Burress, S. L. Campbell, C. L. Coomer, C. W. Ayers, A. A. Wereszczak, J. P. Cunningham, L. D. Marlino, L. E. Seiber y H. T. Lin, System, Evaluation of the 2010 Toyota Prius Hybrid Electric Drive, Oak Ridge National Laboratory report, 2011. [5] TESLA MOTORS, INC., «Tesla,» 2011. [En línea]. 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