modelització i operació de diferents tipologies d’una

Treball de Fi de Màster

Màster Universitari en Enginyeria Industrial

Modelització i operació de diferents tipologies d’una

microxarxa aïllada

MEMÒRIA

Autor: Gerard Argilés Mor

Director: Oriol Gomis-Bellmunt

Ponent:

Convocatòria: Juny 2021

Escola Tècnica Superior

d’Enginyeria Industrial de Barcelona

2 Modelització i operació de diferents tipologies d’una microxarxa aïllada


Resum

L’increment dels recursos de generació renovables i de sistemes d’emmagatzematge presenten un

nou paradigma de sistemes energètics. Els sistemes de microxarxes aïllades de les zones rurals o

illes tradicionalment han basat el seu funcionament en l’operació de generadors dièsel. No

obstant, els recursos de generació renovables i de sistemes d’emmagatzematge ajuden a disminuir

la dependència d’aquests tipus de generadors.

Amb aquest punt de partida, aquest treball tracta de modelitzar i operar diferents tipologies de

microxarxa aïllada, basada en un generador dièsel, un sistema fotovoltaic, un sistema

d’emmagatzematge i els convertidors VSC (Voltage Source Converter).

El sistema fotovoltaic s’ha modelitzat junt amb el seu control de MPPT. El convertidor VSC s’ha

estudiat en base al seu model simplificat i se n’ha dissenyat les dues estratègies de control que

permeten la seva operació en mode grid-feeding i mode grid-forming. Pel que fa al generador

dièsel, s’han seleccionat els controls adequats per a les operacions desitjades, així com els valors

de paràmetres que permeten obtenir respostes el més robustes i estables possible.

Primerament s’ha realitzat l’operació del generador dièsel sota diferents condicions, d’on se n’ha

observat les afectacions produïdes pels canvis de càrrega. A continuació s’ha operat una tipologia

de microxarxa híbrida, on el generador dièsel i el sistema fotovoltaic operen de manera

satisfactòria. Amb el generador dièsel mantenint la tensió i freqüència de xarxa, s’ha pogut

observar les dinàmiques del control del convertidor grid-feeding del sistema fotovoltaic. També

s’ha observat com les diferents faltes de línia provoquen desequilibris en els corrents i tensions

de la microxarxa. Finalment, s’ha operat una microxarxa amb el sistema fotovoltaic i el sistema

de bateries aconseguint que el convertidor grid forming generari la tensió i freqüència de xarxa

necessària per a l’operació en paral·lel del convertidor greed-feeding.

S’ha observat que la naturalesa inercial del generador dièsel, presenta més inestabilitat de xarxa

que el convertidor grid-forming.


Índex 1. Introducció.................................................................................................................. 8

1.1. Objectius del projecte ................................................................................................ 8

1.2. Abast ......................................................................................................................... 8

2. Microxarxa aïllada .................................................................................................... 10

2.1. Problemàtiques d’operació ...................................................................................... 11

2.1.1. Límits de freqüència ........................................................................................ 11

2.1.2. Faltes de línia .................................................................................................. 11

1.1. Presentació del sistema ............................................................................................ 12

1.2. Adaptació de les unitats de generació i emmagatzematge ...................................... 13

2. Sistema fotovoltaic .................................................................................................... 15

2.1. Modelització dels panells fotovoltaics .................................................................... 15

2.1.1. Formulació i modelització ............................................................................... 15

2.1.2. Paràmetres del panell fotovoltaic .................................................................... 17

2.2. Validació del model: corbes característiques I-V, P-V ........................................... 18

2.3. Modelització del MPPT .......................................................................................... 20

3. Convertidor VSC ...................................................................................................... 22

3.1. Modelització del convertidor VSC .......................................................................... 22

3.2. Convertidor VSC grid feeding ................................................................................ 23

3.2.1. Disseny del control .......................................................................................... 23

3.3. Convertidor VSC grid forming................................................................................ 30

3.3.1. Disseny del control .......................................................................................... 30

4. Generador dièsel ....................................................................................................... 36

4.1. Màquina síncrona .................................................................................................... 36

4.1.1. Sistema constructiu ......................................................................................... 36

1.1.2. Principi de funcionament ..................................................................................... 36

1.1.3. Model màquina síncrona ...................................................................................... 37

4.2. Control del generador dièsel.................................................................................... 38

4.2.1. Sistema d’excitació ......................................................................................... 38

4.2.2. Regulador de velocitat ..................................................................................... 41

5. Operació i resultats ................................................................................................... 43

5.1. Generador dièsel connectat a càrrega ...................................................................... 43

5.1.1. Paràmetres de la simulació .............................................................................. 43

5.1.2. Esquema del model ......................................................................................... 47

5.1.3. Resultats .......................................................................................................... 48

5.2. Generador dièsel amb sistema fotovoltaic ............................................................... 52


5.2.1. Paràmetres de la simulació .............................................................................. 52


5.2.3. Resultats .......................................................................................................... 56

5.3. Sistema fotovoltaic amb sistema de bateries ........................................................... 67

5.3.1. Paràmetre de la simulació................................................................................ 67


5.3.3. Resultats .......................................................................................................... 70

6. Pressupost ................................................................................................................. 74

6.1. Cost de recursos humans ......................................................................................... 74

6.2. Cost infraestructura tècnica ..................................................................................... 74

6.3. Cost total ................................................................................................................. 75

7. Impacte ambiental .................................................................................................... 76

8. Conclusions ............................................................................................................... 77

8.1. Línies de treball futures ........................................................................................... 77

Agraïments ....................................................................................................................... 79

Referències ....................................................................................................................... 80


Índex de Figures

Figura 1. Esquema d'una microxarxa aïllada. Font [5]................................................................ 10

Figura 2. Sistema format pel generador dièsel i la càrrega. ........................................................ 12

Figura 3. Microxarxa formada pel generador dièsel, sistema fotovoltaic i càrrega .................... 12

Figura 4. Microxarxa formada pel sistema fotovoltaic, sistema de bateries i càrrega ................ 13

Figura 5. Adaptació del sistema fotovoltaic a la xarxa mitjançant el convertidor VSC. Font [13]

..................................................................................................................................................... 13

Figura 6. Adaptació del sistema d'emmagatzematge a la xarxa mitjançant el convertidor VSC.

Font [13][13] ............................................................................................................................... 14

Figura 7. Estructura física d'una cel·la fotovoltaica. Font: [14] .................................................. 15

Figura 8. Model del díode únic per una cel·la fotovoltaica i circuit equivalent d'un mòdul amb

les corresponents resistències en sèrie i paral·lel. Font:[14] ....................................................... 15

Figura 9. Script de Matlab amb paràmetres i condicions d'operació del mòdul.......................... 18

Figura 10. Efecte de la irradiància incident al panell. ................................................................. 18

Figura 11. Efecte de la temperatura a la superfície del panell..................................................... 19

Figura 12. Efecte de l'associació de panells en sèrie. .................................................................. 19

Figura 13. Efecte de l'associació de panells en paral·lel. ............................................................ 20

Figura 14. Model del MPPT basat en el mètode de tensió de circuit obert ................................. 21

Figura 15. Esquema del convertidor VSC: Model convencional (esquerra) i model simplificat

(dreta) amb les dues parts AC i DC. Font [13] ............................................................................ 22

Figura 16. Model equivalent de la banda AC del convertidor VSC. ........................................... 23

Figura 17. Esquema de control general del convertidor VSC, en cas d'estar connectat a una font

de generació renovable [13]. ....................................................................................................... 24

Figura 18. Esquema de blocs del Llaç de Seguiment de Fase. Font [13] .................................... 24

Figura 19. Esquema de blocs del regulador de voltatge DC. Font [13] ...................................... 25

Figura 20. Esquema de blocs del regulador de voltatge DC amb Simulink. ............................... 26

Figura 21. Estructura d'un sistema de control clàssic. Font [21] ................................................. 28

Figura 22. Modelització del llaç de corrent pel convertidor grid feeding. .................................. 29

Figura 23. Esquema de control general del convertidor VSC grid forming. ............................... 30

Figura 24. Modelització del llaç de tensió pel convertidor grid forming .................................... 32

Figura 25. Modelització del llaç de corrent pel convertidor grid forming. ................................. 33

Figura 26. Flux de potència a través d'una línia (esquerra). Diagrama fasorial de tensió

(dreta).[26] .................................................................................................................................. 33

Figura 27. Rectes característiques del control de droop de la freqüència i tensió per a línies amb

un comportament inductiu. [26] .................................................................................................. 34

Figura 28. Modelització del control de droop. ............................................................................ 35

Figura 29. Tipus constructius de les màquines síncrones de potència elevada (superior als 10

kVA). Esquerra: màquina síncrona de pols sortints. Dreta: màquina síncrona de pols llisos. [28]

..................................................................................................................................................... 36

Figura 30. Diagrama de blocs del control del sistema d'excitació. Font [32] ............................. 38

Figura 31. Excitador AC rotacional amb un rectificador no controlat. [35] ............................... 39

Figura 32. Sistema d'excitació tipus AC1C. [35] ........................................................................ 40

Figura 33. Paràmetres del sistema d'excitació AC1A del IEEE. ................................................. 40

Figura 34. Modelització del regulador de velocitat isòcron i del motor dièsel. .......................... 41

Figura 35. Resultat de l'escombrat de la constant, Ta. ................................................................ 44

Figura 36. Resultats del primer escombrat la constant Kr. ......................................................... 45

Figura 37. Esquema del model format pel generador dièsel i una càrrega variable. ................... 47

Figura 38. Modelització del generador dièsel. ............................................................................ 47


Figura 39. Potència i tensió del generador en l’operació normal. ............................................... 48

Figura 40. Freqüència del generador per una operació normal. .................................................. 49

Figura 41. Potència i tensió del generador sota condicions exigents .......................................... 50

Figura 42. Freqüència del generador per una operació sota condicions exigents. ...................... 51

Figura 43. Tensió de xarxa i freqüència del generador sobrecarregat ......................................... 52

Figura 44. Resposta del generador dièsel sense la inicialització de corrents de línia. ................ 53

Figura 45. Perfil d’irradiància i temperatura pel període de les 9 h a les 19 h. ........................... 53

Figura 46. Esquema de la microxarxa operada amb generador dièsel i sistema fotovoltaic. ...... 55

Figura 47. Variació del corrent DC en funció de la irradiància i de la temperatura (mínimament).

..................................................................................................................................................... 56

Figura 48. Efecte del control del llaç de tensió al bus de tensió DC. .......................................... 57

Figura 49. Corrents de referència i corrents mesurats del VSC amb el sistema fotovoltaic en la

referència qd. ............................................................................................................................... 58

Figura 50. Intensitats de línia trifàsiques del convertidor VSC. ................................................. 58

Figura 51. Tensions aplicades pel VSC amb el sistema fotovoltaic en la referencia qd i tensions

de xarxa en la referencia qd. ........................................................................................................ 59

Figura 52. Balanç de potències de la microxarxa formada pels panells fotovoltaics, una càrrega

càrrega variable i el generador dièsel. ......................................................................................... 60

Figura 53. Tensió i freqüència de la microxarxa generada pel generador dièsel. ....................... 61

Figura 54. Potència reactiva injectada pels panells i consumida pel generador dièsel. ............. 62

Figura 55. Tensió de xarxa durant una falta per derivació en la fase A. ..................................... 63

Figura 56. Intensitats durant la falta de curtcircuit d'una fase-terra (dreta). Detall de la fase A de

la intensitat durant la falta (esquerra). ......................................................................................... 64

Figura 57. Intensitats trifàsiques durant una falta en sèrie en la fase A ...................................... 65

Figura 58. Tensió de xarxa (dalt). Detall de la tensió de xarxa durant la falta en sèrie en la fase

A (baix). ...................................................................................................................................... 66

Figura 59. Esquema de la microxarxa operada amb convertidors grid forming i grid feeding. .. 69

Figura 60. Detall tensió al condensador Vcq. ............................................................................. 70

Figura 61. Tensions als condensadors i tensions aplicades a la banda AC del convertidor grid-

forming. ....................................................................................................................................... 70

Figura 62. Corrents circulants per la microxarxa formada pels panells fotovoltaics, sistema de

bateries i càrrega. ........................................................................................................................ 71

Figura 63. Balanç de potències de la microxarxa formada pels panells fotovoltaics, sistema

d’emmagatzematge i càrrega. ...................................................................................................... 72

Figura 64. Balanç de potències de la microxarxa formada pels panells fotovoltaics, sistema

d’emmagatzematge i càrrega. Cas càrrega petit (10 kW constants). ........................................... 72

Figura 65. Freqüència de la microxarxa generada pel grid forming converter. .......................... 73


1. Introducció L’emergència climàtica actual ve derivada per l’increment continuat de les temperatures des de

la meitat del segle XX. Aquest increment està directament relacionat amb l’augment de les

emissions generades en la crema de combustibles fòssils per tal de satisfer les necessitats

energètiques creixents. Això ha impulsat noves polítiques i tendències per tal d’incrementar la

integració de les energies renovables al sistema elèctric. No obstant, existeixen regions i zones

rurals que no estan interconnectades amb la xarxa elèctrica convencional, fet que implica

dependre de generadors dièsel per cobrir la demanda elèctrica. Tot i així, l’increment de la

factibilitat econòmica i tècnica de les tecnologies renovables fan que la seva integració en

sistemes aïllats de la xarxa elèctrica sigui una prioritat [1]. Això també comporta la introducció

de convertidors per tal de connectar aquestes tecnologies renovables al sistema elèctric i gestionar

de manera correcta els fluxos de potencia alhora que controlin paràmetres com la freqüència i la

tensió del sistema. Aquests sistemes, conformats per unitats de generació distribuïda i

d’emmagatzematge distribuït que alimenten càrregues properes es coneixen com a xarxes o

microxarxes aïllades.

Així doncs, el present projecte estudia diferents tipologies de microxarxa aïllada, basada en un

sistema de generació distribuïda convencional, com és el generador dièsel, sistemes de generació

distribuïda renovable, com són els panells fotovoltaics, i sistemes d’emmagatzematge distribuït,

aquest dos últimes, amb els seus respectius convertidors.

En capítol 1 es fa una introducció general a la microxarxa aïllada, es presenta problemàtiques

d’operació de la microxarxa, els sistemes estudiats i l’adaptació de les unitats de generació i

emmagatzematge a la xarxa. En el capítol 2 es presenta la modelització del sistema fotovoltaic.

En el capítol 3 es presenta la modelització i el disseny de control de convertidor VSC. En el capítol

4 s’estudia el generador dièsel i els seus controladors. En el capítol 5 es presenten els resultats de

les operacions tant del generador dièsel com de les microxarxes aïllades. En els capítols 6, 7 i 8

es presenten el pressupost, l’impacte ambiental i les conclusions.

1.1. Objectius del projecte El principal objectiu del projecte és el disseny i la modelització de diferents tipologies de

microxarxes aïllades, validar-ne el funcionament i estudiar-ne la seva operació. Per això, cal

assolir el seguit d’objectius intermedis que es mostren a continuació:

• La modelització dels panells fotovoltaics i l’estudi del seu control.

• La modelització del convertidor Voltage Source Converter (VSC) i l’estudi i disseny de

les estratègies necessàries per al seu control, tant pel convertidor VSC en mode grid-

forming, com pel convertidor VSC en mode grid-feeding.

• L’estudi de les característiques i la modelització dels diferents components d’un

generador dièsel així com l’anàlisi dels seus elements de control.

• La identificació de problemàtiques d’operació d’una microxarxa aïllada i d’observar-ne

la seva influència durant l’operació d’una microxarxa.

1.2. Abast L’abast de l’estudi dels elements que conformen els diferents modes d’operació de la microxarxa

és el següent:

• El disseny i modelització del convertidor VSC en el seu mode grid-feeding i en el seu

mode grid-forming serà una modelització del convertidor simplificat de dos nivells.

• La modelització d’un sistema fotovoltaic format per una associació de mòduls sèrie-

paral·lel es basarà en la formulació bàsica del model d’un únic díode. Així mateix, el seu

control de seguiment del punt de màxima potència (MPPT) és basa en un tipus d’MPPT


que no implica la incorporació d’elements d’electrònica de potència en el model de

Simulink.

• Referent al generador dièsel, la seva modelització i control es realitzarà a partir de blocs

predeterminats, en els que s’estudiarà la influència dels principals paràmetres de control

mitjançant simulacions dinàmiques i aplicant criteris qualitatius per la selecció dels

paràmetres de major influència en la resposta del generador. L’estudi de les equacions

elèctriques de la màquina síncrona del generador dièsel queden fora de l’abast del treball.

Les problemàtiques de la microxarxa que es tractaran seran els límits de freqüència i l’afectació

de les faltes de línia.

Totes les operacions de la microxarxa seran basades en simulacions dinàmiques fetes amb

Simulink. Es tractaran els següents modes d’operació: la primera formada per un únic generador

dièsel i una càrrega, la segona formada per un generador dièsel, un sistema fotovoltaic i una

càrrega; i la tercera formada per un sistema fotovoltaic (amb un convertidor grid-feeding) i una

sistema d’emmagatzematge, representat per unes sistema de bateries (amb un convertidor grid-

forming).


2. Microxarxa aïllada El Microgrid Exhange Group del Departament d’Energia dels Estats Units defineix una

microxarxa com “un grup interconnectat de càrregues i de recursos energètics distribuïts dins

d’uns límits elèctrics clarament identificats que actuen com una única entitat controlable respecte

de la xarxa. Poden connectar-se i desconnectar-se de la xarxa per permetre la seva operació tant

en mode on-grid com off-grid.” [2].

Com ja s’ha introduït anteriorment les microxarxes es caracteritzen per tenir una proximitat entre

els elements de generació i els punts de consum. Això implica una sèrie d’avantatges com un

increment de l’eficiència i reducció de les pèrdues en la transmissió. Altres avantatges són [2]:

• Permetre la modernització i integració de múltiples tecnologies de xarxa intel·ligents.

• Reforçar la integració d’energies renovables i distribuïdes per reduir pics de demanda i

reduir les pèrdues de transmissió.

• Assegurar el subministrament d’energia per carregues crítiques demandades per l’usuari

final, controlant la qualitat de potència i promovent també la participació dels usuaris en

la gestió de la demanda.

• Ajudar a la xarxa elèctrica principal amb la gestió de càrregues sensibles i amb la

variabilitat de la generació renovable.

Pel que fa a les microxarxes aïllades, aquestes poden subministrar energia en sistemes conformats

des de petites i mitjanes comunitats fins a grans zones rurals o remotes (com poden ser les illes).

Es calcula que el 54 % (l’any 2016) de la capacitat total instal·lada en microxarxes, actuen de

manera aïllada en zones rurals o remotes on encara no hi ha accés a la xarxa elèctrica. [3]

Els elements de generació poden ser de generació controlada (dispatchable) o no controlada (non-

dispatchable). Les fonts de generació controlada es basen principalment en generadors dièsel, tot

i que també ho poden ser les microturbines o les piles de combustible. El generador dièsel és la

font de generació distribuïda més popular, econòmica i fiable en una microxarxa [4]. Generen

directament amb corrent altern i per tant són capaços d’establir la tensió i freqüència de xarxa

necessària pel correcte funcionament de la microxarxa. La seva escalabilitat és molt flexible i per

tant pot subministrar un ampli rang de potències segons les necessitats del sistema; típicament

des dels 8 kVA fins als 2000 kVA generant a 50 Hz. Les fonts de generació renovables (no

controlables), més comunes en una microxarxa, són l’energia fotovoltaica i l’energia eòlica. Els

convertidors de potència són l’element clau per a la integració d’aquests recursos renovables a les

microxarxes.

Figura 1. Esquema d'una microxarxa aïllada. Font [5]


2.1. Problemàtiques d’operació Com en qualsevol sistema elèctric, existeixen múltiples problemàtiques i reptes a l’hora de de

realitzar-ne l’operació i assegurar-ne l’estabilitat. De la mateixa manera, aquestes mateixes

problemàtiques són extensibles a l’operació d’una microxarxa aïllada. En el present treball se’n

descriuen dos d’aquestes problemàtiques i que quedaran tractades en les simulacions de l’apartat

5.

2.1.1. Límits de freqüència

A diferència de les microxarxes interconnectades amb la xarxa, les microxarxes aïllades no tenen

uns estàndards específics que regulin els límits de freqüència del sistema [6]. Per tant, aquests

límits depenen principalment del tipus de generació i de les càrregues concretes. No obstant, la

norma ISO 8528-5:2005, que especifica criteris de disseny i de rendiment dels equips formats per

motors de combustió interna i generadors de corrent altern, es pot prendre com a guia per estipular

els límits de freqüència que ha de complir, en aquest cas, el generador dièsel [[6],[7]]. Segons els

requisits d’operació de les unitats de generador dièsel utilitzades en el present treball, aquestes es

poden emmarcar en la classificació G1 i G2 establertes per la norma ISO 8528-1:2005 [8]. Els

generadors de classe G1 són aquells que només requereixen de l’especificació dels paràmetres

bàsics de tensió i freqüència a la que treballen, ja que alimenten càrregues de caràcter general,

com l’enllumenat i altres càrregues elèctriques simples. Els generadors de classe G2, per altra

banda, generen una tensió amb característiques molt similars a les de la xarxa de distribució del

sistema elèctric i que per tant responen als canvis de càrrega amb la desviació de tensió i

freqüència corresponen. Els grups generadors tipus G2 poden alimentar càrregues típicament

industrials com sistemes d’enllumenat i ventilació i amb parells mecànics característics com el de

les turbomàquines, el dels mecanismes d’elevació, el de les bobinadores o el de les polidores.

Contretament la norma ISO 8528-5:2005 especifica els següents rangs de desviació de freqüència

respecte els valors nominal d’operació:

Tipus de desviació de freqüència Tipus de generador

G1 G2

Estacionaria positiva [%] +2,5 +1,5

Estacionaria negativa [%] -2,5 -1,5

Transitòria positiva [%] +18 +12

Transitòria negativa [%] -15 -10 Taula 1. Desviacions de freqüència respecte el valor nominal d'operació segons la norma ISO 8528-5:2005. Font

[8].

De manera que per una operació normal dels generadors tipus G1 i G2 es pot considerar un rang

de ± 1,25 𝐻𝑧 i ± 0,75 𝐻𝑧 sobre la freqüència nominal, respectivament. En canvi per una

operació crítica o transitòria, com en casos en que es produeixin grans pertorbacions com un canvi

molt gran de càrrega, es considera uns límits de ± 9 𝐻𝑧 i ± 6 𝐻𝑧 sobre la freqüència nominal pels

generadors tipus G1 i G2 respectivament.

2.1.2. Faltes de línia

Les faltes que es produeixen en les línies d’un sistema elèctric a poden classificar-se de manera

general en faltes en sèrie (series faults) o faltes per derivació (shunt faults) [9].

Les faltes en sèrie són anomalies de la línia en que les impedàncies de les tres fases no són iguals,

degut normalment, a la interrupció d’una de les línies al quedar en circuit obert [10][10].

En les faltes per derivació les fases de línia entren en contacte entre elles o amb el terra provocant

curtcircuits. Les faltes per derivació poden ser poden ser del tipus del tipus simètriques o

asimètriques. Les faltes simètriques inclouen les faltes on les tres fases entren en contacte entre


elles o amb el terra. Les faltes asimètriques inclouen les faltes que es produeixen d’una fase-terra,

de dues fases-terra o de fase-fase. Durant les faltes asimètriques es perd la simetria dels corrents

i tensions del sistema elèctric.[10]

La freqüència de la incidència de les línies degut als diferents tipus de faltes depenen del tipus de

sistema elèctric (per exemple si són línies aèries o subterrànies) i d’altres factors com les

condicions naturals i meteorològiques de l’entorn [11]. En cas de produir-se una falta, s’acostuma

a interrompre el circuit gràcies a les proteccions instal·lades que permeten obrir el circuit, aïllant

la secció més petita possible de la microxarxa, per tal de que s’extingeixi l’arc de manera natural

i posteriorment tornar a tancar el circuit. Degut a que el temps de duració és un paràmetre crític

en l’estabilitat del sistema [12], les proteccions tenen una ràpida actuació. Típicament, els temps

d’interrupció van dels 0,5 fins a 1 o 2 minuts [11]. A mode orientatiu, els percentatges aproximats

de les faltes ocorregudes en un sistema elèctric amb línies aèries es poden distribuir tal i com es

mostra a continuació.

Tipus de falta Ocurrència [%]

Una fase-terra 70 ÷ 80

Dues fases-terra 17 ÷ 10

Fase-fase 10 ÷ 8

Tres fases 3 ÷ 2 Taula 2. Distribució dels percentatges de les faltes ocorregudes en sistemes amb línies aèries. Font: [11]

1.1. Presentació del sistema Els diferents sistemes estudiats es presenten com un generador dièsel operant sol i dues tipologies

de microxarxa.

El primer mode d’operació es tracta d’un generador dièsel operant de manera aïllada i connectat

a una càrrega dinàmica o variable. Per tant en aquesta simulació, la potència serà subministrada

únicament pel generador dièsel.

Figura 2. Sistema format pel generador dièsel i la càrrega.

La primera tipologia de microxarxa presentada d’un sistema híbrid on el sistema fotovoltaic amb

el seu respectiu convertidor i que contribuirà a cobrir la demanda de la càrrega.

Figura 3. Microxarxa formada pel generador dièsel, sistema fotovoltaic i càrrega


La segona tipologia de microxarxa es compon d’un generador dièsel, un sistema fotovoltaic i d’un

sistema de bateries amb els seus respectius convertidors. No obstant, en aquest sistema, la línia

del generador dièsel queda inoperativa de manera que durant tota la operació, el control assignat

a cadascun dels convertidors, permetrà el correcte funcionament de la microxarxa i cobrir la

demanda sol·licitada.

Figura 4. Microxarxa formada pel sistema fotovoltaic, sistema de bateries i càrrega

Algunes consideracions sobre els sistemes que s’estudiaran són:

• El sistema de tensions serà a un sistema trifàsic de 400 V a 50 Hz.

• Tot i que no s’han incorporat impedàncies de línia, s’assumirà que les línies de distribució

de la microxarxa tindran una predominança inductiva, per sobre de la component

resistiva.

• En tots tres modes d’operació només hi haurà un únic bus per tal de simplificar-ne

l’estudi.

1.2. Adaptació de les unitats de generació i emmagatzematge Com ja s’ha introduït anteriorment, algunes de les unitats de generació i el sistema

d’emmagatzematge, requereixen de convertidors per tal de d’adaptar-se el corrent i tensió

generada a la xarxa.

Sistema fotovoltaic

El sistema de generació renovable consisteix en un sistema de panells fotovoltaics interconnectat

amb la xarxa a través d’un inversor. Els panells fotovoltaics es poden considerar com una font de

corrent continu. Cal notar que la font de corrent continu i la part DC del convertidor VSC estan

connectats per un condensador de derivació (condensador tipus shunt) que assegura el balanç de

potència entre la xarxa i els panells fotovoltaics. A aquesta connexió se l’anomena bus de contínua

o bus DC.

Figura 5. Adaptació del sistema fotovoltaic a la xarxa mitjançant el convertidor VSC. Font [13]

Cal tenir en compte que els convertidors (també anomenats inversors) que connecten la

fotovoltaica amb la xarxa poden ser del tipus central (si tot el sistema està connectat un

convertidor), d’string (cada string connectat a un convertidor i per tant treballant de manera

independent), o micro-inversors (cada mòdul te el seu propi convertidor, maximitzant així la


potencia de cada mòdul). En el present treball, per simplicitat, s’utilitza el tipus de convertidor

central.

Taula 3. Inversor central (a), d'string (b) i micro-inversor (c).

Sistema d’emmagatzematge

El sistema d’emmagatzematge, conformat per un sistema de bateries el modela es pot interpretar

com una font de tensió contínua i que està connectat directament a la part DC del convertidor.

Figura 6. Adaptació del sistema d'emmagatzematge a la xarxa mitjançant el convertidor VSC. Font [13][13]

En les dues adaptacions anterior la part AC del convertidor VSC i la xarxa és necessari la

incorporació d’unes inductàncies que formen part d’un filtre per tal d’establir una connexió suau

entre la xarxa i el convertidor. Depenent del tipus d’estratègia de control del convertidor, tal i com

es veurà més endavant, aquest filtre també pot disposar d’un condensador connectat a terra.


2. Sistema fotovoltaic En el present apartat es presentarà la modelització dels panells fotovoltaics a partir de la

formulació del comportament elèctric d’una cel·la fotovoltaica així com també se’n validarà el

model a partir de les corbes característiques I-V, P-V dels panells.

2.1. Modelització dels panells fotovoltaics

2.1.1. Formulació i modelització

Un mòdul fotovoltaic es representa com l’agrupació d’un conjunt de cel·les fotovoltaiques.

L’estructura física de les cel·la la component: dos capes de semiconductors p-n, una base

metàl·lica i un xarxa metàl·lica en la seva part superior. La incidència i absorció de llum a la

cel·la genera portadors de càrregues a la junció p-n que originen corrent elèctric si la cel·la es

curtcircuita. Les càrregues elèctriques es van acumulant als terminals del dispositiu fotovoltaic.

[14]

Figura 7. Estructura física d'una cel·la fotovoltaica. Font: [14]

El model de díode únic assumeix que un díode es prou precís per representar el comportament

d’una cel·la fotovoltaica. Altres models més complexes són els models de doble o triple díode. El

model dels mòduls fotovoltaics (el dispositiu pràctic fotovoltaic) es basa en el model de díode

únic presentat en [14] però inclou l’efecte de les resistències en sèrie i paral·lel. La resistència en

sèrie és deguda a les resistències de contacte de la base i la xarxa metàl·lica i les juncions p-n,

mentre que la resistència en paral·lel s’origina pels defectes en la fabricació de la cel·la.

Figura 8. Model del díode únic per una cel·la fotovoltaica i circuit equivalent d'un mòdul amb les corresponents

resistències en sèrie i paral·lel. Font:[14]

L’expressió pel corrent d’una cel·la fotovoltaica ideal és:

𝐼 = 𝐼𝑝𝑣,𝑐𝑒𝑙𝑙 − 𝐼0,𝑐𝑒𝑙𝑙 [𝑒(

𝑞𝑉𝑎𝑘𝑇

) − 1] (1)

On:

𝐼𝑝𝑣,𝑐𝑒𝑙𝑙: corrent generat per la llum incident.

𝐼0,𝑐𝑒𝑙𝑙: corrent de saturació del díode

𝑞: càrrega de l’electró (1, 60217646 · 10−19 [𝐶])

𝑘: constant de Boltzman (1,3806503 · 10−23 [𝐽

𝐾])

𝑇: temperatura de la junció p-n


𝑎: factor d’idealitat (entre 1 i 1,5)

𝑉: tensió als terminals del dispositiu

Per altra banda, en el present treball, per la modelització del mòdul fotovoltaic, s’ha emprat

directament la formulació matemàtica que descriu el comportament d’un mòdul fotovoltaic i que

determina el corrent generat, I.

𝐼 = 𝐼𝑝𝑣 − 𝐼0 [𝑒(

𝑉+𝑅𝑠 𝐼𝑉𝑡 𝑎

) − 1] −

𝑉 + 𝑅𝑠 𝐼

𝑅𝑝

(2)

On:

𝑅𝑠: resistència equivalent en sèrie del mòdul

𝑅𝑝: resistència equivalent en paral·lel del mòdul

El voltatge tèrmic del mòdul, 𝑉𝑡, s’expressa amb l’equació (3), sent T la temperatura a la

superfície del mòdul.

𝑉𝑡 =𝑁𝑠𝑘 𝑇

𝑞(3)

On:

Ns: nombre de cel·les connectades en sèrie del mòdul.

El corrent generat per la irradiància incident, 𝐼𝑝𝑣, depèn linealment de la irradiació i també està

influïda per la temperatura tal i com es descriu a l’equació (4).

𝐼𝑝𝑣 = (𝐼𝑝𝑣,𝑛 + 𝐾𝐼 ∆𝑇) (𝐺

𝐺𝑛) (4)

On:

𝐼𝑝𝑣,𝑛: corrent generat per la irradiància incident en condicions nominal (25 º𝐶 i 1000 [𝑊

𝑚2])

∆𝑇: diferència entre la temperatura a la superfície del panell i la temperatura nominal (𝑇 − 𝑇𝑛)

G i 𝐺𝑛: irradiació i irradiació nominal incident a mòdul en [𝑊

𝑚2]

𝐾𝐼: coeficient de temperatura de corrent de curt-circuit.

L’expressió del corrent de saturació del díode, 𝐼0, que depèn fortament de la temperatura del

mòdul, s’expressa amb l’equació (5).

𝐼0 = 𝐼0,𝑛 (𝑇𝑛

𝑇)

3

𝑒(

𝑞𝐸𝑔

𝑎𝑘)(

1𝑇𝑛

− 1𝑇

)(5)

𝐼0,𝑛 =𝐼𝑠𝑐,𝑛

𝑒

𝑉𝑜𝑐,𝑛

(𝑎 𝑉𝑡,𝑛) − 1

(6)

No obstant les equacions (5) i (6) poden quedar substituïdes per l’equació (7) tal i com es proposa

en [14]. L’equació (7), que introdueix el coeficient de temperatura del voltatge de circuit obert,

𝐾𝑉, i el de corrent de curtcircuit, 𝐾𝐼, proporcionats pel fabricant, permet determinar el voltatge de


circuit obert (en comparació amb aquells valors obtinguts experimentalment) d’una manera més

acurada en una ampli rang de temperatures. A més, el model es simplifica i es cancel·la l’error al

voltant dels punts de tensió de circuit obert i en altres regions de la corba I-V.

𝐼𝑂 =𝐼𝑠𝑐,𝑛 + 𝐾𝐼 ∆𝑇

𝑒𝑉𝑜𝑐,𝑛+𝐾𝑉 ∆𝑇

𝑎 𝑉𝑡 − 1

(7)

A partir d’aquest model, es poden realitzar associacions sèrie-paral·lel d’un conjunt de mòduls

per formar arrays per tal d’augmentar la tensió generada, en el cas d’associar mòduls en sèrie, o

augmentar el corrent sortint, en cas d’associar strings en paral·lel.

La modelització completa del mòdul o associació sèrie-paral·lel d’un conjunt de mòduls en

Matlab/Simulink es pot consultar a l’Annex I.

2.1.2. Paràmetres del panell fotovoltaic

Les característiques del mòdul emprat corresponen al panell comercial LG395N2W-V5. És un

panell monocristal·lí de silici amb 72 cel·les connectades en sèrie. Disposa d’una eficiència del

19,1 % i presenta una gran versatilitat tant pel que fa a les diferents aplicacions en que es pot usar

com a l’escalabilitat del sistemes fotovoltaics que pot conformar.

Propietats elèctriques (STC*)

Màxima potència [W] 395

Voltatge del punt de màxima potència [V] 40,2

Corrent del punt de màxima potència [A] 9,83

Tensió de circuit obert, 𝑉𝑜𝑐,𝑛 [V] 49,2

Corrent de circuit obert, 𝐼𝑠𝑐,𝑛 [A] 10,43

Eficiència del panell [%] 19,1

Potència de tolerància [%] 0 ~ +3

* STC (Codicions d'assaig estàndard): irradiació 1000 W/m2, temperatura de la cel·la 25 ºC, AM 1.5

Característiques de temperatura

NMOT* [ºC] 42±3

Pmax [% / ºC] -0,36

Voc [% / ºC] -0,26

Isc [% / ºC] 0,02 * NMOT (Nominal Module Operating Temperature): Irradiació 800 W/m2, temperatura ambient 20 ºC, velocitat del vent 1 m/s, espectre AM 1,5

Taula 4. Propietats elèctriques i característiques de temperatura del panell LG395N2W-V5. Font [15]

Cal tenir en compte que amb les dades proporcionades pel fabricant, el coeficient 𝐾𝑉 i el coeficient

𝐾𝐼 cal expressar-los en [V/K] i [A/K] respectivament, per tal poder calcular el corrent de saturació

del díode, 𝐼𝑂.

𝐾𝑉 [𝑉

𝐾] =

Voc [%ºC]

100· 𝑉𝑜𝑐,𝑛 (7)

𝐾𝐼 [𝐴

𝐾] =

Voc [%ºC]

100· 𝐼𝑠𝑐,𝑛 (8)


2.2. Validació del model: corbes característiques I-V, P-V El model es valida observant l’efecte de la variació de la irradiància, variació de la temperatura,

variació de mòduls en sèrie i variació strings en paral·lel.

El resum de tots els paràmetres del panell i les condicions d’operació escollides per a la validació

dels mòduls es troben a continuació:

Figura 9. Script de Matlab amb paràmetres i condicions d'operació del mòdul.

Per generar les corbes I-V i P-V amb Simulink, és necessari entrar com a tensió de sortida del

panell, V, una rampa que permet fer un escombrat de tots els valors d’intensitat i potencia que

genera el panell (o l’array)

L’efecte de la irradiància incident en el mòdul concorda amb contribució de l’equació (4), Ipv,

sobre l’equació de corrent sortint, I. A més irradiància més corrent i per tant més potència

generada pel mòdul.

Figura 10. Efecte de la irradiància incident al panell.


També cal observar que, lleugerament, la tensió del punt de màxima potència es desplaça cap a

la dreta en amb l’augment de la irradiància. A partir del càlcul analític se’n pot comprovar l’efecte:

Irradiació [W/m2] 1000 800 600 400 200

Tensió de potència màxima [V] 40,267 40,123 39,8240 39,239 37,922 Taula 5. Relació de tensió de potència màxima dels panells en funció de la irradiació.

De les corbes de l’efecte temperatura en la superfície del panell es conclou que una operació dels

panells en ambients de temperatura elevada comporta una disminució de la seva potència

generada.

Figura 11. Efecte de la temperatura a la superfície del panell.

Un augment de mòduls en sèrie suposa mantenir el corrent de curtcircuit constant mentre que

implica l’increment de la tensió de circuit obert.

Figura 12. Efecte de l'associació de panells en sèrie.


Un augment dels strings en paral·lel suposa l’increment de la intensitat de curtcircuit mentre que

la tensió de circuit obert es manté constant.

Figura 13. Efecte de l'associació de panells en paral·lel.

2.3. Modelització del MPPT Com s’ha vist anteriorment, la no linealitat de les corbes característiques I-V i la seva variació en

funció de la temperatura i irradiància (o també per exemple, degut a una afectació parcial d’ombra

sobre el panell), fan que el punt d’operació dels mòduls en el que se’n pot extreure la seva màxima

potència variï. Per tant és necessari implementar tècniques de seguiment del punt de màxima de

potència o MPPT (Maximum Power Point Tracking) [16]. Aquestes tècniques representaran el

control de DC del convertidor VSC, és a dir la banda on aniran connectats els panells.

Les tècniques més comunes són les de Pertub&Observe (P&O). Aquestes implementen un senzill

algorisme basat en la iteració i que tracta d’anar pertorbant a intervals regulars el voltatge

d’operació per fer oscil·lar el punt d’operació al voltant del punt de màxima potència. És un

mètode força acurat, però lent i no adequat per canvis ràpids de condicions. [16].

Pel que fa a la modelització en Simulink, el P&O implica la incorporació d’un convertidor Boost

que eleva la tensió de sortida respecte de la entrada en base a les senyals de PWM determinades

per la sortida de l’algorisme P&O. A part, la implementació d’un convertidor Boost també

representa dimensionar els seus elements com la inductància, el díode i l’interruptor, i que

provoquen en una distorsió de les senyals resultants de les simulacions realitzades més endavant.

És per això que, per tal de simplificar el model, s’ha optat per la incorporació d’un MPPT basat

en el mètode de tensió de circuit obert. Aquest MPPT permet imposar als panells la tensió del

punt de màxima potència, 𝑉𝑚𝑝𝑝.

Es tracta de calcular la tensió del punt de màxima potencia dels panells fotovoltaics a partir de la

seva tensió de circuit obert degut a que aquestes dues tensions són directament proporcionals tal

i com s’observa en les cores característiques I-V i P-V. El factor proporcional, 𝐾1, estar comprés

entre 0,70 i 0,90 depenent de les característiques i la tecnologia del panell [16], [17], [18].

𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑇) = 𝐾1 𝑉𝑜𝑐(𝑇) (9)


La tensió de circuit obert dels panells depèn sensiblement de la temperatura de les cel·les

fotovoltaiques dels panells. El coeficient de temperatura de circuit obert característic de cada

panell, 𝐾𝑉𝑜𝑐𝑛 , modificarà la tensió de circuit obert respecte a la tensió en condicions STC (25 º𝐶),

𝑉𝑜𝑐(𝑇𝑟𝑒𝑓), tal i com mostra l’equació (10) [19]:

𝑉𝑜𝑐(𝑇) = 𝑉𝑜𝑐(𝑇𝑟𝑒𝑓) (1 + 𝐾𝑉𝑜𝑐𝑛 (𝑇 − 𝑇𝑟𝑒𝑓)) (10)

A banda de la seva simplicitat d’implementació, el principal avantatge d’aquest MPPT és el baix

cost de càlcul de simulació.

La tensió del punt de màxima potència, 𝑉𝑚𝑝𝑝(𝑇), serà la tensió de referència desitjada del bus de

contínua DC de la banda DC del convertidor VSC.

Figura 14. Model del MPPT basat en el mètode de tensió de circuit obert


3. Convertidor VSC En apartats anteriors ja s’ha introduït el convertidor VSC i com aquests permeten la connexió

entre la xarxa i els sistemes fotovoltaics i de bateries. Els convertidors VSC poden operar en tres

modes d’operació: grid-feeding, grid-forming o grid-supporting.

En aquest es presenta la modelització del convertidor VSC i el disseny de les estratègies de control

de dos modes diferents d’operació dels convertidors VSC, com són el grid-feeding i el grid-

forming.

3.1. Modelització del convertidor VSC Per tal d’estudiar el control del convertidor VSC, cal simplificar-ne el model, en que l’esquema

inicial del convertidor basat en les branques d’IGBTs es veurà reduït i dividit en dues parts, la

banda DC i la banda AC [13]. La banda DC es modela com una font corrent controlada amb un

condensador shunt connectat en paral·lel, mentre que la banda AC es modela mitjançant tres fonts

de tensió alterna controlades.

Figura 15. Esquema del convertidor VSC: Model convencional (esquerra) i model simplificat (dreta) amb les dues

parts AC i DC. Font [13]

L’element que representarà l’intercanvi de potencia entre la banda AC a DC del convertidor, serà

la font de corrent de la banda DC, que estarà controlada segons l’equació (11).

𝐼𝐷𝐶𝑙 =𝑃𝑎𝑐

𝐸𝐷𝐶

(11)

On:

𝐼𝐷𝐶𝑙: corrent de la font de corrent controlada de la banda DC del convertidor

𝑃𝑎𝑐: potència intercanviada entre la xarxa i la banda AC del convertidor

𝐸𝐷𝐶 : tensió del bus de tensió contínua

Modelització de la connexió banda AC del convertidor amb la xarxa

Per tal de connectar les tres fonts de tensió alterna de la banda AC del convertidor amb la xarxa,

és necessari incorporar unes inductàncies d’acoblament junt amb les seves resistències

equivalents. D’aquesta manera les tres fonts de tensió alterna de la banda AC del convertidor es

consideren com a fonts de corrent i per tant, és possible elèctricament connectar amb la xarxa.

El sistema d’equacions en la referència abc que descriu la diferència de tensió entre la tensió de

xarxa i la tensió del convertidor, queda plantejat com:

[

𝑣𝑧𝑎

𝑣𝑧𝑏

𝑣𝑧𝑐

] − [

𝑣𝑙𝑎

𝑣𝑙𝑏

𝑣𝑙𝑐

] − (𝑣𝑙0 − 𝑣𝑧0) [111

] = [

𝑟𝑙 0 00 𝑟𝑙 00 0 𝑟𝑙

] [

𝑖𝑎

𝑖𝑏

𝑖𝑐

] + [

𝑙𝑙 0 00 𝑙𝑙 00 0 𝑙𝑙

]𝑑

𝑑𝑡[

𝑖𝑎

𝑖𝑏

𝑖𝑐

] (12)

On:

𝑣𝑧𝑎 , 𝑣𝑧𝑏 , 𝑣𝑧𝑐: tensions trifàsiques instatànies de la banda de la xarxa en la referència a,b,c


𝑣𝑙𝑎 , 𝑣𝑙𝑏 , 𝑣𝑙𝑐: tensions trifàsiques instantànies de la part AC del convertidor en la referència a,b,c

𝑖𝑙𝑎 , 𝑖𝑙𝑏 , 𝑖𝑙𝑐: corrents trifàsics instantànies de la part AC del convertidor en la referència a,b,c

𝑙𝑙: valor de la inductància d’acoblament

𝑟𝑙: resistència equivalent de la inductància d’acoblament

Figura 16. Model equivalent de la banda AC del convertidor VSC.

Amb l’aplicació de la transformada de Park (veure Annex) es pot passar de la referència abc a la

referència qd0, de manera que el sistema d’equacions expressat com en l’equació (12).

[𝑣𝑧𝑞

𝑣𝑧𝑑] − [

𝑣𝑙𝑞

𝑣𝑙𝑑] = [

𝑟𝑙 −𝑙𝑙𝜔𝑒

𝑙𝑙𝜔𝑒 𝑟𝑙] [

𝑖𝑞

𝑖𝑑] + [

𝑙𝑙 00 𝑙𝑙

]𝑑

𝑑𝑡[𝑖𝑞

𝑖𝑑] (13)

On:

𝑣𝑧𝑞 , 𝑣𝑧𝑞: tensions de xarxa en la referència qd

𝑣𝑙𝑞 , 𝑣𝑙𝑞: tensions de la part AC del convertidor en la referència qd

𝜔𝑒: velocitat angular de la xarxa elèctrica

Modelització de la connexió banda DC del convertidor amb els panells fotovoltaic

Com ja s’ha vist en apartats anteriors, per connectar la banda DC del convertidor i els panells

fotovoltaic cal connectar un condensador shunt per tal de convertir la font de corrent (banda DC

convertidor) en una font de tensió.

3.2. Convertidor VSC grid feeding El convertidor VSC en mode d’operació grid feeding està destinat principalment entregar la

potència a un sistema connectat que disposi d’una xarxa convencional o generada per altres

generadors. La seva principal característica és la seva capacitat per controlar de manera

independent el flux de potència activa i reactiva [20]. En el cas dels sistemes d’emmagatzematge

la gestió del flux ha de poder ser bidireccional.

El convertir grid feeding és el més usat pels diferents elements de generació renovable (i

emmagatzematge) distribuïda i per tant són capaços d’operar en paral·lel amb altres convertidors

en el mateix mode [1].

3.2.1. Disseny del control

Com ja s’ha comentat, el sistema de control és capaç de controlar les consignes de potència activa

i reactiva de manera separada.

Per una banda, la consigna de potencia reactiva vindrà donada per un nivell més alt i extern de

control, com és la figura de l’operador de la xarxa elèctrica.

Per altra banda, les referències de potencia activa dependran de la font connectada a la banda DC

del convertidor VSC. En el cas de tenir connectada una font de generació renovable, la potència

de referència de potència activa s’ajusta per tal de mantenir la tensió del bus DC constant, i així

assegurar que s’evacua tota la potència generada per la font renovable. En el cas de tenir connectat


un sistema d’emmagatzematge, la potència activa de referència s’ajusta per carregar o descarregar

el sistema en funció de l’operació pròpia de cada sistema d’emmagatzematge

Figura 17. Esquema de control general del convertidor VSC, en cas d'estar connectat a una font de generació

renovable [13].

Aquest control es basa un sistema de dos nivells en cascada: un nivell més intern anomenat llaç

de corrent i un més extern anomenat regulador de voltatge DC o llaç de tensió DC.

Els controladors treballen amb tensions i corrents en la referència qd0 i que roten per tal d’ajustar

l’angle elèctric de la xarxa. Aquest fet farà que sigui necessari la implementació del Phase Locked

Loop, per tal de mesurar l’angle elèctric de les tensions de la xarxa. Aquest angle també servirà

per aplicar les transformades i antitransformades de Park (veure Annex) necessàries per passar de

la referència abc a qd0 i qd0 a abc, respectivament.

3.2.1.1. Phase Locked Loop

El Llaç de Seguiment de Fase o Phase Locked Loop (PLL en anglès), a part d’assegurar 𝑣𝑑 = 0,

permetrà calcular tant l’angle com la velocitat angular de la xarxa elèctrica. Tal i com es mostra

en l’esquema de blocs, la transformada de Park realitza una realimentació de la tensió 𝑣𝑧𝑑∗ al

controlador.

Figura 18. Esquema de blocs del Llaç de Seguiment de Fase. Font [13]

El controlador de la PLL pot venir donat per la següent expressió:

𝐾𝑓 (𝑠) = 𝐾𝑝 (

1𝜏𝑃𝐿𝐿

+ 𝑠

𝑠 ) (14)

𝐾𝑓 (𝑠) = 𝐾𝑝 1

𝜏𝑃𝐿𝐿 𝑠+ 𝐾𝑝 (15)


La constant proporcional , 𝐾𝑝, i la constant de temps, 𝜏𝑃𝐿𝐿, del controlador es poden calcular

mitjançant les expressions següents:

𝜔𝑛 = √𝐾𝑝 𝐸𝑚

𝜏𝑃𝐿𝐿

(16)

𝜉 =√𝜏𝑃𝐿𝐿 𝐾𝑝 𝐸𝑚

2(17)

On:

𝐸𝑚: amplitud màxima de tensió admesa. Pren el valor, 𝐸𝑚 = 230 √2 [𝑉].

𝜉 ∶ factor d’amortiment de la PLL. Per obtenir una resposta sub-amortiguada s’assigna el valor,

𝜉 = 0,707

𝜔𝑛: velocitat angular de la xarxa. Pren el valor, 𝜔𝑛 = 2𝜋𝑓 = 100 𝜋 [𝑟𝑎𝑑/𝑠]

Amb aquests valors els paràmetres 𝐾𝑝 i 𝜏𝑃𝐿𝐿 prenen els valors de 1,3601 i 0,0045 [𝑠]

respectivament.

3.2.1.2. Càlcul dels corrents de referència

Cal calcular els corrents de referència 𝑖𝑞∗ i 𝑖𝑑

∗ s’utilitzen les expressions extretes de la teoria de

potencia instantània en el marc de referència síncrona [13][13]. És a dir:

𝑃∗ =3

2(𝑣𝑧𝑞 𝑖𝑞

∗ + 𝑣𝑧𝑑 𝑖𝑑∗ ) (18)

𝑄∗ =3

2(𝑣𝑧𝑞 𝑖𝑑

∗ − 𝑣𝑧𝑑 𝑖𝑞∗) (19)

Tenint en compte que la PLL assegura la tensió en la referència qd0 𝑣𝑑 = 0, els corrents de

referència es poden calcular com:

𝑖𝑞∗ =

2

3

𝑃∗

𝑣𝑧𝑞

(20)

𝑖𝑑∗ =

2

3

𝑄∗

𝑣𝑧𝑞

(21)

3.2.1.3. Regulador de voltatge DC

El regulador de voltatge DC de l’esquema de control general, és necessari per controlar el voltatge

del bus DC, de manera que es pugui assegurar el correcte balanç entre la potencia generada per la

font de generació (fotovoltaica) i la potencia injectada a la xarxa. Representa el llaç més exterior

dels dos llaços que formen el control en cascada a dos nivells. A continuació es mostra l’esquema

de blocs del regulador:

Figura 19. Esquema de blocs del regulador de voltatge DC. Font [13]


Figura 20. Esquema de blocs del regulador de voltatge DC amb Simulink.

Pel control del regulador de voltatge DC s’aprofita l’esquema feed-forward (que mesura les

pertorbacions conegudes i s’avança al seu efecte) [13]. De manera que, tenint com a paràmetre a

controlar el quadrat de la tensió del bus DC, 𝐸𝐷𝐶2 , (ja que s’aprofita que és proporcional a l’energia

emmagatzemada al condensador i que la sortida del controlador és la potencia activa a injectar al

condensador, 𝑃𝐶∗), aquesta es compara amb el quadrat del voltatge desitjat al bus DC, 𝐸𝐷𝐶

2 ∗, per

tal d’obtenir l’error i el possible desequilibri de tensió del bus DC. El regulador de voltatge DC

incorpora un controlador, 𝐺𝑐𝐷𝐶(𝑠), i a la sortida d’aquest s’obté la referència de potència activa a

injectar al condensador, 𝑃𝐶∗, per mantenir la tensió de referència al bus DC. Aquesta potencia, tal

i com expressa l’equació (22), es suma amb la potencia mesurada abans del condensador, 𝑃𝐷𝐶,

per tal d’obtenir la potencia activa de referència, 𝑃∗, que el convertidor VSC haurà d’injectar.

𝑃∗ = 𝑃𝐶∗ + 𝑃𝐷𝐶 (22)

𝑃𝐷𝐶 = 𝐸𝐷𝐶 𝐼𝐷𝐶𝑚(23)

Finalment, mitjançant l’equació (20) s’obté el corrent de referència, 𝑖𝑞∗ .

Pel disseny del controlador, 𝐺𝑐𝐷𝐶(𝑠), és té en compte l’esquema feed-forward anterior de manera

que la potència del condensador, 𝑃𝑐(𝑠), és:

𝑃𝑐(𝑠) =1

2𝑠 𝐶 𝐸𝐷𝐶

2 (𝑠) (24)

De manera que la funció de transferència entre la potència del condensador i la variable de control,

és a dir, el quadrat de la tensió del bus DC, 𝐸𝐷𝐶2 , queda com:

𝐺𝐷𝐶(𝑠) =𝐸𝐷𝐶

2 (𝑠)

𝑃𝑐(𝑠)=

2

𝑠𝐶(25)

S’observa que, 𝐺𝐷𝐶(𝑠), es tracta d’una planta un conformada per un guany multiplicat per un

integrador i que per tant es podria fer ús d’un controlador únicament proporcional. Tot i això,

s’escull un controlador, 𝐺𝑐𝐷𝐶(𝑠), amb una part integradora per evitar l’error en estat estacionari

provocat per les pertorbacions. El controlador del tipus PI de la planta és:

𝐺𝑐𝐷𝐶(𝑠) = 𝐾𝑝𝐷𝐶 +

𝐾𝑖𝐷𝐶

𝑠(26)

On els valors de les constants proporcional i integral del controlador són

𝐾𝑝𝐷𝐶 = 𝐶𝜉𝐸𝜔𝐸 (27)

𝐾𝑖𝐷𝐶 =𝐶𝜔𝐸

2

2(28)


𝑂𝑛:

𝜉𝐸: factor d'amortiment desitjat del llaç de tensió del grid feeding

𝜔𝐸: velocitat angular del llaç de tensió del grid feeding

𝐶: capacitat del condensador del bus DC del grid feeding

Com s’ha esmentat anteriorment el llaç de tensió és el llaç més exterior del sistema de control.

Per tant les constants del controlador d’aquest llaç han d’assegurar una resposta força més lenta

que les constants del controlador del llaç de corrent (el més interior) i així assegurar una resposta

estable del sistema de control general. És per això que el valor de les constants d’aquest llaç de

tensió vindran determinades per la velocitat angular desitjada del llaç de tensió, 𝜔𝐸.

3.2.1.4. Llaç de corrent

El control del llaç de corrent s’encarrega del control del corrent altern en la referència qd0. Per

tant el llaç de corrent ajusta les tensions que el convertidor VSC ha d’aplicar en la seva part AC

per tal de que els corrents que suporta el convertidor siguin els corrents de referència calculats.

De manera que, les equacions que implementen el control del llaç de corrent, es basen en la

diferència de tensió entre les inductàncies, 𝑙𝑙, (i les seves resistències equivalents, 𝑟𝑙). Treballant

en la referència 𝑞𝑑, i assumint que la PLL fa que 𝑣𝑧𝑑 = 0, les equacions de la planta a controlar

són:

[𝑣𝑧𝑞

0] − [

𝑣𝑙𝑞

𝑣𝑙𝑑] = [

𝑟𝑙 −𝑙𝑙𝜔𝑒

𝑙𝑙𝜔𝑒 𝑟𝑙] [

𝑖𝑞

𝑖𝑑] + [


]𝑑

𝑑𝑡[𝑖𝑞

𝑖𝑑] (29)

L’anterior sistema d’equacions mostra que hi ha acoblament entre les component d i q de les

tensions i corrents. És a dir, que les dues tensions depenent dels dos corrents 𝑖𝑞 i 𝑖𝑑 alhora. Tal i

com es presenta en [13], serà necessari el desacoblament i control independent d’𝑖𝑞 i d’𝑖𝑑 com a

tècnica de control. Per aconseguir el desacoblament s’utilitzarà:

[𝑣𝑙𝑞

𝑣𝑙𝑑] = [

−𝑣𝑙𝑞 + 𝑣𝑧𝑞 − 𝑙𝑙𝜔𝑒𝑖𝑙𝑑

−𝑣𝑙𝑞 + 𝑙𝑙𝜔𝑒𝑖𝑙𝑞] (30)

De manera que 𝑣𝑙𝑞 i 𝑣𝑙𝑑 seran les tensions de sortida del llaç de corrent que el convertidor VSC

haurà d’aplicar a la seva part AC.

Substituint les tensions 𝑣𝑙𝑞 i 𝑣𝑙𝑑 en les equacions de tensions definides anteriorment, les tensions

a la sortida dels controladors del llaç de corrent queden com:

[𝑣𝑙𝑞

𝑣𝑙𝑑] = [

𝑟𝑙 00 𝑟𝑙

] [𝑖𝑞

𝑖𝑑] + [


]𝑑

𝑑𝑡[𝑖𝑞

𝑖𝑑] (31)

A partir de les equacions anteriors i un cop aplicada la transformada de Laplace, les plantes a

controlar presenten les següents funcions de transferència entre les tensions dels controladors i

els corrents que circulen a través del convertidor, són:

𝐺𝑖𝑞(𝑠) =

𝑖𝑞(𝑠)

𝑣𝑙𝑞(𝑠)=

1

𝑙𝑙𝑠 + 𝑟𝑙

(32)

𝐺𝑖𝑑(𝑠) =

𝑖𝑑(𝑠)

𝑣𝑙𝑑(𝑠)=

1

𝑙𝑙𝑠 + 𝑟𝑙

(33)


Per tal de simplificar el procediment d’obtenció del controlador de la planta, s’utilitza la tècnica

de Internal Model Control (IMC) [21].

Figura 21. Estructura d'un sistema de control clàssic. Font [21]

Es farà ús d’un filtre passa-baixos 𝐿(𝑠), que conté la constant de temps, 𝜏, que marca la dinàmica

del llaç [22].

𝐿(𝑠) =1

1 + 𝜏𝑠(34)

Si es considera que el model intern, 𝐺(𝑠), és ideal, llavors la planta i el model intern són

equivalents, 𝐺(𝑠) = 𝐺(𝑠) [21]. La planta tindrà la forma:

𝐺(𝑠) = 𝐺(𝑠) =1

𝑟𝑙 + 𝑙𝑙 𝑠(35)

Si es té en compte que la planta 𝐺(𝑠) no té zeros en la part dreta (real) del pla, es pot obtenir el

controlador IMC, 𝐶(𝑠) [20].

𝐶(𝑠) = 𝐺−1(𝑠)𝐿(𝑠) (36)

Per tant:

𝐶(𝑠) = (𝑟𝑙 + 𝑙𝑙 𝑠) 1

1 + 𝜏𝑠(37)

A partir de l’estructura clàssica del sistema de control s’obté el controlador, 𝐹(𝑠), [21], [23]:

𝐹(𝑠) =𝐶(𝑠)

1 − 𝐶(𝑠)�̂�(𝑠)(38)

Substituint 𝐶(𝑠) i �̂�(𝑠), s’obté el controlador tipus PI de primer ordre:

𝐹(𝑠) = 𝐺𝑐𝑖𝑞(𝑠) = 𝐺𝑐𝑖𝑑(𝑠) =𝐾𝑝𝑠 + 𝐾𝑖

𝑠(39)

On les constants de control 𝐾𝑝 i 𝐾𝑖 són:

𝐾𝑝 =𝑙𝑙

𝜏(40)

𝐾𝑖 =𝑟𝑙

𝜏(41)

La constant de temps, 𝜏, serà el paràmetre de disseny que permetrà regular el temps de la resposta

del llaç. Aquesta se li pot assignar un valor d’1 𝑚𝑠 (un ordre de magnitud més ràpida que la

freqüència del interruptors IGBT que modulen la senyal alterna de sortida). Cal notar doncs, que


la velocitat angular d’aquest llaç s’assignarà a un valor uns 15 cops més ràpida que la velocitat

del llaç de tensió.

Figura 22. Modelització del llaç de corrent pel convertidor grid feeding.


3.3. Convertidor VSC grid forming El convertidor grid forming es pot representar com una font de tensió AC ideal amb una baixa

impedància a la sortida i que permet fixar la tensió i freqüència que tindria la xarxa [20]. Per tant

és un tipus de convertidor que, a diferencia del convertidor VSC grid-feeding, permet que la

microxarxa treballi de manera aïllada sense necessitat màquines rotatòries. La tensió AC

imposada pel grid-forming, serveix com a referència pels altres convertidors grid feeding

connectats. En la seva part DC, els convertidors grid forming estan connectant a una font de tensió

de DC estables com exemple bateries o piles de combustible [20].

3.3.1. Disseny del control

La principal diferencia respecte el convertidor grid-feeding és la incorporació d’un condensador

al filtre d’acoblament de xarxa. Per tant, com que es necessita mantenir una tensió constant als

condensadors (que també serà la tensió de xarxa), el control del convertidor grid-forming ha

d’incorporar un llaç de tensió. Apart, i de la mateixa manera que en el convertidor grid-feeding,

també és necessari el llaç de corrent que ajusta la tensió en la banda AC del convertidor per fer

un seguiment de la referència donada pel llaç de tensió. Els dos llaços estant connectats en

cascada, amb les mateixes dinàmiques que el convertidor grid-feeding: el llaç de tensió és l’extern

amb la dinàmica més lenta i el de corrent és l’intern amb la dinàmica més ràpida.

Les entrades consigna per al control seran l’amplitud de xarxa, 𝑉∗, i la velocitat angular de xarxa,

𝜔∗,de la tensió que el convertidor haurà d’establir. Les variables a mesurar són el corrent sortint

del convertidor, 𝐼𝑔𝑓𝑐𝑎𝑏𝑐, la tensió als condensadors, 𝑉𝑐𝑎𝑏𝑐

, i el corrent entregat a la xarxa, 𝐼𝑚𝑎𝑏𝑐.

Figura 23. Esquema de control general del convertidor VSC grid forming.

Tenint en compte que el control es durà a terme en la referència qd, la component q se li assignarà

l’amplitud de la tensió de la xarxa AC i la component d es farà 0 per tal de simplificar el control:

𝑉𝑐𝑞∗ =

400

√3√2 [𝑉]

𝑉𝑐𝑑∗ = 0 [𝑉]

En la descripció del control dels llaços dels propers apartats, el subíndex ((𝑔𝑓𝑐)) fa referència

als paràmetres del grid forming converter; el subíndex (𝑐) fa referència als valors de

condensador; el subíndex(𝑚) fa referència als valor de la càrrega.


3.3.1.1. Llaç de tensió

Aquest llaç ve regit pel següent sistema d’equacions:

[𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑞

𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑑

] − [𝑖𝑚𝑞

𝑖𝑚𝑑] = [

0 𝜔𝑒𝐶(𝑔𝑓𝑐)

−𝜔𝑒𝐶(𝑔𝑓𝑐) 0] [

𝑣𝑐𝑞

𝑣𝑐𝑑] + [

𝐶(𝑔𝑓𝑐) 0

0 𝐶(𝑔𝑓𝑐)]

𝑑

𝑑𝑡[𝑣𝑐𝑞

𝑣𝑐𝑑] (42)

De manera anàloga al control del convertidor VSC grid feeding s’utilitza el següent sistema per

desacoblar les components 𝑞 i 𝑑 i poder-les controlar de manera independent:

[𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑞


] = [𝑖̂(𝑔𝑓𝑐)𝑞 + 𝑖𝑚𝑞

+ 𝐶(𝑔𝑓𝑐) 𝜔𝑒 𝑣𝑐𝑑

𝑖(̂𝑔𝑓𝑐)𝑑 + 𝑖𝑚𝑑− 𝐶(𝑔𝑓𝑐) 𝜔𝑒 𝑣𝑐𝑞

] (43)

De manera que el sistema quedarà com:

[𝑖(̂𝑔𝑓𝑐)𝑞

𝑖(̂𝑔𝑓𝑐)𝑑 ] = [

𝐶(𝑔𝑓𝑐) 0

0 𝐶(𝑔𝑓𝑐)]

𝑑

𝑑𝑡[𝑣𝑐𝑞

𝑣𝑐𝑑] (44)

Aplicant la transformada de Laplace, la funció de transferència de la planta a controlar queda

com:

𝐺𝐸(𝑔𝑓𝑐)𝑞𝑑(𝑠) =

𝑣𝑐𝑞𝑑

𝑖̂(𝑔𝑓𝑐)𝑞𝑑 =

1

𝑠 𝐶(𝑔𝑓𝑐) (45)

Similarment al cas del convertidor VSC grid feeding, la planta està formada per un guany i un

integrador, i per tant el seu control es podria realitzar amb un controlador proporcional. Per

afavorir la qualitat de la resposta, s’implementa un controlador PI per rebutjar les pertorbacions i

eliminar l’error en estat estacionari. Els controladors de la planta queden com:

𝐺𝑐𝐸(𝑔𝑓𝑐)𝑞(𝑠) = 𝐺𝑐𝐸(𝑔𝑓𝑐)𝑑

(𝑠) = 𝐾𝑝𝐸(𝑔𝑓𝑐)+

𝐾𝑖𝐸(𝑔𝑓𝑐)

𝑠(46)

Les constants proporcional i integradora del controlador, 𝐾𝑝𝐸(𝑔𝑓𝑐) i𝐾𝑖𝐸(𝑔𝑓𝑐)

, per tal que tinguin

els mateixos valors que les constants utilitzades en el controlador del convertidor VSC grid

feeding i degut al valor necessari de la capacitat dels condensadors (indicat en apartats posteriors)

per obtenir una estabilització correcta del sistema, aquestes constants s’expressen com:

𝐾𝑝𝐸(𝑔𝑓𝑐)= 2𝐶(𝑔𝑓𝑐)𝜉𝐸(𝑔𝑓𝑐)𝜔𝐸(𝑔𝑓𝑐) (47)

𝐾𝑖𝐸(𝑔𝑓𝑐) = 𝐶(𝑔𝑓𝑐) 𝜔𝐸(𝑔𝑓𝑐)2 (48)

On:

𝐶(𝑔𝑓𝑐): valor del condensador del filtre d’acoblament d’acoblament del grid forming

𝜉𝐸(𝑔𝑓𝑐): factor d'amortiment desitjat del llaç de tensió del grid forming

𝜔𝐸(𝑔𝑓𝑐): velocitat angular del llaç de tensió del grid forming


Figura 24. Modelització del llaç de tensió pel convertidor grid forming

3.3.1.2. Llaç de corrent

El procediment per dissenyar el control del llaç de corrent del grid forming serà el mateix que el

procediment seguit pel llaç de corrent del grid feeding.

Aquest llaç ve regit pel següent sistema d’equacions:

[𝑣𝑙(𝑔𝑓𝑐) 𝑞

𝑣𝑙(𝑔𝑓𝑐) 𝑑

] − [𝑣𝑐𝑞

𝑣𝑐𝑑] = [

𝑟𝑓 −𝑙𝑓𝜔𝑒

−𝑙𝑓𝜔𝑒 𝑟𝑓] [

𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑞


] + [𝑙𝑓 0

0 𝑙𝑓]

𝑑

𝑑𝑡[𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑞


] (49)

On:

𝑙𝑓: valor de la inductància d’acoblament del convertidor grid-forming

𝑟𝑓: resistència equivalent de la inductància d’acoblament del convertidor grid-forming

Cal desacoblar les components d i q mitjançant:

[𝑣𝑐𝑞

𝑣𝑐𝑑

] = [−𝑣𝑙(𝑔𝑓𝑐)𝑞

+ 𝑣𝑙(𝑔𝑓𝑐)𝑞 − 𝑙𝑙 𝜔𝑒 𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑑

−�̂�𝑙(𝑔𝑓𝑐)𝑑 + 𝑣𝑙(𝑔𝑓𝑐)𝑑

+ 𝑙𝑙 𝜔𝑒 𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑞

] (50)

El sistema desacoblat resulta:

[𝑣𝑐𝑞

𝑣𝑐𝑑

] = [𝑟𝑓 0

0 𝑟𝑓] [

𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑞


] + [𝑙𝑓 0

0 𝑙𝑓]

𝑑

𝑑𝑡[𝑖(𝑔𝑓𝑐)𝑞


] (51)

A partir del sistema desacoblat i aplicant la tècnica IMC, les constants proporcional i integradora,

𝐾𝑝𝐼(𝑔𝑓𝑐) i 𝐾𝑖𝐼(𝑔𝑓𝑐)

, del controlador del llaç seran:

𝐾𝑝𝐼(𝑔𝑓𝑐)=

𝑙𝑓

𝜏𝐼(𝑔𝑓𝑐)(52)

𝐾𝑖𝐼(𝑔𝑓𝑐) =𝑟𝑓

𝜏𝐼(𝑔𝑓𝑐)(53)

On:

𝜏𝐼(𝑔𝑓𝑐): constant de temps del llaç de corrent del grid forming


𝑟𝑓: resistència equivalent del filtre d’acoblament del grid forming

𝑙𝑓: inductància del filtre d’acoblament del grid forming

Figura 25. Modelització del llaç de corrent pel convertidor grid forming.

3.3.1.3. Control de droop

En una microxarxa on els convertidors estan separats per llargues distàncies, es requereix d’un

control descentralitzat per tal que no es depengui de les comunicacions d’un control centralitzat

per assegurar l’estabilitat de la xarxa [25], [26] . Aquest control descentralitzat es basa en el

control de droop.

Es tracta d’un nivell de control més elevat que el control dels llaços de tensió i corrent però

inclosos dins de la categoria de control primari. [20]

El control de droop emula el comportament de la característica d’un generador síncron,

convertint-los així en un control adequat pel repartiment de potència (power sharing) entre les

unitats generadores de la microxarxa [25], [27].

A partir de la teoria del flux de potència a través d’una línia elèctrica [26], la potència activa i

reactiva s’expressen com:

𝑃 =𝑈1

2

𝑍cos 𝜃 −

𝑈1𝑈2

𝑍cos(𝜃 + 𝛿) (54)

𝑄 =𝑈1

2

𝑍sin 𝜃 −

𝑈1𝑈2

𝑍sin(𝜃 + 𝛿) (55)

Figura 26. Flux de potència a través d'una línia (esquerra). Diagrama fasorial de tensió (dreta).[26]


La impedància de la línia elèctrica és 𝑍𝑒𝑗𝜃 = 𝑅 + 𝑗𝑋 . De manera que, assumint que la línia té una

predominança de la component inductiva per sobre de la resistiva (𝑋 >> 𝑅) i si l’angle de

potència, 𝛿, es considera petit (sin 𝛿 es pot aproximar a 𝛿 i cos 𝛿 pot considerar-se igual a 1), les

expressions del flux de potència acabant derivant en:

𝛿 ≅𝑋𝑃

𝑈1𝑈2

(56)

𝑈1 − 𝑈2 ≅𝑋𝑄

𝑈1

(57)

S’observa com l’angle de la potència, 𝛿, depèn de la potència activa i la diferència de tensió, 𝑈1 −

𝑈2, depèn de la potència reactiva. Per tant, amb l’ajust o variació de potència activa i reactiva es

determinarà, respectivament, la freqüència (que controla l’angle de potència) i l’amplitud de la

tensió de la microxarxa [26].

Gràficament, a partir de les característiques de droop, també es pot observar que com aquest

control només disposarà d’un controlador proporcional:

Figura 27. Rectes característiques del control de droop de la freqüència i tensió per a línies amb un comportament

inductiu. [26]

𝑘𝑝: pendent de la recta característica P-f

𝑘𝑞: pendent de la recta característica Q-V

El control de droop clàssic permet determinar la tensió i freqüència de referència, 𝑈∗ i 𝑓∗,

respectivament, a aplicar als controladors de baix nivell (llaç de tensió i llaç de corrent). Es pot

implementar a partir de les següents expressions [24]:

𝑓∗ − 𝑓0 = −𝑘𝑝

𝜏𝑐𝑠 + 1 (𝑃𝑠𝑐

− 𝑃0) (58)

𝑈∗ − 𝑈0 = −𝑘𝑞

𝜏𝑐𝑠 + 1 (𝑄𝑠𝑐

− 𝑄0) (59)

On:

𝑈0, 𝑓0: tensió i freqüència nominal

𝑃0, 𝑄0: potència activa i reactiva quan el convertidor treballa a freqüència i tensió nominal, com

en el cas en que la microxarxa estigués connectada a la xarxa.

𝑃𝑠𝑐, 𝑄𝑠𝑐

: potència activa i reactiva a la sortida del convertidor .

𝜏𝑐: constant de temps de la freqüència de tall del filtre passa-baixos.


Segons la Teoria de Potencia Instantània i considerant que la component 𝑣𝑑 = 0, la potència

activa i reactiva de sortida del convertidor es calcula com:

𝑃𝑠𝑐= 𝑖𝑚𝑞 𝑣𝑐𝑞 (60)

𝑄𝑠𝑐= 𝑖𝑚𝑑 𝑣𝑐𝑞 (61)

Cal notar que el controlador proporcional del control de droop incorpora un filtre passa-baixos

per permetre la separació entre el còmput de potència i els llaços de tensió i corrent, alhora que

també s’assoleix una injecció de potència de major qualitat. [24]

Figura 28. Modelització del control de droop.

Les sortides d’aquest control de droop, és a dir, la velocitat angular de la xarxa elèctrica de

referència, 𝜔∗, i la tensió de xarxa, 𝑉𝑐𝑞∗ , seran les entrades dels llaços de tensió i corrent del

convertidor grid-forming. L’angle de xarxa, θ, s’usarà per les transformacions de referències

utilitzant la transformada de Park.


4. Generador dièsel El generador dièsel està format principalment per una màquina síncrona, un motor de combustió

interna dièsel i, un sistema d’excitació i un regulador de velocitat que conformen el sistema de

control. En aquests apartat s’ha fet una revisió acurada de la literatura dels diferents elements que

conformen el generador dièsel. En base a aquesta documentació es descriu el funcionament dels

diferents elements i també es fa la selecció dels mètodes de control adequats segons les

característiques de les tipologies de microxarxa sota estudi.

4.1. Màquina síncrona

4.1.1. Sistema constructiu

El sistema constructiu d’una màquina síncrona està compost per dos debanats independents: el

debanat inductor i el debanat induït.

El debanat inductor està ubicat en el rotor i és alimentat per corrent continu, de manera que dona

lloc als pols de la màquina. Pot estar construït en forma d’enrotllament concentrat al voltant dels

pols del rotor, cas en que la màquina rebrà el nom de màquina síncrona de pols llisos o de rotor

cilíndric, o distribuït en ranures, cas en que s’anomena màquina síncrona de pols sortints. [28]

El debanat d’induït, amb el mateix nombre de pols que el debanat inductor, està ubicat a l’estator

i es disposa de manera que forma un enrotllament trifàsic i recorregut per corrent alterna. [28]

No obstant, per a màquines síncrones petites (per potències que superen els 10 kVA), el debanat

d’inductor es col·loca a l’estator mentre que el debanat induït es situa al rotor. [28]

Figura 29. Tipus constructius de les màquines síncrones de potència elevada (superior als 10 kVA). Esquerra:

màquina síncrona de pols sortints. Dreta: màquina síncrona de pols llisos. [28]

1.1.2. Principi de funcionament

A partir d’un sistema d’excitació es genera el corrent continu que circula a través del debanat

inductor. Aquest corrent s’injecta mitjançat uns contactes lliscants (dos anells sobre els que hi

freguen unes escombretes). En alguns casos, en comptes del debanat inductor s’utilitza imants

permanents per generar el flux d’inductor [29]. El corrent continu del debanat d’inductor produeix

un camp magnètic que gira amb el rotor. [30]

Al tenir un sistema trifàsic de corrents simètric i equilibrat que circula pel debanat d’induït amb

un desfasament de 120 ° elèctrics en l’espai, l’induït crearà un camp magnètic en l'entreferro

(espai, omplert per aire entre el rotor i l’estator) que girarà a la velocitat constant de sincronisme

[29]. Aquesta velocitat de sincronisme, 𝑁𝑠 [𝑟𝑝𝑚], del camp magnètic en l’entreferro ve

determinada pel nombre de parell de pols, 𝑝, i la freqüència d’alimentació, 𝑓 [𝐻𝑧]:

𝑁𝑠 =60 𝑓

𝑝(62)


Per tal de produir un parell constant, les velocitat de gir dels camps generats a l’estator i al rotor

han de girar a la mateixa velocitat de manera que es requereix al rotor que giri a la velocitat de

sincronisme. [30]

1.1.3. Model màquina síncrona

Per la modelització de la màquina síncrona, s’ha utilitzat el bloc de Simulink de la màquina

síncrona estàndard en p.u..

A nivell mecànic, l’equació rotacional de la inèrcia de la màquina síncrona descriu l’efecte del

desequilibri entre el parell electromagnètic intern i el parell mecànic resultant de l’aplicació de la

potència mecànica. L’equació rotacional de la inèrcia indica que, en cas de desequilibri, el rotor

accelerarà o desaccelerà, mentre que per una velocitat de gir constant, s’assegura que el parell

electromagnètic i el parell mecànic siguin iguals [12].

𝐽𝑑𝜔𝑚

𝑑𝑡= 𝑇𝑚 − 𝑇𝑒 (63)

On:

𝐽: moment d’inèrcia [𝑘𝑔 𝑚2]

𝑇𝑚: parell mecànic [𝑁 𝑚]

𝑇𝑒: parell electromagnètic [𝑁 𝑚]

L’equació rotacional de la inèrcia es pot normalitzar amb la constant d’inèrcia de la màquina

síncrona (expressada en segons), 𝐻 [𝑠], que es defineix com l’energia cinètica emmagatzemada

entre la seva potència nominal [12].

𝐻 =1

2

𝐽𝜔0𝑚2

𝑆𝐵

(64)

On:

𝜔0𝑚: velocitat nominal [𝑟𝑎𝑑/𝑠]

𝑆𝐵: potència nominal [VA]


4.2. Control del generador dièsel Per tal d’operar un generador dièsel en una xarxa aïllada és necessari disposar de dos controls:

un control de tensió, que estarà format per un sistema d’excitació, i un control de velocitat.

4.2.1. Sistema d’excitació

Tal i com s’ha comentat anteriorment, els debanats que formen els pols de la màquina síncrona

(normalment situats al rotor) s’han d’alimentar amb corrent continu, 𝐼𝑓𝑑. El control d’aquest

corrent el duu a terme el sistema d’excitació. De manera que, controlant el corrent es pot fer el

control de la tensió d’excitació del debanat inductor, 𝐸𝑓𝑑, que repercuteix en el voltatge de sortida

de la màquina [31]. Alhora, el sistema d’excitació també realitza funcions protecció per assegurar

que no es superen els límits de funcionament de la màquina síncrona ni del propi sistema

d’excitació [30].

Els principals components dels sistema són el regulador (o AVR, de l’anglès voltatge source

regulator), l’excitador, el sistema d’estabilització de potència (PSS), el transductor i compensador

de càrrega, el sistema d’estabilització de l’excitador (ESS) i un conjunt de limitadors i sistemes

de protecció.

Figura 30. Diagrama de blocs del control del sistema d'excitació. Font [32]

Els camps dels sistemes d’excitació generalment provenen d’un excitador extern, anomenat

sistema d’excitació pilots. Típicament, s’utilitzen sistemes d’excitació pilot que generen en AC

(mitjançant, per exemple, imants permanents) i on la sortida es rectifica per alimentar el sistema

d’excitació principal. [28]

En màquines síncrones modernes utilitzades en generadors dièsel destinats a instal·lacions

aïllades, es recorre a l’autoexcitació de l’alternador, que tracta d’obtenir l’alimentació de DC del

debanat inductor mitjançant la pròpia sortida del generador després de rectificar-la. [28]

4.2.1.1. Tipus de sistemes excitadors

Tal i com s’ha introduït anteriorment, els sistemes d’excitació principals han d’alimentar-se per

poder generar el DC a través d’uns excitadors pilot. Segons el tipus d’alimentació que reben

d’aquests excitadors pilot, sorgeixen tres tipus de sistemes d’excitació principals.

Sistema d’excitació de DC

Són sistemes que utilitzen generadors de DC com a font d’excitació junt amb commutadors, i que

alimenten el debanat inductor mitjançant amb anells lliscants. Aquest sistema pot estar governat

per un motor o el propi eix de la màquina síncrona [30]. Representen els primers sistemes que es

van implementar, continguts entre els anys 1920 i 1960 [33],[34].


Sistemes d’excitació estàtics

Tots els components d’aquests sistemes són estàtics. Els rectificadors estàtics, subministren el

corrent directament al debanat inductor del generador síncron mitjançant contactes lliscants.

Alhora, aquests rectificadors estan alimentats directament del generador síncron (o dels seus

debanats auxiliars) a través d’un transformador que adequa el voltatge [30]. Aquests sistemes

d’excitació són àmpliament utilitzats en generadors síncrons de gran potència de l’ordre de varis

MVAs per tal de satisfer els requeriments tècnics de les respostes dinàmiques [34].

Sistemes d’excitació de AC

Aquests sistemes utilitzen alternadors per tal d’alimentar el debanat inductor i normalment es

situen sobre del mateix eix del generador síncron. La tensió AC que generen es tractada per

rectificadors controlats o no controlats. Alhora els rectificadors poden ser estacionaris, en cas que

el debanat inductor s’alimenti a través de contactes lliscants, o rotatoris, si es prescindeix tant dels

anells com de les escombretes (brushless), i per tant, realitzant una alimentació directa del rotor

[30].

4.2.1.2. Modelització del sistema d’excitació

Les guies estandarditzades per a la modelització dels sistemes d’excitació queden recollides a les

Recomanacions Pràctiques de l’IEEE. Actualment els sistemes d’excitació estàtics i de AC són

els sistemes implementats majoritàriament en les noves màquines síncrones, en detriment dels

sistemes d’excitació de DC [35].

El generador síncron d’aquest estudi és de l’ordre de pocs KVAs i alimenta càrregues passives

òhmiques, de manera que no es requereix d’una resposta ràpida de l’AVR [34]. Per tant, s’opta

per un sistema d’excitació de AC del tipus rotatori (o brushless) i amb una esquema tipus shunt.

Aquesta tipologia empra l’autoexcitació a partir de la tensió terminal de sortida del generador.

També és adequat pel seu baix manteniment i baixos costos d’operació i representa la

configuració més utilitzada per la indústria en generadors de baixa i mitjana potència [34]. D’entre

tots els sistemes d’excitació de AC estandarditzats per l’IEEE s’ha escollit el sistema AC1A.

Els diagrames interns de control són els següents:

Figura 31. Excitador AC rotacional amb un rectificador no controlat. [35]


Figura 32. Sistema d'excitació tipus AC1C. [35]

Les entrades del bloc implementat del sistema d’excitació són la tensió terminal de l’estator

mesurada de la màquina síncrona, 𝑉𝑡, el corrent del debanat inductor, 𝐼𝑓𝑑, i la tensió de referència,

𝑉𝑟𝑒𝑓. La sortida del bloc és la tensió d’excitació del debanat inductor, 𝐸𝑓𝑑, que entrarà al bloc de

la màquina síncrona. 𝐾𝐴 i 𝑇𝐴 són el guany i la constant de temps del regulador de tensió (o unitat

d’amplificació), respectivament. 𝐾𝐹 i 𝑇𝐹 són el guany i la constant de temps del filtre

d’amortiment, respectivament.

4.2.1.3. Paràmetres del sistema d’excitació

L’estandardització per part de l’IEEE assigna uns valors predeterminats del sistema AC1A [35].

Controlador

Tr [s] 0,02

Ka 400

Ta [s] 0,02

VAmin [pu] -14,5

VAmax [pu] 14,5

VRmin [pu] -5,43

VRmax [pu] 6,03

Kf 0,03

Tf [s] 1

Tb [s] 0

Tc [s] 0

Excitador i

rectificador

Ke 1

Te [s] 0,8

Ve1[pu] 4,18

Ve2[pu] 3,14

Kd 0,38

Kc 0,2 Figura 33. Paràmetres del sistema d'excitació AC1A del IEEE.

No obstant, a l’hora de realitzar les simulacions del sistema, alguns d’aquests paràmetres,

(concretament 𝐾𝑎, 𝑇𝑎, 𝐾𝑓, 𝑇𝑓, 𝐾𝑒, 𝑇𝑒, 𝐾𝑑, 𝐾𝑐), han sigut modificats mitjançant la realització d’uns

escombrat de paràmetres, amb la finalitat d’aconseguir respostes més estables que les obtingudes

amb els valors predeterminats. Aquest procediment s’explica en l’apartat 5.1.1..

El detall dels escombrats es pot consultar a l’Annex.


4.2.2. Regulador de velocitat

El motor dièsel està compost pel motor de combustió interna i pel regulador de velocitat o

freqüència (anomenat també governor, en anglès).

A partir de l’equació de l’equació rotacional de la inèrcia (equació 64) es pot deduir que quan el

generador del sistema de potencia es sotmeti a una pertorbació externa, la potència elèctrica del

generador canviarà. Aquest canvi desestabilitza l’equilibri entre la potència elèctrica generada i

la potència mecànica que rep el generador fet que variarà la velocitat de gir del seu rotor [32]. La

variació de velocitat implicarà desviacions en la freqüència del sistema. Per evitar la

desestabilització a causa d’aquestes desviacions es necessari l’ús del regulador de velocitat o

freqüència.

4.2.2.1. Tipus de reguladors

Segons el punt de vista de l’estratègia de control, els reguladors de velocitat es poden classificar

en dos tipus diferents depenent del mode de funcionament: en mode droop o en mode isòcron

[37].

Regulador amb control de droop

Aquest tipus de regulador té un funcionament simple, en que la relació entre l’increment de

càrrega i la disminució de la velocitat o freqüència és una proporció lineal anomenada droop.

Concretament, s’expressa com el percentatge de reducció de velocitat quan el generador treballa

en buit enfront de quan treballa a plena càrrega [38].

S’utilitza principalment en l’operació en paral·lel amb la xarxa o en l’operació de diversos

generadors en paral·lel en una xarxa aïllada per tal d’assegurar un correcte repartiment de càrrega

[38].

Regulador isòcron

En aquest mode de funcionament, tal i com el seu nom indica, el regulador pot fer treballar el

generador a velocitat constant. De manera que, quan es produeix un canvi en la càrrega, es pot fer

retornar la freqüència al valor de referència mitjançant correccions immediates d’un actuador que

governa la vàlvula de combustible [37].

Típicament, aquest mode de control és utilitzat quan només hi ha un únic generador operant en

una xarxa aïllada [37].

4.2.2.2. Modelització del regulador de velocitat

En base als tipus de reguladors presentats, es selecciona el regulador isòcron al tenir com a

objectiu l’operació de la microxarxa aïllada amb un únic generador.

El model d’aquest tipus de regulador queda documentat en la literatura com [31] i [4], i

implementa dues funcions de transferència de segon i tercer ordre per tal de representar el control

i l’actuador, respectivament, del regulador.

Figura 34. Modelització del regulador de velocitat isòcron i del motor dièsel.


L’entrada és la velocitat mecànica, mesurada a partir de transductors de velocitat electrònics [37].

Aquesta és comparada amb la velocitat isòcrona de referència per tal de proporcionar una senyal

al bloc de control.

L’actuador ajusta la injecció de combustible per mantenir la velocitat a un valor constant. Per tant,

la sortida del regulador de velocitat (sortida actuador) es representa com la posició de la vàlvula

d’obturació que controla la relació aire/combustible que s’injecta al motor de combustió interna

[31]. Cal notar, doncs, que el motor de combustió interna queda implementat pel bloc de delay

per tal de representar el temps necessari de la combustió del dièsel i que es tradueixi en una

aplicació del parell mecànic en l’eix del generador.

4.2.2.3. Paràmetres del regulador

Referent al temps de delay, tot i que aquest depèn de la velocitat de rotació de l’eix i del nombre

de cilindres actius del motor [36], s’ha assignat directament un valor de 0,024 s d’acord amb [4]

Referent als paràmetres de les funcions de transferència del control i l’actuador s’han mantingut

d’acord amb els valors predeterminats en [31].

Control

Tr1 [s] 0,01

Tr2 [s] 0,02

Tr3 [s] 0,2

Actuador

Ta4 [s] 0,25

Ta5 [s] 0,009

Ta6 [s] 0,0384 Taula 6. Paràmetres de les funcions de transferència del control i l’actuador del regulador de velocitat.

Pel paràmetre restant, el guany 𝐾𝑟 del control s’ha determinat en base a la realització d’uns

escombrats de valors i observant quines són les respostes més estables. El detall del procediment

dels escombrats s’explica a l’apartat 5.1.1. Les simulacions de tots els escombrats es poden

consultar a l’Annex.


5. Operació i resultats En aquest apartat es presentaran un seguit de simulacions amb un generador dièsel connectat a

càrrega i també diferents esquemes de la microxarxa aïllada. Primer es tractarà únicament el

generador dièsel connectat a una càrrega. A continuació, s’hi afegirà el sistema fotovoltaic amb

el seu respectiu convertidor VSC grid feeding. Finalment es plantejarà un esquema de microxarxa

aïllada on les funcions del generador dièsel quedaran cobertes per un sistema d’emmagatzematge

distribuït amb un convertidor VSC grid forming

5.1. Generador dièsel connectat a càrrega Aquesta simulació tracta de comprovar el funcionament del generador dièsel connectat a una

càrrega de valor variable.

5.1.1. Paràmetres de la simulació

A continuació es descriuen els paràmetres dels elements del sistema.

Es considerarà que el temps de simulació establert de 10 s equival a 10 h d’operació diària.

Paràmetres de la càrrega

La potència de la càrrega respon a una càrrega resistiva pura i per tant amb un factor de potència

igual a 1. El valor de la potència és 40 kW degut a que es desitja que el valor de la resistència de

la càrrega sigui enter; en aquest cas 𝑅𝐶 = 4 𝛺. La transformada de Park fa que la component d de

la tensió de la càrrega, 𝑉𝑑 𝐶 sigui 0, mentre que l’amplitud de la tensió fase-neutre que imposarà

el generador (actuant com a xarxa) és la mateixa que l’amplitud de la tensió de la càrrega i per

tant 𝑉𝑞 𝐶=

400

√3√2. De la teoria de potencia instantània, la potència sol·licitada per la càrrega

queda com:

𝑃𝐶 =3

2(𝑉𝑞 𝐶

𝐼𝑞 𝐶 )

Aplicant la llei d’Ohm es pot obtenir l’expressió de la potència sol·licitada en funció de la

resistència de càrrega:

𝑃𝐶 =3

2

𝑉𝑞 𝐶2

𝑅𝐶

𝑃𝐶 =3

2

(400

√3√2)

2

4= 40000 [𝑊]

En 𝑡 = 5 𝑠, s’hi afegirà una càrrega resistiva pura de 16 𝛺, que suposa una increment de potència

de 10 𝑘𝑊.

El perfil de la càrrega variable és el següent:

Interval de temps [s] Càrrega [kW]

[0, 5] 40

[5, 8] 50

[8, 10] 40 Taula 7. Perfil de la càrrega variable.

Aquest perfil de càrrega pot respondre al d’un petit centre de producció o d’un conjunt

d’instal·lacions comercials o d’ús terciari d’una zona rural, que mantinguin una demanda constant

amb un petit increment puntual durant unes hores.


Escombrats de paràmetres

La resposta del generador dièsel està afectada per paràmetres interns i paràmetres del seu control.

Els paràmetres que més afecten la resposta del generador dièsel són la constant d’inèrcia del

generador, 𝐻 [𝑠], la constant del regulador de velocitat, 𝐾𝑟, i diferents paràmetres del control de

tensió (sistema d’excitació), com la constant de temps i el guany del regulador de tensió, 𝑇𝑎 i 𝐾𝑎,

respectivament.

Per aconseguir una resposta el més estable i robusta possible del generador dièsel respecte la seva

resposta inicial, s’han realitzat múltiples escombrats de valors.

Primerament, s’ha detectat com la constant de temps del regulador de tensió, 𝑇𝑎, suposa un

paràmetre crític pel que fa a l’estabilitat de la resposta de la simulació. Es per això que ha sigut el

primer paràmetre escombrat per tal d’ajustar el seu valor respecte el valor predeterminat de 𝑇𝑎

que el sistema d’excitació AC1A (determinat per la IEEE).

Seguidament, s’han realitzat escombrats de la constant d’inèrcia de la màquina síncrona, 𝐻 [𝑠], i

del guany del regulador de velocitat, 𝐾𝑟, ja que s’ha comprovat que són els paràmetres que tenen

més afectació en la resposta. Per últim, també s’han realitzat escombrats dels paràmetres del

regulador de tensió (tant del controlador, com de l’excitador i rectificador) per tal d’intentar

millorar la resposta del generador dièsel.

En cada escombrat l’elecció dels paràmetres ha sigut per criteris qualitatius. S’han avaluat les

respostes de la potència entregada pel generador i la freqüència de la tensió generada. Els primers

dos escombrats es mostren a continuació:

Escombrat 1 Constant de temps regulador de tensió, 𝑇𝑎.

S’observa com la variació de la constant de temps 𝑇𝑎, pràcticament no modifica la resposta pel

rang de valors simulats, excepte pel valor predeterminat de l’excitador AC1A, 𝑇𝑎 = 0,02 [𝑠]. Per

tant s’escull el valor immediat al predeterminat del AC1A, 𝑇𝑎 = 0,002 [𝑠].

Figura 35. Resultat de l'escombrat de la constant, Ta.


Escombrat 2 Guany del regulador de velocitat, 𝐾𝑟 (1)

A partir de les respostes obtingudes de l’escombrat, i per criteris qualitatius, es fa una primera

selecció del paràmetre 𝐾𝑟. Tenint en compte l’estabilitat i rapidesa del transitori per assolir el

valor consigna, tant per la potència del generador dièsel com per la freqüència, es selecciona 𝐾𝑟 =

4.

Figura 36. Resultats del primer escombrat la constant Kr.

El detall de tots els escombrats es poden veure a l’Annex.

Paràmetres de la màquina síncrona

S’han deixat fixats els valors predeterminats de la màquina síncrona model per a 85 kVA. La

inèrcia, en base als escombrats de valors s’ha modificada a 𝐻 = 4 𝑠.

Potència nominal, Pn [kVA] 85

Tensió nominal de línia, Vn [V] 400

Freqüència, f [Hz] 50

Constant d'inèrcia, H [s] 0,4

Factor de fricció, F [pu] 0

Parell de pols, p [-] 2 Taula 8. Paràmetres generals de la màquina síncrona.

Reactàncies [pu]

síncrona, Xd 2,2

transitòria, Xd' 0,17

sub-transitòria, Xd'' 0,12

síncrona, Xq 1,01

transitòria, Xq' 0,15

sub-transitòria, Xq'' 0,06

Constants de temps [s]

de curtcircuit transitòria, Td' 0,03

de curtcircuit sub-transitòria, Td'' 0,008

de curtcircuit sub-transitòria, Tq'' 0,008


Resistència estator [pu]

Rs 0,0292 Taula 9. Paràmetres del model elèctric del generador síncron.

Paràmetres del sistema d’excitació

En base als escombrats realitzats, alguns dels valors inicials s’han modificat per tal d’obtenir

respostes més estables.

Valors inicials Valors finals

Controlador

Tr [s] 0,02 0,02

Ka 400 800

Ta [s] 0,02 0,002

VAmin [pu] -14,5 -14,5

VAmax [pu] 14,5 14,5

VRmin [pu] -5,43 -5,43

VRmax [pu] 6,03 6,03

Kf 0,03 0,03

Tf [s] 1 1

Tb [s] 0 0

Tc [s] 0 0

Excitador i

rectificador

Ke 1 1,2

Te [s] 0,8 1

Ve1[pu] 4,18 4,18

Ve2[pu] 3,14 3,14

Kd 0,38 0,38

Kc 0,2 0,2 Taula 10. Paràmetres del sistema d'excitació (en verd els valors modificats resultants dels escombrats).

Paràmetres del regulador de tensió

El valor del guany del regulador de tensió Kr resultant dels escombrats és 𝐾𝑟 = 15.


5.1.2. Esquema del model

Figura 37. Esquema del model format pel generador dièsel i una càrrega variable.

Figura 38. Modelització del generador dièsel.


5.1.3. Resultats

5.1.3.1. Operació normal

En l’operació normal el generador ha d’imposar la seva tensió nominal per tal d’alimentar la

càrrega correctament. L’evolució de la tensió del sistema, emprant el sistema d’excitació AC1A,

s’estabilitza a la referència de l’amplitud de la tensió fase-neutre, 𝑉𝑞 =400

√3√2 ≃ 326,6 𝑉, en

aproximadament, l’interval 𝑡 = [3, 4] 𝑠. Per tant la potència entregada pel generador, també

s’estabilitza en el mateix interval de temps. El canvi de càrrega en 𝑡 = 5 𝑠 fa que el generador

dièsel respongui amb un petit sot de tensió, fet que pot repercutir en la qualitat de la potència

subministrada als usuaris.

Figura 39. Potència i tensió del generador en l’operació normal.

El canvi instantani del parell electromagnètic (o potència elèctrica) de la màquina síncrona,

provoca un desajust amb el parell mecànic (o potència mecànica) desenvolupat, fet que produeix

una desviació en la velocitat del rotor (degut a l’acceleració o desacceleració d’aquest d’acord

amb l’equació rotacional de la inèrcia) i per tant en la freqüència del sistema. A la Figura 40 es

comprova que el regulador de velocitat isòcron manté la freqüència als 50 𝐻𝑧 de consigna del

generador, amb desviacions d’aproximadament 0,5 𝐻𝑧 en els instants en que varia la càrrega i per

tant dins dels límits ± 0,75 𝐻𝑧 estipulats per l’ISO 8528-5:2005. No obstant, existeix un sot de

freqüència en l’arrencada de la simulació, i per tant, si es considera un generador dièsel amb les

exigències dels tipus G2 segons ISO 8528-5:2005, existirà una baixa qualitat de l’energia

entregada a les càrregues durant la primera hora d’operació (Figura 40), ja que s’estarà dins del

període transitori de ± 6 𝐻𝑧 considerat per la normativa. Un inici d’operació amb un càrrega

menys exigent o amb un conjunt de càrregues elèctriques simples com l’enllumenat, pot ajudar a

una millor estabilitat de la freqüència del sistema i subministrament de potència.


Figura 40. Freqüència del generador per una operació normal.


5.1.3.2. Operació amb grans canvis de càrrega

Per veure com evoluciona la resposta del generador sota condicions exigents es planteja un cas

en que s’afegeix una connexió i desconnexió de càrrega resistiva molt gran. Tenint en compte que

el generador té una capacitat de 85 𝑘𝑉𝐴, la simulació partirà d’una càrrega de 10 𝑘𝑊 i se

n’afegirà una de 80 𝑘𝑊.

Per poder observar bé el comportament del generador, el temps de simulació serà de 20 𝑠.

Figura 41. Potència i tensió del generador sota condicions exigents

Un increment gran de càrrega produeix un sot en la tensió en borns del generador previ al transitori

d’entre 2 i 3 segons necessari per arribar al valor d’amplitud nominal de la tensió de xarxa. La

desconnexió de la càrrega provoca una oscil·lació que també triga al voltant dels 3 segons en

estabilitzar-se. L’afectació en la qualitat de la tensió subministrada repercuteix de la mateixa

manera en la potència sortint del generador.

En la Figura 41 s’observa que, en l’estat estacionari, el generador dièsel no pot entregar la potència

total demandada per la càrrega. No obstant, es comprova que el generador pot arribar a

subministrar una potència superior a la nominal. Concretament, s’observa que el generador pot

arribar a generar, aproximadament, un 105 % de la capacitat nominal de la màquina síncrona tal

i com mostra la potencia en p.u. de la Figura 41. Una operació per sobre dels valors nominals


comporta danys per efectes tèrmics degut a l’escalfament dels debanats del generador síncron

resultant en un escurçament de la seva vida útil. Típicament, als estàndards de normatives

d’alternadors, concretament a la normativa BS 5000pt3, s’especificava que els generadors

síncrons havien de ser capaços de treballar un 10 % per sobre de la seva potencia nominal, és a

dir de manera sobrecarregada, durant 1 hora cada 12 hores [39]. Aquestes especificitats han estat

substituïdes pel conjunt de normes ISO 8528, que fan referència a la capacitat dels grups

alternadors de poder subministrar càrregues superiors als seus valors nominals sempre que puguin

arribar a un equilibri tèrmic [39].

Naturalment, un canvi gran en la càrrega també produeix un efecte en la velocitat de gir del rotor

i per tant en la freqüència del sistema. Les desviacions de freqüència són grans i triguen més en

estabilitzar-se, tot i així en cap moment es superen els límits de ± 0,75 𝐻𝑧 per l’operació en estat

estacionari, ni de ± 6 𝐻𝑧 pels transitoris.

Figura 42. Freqüència del generador per una operació sota condicions exigents.

5.1.3.3. Operació amb sobrecàrrega

Els augments de càrrega molt grans poden derivar en sobrecàrregues de la màquina síncrona si la

potència demandada supera en escreix la potència nominal de la màquina. Es planteja un cas en

que s’afegeix una càrrega resistiva de 81 𝑘𝑊 a la càrrega de 10 𝑘𝑊 inicial.

En aquest cas el temps de simulació també és de 20 𝑠.

Tal i com es mostra a la Figura 43, com que el generador no pot subministrar la potència elèctrica

demandada, aquest es desvia de la seva condició de sincronisme desaccelerant el rotor i produint

una caiguda de la freqüència del sistema. A diferència d’altres pertorbacions que es poden produir

en un sistema elèctric, com és el cas dels curtcircuits, la tensió no es fa zero.


Figura 43. Tensió de xarxa i freqüència del generador sobrecarregat

Afegint una aportació de potencia per part d’un inversor fotovoltaic, la càrrega total que pot

suportar el sistema augmenta, evitant així la caiguda de velocitat del rotor.

5.2. Generador dièsel amb sistema fotovoltaic L’objectiu d’aquesta simulació és operar la microxarxa aïllada formada pel generador dièsel, un

sistema fotovoltaic i una càrrega.

5.2.1. Paràmetres de la simulació

A continuació es descriuen els paràmetres dels elements del sistema.

Es considerarà que el temps de simulació establert de 10 segons equival a 10 hores d’operació

diària.

Paràmetres de càrrega i del generador dièsel

Per la càrrega és manté el mateix perfil que en les simulacions anteriors (apartat 5.1.1).

Pel generador dièsel (màquina síncrona, sistema d’excitació i regulador de velocitat) es mantenen

els mateixos valors dels paràmetres que a la simulació anterior (apartat 5.1.1).

Referent al generador dièsel, al ser un font de generació inercial, quan es connecta al mateix bus

que una font de generació no inercial (com és el sistema fotovoltaic amb el convertidor VSC) la

màquina síncrona pateix pics de corrent provinents del convertidor que ha de compensar. Això

provoca un transitori un transitori d’arrencada en la màquina síncrona (Figura 44). Per tal d’evitar-

ho, al bloc de la màquina síncrona del Simulink, s’han inicialitzat els paràmetre de corrents de

línia 𝑖𝑎 , 𝑖𝑏 , 𝑖𝑐, posant-los a valor 1 p.u. (per defecte estan a 0). Aquesta inicialització, també

permetrà augmentar la dimensió del sistema fotovoltaic.


Figura 44. Resposta del generador dièsel sense la inicialització de corrents de línia.

Paràmetres del sistema fotovoltaic

Paràmetres generals

S’estableix un perfil d’irradiància i temperatura arbitraris però amb una evolució aproximada a

les dels perfils reals. Tenint en compte que 1 segon de simulació equival a 1 hora, els perfils es

poden traslladar a una franja horària diürna de 8 del matí a 6 del vespre.

Figura 45. Perfil d’irradiància i temperatura pel període de les 9 h a les 19 h.

La configuració de l’associació de panells fotovoltaics ha vingut limitada pel fet d’operar el

sistema fotovoltaic junt amb generador dièsel. El motiu és el mateix pel que s’ha hagut

d’inicialitzar el valors de línia del generador dièsel 𝑖𝑎 , 𝑖𝑏 , 𝑖𝑐, a valor 1 p.u.. La ràpida resposta del

convertidor VSC en comparació amb la inèrcia d’arrancada que caracteritza el generador dièsel,

fa que el generador hagi de suportar tensions i corrents molt elevats, injectats per part del

convertidor VSC.


El paràmetre limitador per tal de dimensionar lliurement el sistema fotovoltaic són el nombre de

panells en sèrie, 𝑀𝑠. Amb un estudi en règim permanent del sistema es pot dimensionar el sistema

per tal de que circulin els corrents desitjats en un punt d’operació concret; no obstant aquest estudi

queda fora de l’abast del projecte. Així doncs, en base a diverses simulacions prèvies, s’ha

determinat el nombre màxim de panells en sèrie. Per altra banda, tot i que el nombre de strings

en paral·lel, Mp, no suposa una limitació en el dimensionat del sistema, aquest s’ha seleccionat

inferior al nombre de panells en sèrie, atenen una configuració típica d’un sistema fotovoltaic en

que Mp<Ms. La configuració final queda com:

Panells en sèrie, Ms: 9 panells

Strings de panells en paral·lels, Mp: 5 strings.

Tenint en compte les característiques nominals del panell seleccionat, en que la tensió del punt de

màxima potència és 40,2 𝑉, la tensió del bus de contínua, 𝐸𝐷𝐶, serà de 362 V. Segons l’expressió,

𝐸𝐷𝐶 =2√2 𝑉𝑙í𝑛𝑖𝑎

√3 𝑚, on 𝑚 és el l’índex de modulació del convertidor, per un valor de tensió de línia

de 𝑉𝑙í𝑛𝑖𝑎 = 400 𝑉 en la banda AC, el valor és obtingut és inferior al desitjat que normalment és

𝐸𝐷𝐶 ≈ 800 𝑉 [40].

Els paràmetres dels elements del convertidor VSC grid feeding són:

Capacitat de condensador de bus DC: 𝐶 = 1020 [μF]

Resistència equivalent del filtre d’acoblament: 𝑟𝑙 = 0,5 [𝛺]

Inductància del filtre d’acoblament: 𝑙𝑙 = 5,4 [𝑚𝐻]

Paràmetres de control (VSC grid feeding)

Llaç de tensió del VSC grid feeding:

La velocitat angular desitjada del llaç de tensió és 𝜔𝐸 = 418,88 [𝑟𝑎𝑑

𝑠]. És una velocitat 15 vegades

més lenta que l’assignada al llaç de corrent.

El factor d’amortiment del llaç de tensió és 𝜉𝐸 = 0,707

Llaç de corrent del VSC grid feeding:

La constant de temps del controlador del llaç de corrent és 𝜏 = 1 𝑚𝑠. Aquesta velocitat suposa

que velocitat angular del llaç sigui de 2𝜋 (1

0,001) [

𝑟𝑎𝑑

𝑠], i per tant 15 cops més ràpida que la

velocitat del llaç de tensió.

L’inversor fotovoltaic té un control de potència activa i potència reactiva. La consigna de potència

reactiva que ha d’injectar el convertidor VSC és la següent:

Interval de temps

[s] Referència de potència reactiva [kVAr]

[0, 5] 0

[5, 9] -6

[9, 10] 0 Taula 11. Referència d potència reactiva pel convertidor grid feeding



Figura 46. Esquema de la microxarxa operada amb generador dièsel i sistema fotovoltaic.


5.2.3. Resultats


Comportament convertidor grid-feeding

Per poder observar de manera més clara el comportament del convertidor VSC grid-feeding se

n’estudiarà el comportament considerant que la càrrega del sistema es constant.

Primerament es verifica que la tensió de referència del bus DC, 𝐸𝐷𝐶∗ , que oscil·la al voltant dels

360 𝑉 (Figura 48), ve efectivament imposada per la tensió del punt de màxima potència obtinguda

en l’MPPT (basat en el mètode de la tensió de circuit obert) i per tant variant amb el perfil horari

de temperatures de la simulació (Figura 45). També és verifica que el corrent DC generat pels

mòduls varia en funció de la irradiància i també mínimament amb la temperatura.

Figura 47. Variació del corrent DC en funció de la irradiància i de la temperatura (mínimament).

Es comprova que la tensió del bus DC, 𝐸𝐷𝐶, ve regulada pel control del llaç de tensió DC. Cada

cop que hi ha un canvi en la irradiància (i per tant en el corrent DC generat pels panells

fotovoltaics), es produeix un gran pic de tensió (es suma al petit pic de tensió provocat pel canvi

de temperatura). El pic de tensió DC a controlar és més gran com major sigui el canvi en la

irradiància. Així doncs, aquesta regulació es pot veure en el detall de la dinàmica del llaç de tensió

DC (Figura 48), ja que es veu com respon a una velocitat angular del llaç de tensió de 𝜔𝑒 =

418,88 [𝑟𝑎𝑑

𝑠]. És a dir, el senyal de tensió 𝐸𝐷𝐶 s’estabilitza al cap d’aproximadament 𝑡 =

2𝜋

418,88≈

0,015 [𝑠].


Figura 48. Efecte del control del llaç de tensió al bus de tensió DC.

També s’observa com el convertidor pot controlar els corrents 𝑖𝑞 i 𝑖𝑑 de manera independent

(Figura 49). Per una banda, el corrent injectat a xarxa 𝑖𝑞 𝐹𝑉 varia en funció dels canvis

d’irradiància (canvi de corrent DC generat pels panells), tot produint un augment de la potencia

activa transferida quan la irradiància augmenta i viceversa. Per altra banda també es verifica que

el corrent 𝑖𝑑 𝐹𝑉 varia en funció de la consigna de potencia reactiva.

D’acord amb el sentit escollit de la mesura de corrent, el valor negatiu dels corrents indiquen una

injecció de corrent a la xarxa.


Figura 49. Corrents de referència i corrents mesurats del VSC amb el sistema fotovoltaic en la referència qd.

En la referència abc, el corrent trifàsic injectat pel convertidor VSC (controlat pel llaç de corrent),

augmenten o disminueixen permetent la major o menor transferència de potencia. També cal notar

com la injecció de corrent reactiu 𝑖𝑑 𝐹𝑉 en 𝑡 = 0,5 [𝑠] provoca una lleugera distorsió en la forma

d’ona del corrents abc.

Figura 50. Intensitats de línia trifàsiques del convertidor VSC.


En la Figura 51, es pot observar com les tensions, en la referència qd, que el convertidor ha

d’aplicar en la seva part AC, 𝑉𝑙𝑞 i 𝑉𝑙𝑑, varien en funció de la irradiància i de la potencia reactiva.

Per tant, d’acord amb el control del llaç de corrent (veure Figura 22), la tensió 𝑉𝑙𝑑 varia en funció

de la irradiància (degut a la variació del corrent 𝐼𝑞 que segueix la referència 𝐼𝑞∗) mentre que la

tensió 𝑉𝑙𝑞 varia, principalment, en funció de la potencia reactiva (degut a la variació del corrent

𝐼𝑑 que segueix la referència 𝐼𝑑∗) injectada per part del convertidor. Així doncs, es comprova que

el llaç de corrent ajusta les tensions 𝑉𝑙𝑞 i 𝑉𝑙𝑑 per tal d’injectar a la xarxa (en aquest cas el bus de

la microxarxa aïllada) els corrents generats pel sistema fotovoltaic.

En la banda de la xarxa, es pot observar com les tensions de la xarxa, 𝑉𝑧𝑞 i 𝑉𝑧𝑑, es mantenen a

l’amplitud pic de de xarxa, 400

√3√2 ≈ 326,6 [𝑉] i a 0 [𝑉] respectivament, tal i com assegura la

transformada de Park inversa (amb l’aplicació de l’angle de la xarxa adequat proporcionat per la

PLL).

Figura 51. Tensions aplicades pel VSC amb el sistema fotovoltaic en la referencia qd i tensions de xarxa en la

referencia qd.


Comportament de la microxarxa

Per analitzar el comportament de la microxarxa completa, es considerarà la càrrega de valor

variable (40 kW i 50 kW).

Tenint en compte el criteri de signes (la potència negativa indica injecció a la xarxa per part del

convertidor fotovoltaic), el balanç de potències queda de la següent manera:

𝑃𝐺𝐷 = 𝑃𝐶 + 𝑃𝑙𝐹𝑉+ 𝑃𝑝𝑒𝑟𝑑

On:

𝑃𝐺𝐷: potència generada pel generador dièsel.

𝑃𝐶: potència sol·licitada per la càrrega.

𝑃𝑙𝐹𝑉: potència injectada per l’inversor fotovoltaic en la seva banda AC.

𝑃𝑝𝑒𝑟𝑑: potència de pèrdues degudes a les inductàncies d’acoblament amb la xarxa, 𝑙𝑙, i les seves

resistències equivalents, 𝑟𝑙.

D’acord amb el correcte seguiment per part del convertidor VSC de les consignes de corrent

demostrades anteriorment, la potència fotovoltaica injectada, 𝑃𝑙𝐹𝑉, també varia en funció dels

perfils d’irradiància i temperatura.

Davant dels canvis de càrrega, el generador dièsel proporciona la potencia, 𝑃𝐺𝐷, necessària per

complir amb la potencia demandada per la càrrega, 𝑃𝐶. També cal tenir en compte la component

de les pèrdues, 𝑃𝑝𝑒𝑟𝑑, originades a les inductàncies d’acoblament i que queden cobertes pel

generador dièsel.

Figura 52. Balanç de potències de la microxarxa formada pels panells fotovoltaics, una càrrega càrrega variable i el

generador dièsel.


Es comprova també com el generador dièsel manté la tensió de la xarxa amb una amplitud de 400

√3√2 [𝑉]. La freqüència respon als canvis de potència injectada pels panells fotovoltaics ja que

aquests impliquen l’ajust d’una nova potència subministrada pel generador dièsel. Les

desviacions continuen sent per sota dels ± 0,75 𝐻𝑧 i sempre retornant als 50 Hz de freqüència de

xarxa gràcies a l’acció del regulador de velocitat isòcron del generador dièsel. No obstant tal i

com passava en l’operació normal del generador dièsel (apartat 5.1.3.1), a l’inici de la simulació

s’està dins dels rangs considerats com a transitoris (± 6 𝐻𝑧) establerts per la ISO 8528-5:2005.

Figura 53. Tensió i freqüència de la microxarxa generada pel generador dièsel.

Cal destacar que el generador dièsel ha d’absorbir la potència reactiva generada pels panells ja

que les càrregues del sistema són càrregues resistives pures (Figura 54). Aquest absorció de

potència reactiva provoca una lleugera distorsió en la tensió de xarxa imposada pel generador

dièsel i per tant en la qualitat de la potència subministrada (Figura 53 i Figura 52 respectivament).


Figura 54. Potència reactiva injectada pels panells i consumida pel generador dièsel.


5.2.3.2. Operació amb faltes de línia

En aquesta simulació es pretén observar el comportament de la microxarxa quan es produeixen

diferents tipus de faltes en diferents punts del sistema. El present treball no incorpora cap estudi

sobre els sistemes de detecció de faltes ni sobre l’aïllament i protecció de les línies que pateixen

curtcircuits.

Per tal de simplificar la visualització dels resultats, aquesta operació amb afectació de faltes es

planteja amb el valor de la càrrega constant.

Falta per derivació

La falta que s’ha provocat és del tipus asimètrica fase-terra per la fase A i produïda a la línia que

uneix el generador dièsel i la càrrega. Es considera un temps de falta 𝑡 = [4, 4,033] 𝑠 ja que

tenint en compte que els 10 segons de la simulació representen 10 hores de temps real, els 33 𝑚𝑠

de la falta simulada equival aproximadament als 2 minuts que pot durar la falta per derivació.

Figura 55. Tensió de xarxa durant una falta per derivació en la fase A.

Es comprova com la tensió de xarxa es desequilibra durant el temps del curtcircuit. La fase A de

la tensió de xarxa pren un valor pràcticament nul. Hi ha una oscil·lació de la tensió al voltant de

zero degut a que existeixen unes resistències residuals de curtcircuit de 0,001 𝛺 i de terra de

0,01 𝛺, en el bloc emprat de la modelització. Després de la falta, el generador dièsel estabilitza

la tensió fins a l’amplitud nominal de xarxa després d’un període transitori d’aproximadament 1

segon.


Figura 56. Intensitats durant la falta de curtcircuit d'una fase-terra (dreta). Detall de la fase A de la intensitat durant

la falta (esquerra).

De la mateixa manera, es produeix un desequilibri dels corrents de les diferents fonts. En el cas

del generador dièsel, el corrent de la fase A incrementa degut al curtcircuit. En un menor grau,

l’inversor fotovoltaic incrementa el corrent de la fase A i fase B (en vermell a la Figura 56). La

càrrega veu com el corrent de la fase A es fa zero degut a la falta de curtcircuit que implica un

elevat valor de corrent.

Falta en sèrie

A continuació es planteja una falta en sèrie en que la fase A queda en circuit obert. Aquesta falta

es produeix a la sortida de l’inversor fotovoltaic. Per tal de poder observar millor l’efecte de la

falta, aquesta es simula durant 100 𝑚𝑠 en el temps 𝑡 = [4, 4,1] 𝑠.


Figura 57. Intensitats trifàsiques durant una falta en sèrie en la fase A

En la Figura 57, s’observa que durant la falta en sèrie a la fase A, el balanç de corrents en el nus

del sistema es manté gràcies a la regulació de corrent entregat pel generador dièsel. Per una banda,

al tenir la fase A terminal en circuit obert, l’inversor fotovoltaic injecta més corrent per les dues

fases (B i C) on no hi ha cap falta per tal d’evacuar la potència activa generada pels panells. Per

altra banda, el generador dièsel ha de proporcionar en la fase A el corrent que no pot entregar

l’inversor fotovoltaic, augmentant així el corrent respecte les dues altres fases B i C. En canvi el

corrent entregat per les dues fases B i C disminueix en proporció a l’augment de corrent entregat

per l’inversor en les mateixes fases B i C.


Figura 58. Tensió de xarxa (dalt). Detall de la tensió de xarxa durant la falta en sèrie en la fase A (baix).

El desequilibri en els corrents provocats per la falta, fa que l’amplitud de les fases de la tensió de

xarxa establertes pel generador dièsel també es desequilibrin, amb la disminució de l’amplitud de

la fase A i l’augment de l’amplitud de les fases B i C. Per tant, durant la falta, degut al desequilibri

de les fases de les tensions, el generador dièsel intenta entregar la potència demandada per

cadascuna de les fases de la càrrega.


5.3. Sistema fotovoltaic amb sistema de bateries Aquesta simulació pretén estudiar el comportament del sistema de bateries amb el seu convertidor

grid-forming com a generador de xarxa. Es planteja el supòsit que el generador dièsel de la

microxarxa ha quedat fora de servei, ja bé sigui per haver-se produït un tall de línia o un problema

intern derivat, per exemple, de la falta de manteniment del generador.

5.3.1. Paràmetre de la simulació

Paràmetres de càrrega

Per la càrrega es manté el mateix valor de càrrega variable que en les simulacions anteriors

(apartat 5.1.1).

Paràmetres del sistema fotovoltaic


S’estableix els mateixos paràmetres que en les simulacions anteriors (apartat 5.2.1).

Paràmetres de control (VSC grid feeding)

Es mantenen els mateixos paràmetres que en les simulacions anteriors.

No obstant, en aquest cas, a l’inversor fotovoltaic no hi ha un control de potència reactiva (la

consigna de potència reactiva és 0). Per tant l’inversor fotovoltaic només realitza un control de

potència activa.

Paràmetres del sistema de bateries


El sistema de bateries no s’ha dimensionat degut a que el convertidor grid forming actua com una

font de tensió AC.

Els paràmetres dels elements del convertidor VSC grid forming són:

Capacitat de condensador del filtre d’acoblament: 𝐶𝑔𝑓𝑐 = 510[μF]

Resistència equivalent del filtre d’acoblament: 𝑟𝑓 = 0,5 [𝛺]

Inductància del filtre d’acoblament: 𝑙𝑓 = 5,4 [𝑚𝐻]


Paràmetres de control (VSC grid forming)

Llaç de tensió del VSC grid forming:

La velocitat angular desitjada del llaç de tensió és 𝜔𝐸𝑔𝑓𝑐= 418,88 [

𝑟𝑎𝑑

𝑠]. És una velocitat 15

vegades més lenta que l’assignada al llaç de corrent.

El factor d’amortiment del llaç de tensió és 𝜉𝐸𝑔𝑓𝑐= 0,707

Llaç de corrent del VSC grid forming:

La constant de temps del controlador del llaç de corrent és 𝜏𝑔𝑓𝑐 = 1 𝑚𝑠. Aquesta velocitat suposa

que la velocitat angular del llaç sigui de 2𝜋 (1

0,001) [

𝑟𝑎𝑑

𝑠], i per tant 15 cops més ràpida que la

velocitat del llaç de tensió.

Paràmetres del control de droop

El pendent del control de droop 𝑃 − 𝑓, serà 𝐾𝑝𝑐𝑑 = 1,33 · 10−4 [𝐻𝑧

𝑘𝑊], mentre que el pendent del

control de droop 𝑄 − 𝑉, serà 𝐾𝑞𝑐𝑑 = 1,33 · 10−3 [𝐻𝑧

𝑘𝑊]. Per altra banda la constant de temps del

filtre passa-baixos serà 𝑡𝑠 =1

𝑤𝑐, on 𝑤𝑐 serà la freqüència de tall que pren un valor de 30 [

𝑟𝑎𝑑

𝑠].



Esquema de la microxarxa amb els dos convertidors connectats a un mateix bus. No s’ha representat la part del control AC dels convertidors. El convertidor

grid forming, a l’actuar com una font de tensió AC, la bateria (font de tensió DC controlable) connectada a la part DC del convertidor, no se li assigna cap nivell

de tensió.

Figura 59. Esquema de la microxarxa operada amb convertidors grid forming i grid feeding.


5.3.3. Resultats


Amb la finalitat d’aconseguir una correcta simulació del sistema s’ha introduït un retard en la

injecció de potencia fotovoltaica en forma d’interruptor per forçar la connexió de la línia del

sistema fotovoltaic a l’instant 𝑡 = 0,03 𝑠. D’aquesta manera el convertidor grid-forming pot

formar la tensió de xarxa i pot imposar tant l’angle com la velocitat angular de la xarxa elèctrica,

necessaris pel control del llaç de corrent del convertidor grid-feeding.

En la Figura 61 la tensió dels condensadors en la seva referència qd, 𝑉𝑐𝑞𝑑, prenen els valors

consigna, és a dir, 𝑉𝑐𝑞∗ =

400

√3√2 ≈ 326,6 [𝑉] i 𝑉𝑐𝑑

∗ = 0 [𝑉], demostrant així que el convertidor

grid-forming, pot generar i mantenir una tensió de xarxa. Concretament a la Figura 60, s’observa

com 𝑉𝑐𝑞 s’ajusta gràcies l’acció del llaç de tensió. D’acord amb el paràmetre de control 𝜔𝐸𝑔𝑓𝑐=

418,88 [𝑟𝑎𝑑

𝑠], el llaç de tensió, reacciona als canvis d’irradiació (més corrent DC injectat per part

del grid feeding) en t=[1, 2, 3, 7, 8, 9] [s].

També s’observa com les tensions aplicades en la part AC del convertidor grid forming, 𝑉𝑙(𝑔𝑓𝑐)𝑞

i 𝑉𝑙(𝑔𝑓𝑐)𝑑, també s’ajusten en funció de la irradiació que reben els panells. És a dir, com més

generació de corrent per part del sistema fotovoltaic, el convertidor grid forming disminuirà les

tensions aplicades en la seva part AC per tal d’injectar menys corrent.

Figura 60. Detall tensió al condensador Vcq.

Figura 61. Tensions als condensadors i tensions aplicades a la banda AC del convertidor grid-forming.


A la Figura 62, es pot verificar que el llaç de tensió del convertidor grid-forming manté els valors

de tensió consigna als condensadors per tal de generar el corrent de referència, 𝐼𝑞∗

(𝑔𝑓𝑐) , per al llaç

de corrent. Aquest corrent de referència és seguit satisfactòriament tal i com mostra la

superposició dels senyals 𝐼𝑞∗

(𝑔𝑓𝑐) i 𝐼𝑞(𝑔𝑓𝑐)

. Per tant, avaluant els corrents que circulen per la

microxarxa, es veu com el convertidor grid-forming, és capaç de subministrar el corrent no

generat pels panells fotovoltaics, assegurant que en el nus de la microxarxa el balanç de corrent

sigui nul.

Figura 62. Corrents circulants per la microxarxa formada pels panells fotovoltaics, sistema de bateries i càrrega.

De manera anàloga, també es representa el balanç de potències de la microxarxa. En la Figura 63

s’observa com la potència entregada pel convertidor grid-forming, 𝑃𝑙(𝑔𝑓𝑐), contribueix a cobrir

la demanda de la càrrega, 𝑃𝐶𝑎𝑟𝑟, que no pot aportar la potència fotovoltaica. També es pot

observar, com el convertidor grid-forming respon al pic de càrrega en t=[5] s.

Cal notar que les pèrdues a les inductàncies dels acoblaments dels convertidors augmenten

significativament. Per tant, és un fet que cal considerar quan s’incorporen nous convertidors

d’electrònica de potència a la xarxa en substitució dels generadors síncrons convencionals.

També cal tenir present que pel sistema proposat de bateries que interconnecta el convertidor

grid-forming no s’ha tingut en compte la seva capacitat. De manera que, enfront de canvis de

càrrega importants el sistema pot no ser capaç de cobrir la demanda tot i que seguiria imposant la

tensió i freqüència de xarxa pel convertidor grid-feeding del sistema fotovoltaic.


Figura 63. Balanç de potències de la microxarxa formada pels panells fotovoltaics, sistema d’emmagatzematge i

càrrega.

En el supòsit que la càrrega fos molt petita (per exemple 10 kW constants), el convertidor accepta

també un flux bidireccional d’energia. En la Figura 64, entre 𝑡 = [3 8] 𝑠 el sistema fotovoltaic

pot cobrir tota la càrrega i per tant també injecta potència a la bateria.

Figura 64. Balanç de potències de la microxarxa formada pels panells fotovoltaics, sistema d’emmagatzematge i

càrrega. Cas càrrega petit (10 kW constants).


La freqüència del sistema es manté a 50 Hz sempre i quan la càrrega es mantingui al valor nominal

de 40 kW (𝑃𝑜 , descrita en l’esquema del control de droop). Quan es produeix el canvi de càrrega,

el control de droop modifica la referència de freqüència. Per un canvi de potència de 10 kW i

tenint en compte que el pendent del control de droop 𝑃 − 𝑓 és 𝐾𝑝𝑐𝑑 = 1,33 · 10−4 [𝐻𝑧

𝑘𝑊], la

disminució de freqüència és de 1,33 Hz.

Figura 65. Freqüència de la microxarxa generada pel grid forming converter.

Tal i com ja s’ha mostrat anteriorment, la tensió de xarxa es manté constant al llarg de tota la

simulació. En cas de que ocorregués una demanda de potència reactiva per part de la càrrega, el

control de droop 𝑄 − 𝑉, actuaria imposant una tensió de referència, 𝑉𝑐𝑞∗ , nova en funció del valor

del pendent 𝐾𝑞𝑐𝑑.

Per últim cal dir que, en aquesta simulació, degut a la dinàmica dels control dels convertidors, no

es produeixen sots de tensió o de freqüència que puguin afectar la qualitat del subministrament

de la microxarxa, com sí es produïa en l’operació de la microxarxa híbrida governada pel

generador dièsel (apartat 5.2.3.1).


6. Pressupost El pressupost del projecte s’ha dividit en dues parts, els cost de recursos humans i el cost de la

infraestructura tècnica.

6.1. Cost de recursos humans El cost de recursos humans es divideix en quatre partides: cost associat a la cerca d’informació,

planificació del treball i investigació i aprenentatge realitzats a l’inici i durant tot el projecte; cost

associat a la modelització dels sistemes, cost associat a les simulacions realitzades i cost de

redacció del projecte.

El cost tota d’hores de dedicació al projecte ha sigut de 650 hores. Els preus unitaris s’han establert

segons el preu que l’autor creu just per a un enginyer graduat de Màster. També s’ha pres com a

referència una remuneració del doble dels 8 €/h establerts per l’ETSEIB com remuneració de les

pràctiques curriculars en empresa. La partida de cerca d’informació, planificació i investigació i

la partida de simulació se’ls hi ha aplicat un sobrecost per l’esforç i dedicació que suposen.

Partida de recursos humans Preu unitari [€/h] Quantitat [h] Total [€]

Cerca d'informació, planificació i investigació 20 130 2.600

Modelització 16 163 2.600

Simulació 20 228 4.550

Redacció 16 130 2.080

Subtotal Cost recursos humans 11.830 Taula 12. Desglossament de les partida de recursos humans.

6.2. Cost infraestructura tècnica El projecte no implica cap assaig real amb equips de laboratori que puguin emular una microxarxa

aïllada. Per tant la el cost d’infraestructura tècnica engloba la partida dels equips informàtics i la

partida relacionada amb la llicència del programari utilitzat.

Partida equips Preu unitari [€/u] Quantitat [u] Total [€]

HP Probook Intel Core i5 (8 GB de RAM) 973 1 973

Ratolí inalàmbric Logi M590 31 2 62

Subtotal Partida equips 1.035

Partida llicències Preu unitari [€/u] Quantitat [u] Total [€]

Matlab R2020b (llicència Individual Anual) 800 1 800

Subtotal Partida llicències 800

Subtotal Cost infraestructura tècnica 1.835 Taula 13. Desglossament de les partida d'infraestructura tècnica.


6.3. Cost total El cost total del projecte és la suma de les partides d’infraestructura de recursos humans i

infraestructura tècnica.

Total [€]

Subtotal Cost recursos humans 11.830

Subtotal Cost infraestructura tècnica 1.835

Cost total (sense IVA) 13.665

Cost total (amb 21% d'IVA) 16.535 Taula 14. Cost total del projecte.

Els cost total és orientatiu ja que s’ha de tenir en compte que no s’ha comptabilitzat partides

com el cost de l’electricitat total consumida necessària per al funcionament de l’ordinador.


7. Impacte ambiental El principal impacte ambiental relacionat amb l’operació real de les diferents tipologies de

microxarxa estudiades en aquest treball, està relacionat amb el funcionament del generador dièsel.

Tot i el generador dièsel, emet diferents gasos com el monòxid de carboni, òxids de nitrogen o

diòxid de sofre [41], s’avaluarà el còmput d’emissions a partir dels ratis de diòxid de carboni

(CO2) tal i com queda recollit a la literatura [42]. El CO2 emès en funció depèn del litres consumits

pel generador. Alhora els litres consumits depenen del percentatge de càrrega d’operació del

generador. Un generador operant a plena càrrega consumirà més L/h que un generador a mitja

càrrega. No obstant, el consum específic en [L/kWh] augmenta si el generador opera a càrrega

baixa. En [42] es planteja una relació lineal per determinar el consum de en L/h d’un generador

dièsel en funció de la càrrega.

𝐹 = 0,246 · 𝑃𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 + 0,08415 · 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙

Es determinaran les emissions de les dues tipologies de microxarxa on actua el generador dièsel.

S’avaluen les emissions tenint en compte un factor estàndard d’emissions 3 [kg CO2/L] [42] i

sota la l’operació normal de la microxarxa.

Hores 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Operació normal:

GD

PGD [kW] 40 40 40 40 40 50 50 50 40 40

F [L/h] 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 19,5 19,5 19,5 17,0 17,0

E [kg CO2] 51,0 51,0 51,0 51,0 51,0 58,4 58,4 58,4 51,0 51,0

Operació normal:

GD+FV

PGD [kW] 34 33 27 22 22 32 32 35 28 33

F [L/h] 15,5 15,3 13,8 12,6 12,6 15,0 15,0 15,8 14,0 15,3

E [kg CO2] 46,6 45,8 41,4 37,7 37,7 45,1 45,1 47,3 42,1 45,8 Taula 15. Emissions horàries generades en l’operació del generador dièsel sol i la microxarxa híbrida.

Al tractar-se d’aplicacions de microxarxes aïllades de petites dimensions, com un petit centre de

producció o un conjunt d’instal·lacions comercials o d’us terciari d’una zona rural, l’impacte en

quantitat d’emissions no serà excessivament gran. Tot i així, tenint en compte les 10h d’operació

durant els 365 dies de l’any, la microxarxa híbrida permet passar de les 194 [𝑡𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶𝑂2

𝑎𝑛𝑦] a

158,5 [𝑡𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶𝑂2

𝑎𝑛𝑦] i que representant una disminució del 18 % de les emissions.

S’ha de tenir en compte que l’operació de la tipologia de microxarxa hibrida, té impactes

ambientals secundaris com la generació de residus dels panells o de bateries un cop han arribat a

la final de la seva vida útil (30 anys pel cas dels panells). En el cas del panell utilitzat LG395N2W-

V5, al cap de 25 anys, el rendiment disminueix en un 89,6% respecte del rendiment inicial [15].

Degut a les petites dimensions del present treball, els impactes en quan a generació de residus no

és significatiu. Tot i així, s’ha de tenir en compte que a nivell europeu existeixen directives com

2012/19/EU sobre els residus elèctrics i electrònics, que imposen objectius com el reciclatge de

panells fotovoltaics de fins al 80-85% [43]. D’aquesta manera es contribueix a la reducció de

residus que puguin acabar en zones desafavorides econòmicament.


8. Conclusions En el present treball s’ha estudiat la modelització de diferents tipologies i configuracions de

microxarxes aïllades. Primerament s’ha realitzat la modelització dels panells fotovoltaics i el

control de MPPT. S’ha estudiat la modelització del convertidor VSC simplificat així com el

disseny del seu control diferenciant entre dues tipologies de convertidor com són el grid feeding

i el grid forming.

També s’ha plantejat l’estudi del generador dièsel i així com dels seus diferents controls, on el

disseny de totes les parts ha sigut a partir de blocs predeterminats. En les primeres simulacions

amb els paràmetres predeterminats del control i de la seva inèrcia del generador dièsel i de la seva

inèrcia, s’ha observat una gran inestabilitat en la resposta. Per tant s’han realitzat una sèrie de

simulacions per tal d’aconseguir respostes robustes i estables.

Referent a l’operació del generador dièsel connectat a una càrrega variable se’n poden extreure

algunes conclusions principals. En un mode d’operació normal, s’ha observat que el generador

dièsel pot subministrar la potència sol·licitada per la càrrega proporcionant una estabilitat correcta

de freqüència de xarxa (gràcies al regulador de velocitat isòcron) dins dels límits establerts per la

ISO 8528-5:2005. No obstant, durant l’engegada es sobrepassen els límits de freqüència, i per

tant queda afectada la qualitat del subministrament d’energia; un fet crític si les càrregues són de

tipus industrial. Un gran canvi en la càrrega, provoca un important sot de tensió. Tot i així, es

demostra que el generador dièsel és capaç de treballar per sobre de les seves condicions nominals,

sempre tenint en compte els riscos tèrmics que pateixen els components. També s’ha comprovat

que una sobrecarregada provoca la pèrdua de sincronisme del rotor i la conseqüent caiguda de

tensió fins a nivells residuals.

A la tipologia de microxarxa híbrida, s’ha operat amb èxit demostrant varis aspectes.

Primerament, s’ha demostrat el correcte funcionament del control del convertidor VSC estudiat i

dissenyat, ja que tant el llaç de tensió DC com el llaç de corrent han funcionat correctament. El

primer, encarregant-se de la regulació del bus DC i el segon, ajustant les tensions de la banda AC

del convertidor per tal d’injectar el corrent de referència que indiquen els panells. A més, s’ha

comprovat com el generador és de mantenir la tensió i també freqüència de xarxa gràcies al

regulador de velocitat isòcron. També s’ha comprovat el balanç de potència entre les unitats

generadores per tal de satisfer la càrrega. Per últim s’ha estudiat el comportament de la microxarxa

enfront de les problemàtiques de faltes de línia i s’ha verificat els efectes que se’n deriven. No

obstant, en aquesta simulació s’ha comprovat que existeixen limitacions pel que fa al

dimensionament del sistema fotovoltaic degut a la seva naturalesa no inercial, enfront de la inèrcia

que presenta el generador dièsel.

En la microxarxa formada pel sistema fotovoltaic i les bateries, s’ha comprovat el correcte

funcionament del convertidor grid forming. S’ha observat com aquest convertidor, forma la xarxa

i imposa la freqüència necessària pel funcionament en paral·lel del convertidor grid feeding. A

més, el control de droop incorporat al convertidor grid forming provoca la desviació de freqüència

corresponen als pendent de droop assignat. Les naturaleses no inercials dels convertidors, fan que

les respostes siguin molt ràpides, proporcionant així una molt bona estabilitat de xarxa.

8.1. Línies de treball futures Hi ha múltiples línies de treball en les que es pot ampliar l’estudi del present treball.

Al tractar-se d’un treball d’una microxarxa amb un generador dièsel, un dels primers punts a

millorar pot ser plantejar l’anàlisi de la microxarxa a partir d’un un estudi previ en règim


permanent per tal de confirmar els punts estables d’operació de la microxarxa aïllada i d’aquesta

manera poder fer un dimensionament acurat de les diferents fonts de generació distribuïda.

També es poden plantejar noves operacions, fent simulacions de la transició d’una desconnexió

de generador dièsel a una connexió immediata del grid forming, ja que en el present treball s’han

tractat els casos de manera independent.

Referent al generador dièsel es pot plantejar un control de droop per a que treballi en paral·lel

amb el convertidor VSC en mode grid-forming, o en paral·lel amb altres generadors dièsel que

també incorporin un control de droop. D’aquesta manera es pot fer un estudi acurat sobre el

repartiment de càrrega (power sharing) entre els diferents elements de generació distribuïda de la

microxarxa.

També es poden incorporar mecanismes de load-shedding que tenen per objectiu reduir pics de

l’amplitud del voltatge i de la freqüència resultants de pertorbacions severes a la microxarxa, de

manera ràpida.

D’altres millores podrien implica la incorporació d’unitats d’emmagatzematge distribuït, com

bateries o piles de combustible però interconnectades amb el convertidor VSC grid-feeding. A

més es pot tenir en compte l’estudi dels diferents paràmetres com la capacitat, l’estat de càrrega

o la profunditat de descàrrega. Addicionalment, es pot incorporar un sistema d’Energy

Management System amb SCADA, per tal de coordinar la contribució i la acció de totes les fonts

de generació de la microxarxa.

Des del punt de vista del control de convertidors, a les dues tipologies de convertidor VSC

presentades al treball, s’hi pot incorporar una tercer tipus de convertidor com són els grid-

supporting. Aquest tipus de convertidor poden participar en la regulació de l’amplitud i freqüència

de la xarxa, tant en microxarxes aïllades com connectades a xarxa, sense la necessitat de la

presència d’un convertidor grid-forming.

Referent a d’altres estratègies de control, una altra línia de treball pot ser la incorporació de

generadors síncrons virtuals. Aquest sistema imita el comportament d’un generador síncron real

mitjançant l’emulació les seves propietats d’inèrcia i d’amortiment. D’aquesta manera es pot

alliberar el sistema de masses rodants per fer front als aspectes d’estabilitat de freqüència.


Agraïments M’agradaria agrair al tutor del treball, el professor Oriol Gomis-Bellmunt pels consells i l’atenció

rebuda al llarg de la realització del treball.


Referències [1] OLIVARES, D. et al., Trends in Microgrid Control IEEE Transactions On Smart Grid,

Vol. 5, Nº. 4, Juliol 2014.

[2] Office of Electricity Delivery and Energy Reliability Smart Grid R&D Program DOE

Microgrid Workshop Report. San Diego, Califòrnia, 2011. Report.

[3] HIRSCHA, A., PARAGA, Y., GUERRERO, J.: Microgrids: A review of technologies,

key drivers, and outstanding issues. Renewable and Sustainable Energy Reviews.

Volum 90, Pag. 402-411. Juliol 2018.

[4] MIAO, Z., DOMIJAN, A., FAN, L.: Investigation of Microgrids With Both Inverter

Interfaced and Direct AC-Connected Distributed Energy Resources. IEEE Transactions

On Power Delivery, Vol. 26, Nº. 3, Juliol 2011.

[5] KAABECHE, A., IBTIOUEN, R.. Techno-economic optimization of hybrid

photovoltaic/wind/diesel/battery generation in a stand-alone power System. Solar Energy

103 (2014) 171–182.

[6] TAMRAKAR, U., SHRESTHA, D., MAHARJAN, M., BHATTARAI, B.P., HANSEN,

T.M., TONKOSKI, R.: Virtual Inertia: Current Trends and Future Directions. Applied

Sciences. 2017; Nº 7:654. https://doi.org/10.3390/app7070654

[7] ISO. ISO 8528-5:2005: Reciprocating Internal Combustion Engine Driven Alternating

Current Generating Sets—Part 5: Generating Set. International Organization for

Standardization (ISO): Gènova, Suïssa, 2005.

[8] ISO. ISO 8528-1:2005: Reciprocating Internal Combustion Engine Driven Alternating

Current Generating Sets—Part 1: Application, ratings and performance. International

Organization for Standardization (ISO): Gènova, Suïssa, 2005.

[9] RAHMAN FAHIM, S.R., SARKER, S.K., MUYEEN, S. M., SHEIKH, R.I., DAS, S.K..

Microgrid Fault Detection and Classification: Machine Learning Based Approach,

Comparison, and Reviews. MPDI- Energies 2020, Nº 13: 3460.

https://doi.org/10.3390/en13133460

[10] MOHAN SAHA, M., IZYKOWSKI, J., ROSOLOWSKI, E.: Fault Location on

Power Networks. Nova York: Springer, 2010. ISBN 978-1-84882-885-8.

[11] BLACKBURN, J. L., DOMIN, T. J.:Protective relaying. Principles and

Applications. CRC Press, 2007. ISBN: 1-57444-716-5.

[12] PADIYAR, K.R.: Power System Dynamics: Stability and Control. Hyderabad,:

BS Publications, 2008. ISBN 81-7800-186-1

[13] EGEA, A., JUNYENT, A., GOMIS, O. Active and Reactive Power Control of

Grid Connected Distributed Generation Systems. Green Energy and Technology.

Heidelberg, 2011, pàg. 47-81

https://doi.org/10.3390/app7070654


[14] VILLALVA, M., GAZOLI, J., FILHO, E.: Comprehensive Approach to

Modeling and Simulation of Photovoltaic Arrays, 2009

[15] Fitxa tècnica mòdul LG

https://www.lg.com/us/business/download/resources/BT00002151/LG395-400N2W-

V5.pdf, (consultat el 25 de febrer de 2021)

[16] VERMA, D., NEMA, S., SHANDILYA, A.M., DASH, S.. Maximum power

point tracking (MPPT) techniques: Recapitulationin solar photovoltaic Systems.

Renewable and Sustainable Energy Reviews (2016), Volume 54, pp. 1018-1034.

[17] SENGAR, S. Maximum Power Point Tracking Algorithms for Photovoltaic

System: A Review. International Review of Applied Engineering Research (2014) Volume

4, Number 2 , pp. 147-154. ISSN 2248-9967.

[18] BAIMEL, D., TAPUCHI, S., LEVRON, Y., BELIKOV, J.. Improved Fractional

Open Circuit Voltage MPPT Methods for PV Systems. Electronics-MDPI (2019), Volume

8.

[19] KING, D.L. , KRATOCHVIL, J.A., BOYSON, W.E.. Temperature coefficients

for pv modules and arrays: measurement methods, difficulties, and results. Sandia

National Laboratories (1997)

[20] ROCABERT, J., LUNA, A., BLAABJERG, F., RODRÍGUEZ, P.: Control of

Power Converters in AC Microgrids. IEEE Transactions On Power Electronics, Vol.

27, Nº. 11, Novembre 2012.

[21] HARNEFORS, L., NEE, H.-P.: Model-based current control of ac machines

using the internal model control method. IEEE Transactions on Industry Applications,

1998, Vol. 34 Nº. 1, pàg. 133–141

[22] PRIYADARSHINII, M., PADMA, S., DHARSHANA, P.: Standard and

Modified Internal Model Control for Induction Motor Speed-regulation. IEEE

International Conference on Emerging Trends in VLSI, Embedded System, Nano

Electronics and Telecommunication System (ICEVENT), 2013.

[23] SEBAA, M., HASSAINE, S., OGAB, C.: Robust Control Method for PMSM

Based on Internal Model Control with Speed and Load Torque Estimator. International

Journal on Electrical Engineering and Informatics, 2017, Vol. 9, Nº 3.

[24] PEGUEROLES-QUERALT, J., BIANCHI, F., GOMIS-BELLMUNT, O.:

Optimal Droop Control for Voltage Source Converters in Islanded Microgrids. Power

Plant and Power System Control Symposium. "8th PIFAC Proceedings Volumes (IFAC-

PapersOnline) Control Symposium, PPPSC 2012". Toulouse: 2012, p. 566-571.

[25] ABDEL-RADY, Y., MOHAMED, I., EL-SAADANY, E.: Adaptive

Decentralized Droop Controller to Preserve Power Sharing Stability of Paralleled

https://www.lg.com/us/business/download/resources/BT00002151/LG395-400N2W-V5.pdf

https://www.lg.com/us/business/download/resources/BT00002151/LG395-400N2W-V5.pdf


Inverters in Distributed Generation Microgrids. IEEE Transactions On Power

Electronics, Vol. 23, Nº. 6, Novembre 2008.

[26] DE BRABANDERE, K., BOLSENS, B., VAN DEN KEYBUS, J., WOYTE, A.,

DRIESEN, J., BELMANS, R.; A Voltage and Frequency Droop Control Method for

Parallel Inverters, IEEE Power Electronics Specialists Conference, 2004.

[27] KHALEDIAN, A., ALIAKBAR GOLKAR, M.; Analysis of droop control

method in an autonomous microgrid. Journal of Applied Research and Technology, Nº

15, p. 371–377, 2017.

[28] FRAILE, J. Màquina elèctricas. Madrid: McGraw-Hill, Inc. 2008. ISBN: 978-

84-481-6112-5

[29] ANDRADA, P. Tema 5. Accionaments elèctrics amb motors sincrons trifàsics

(apunts). Disseny de màquines i accionaments elèctrics. Assignatura Q3 MUEI-ETSEIB

[30] KUNDUR, P.. Power System Stability and Control. McGraw-Hill, Inc, 1994.

ISBN:0-07-035958-X.

[31] KHURSHEED, M., MALLICK, M. A., IQBAL, A. Performance Analysis of

Closed loop Control of Diesel generator power supply for Base Transceiver (BTS) Load.

International Journal of Innovative Technology and Exploring Engineering (IJITEE)

ISSN: 2278-3075, Vol. 8 Issue-9, Juliol 2019.

[32] WANG,X.F., SONG, Y., IRVING, M.. Modern Power Systems Analysis. Nova

York: Springer. ISBN 978-0-387-72852-0

[33] TSEGAYE, S., FANTE, K. A.. Analysis of Synchronous Machine

ExcitationSystems: Comparative Study. International Journal of Energy and Power

Engineering Vol:10, No:12, 2016

[34] KRISTIANSEN NØLAND, J., NUZZO, S., TESSAROLO, A., FERNANDO

ALVES, E.. Excitation System Technologies for Wound-Field Synchronous Machines:

Survey of Solutions and Evolving Trends IEEE Access, Vol. 7, 2019.

[35] IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System

Stability Studies. IEEE Standard, Vol. 421, Nº. 5, 2005.

[36] KRISHNAMURTHY, S., JAHNS, T. M., LASSETER, R. H., Life . The

Operation of Diesel Gensets in a CERTS Microgrid. Power and Energy Society General

Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008.

[37] COSSE, R.E., ALFORD, M.D., HAJIAGHAJANI, M., HAMILTON, E.R..

Turbine/generator governor droop/isochronous fundamentals – a graphical approach.

Record of Conference Papers Industry Applications Society 58th Annual IEEE Petroleum

and Chemical Industry Conference (PCIC), 2011.

[38] ALLEY, S. D.. Generator Basics: Applied to Field Problems. NETA World,

1993.


[39] CUMMINS GENERATOR TECHNOLOGIES. Application Guidance Notes:

Technical Information from Cummins Generator Technologies. AGN 013 - Alternator

Ratings and Overload. Guia informativa Stamford AVK: AGN 013 ISSUE C/1/10.

[40] IKHLAQ, S., SINGH, B, SUKUMAR, M.: A Synchronous Generator Based

Diesel-PV Hybrid Micro-grid with Power Quality Controller. IEEE 26th International

Symposium on Industrial Electronics (ISIE), 2017.

[41] NETT Technologies, Inc. https://www.nettinc.com/information/emissions-

faq/what-are-diesel-emissions, (consultat el 10 de juny de 2021)

[42] JAKHRANI, A., OTHMAN, A., RIGIT, A., SAMO, S.: Estimation of Carbon

Footprints from Diesel Generator Emissions, IEEE International Conference on Green

and Ubiquitous Technology, 2012.

[43] IEA: Report End‐of‐Life Management of Photovoltaic Panels: Trends in PV

Module Recycling Technologies, Report IEA‐PVPS T12‐10:2018, 2018.

https://www.nettinc.com/information/emissions-faq/what-are-diesel-emissions

https://www.nettinc.com/information/emissions-faq/what-are-diesel-emissions

modelització i operació de diferents tipologies d’una

Documents