Uso de la energia electrica

Resumen

Sin duda, la energía eléctrica es la forma de energía más ampliamente usada en las actividades económicas y sociales de nuestro mundo moderno. Por ello, se puede decir que las compañías generadoras y distribuidoras de electricidad asumen dos retos de relevante preocupación actual. Uno es generar con mayor eficiencia, menor costo y con un mínimo impacto sobre el medio ambiente. El segundo es cumplir con la calidad del suministro, que ha llegado a ser un punto importante tanto para los usuarios como para las compañías que distribuyen la energía eléctrica, y que se refleja en una distribución y un consumo de energía más eficiente.

El trabajo de tesis que se presenta, describe un sistema fotovoltaico (SFV) interconectado a la red eléctrica que ayuda a superar los retos citados. Este SFV tiene la función de recibir la energía solar entregada por un arreglo de celdas FV; operar en el punto máximo de potencia de las celdas (para mayor aprovechamiento de la energía captada); acondicionarla a una señal alterna, dentro de los parámetros técnicos normativos para la interconexión eléctrica (establecidos por la compañía; CFE en México); e inyectarla a la red eléctrica con el propósito de compensar potencia reactiva (filtrado activo) demandada por cargas lineales y no lineales, reduciendo la contaminación de la red eléctrica; además de compensar potencia activa en los picos de demanda de energía eléctrica máxima. El sistema funciona como filtro activo durante todo el día, lo que permite que la capacidad de potencia instalada por el equipo se aproveche al máximo y no solamente durante el periodo del día en que se dispone de la radiación solar.

Las principales ventajas que se tienen son: implementación sencilla, robusta y con alta inmunidad a la variación de parámetros. En las funciones de filtro activo, las señales de referencia necesarias para modular el inversor, se obtienen utilizando la técnica de cancelación de interferencia adaptiva. Esta técnica mantiene al sistema en el mejor estado funcional, mediante un continuo autoajuste ante cambios en los parámetros de operación, generando resultados importantes y satisfactorios. Además, simultáneamente el SFV utiliza, en el seguimiento del punto de máxima potencia, la técnica de “perturbar y observar”, la cual ofrece un alto desempeño en la inyección de potencia activa.

i

Introducción

Hasta el momento la mayoría de los inversores existentes en el mercado que se diseñan para la interconexión de fuentes de energía renovable a la red eléctrica, que no afectan la calidad de la red y que además ofrecen varias prestaciones técnicas. Sin embargo, no contemplan dentro de su filosofía de operación, mecanismos que permitan contribuir con la calidad de la red eléctrica en el punto de interconexión; es decir contribuir a elevar el factor de potencia y a reducir la contaminación armónica debido a las cargas eléctricas del usuario. Las razones por las que no se contempla esto todavía, puede deberse por un lado, al costo adicional que involucra el tener que implementar las técnicas de control requeridas; y por el otro, al poco material existente en términos de normatividad para este tipo de tecnología (en lo cual ya varios países se encuentran trabajando arduamente). Por ello, el prototipo desarrollado en la presente tesis de maestría tiene como principal importancia, no solamente inyectar potencia activa a la red (siguiendo el punto de máxima potencia FV); sino también elevar el factor de potencia y reducir la contaminación armónica en el punto de interconexión, mediante un control robusto, sencillo y en consecuencia de bajo costo que utiliza la misma etapa de potencia.

La organización de este trabajo de investigación comienza en sus primeros dos capítulos con un enfoque general de la situación energética nacional, con la intención de dar una referencia acerca de las áreas que resultan beneficiadas con este tipo de desarrollos tecnológicos; las cuales han sido de gran preocupación en los últimos años. El enfoque será en términos de Calidad y Ahorro de la Energía Eléctrica en el sector eléctrico y residencial, dadas las metas de esta investigación. Por lo tanto, se comentan las medidas que se están tomando dentro de los diferentes sectores consumidores de energía eléctrica en el marco de eficiencia energética. Se aborda el concepto de generación distribuida mediante energías renovables. También se muestra el rumbo de los SFV interconectados en México, así como las soluciones que éstos darían a serios problemas que enfrenta la compañía suministradora de electricidad, tanto por picos de demanda máxima, como por calidad del suministro eléctrico. Se presenta también una descripción sustancial de la Calidad de la Red Eléctrica, del impacto que ésta tiene ante la interconexión de diversas cargas y de las soluciones técnica y económicamente viables utilizadas

CENIDET Introducción

en la actualidad para mejorarla. Así mismo, se hace referencia a la normatividad nacional e internacional que rige los aspectos relacionados con este trabajo.

En el capítulo III se tiene el diseño de la etapa de control. Se presentan las técnicas

existentes en la detección de las referencias para los filtros activos (FA), los fundamentos teóricos en los que se basa el control para proveer funciones de FA al sistema, un breve análisis matemático de su función de transferencia, y su implementación electrónica. Se describen también las protecciones eléctricas del prototipo.

En el capítulo IV se presenta el diseño de la etapa de potencia. En la primera parte se

muestra un análisis teórico de la filosofía de funcionamiento del sistema, a lo largo del día. Posteriormente se presentan: los diseños e implementación de cada elemento (componentes pasivos y dispositivos semiconductores de potencia), los compromisos y las consideraciones pertinentes que se tomaron para obtener una eficiencia alta, tanto en su propio funcionamiento, como en su interacción con el conjunto red-usuario, así como las pérdidas en el inversor.

En el capítulo V se tienen los resultados más representativos del trabajo de investigación.

Se comienza separando dichos resultados en términos de compensación reactiva y activa, a manera de evaluar su comportamiento para cada caso. Se presenta también su desempeño con diferentes tipos de carga eléctrica (tanto cargas no lineales, como lineales), incluso su dinámica ante escalones de carga. En la última sección se presenta un análisis, en función de la producción y pérdidas que se tendría en la interacción del prototipo con el binomio red eléctrica – carga (usuario de la red) en un determinado periodo, con la intención de mostrar el impacto tecnológico que tiene para dicho binomio los SFV de este tipo.

En el capítulo VI se presentan las conclusiones obtenidas a lo largo de la investigación, con la finalidad de poder evaluar los retos que se presentaron, así como las alternativas de solución que se tomaron para alcanzar los objetivos propuestos. Se plantean también los trabajos futuros a desarrollar para mejorar el diseño, o bien para apoyar a otros posibles desarrollos.

iv

TABLA DE CONTENIDO

Resumen i

Introducción ii CAPÍTULO I Antecedentes 1

I.1 Introducción 1

I.2 Uso de la energía eléctrica 3

I.2.1 Consumo de energía 3

I.2.2 Sector energía 4

I.2.3 Sector residencial 4

I.2.4 Administración de la demanda 4

I.3 Calidad de la red eléctrica 7

I.3.1 Generalidades 7

I.3.2 Perturbaciones de la red eléctrica 7

I.3.3 Cargas críticas 10

I.3.4 Responsables 11

I.4 Planteamiento del problema 12

I.4.1 Picos de demanda máxima 12

I.4.2 Contaminación armónica 14

I.4.3 Factor de potencia 15

I.4.4 Normatividad 16

I.5 Justificación 17

I.6 Revisión del estado del arte 17

I.6.1 Sistema fotovoltaico 17

I.6.2 Técnicas de detección de corrientes reactiva y armónicas 19

I.7 Aportaciones 20

CENIDET Tabla de Contenido

CAPÍTULO II SFV Interconectados a Red 21 II.1 Introducción 21

II.2 Aplicación de los SFV interconectados a red 22

II.2.1 Consideraciones para la interconexión 24

II.2.2. Protección y seguridad 25

II.3 Generación eléctrica distribuida 27

II.3.1 Concepto 27

II.3.2 Beneficios 27

II.4 Impacto en la calidad de red 29

II.4.1 Efectos de la distorsión armónica 29

II.4.2 Efectos en el factor de potencia 30

II.4.3 Equipos para incrementar la calidad de la red 31

II.4.4 Filtros activos 32

II.4.4.1 Clasificación de los filtros activos 32

II.4.4.2 Funcionamiento básico de un filtro activo paralelo 33

CAPÍTULO III Diseño de la Etapa de Control 35 III.1 Introducción 35

III.2 Sistema fotovoltaico de inyección de potencia activa (SFIPA) 36

III.2.1 Estrategia para las funciones de filtrado activo 36

III.3 Detección de corrientes reactiva y armónicas para señales de referencia

en filtros activos 37

III.3.1 Técnicas existentes 37

III.3.2 Selección del control 39

III.4 Circuito de detección de corrientes reactiva y armónicas (CDCRA) 39

III.4.1 Método de detección adaptable para corrientes

reactiva y armónicas 39

III.4.1.1 Estudio de la función de transferencia del CDCRA 40

III.4.1.2 Efecto del valor de ganancia en el lazo

de retroalimentación 43


III.4.2 Diseño e implementación del CDCRA 44

III.5 Integración del CDCRA al SFIPA 46

III.5.1 Diagrama a bloques 46

III.5.2 Set point 47

III.5.3 Implementación 48

III.6 Técnica de modulación 48

III.6.1 Sincronización con la línea 48

III.6.2 Acondicionamiento de la señal de referencia de línea 49

III.6.3 Señales de control para los interruptores de potencia 50

III.7 Etapa de protecciones y seguridad 52

III.7.1 Sobrecorriente 52

III.7.2 Aislamiento de línea (Islanding) 53

III.7.3 Inyección de CD 54

CAPÍTULO IV Diseño de la Etapa de Potencia 55 IV.1 Introducción 55

IV.2 Flujo de energía 56

IV.2.1 Caso I: Periodo de insolación 56

IV.2.2 Caso II: Periodo de oscuridad 57

IV.3 Bus de CD 57

IV.3.1 Arreglo FV 58

IV.3.2 Condensador de CD 58

IV.4 Inversor 60

IV.4.1 Dispositivos de conmutación 60

IV.4.2 Circuitos impulsores para los dispositivos de conmutación 61

IV.4.3 Pérdidas en los IGBT´s 62

IV.4.4 Pérdidas en los diodos 63

IV.4.5 Diseño térmico 63

IV.4.6 Análisis del tiempo muerto 65

IV.5 Transformador elevador 67

IV.6 Inductor de interconexión 69


IV.7 Potencia aparente manejada como FA 72

CAPÍTULO V Resultados Experimentales 58 V.1 Introducción 58

V.2 Especificaciones del prototipo 59

V.3 Compensación de potencia reactiva 60

V.3.1 Carga no lineal, tipo fuente de tensión 60

V.3.2 Carga no lineal, tipo fuente de corriente 62

V.3.3 Carga lineal reactiva tipo capacitiva, RC paralelo 63

V.3.4 Carga lineal reactiva tipo inductiva, motor 63

V.4 Compensación de potencia activa 63

V.4.1 Sistema de cogeneración inyectando corriente a ZL 64

V.4.2 Sistema de cogeneración inyectando corriente activa a la red 64

V.5 Compensación de potencia activa y reactiva 65

V.5.1 Potencia con baja irradiancia solar 65

V.5.2 Potencia con alta irradiancia solar 66

V.6 Dinámica del sistema

V.7 Estudio del flujo de energía 68

V.7.1 Gráficas de potencia 68

V.7.2 Aprovechamiento de energía 69

CAPÍTULO VI Conclusiones 74 VI.1 Introducción 74

VI.2 Conclusiones 74

VI.3 Trabajos futuros 75


Referencias bibliográficas 76 Lista de símbolos y abreviaturas 78 Lista de figuras y tablas 79 Apéndice A: Tarifas en el Sector Residencial 81 Apéndice B: Formas de Onda de Perturbaciones en la Red Eléctrica 83 Apéndice C: Filtros de Corrientes Armónicas en Sistemas Eléctricos 84 Apéndice D: Resultados en Simulación del CDCRA 85 Apéndice E: Diagramas Electrónicos 85

CAPÍTULO I

Antecedentes I.1 Introducción

Sin lugar a dudas el siglo XX se identificará como aquel en donde el hombre

alcanzó un desarrollo tecnológico gigantesco, lo que marcó el comienzo de una nueva era tecnológica que seguirá siendo la base para alcanzar muchas otras cumbres científicas en el bienestar humano, que quizás antes eran imposibles. Además, de manera contrastante con lo anterior, se sabe también que uno de los aspectos relevantes que caracterizaron a la humanidad, sobre todo en los últimos años, fue el tomar conciencia de la necesidad de hacer un uso más responsable de las fuentes de energía para satisfacer las necesidades humanas [1].

Es bien sabido que las centrales generadoras de electricidad que queman combustibles fósiles son las responsables de producir una parte sustancial de las emisiones que dañan las áreas verdes y contaminan el medio ambiente, deteriorando lentamente la calidad de vida en el planeta1. Sin embargo, en el mundo moderno, la electricidad es la forma de energía de uso final más ampliamente utilizada en las actividades económicas y sociales. Por esta razón se debe producir con mayor eficiencia, menor costo y con un mínimo impacto sobre el medio ambiente [2]. En el campo de los sistemas de potencia, la tradicional generación centralizada de energía por medio de combustibles fósiles está evolucionando en las tecnologías de generación y las estrategias de planeación de la red eléctrica [1]. Las fuentes de energía convencionales provenientes del medio ambiente tienden a agotarse con relativa rapidez debido, como ya se planteó, a su uso irracional. Es decir, se tiene la preocupación de la disminución de las fuentes de petróleo, gas natural y las fuentes naturales de carbón que se ha ido intensificando. Por esa razón, el esfuerzo por

1 La generación termoeléctrica contribuye de manera significativa a la emisión de gases tóxicos además de los que producen el efecto invernadero.

CENIDET Capítulo I. Antecedentes

encontrar nuevas fuentes de energía, permite la disminución del uso de fuentes naturales de combustible dándose un cambio en todas las áreas científicas y tecnológicas en el mundo y especialmente en el campo de la ingeniería eléctrica [3].

Hoy en día, más de un cuarto de siglo después de la llamada crisis del petróleo, muchas de las tecnologías de aprovechamiento de energías renovables han madurado y evolucionado, aumentando su confiabilidad y mejorando su rentabilidad para muchas aplicaciones; considerándose así como una de las claves para reducir gradualmente la dependencia de combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica. Como resultado, países como EU, Alemania, España e Israel presentan un crecimiento muy acelerado en el número de instalaciones que aprovechan la energía solar directa o indirectamente [4].

De estas tecnologías hay dos que han alcanzado la madurez necesaria para incursionar en el mercado energético: la eólica y la solar. De manera muy general, se afirma que: “La energía solar aparece como una alternativa importante para el incremento del consumo energético del planeta, dado que la cantidad de energía solar que arriba a la superficie de la tierra en 1 día es 10 veces más que la energía total consumida por toda la población mundial en 1 año” [5] ; y “que la Republica Mexicana recibe en 6 horas de exposición al sol, la misma cantidad de energía que consumirá durante todo 1 año” [6] . De las dos tecnologías mencionadas, los aerogeneradores constituyen la más competitiva de ellas; sus costos en sitios de buen potencial eólico son actualmente similares a los de plantas turbo generadoras de gas que se usan para generación de demanda pico. La segunda de ellas es la fotovoltaica (FV); su aplicación está en sistemas autónomos generalmente alejados de las líneas de distribución debido a su situación geográfica para las cuales representan la opción más económica. Si bien sus costos directos aun no compiten con las tecnologías de generación convencionales, algunas evaluaciones económicas recientes muestran que, si se toman en cuenta los costos indirectos de la generación y distribución de la energía eléctrica, los sistemas fotovoltaicos (SFV) se encuentran cerca de la viabilidad económica en sistemas que interactúan con la red eléctrica [7], es decir, sistemas interconectados a la red.

El éxito comercial de la tecnología FV es todavía incipiente, pero el crecimiento del mercado es estable y obedece a varias condiciones: es una de las formas de generación eléctrica más apropiada con el entorno ecológico; la conversión solar-eléctrica se realiza de manera limpia y directa; la vida útil de los módulos es de 30 años. No depende de energéticos externos por lo que tienen un alto grado de autonomía. Además, la sociedad cada vez más tiende a exigir a sus gobiernos el respeto al medio ambiente, sobre todo por parte del sector energético [7].

Además de la riqueza en energéticos de origen fósil, México cuenta con un

potencial muy importante en cuestión de recursos energéticos renovables, cuyo desarrollo permitirá al país contar con una mayor diversificación de fuentes de energía, ampliar la base industrial en un área que puede tener valor estratégico en el futuro, y atenuar los

2


impactos ambientales ocasionados por la producción, distribución y uso final de las formas de energía convencionales [6].

I.2 Uso de la energía eléctrica

Como efecto de las fuerzas de mercado, la creciente demanda de energía ocasionó que el precio del petróleo se elevara y que se mantuviera una tendencia a la alza hasta niveles insostenibles. Simultáneamente, el uso intensivo de los energéticos estaba produciendo un serio deterioro del medio ambiente debido a las emisiones, producto de la combustión de los energéticos de origen fósil.

En 1973, los países industrializados que son, por ende, grandes consumidores de energía, iniciaron diversas acciones para hacer un menor uso de energéticos sin perder los beneficios económicos y sociales y, a la vez, proteger y mejorar el medio ambiente [8], puesto que es bien sabido que los grupos sociales alrededor del mundo están demandando alternativas “limpias” para sus necesidades de energía.

Según Rogelio Covarrubias en [8], el análisis comparativo de la eficiencia

energética en México contra países industrializados muestra que mientras nuestro país indica una tendencia creciente, en los países industrializados la tendencia es a la baja, signo inequívoco de un mejor uso de los energéticos.

En México, se está desarrollando la infraestructura requerida para emprender

acciones y proyectos de ahorro de energía; se cuenta con programas como PAESE (Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico, de CFE, enero 1990) y el FIDE (Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica); el CHV (Cambio de Horario de Verano) [9] o diversos organismos como la CONAE (Comisión Nacional para el Ahorro de Energía), empresas de ingeniería, centros de investigación, centros de enseñanza superior con capacidad para apoyar acciones de difusión y promoción, así como para realizar proyectos sobre ahorro de energía [8].

En nuestro país la energía se produce y consume en seis grandes sectores: energía, transporte, industria, comercio, servicios y residencial o doméstico. En seguida se presenta el consumo de energía que se tiene por parte de los sectores industrial y residencial.

I.2.1 Consumo de energía El sector energía es el principal consumidor de energía primaria en el país. En

1996 tuvo un consumo total de 45.4 millones de TEP2 que significan 33.1% del consumo nacional de energía, desglosado en lo siguiente: autoconsumo, 15.8 millones (10.9%); transformación, 26.9 millones (18.6%), y pérdidas por distribución, 2.9 millones (2.0%) [8].

2 Toneladas Equivalentes de Petróleo

3


I.2.2 Sector energía El sector energía está integrado principalmente por Pemex y la CFE. El consumo

de energía es un indicador del nivel económico, social, científico y tecnológico de los países. En México, Pemex y la CFE cubren un área estratégica y fundamental de la economía, y sustentan en forma importante el nivel de vida de la población. Además de abastecedores de energéticos, también son grandes usuarios de energía y sujetos a la aplicación de medidas para mejorar su eficiencia energética y ofrecer productos de mejor calidad y competitivos en el mercado [8].

La CFE consume energía en la producción de energía eléctrica. Este consumo comprende la propia generación, así como las pérdidas en transmisión y distribución (TyD). Las centrales de generación de la CFE son principalmente termoeléctricas que usan gas natural, combustóleo y carbón; además, cuenta con centrales hidroeléctricas, geotérmicas y nucleoeléctricas.

En el sector eléctrico, el consumo propio tiende a reducirse debido a la aplicación

de programas de ahorro de energía y del incremento de eficiencia energética. Solo como ejemplo, en la actualidad se afirma que México cuenta con suficientes

reservas de gas natural, aunque se tiene el problema que el abasto de gas natural está relacionado con la oferta futura de energía eléctrica, ya que en los próximos nueve años 60 % de la electricidad que producirá será con gas natural, mientras que ahora dicho combustible se ocupa en 20 % para ello3 [10].

I.2.3 Sector residencial Debido al crecimiento demográfico y al incremento de costos de producción, así

como a la reducción de las reservas de petróleo del país, cada día es más costosa la adquisición, producción y distribución de los energéticos que se consumen en el sector residencial, representado por casas habitación, edificios de departamentos y unidades habitacionales.

Los energéticos consumidos en el sector residencial, comercial y de servicios se

utilizan principalmente en iluminación, preparación de alimentos y acondicionamiento del ambiente (aires acondicionados), siendo la leña (6.0 millones de TEP), el gas LP (8.9 millones de TEP) y la electricidad (3.79 millones de TEP) los de mayor consumo [8].

I.2.4 Administración de la demanda Tradicionalmente, el crecimiento del sector eléctrico se ha enfocado en satisfacer,

con la anticipación y márgenes necesarios, el crecimiento de la demanda, utilizando técnicas de proyección con base en los parámetros tradicionales: tendencia de crecimiento, crecimiento demográfico, número de usuarios, desarrollo industrial y comercial, PIB, etcétera [8]. 3 Información de la CFE, notas informativas, 16 de julio de 2001

4


Por otra parte, hay factores que se han vuelto importantes en la planeación de la oferta de energía eléctrica, como por ejemplo, el incremento en el precio de los energéticos, el cuidado del medio ambiente y la incertidumbre en el comportamiento de los costos financieros de las inversiones en generación. Esta situación ha despertado el interés de los planificadores por integrar al proceso factores que influyen en la demanda, al considerar que una reducción de la demanda automáticamente se refleja en un alivio a la oferta [8].

Los objetivos de administrar el comportamiento de la demanda son crear una mayor conciencia y convencer a los usuarios para que modifiquen sus hábitos de uso, remodelen o renueven sus instalaciones productivas, coordinen sus procesos de producción en forma eficiente, cambien sus equipos y aparatos por aquellos que ofrezcan mayor eficiencia energética y, en general, mantengan un programa continuo de administración de la energía dentro de sus instalaciones, integrado a sus planes de mejora continua y a sus estrategias para alcanzar o mantener su competitividad en el mercado [9] (ver figura I.1).

Figura I.1.- Administración de la demanda. (a).- Eficiencia energética. (b).- Reducción de la demanda pico. (c).- Proyección del consumo de energía eléctrica en México.

5


El concepto de planeación integral de los recursos (IRP, por sus siglas en inglés), actualmente en práctica en muchos países, considera dos aspectos en forma integrada: los recursos aplicables al suministro de energía eléctrica y la administración de la demanda. La administración de la demanda busca el equilibrio entre la oferta y la demanda.

• Se entiende por administración de la oferta las inversiones en infraestructura

eléctrica, la operación y el mantenimiento de dichas instalaciones.

• Se entiende por administración de la demanda la reducción de la demanda pico, la adecuación de las tarifas eléctricas a las condiciones reales, la conservación y el ahorro de los energéticos, y el crecimiento estratégico de la carga.

En consecuencia, la relevancia para el sector es la optimización y el diferimiento

de las inversiones, la reducción de pérdidas, el uso eficiente de la energía y la disminución de emisiones contaminantes, entre otros.

La administración de la demanda de energía ya ha sido aplicada durante varios años en diversos países, incluyendo a México. Se han desarrollado diversos métodos para identificar las oportunidades, así como procedimientos para evaluar el diseño, el desarrollo, la evaluación, el seguimiento, el costeo, etcétera, de programas en los distintos usuarios y sus sectores.

En el caso de México, desde hace varios años se han iniciado proyectos asociados con el uso eficiente de la energía como una forma de racionalizar el uso de los energéticos y conservar el ambiente; sin embargo, la utilización de la administración de la demanda como una mejor opción para la aplicación de los recursos de inversión está en su inicio.

Respecto a los tipos de programas, los principales son aire acondicionado, alumbrado y su control, aislamiento térmico, refrigeración, tarifas especiales, equipos y aparatos eficientes, control de carga de motores, motores eficientes y procesos industriales [8].

Pon lo anterior, se puede ver que en nuestro país es urgente tanto el ahorro y uso eficiente de la energía, como la preservación del medio ambiente. Solo por citar algunos ejemplos palpables por la sociedad, se tiene: el control vehicular, implantación de transporte eléctrico en las grandes urbes, CHV, la venta de lámparas y equipos electrodomésticos más eficientes, campañas publicitarias para la concientización de la población, etc. Y además la aplicación más rigurosa de las normas de calidad en todas las áreas involucradas. En lo que respecta a la energía eléctrica, es necesario impulsar y promover su ahorro y uso eficiente, brindando el apoyo tecnológico necesario para que las instalaciones del sector eléctrico y de los usuarios de energía eléctrica logren reducir el consumo, la demanda pico y la tasa de crecimiento de la demanda de energía eléctrica, y de esta manera conservar el medio ambiente y los recursos del sector eléctrico.

De acuerdo a [8], dentro de las áreas de oportunidad que se han identificado y que

tienen especial importancia, no sólo por su carácter social sino también por su clara contribución a la reducción de la demanda máxima de energía eléctrica, destaca el sector

6


doméstico, en donde se han identificado tres áreas de particular interés: iluminación residencial, acondicionamiento ambiental de la vivienda y normalización de la eficiencia energética de aparatos electrodomésticos.

I.3 Calidad de la red eléctrica

I.3.1 Generalidades Generalmente el nivel de calidad de un sistema eléctrico de potencia se ve afectado por una serie de perturbaciones debidas a causas externas (p. e. fenómenos atmosféricos), a la operación tanto del propio del sistema, como de los equipos consumidores. Actualmente existe una tendencia en la proliferación de equipos que exigen mayores niveles de calidad en el suministro eléctrico. Además, tiende a crecer el número de equipos cuya operación normal genera perturbaciones en el sistema eléctrico. Se estima que a partir del año 2000 aproximadamente el 80% de las cargas de corriente alterna son total o parcialmente electrónicas [11], [12] y en consecuencia, posibles perturbadoras de la red [13].

Lo expuesto anteriormente proporciona una introducción al concepto de “calidad

de la red” (Power Quality), y con el fin de dar mayor precisión a este concepto se describirá los tipos de perturbaciones más frecuentes en la red y las cargas más susceptibles a estas [13].

I.3.2 Perturbaciones de la red eléctrica En un sentido amplio, las interferencias electromagnéticas (EMI por sus siglas en

inglés) se pueden definir como señales de tipo electromagnético que perturban la operación normal de un sistema eléctrico o electrónico afectando sus magnitudes eléctricas. El tipo de perturbaciones consideradas en esta sección son aquellas que se catalogan como perturbaciones de baja frecuencia y que se propagan por conducción. Este tipo de perturbaciones se manifiesta en una alteración transitoria o permanente de la forma de onda de tensión de la alimentación, que idealmente es perfectamente sinusoidal. Es importante observar que el origen y la propagación de tales perturbaciones depende tanto de la parte del sistema eléctrico propiedad de la compañía como de la parte del usuario. En la figura I.2 se muestra el esquema simplificado de un sistema eléctrico de potencia [14].

7


Figura I.2.- Esquema de la red de suministro eléctrico.

Puede observarse cómo la tensión de suministro de la red de baja tensión quedará

afectada tanto por una perturbación en la propia instalación del usuario, como por una perturbación producida en la red de media tensión. Esto se debe a la existencia de una impedancia equivalente de la red diferente de cero. Las impedancias Z3 y Z4 tienen valores elevados comparadas con Z1 y Z2, lo que equivale a decir que una perturbación producida por el usuario, salvo en cargas de gran potencia, afectará a la red en mucha menor medida que aquellas producidas por la compañía.

Las impedancias Z1, Z2 , Z3 pueden sustituirse por su equivalente de tal forma que

cada fase de la red se representa por un generador ideal de tensión en serie con una impedancia Z. A esta impedancia interna de la red en un punto determinado se le conoce con el nombre de impedancia de corto circuito en dicho punto (ZCC), y es la impedancia que se presenta al equipo conectado a la red de distribución [15].

De acuerdo al parámetro de onda afectado, es posible realizar una clasificación de

las perturbaciones de la red. En la tabla I.1 se establece dicha clasificación y en el apéndice B, se muestran las formas de onda de cada perturbación.

Tabla I.1.- Clasificación de las perturbaciones en la red eléctrica.

Parámetro afectado Tipo de perturbación

Amplitud Ruido en modo diferencial Ruido en modo común Variaciones lentas de tensión Variaciones rápidas de tensión Parpadeo Microcortes Cortes largos

Forma de onda Armónicos (distorsión) Frecuencia Variaciones de frecuencia Simetría Desequilibrios (asimetría)

8


A continuación se presenta una breve descripción de las perturbaciones de la red eléctrica.

Perturbaciones de amplitud •

•

Dentro de estas perturbaciones se consideran todos aquellos fenómenos que modifican la tensión de su forma sinusoidal ideal. Pueden presentarse entre las tensiones fase-fase o tensiones fase-neutro. La duración y magnitud de la perturbación determina el nombre de identificación.

Las causas que originan perturbación son: descargas atmosféricas; funcionamiento

de maquinas eléctricas con escobillas; soldadores de arco; equipos electrónicos (rectificadores, variadores de velocidad, etc.); variaciones de tiempo en la demanda de potencia (inicio de funcionamiento de equipos de gran potencia); corto circuitos en la red eléctrica; reconexión de zonas de distribución eléctrica, entre otras.

Los efectos de las perturbaciones sobre los sistemas eléctricos pueden

manifestarse de muchas maneras. Las más comunes son: degradación y destrucción de aislamientos; fallos de equipos electrónicos; descargas eléctricas a usuarios; acortamiento en la vida útil de los sistemas; activación indebida de protecciones del sistema; parpadeo visible en los sistemas de iluminación; funcionamiento anómalos de equipos eléctricos y electrónicos (dispositivos industriales programables, tornos de control numérico, computadoras, etc.); y paro total de líneas de producción [15].

Distorsión armónica

Puede definirse como una desviación permanente de la onda de tensión respecto a una onda sinusoidal pura. Un parámetro importante es la distorsión armónica total (DAT ó THD por sus siglas en inglés). A través de este parámetro es posible evaluar el grado de distorsión de la forma de tensión o corriente en un sistema eléctrico de potencia.

Suele producirse distorsión cuando funcionan máquinas eléctricas con núcleo

magnético saturado y ciertos convertidores estáticos, tales como rectificadores, fuentes conmutadas y otras cargas no lineales. En general, todos los convertidores electrónicos de potencia (incluyendo los utilizados para proteger cargas sensibles) pueden contribuir a aumentar el nivel de perturbaciones presentes en la red distorsionando la forma de tensión de la misma debido a las corrientes armónicas inyectadas a la red.

VCA

ZCC

IL = I1+IK

VL = V1 - ZCCIK

Carga

Otras Cargas Figura I.3.- Red eléctrica alimentando diversas cargas.

9


Para ilustrar los problemas ocasionados por los armónicos de corriente considérese el circuito mostrado en la figura I.3. Puesto que el valor de la impedancia interna de la red no es nulo (representada como ZCC en la figura), la circulación de las componentes armónicas IK de corriente provocarán caídas de tensión en la citada impedancia, lo que ocasionará que la forma de onda de la tensión en el punto de conexión común (PCC) a otras cargas quede distorsionada. Los equipos conectados en el PCC serán afectados por la contaminación armónica debida a la carga contaminante.

Otros problemas directamente relacionados con un excesivo contenido armónico

de corriente en un sistema de potencia son: la potencia que pueden manejar las líneas de distribución es menor; reducción de la vida útil en maquinas eléctricas rotativas; sobrecalentamiento en banco de condensadores usados para corregir el factor de potencia (FP), reduciendo la vida útil; interferencia con líneas de comunicación y redes de computadoras, e incremento de pérdidas en equipos estáticos como transformadores [15].

Variaciones de frecuencia •

•

Son alteraciones del valor nominal de la frecuencia de red. Actualmente, debido a la interconexión de los centros de generación, no se presentan variaciones apreciables y permanentes bajo condiciones normales. Sin embargo, en redes aisladas como plataformas de extracción petrolera, barcos, islas y cualquier sistema de generación autónomos si pueden presentarse con más facilidad.

Entre los efectos se encuentran la actuación de protecciones de sub-frecuencia y el

funcionamiento incorrecto de motores asíncronos y síncronos [15].

Desequilibrios Es la desigualdad entre las amplitudes y desfases de las tres tensiones de un sistema trifásico. Tienen su origen en las grandes cargas monofásicas repartidas de manera irregular entre las fases de la red, tales como hornos de inducción subestaciones de tracción y equipos de soldadura. Entre sus efectos se pueden mencionar la aparición de un campo inverso en las maquinas eléctricas rotativas, circulación de corrientes en el neutro, incremento de pérdidas en transformadores [15].

I.3.3 Cargas críticas Las cargas críticas son aquellas cuyas características de alimentación pueden ser

clasificadas dentro de alguno de los siguientes aspectos: elevada seguridad (debido a la importancia de la función que cumplen); y excelentes características de la forma de onda de tensión de alimentación (necesaria para su correcta operación).

Algunos ejemplos de cargas con las características mencionadas anteriormente son: computadoras y periféricos; controladores lógicos programables (PLC, por sus siglas en inglés); equipos sanitarios vitales; instrumentación electrónica industrial; equipos y sistemas de transmisión; equipos de radiocomunicación; equipos espaciales y militares; y equipos de control en centrales nucleares.

10


La gran cantidad y diversidad de cargas hace difícil la generalización de los requerimientos de calidad de alimentación de las mismas. En los últimos años, a consecuencia del alto incremento que han experimentado las cargas críticas y las cargas perturbadoras, se ha trabajado internacionalmente por especificar niveles de inmunidad para los equipos, así como niveles de emisión de perturbadores.

El documento IEEE-446 fija niveles de inmunidad mediante gráficos referentes a niveles de perturbación admisibles por cargas críticas; aunque existen diversos estudios que lo critican poniendo de manifiesto la existencia de diversas imprecisiones en las definiciones que contiene, dando lugar a diferentes interpretaciones [15].

Los requerimientos de seguridad de las cargas críticas pueden cuantificarse por ciertos parámetros definidos con base en la confiabilidad del sistema, tal como el tiempo medio entre fallos. En general la calidad y seguridad de las instalaciones del suministro eléctrico son muy variables de un país a otro, inclusive dentro de un mismo país en zonas diferentes. La normativa existente establece límites tanto a los niveles de perturbación presentes en la red, como a los niveles de contaminación eléctrica generada por los equipos consumidores [15].

I.3.4 Responsables El problema de calidad de la red eléctrica tiene varios responsables. En contraste

con el modelo clásico “cliente-compañía eléctrica” según el cual en el aseguramiento de la calidad solamente estarían involucradas estas dos partes. Hoy está plenamente aceptado que hay más elementos implicados a saber:

- La compañía eléctrica, cuyo papel es definir y garantizar la calidad del servicio proporcionado al cliente.

- El fabricante de equipos eléctricos, cuyo papel es colocar productos en el

mercado que cumplan las normas de interferencia y contaminación eléctrica. - El usuario, cuyo papel consiste en asegurar que su instalación, enlace con el

sistema de distribución y los equipos, estén diseñados adecuadamente y el conjunto de su instalación y cargas no produzcan perturbaciones eléctricas en la red pública.

- El gobierno y organismos correspondientes, que han de elaborar normas y

reglamentos que establezcan exigencias razonables. - Los investigadores, quienes deben profundizar en el estudio del sistema y

proponer soluciones técnica y económica viables.

En lo que respecta a la compañía eléctrica, ésta podrá satisfacer las necesidades del usuario de dos formas: elevando el nivel de calidad del servicio de toda la red eléctrica con el fin de satisfacer de manera adecuada a las cargas críticas, y adaptando el

11


nivel de calidad en puntos específicos de la red al requerido por el usuario exigente. Obviamente, la primera opción es de elevado costo, dado que implica mejoras a los componentes de las instalaciones eléctricas (centrales, líneas, transformadores, etc.). En el segundo punto se pretende solucionar el problema manteniendo el nivel general de calidad e instalando “adaptadores” (acondicionador de tensión) para satisfacer las necesidades de los usuarios exigentes, con aplicación de tarifas especiales [15].

Por otro lado, un usuario en cuya instalación existan cargas que introduzcan perturbaciones eléctricas a la red, estará obligado a limitar dichas perturbaciones. Por lo tanto, habrá de instalar equipo adecuado para lograrlo (acondicionador en corriente). Los acondicionadores en corriente y en tensión pueden estar separados o formando en conjunto un acondicionador de tensión y corriente; opción justificada puesto que los equipos sensibles suelen ser también contaminantes de la red [15].

I.4 Planteamiento del problema

I.4.1 Picos de demanda máxima

Figura I.4.- Gráfica comparativa de un pico de demanda máximo

entre un día de verano y uno de invierno [16]. Los usuarios del servicio eléctrico esperan que en cualquier zona que cuente con

electrificación, ya sea rural o urbana, puedan disponer en todo momento del suministro de energía en calidad y cantidad suficiente, lo que obliga a las compañías suministradoras a tener la capacidad instalada necesaria para satisfacer por completo la demanda de los mismos.

Sin embargo, sucede que la demanda de energía no es constante, sino que presenta

variaciones diarias y estacionales; por ejemplo, en la Ciudad de México la demanda es máxima debido al uso de luz artificial; en el periodo de invierno empieza a las 18:10 y en verano a las 20:27 horas [16], lo cual provoca un uso ineficiente de la capacidad

12


instalada. Ahora, en la figura I.4 se muestran dos patrones de consumo diario de energía eléctrica en la zona noroeste del país; correspondientes al periodo de verano e invierno.

Los problemas que enfrentan las compañías proveedoras de electricidad son los denominados “picos de demanda” (figura I.4). Este término se refiere a la demanda de energía eléctrica por parte de los usuarios, que no es constante a lo largo del día, sino que presenta valores máximos en determinados horarios. Dichas compañías deben tener la capacidad de satisfacer la demanda máxima, aun cuando la demanda promedio, por lo general, su valor es inferior, esto representa un uso ineficiente de la capacidad instalada, lo que refleja la ya comentada ineficiencia energética.

Por otro lado, para el caso de los usuarios residenciales la magnitud y duración del pico de demanda depende de varios factores; entre ellos y el más importante, la temperatura promedio durante el día. CFE ofrece tarifas preferenciales (subsidiadas) a los consumidores que viven en zonas en las que la temperatura promedio es superior a otros lugares, con la finalidad que puedan emplear equipos de aire acondicionado, sin resultarles demasiado costoso. En el apéndice A, se presentan las tarifas del sector energético nacional, así como la comparación del consumo, entre verano e invierno, de un usuario en el noroeste de México [17].

En el caso específico de las localidades del norte del país, con temperatura promedio elevada, el pico de demanda coincide con las horas de mayor insolación (ver figura I.5). Por lo tanto, consumir y suministrar energía eléctrica en el verano resulta más costoso, sobre todo durante los picos de demanda máxima; ya que en este momento tanto la compañía suministradora como los usuarios del servicio, se ven seriamente afectados, reflejándose en su propia economía.

Figura I.5.- Irradiancia solar de un día despejado en verano.

13


Vred

V1Generador

Auxiliar

UsuarioResidencial

1

UsuarioResidencial

2

UsuarioResidencial

n

V2Generador

Auxiliar

VnGenerador

Auxiliar

Sol

SWSubestación

Figura I.6.- Esquema de generadores auxiliares FV conectados a red.

De lo anterior, resulta lógico pensar en instalar cogeneradores auxiliares

interconectados a la red eléctrica, que sean alimentados con celdas FV y aprovechen la energía natural del sol en esos periodos tan críticos (figura I.6), inyectándola a la red misma. Se tendrá así una solución para reducir los picos de demanda máxima, de manera que las plantas generadoras de CFE operen en regímenes de carga lo más constantes posible [17]. Además de ser una alternativa apropiada para generar electricidad en forma limpia y sin daño al medio ambiente.

I.4.2 Contaminación armónica La preocupación por la calidad del suministro y consumo de la energía eléctrica ha aumentado considerablemente en los últimos años, principalmente por la proliferación de cargas no lineales (CNL) en todos los niveles de potencia (doméstico, comercial e industrial). El beneficio que se obtiene con el uso de estas cargas es indiscutible desde el punto de vista de flexibilidad en el control de procesos y de viabilidad económica; sin embargo, influyen significativamente en la disminución de la calidad en la potencia utilizada, generando perturbaciones y/o distorsiones de tensión y/o de corriente. Un problema importante que surge a raíz de emplear CNL es el intercambio de energía reactiva con el sistema, con valores eficaces que suelen ser muy superiores a los valores medios, y en la mayoría de los casos, presentando consumos de corriente con forma de onda discontinua en semiperiodos de frecuencia fundamental del sistema. En las últimas 3 décadas se han realizado esfuerzos significativos para mitigar estos problemas en las instalaciones eléctricas, y en los últimos 10 años es notorio el avance registrado en la propuesta de nuevas topologías de filtrado de potencia, así como de estrategias de control. Además, en cuanto a la normatividad se tiene que se hacen periódicas actualizaciones con regulaciones más estrictas (sección I.4.4) debido al aumento de la contaminación armónica.

14


La solución más común aún utilizada en aplicaciones industriales para filtrar armónicos de corriente y compensar la potencia reactiva a frecuencia fundamental, es la instalación de filtros pasivos paralelos en las terminales de las CNL. Un filtro pasivo está constituido por uno o más conjuntos de bloques LC de baja resistencia serie con objeto de reducir pérdidas. Sin embargo, esta característica de bajo amortiguamiento puede dar lugar a resonancias entre el filtro y la impedancia de la red, y así amplificar las distorsiones en lugar de atenuarlas. El problema de las resonancias paralelo puede ser anulado empleando filtros activos de corriente [18].

I.4.3 Factor de potencia Para analizar de manera concisa el problema que se tiene con el valor del FP en los equipos de las compañías suministradoras de energía, se recurrirá a las ecuaciones I.1 e I.2 que definen a la potencia activa (Watts) y a la potencia reactiva (Vars), respectivamente, asumiendo formas de onda sinusoidales.

)cos(θCACVIP = ec. (I.1)

)(θsenVIQ CAC= ec. (I.2)

donde: IC = corriente eficaz (ARMS) VCA = tensión eficaz de la red (VRMS) θ = ángulo de desfasamiento entre corriente y tensión

Solamente para el caso sinusoidal, el término cos (θ) de la ecuación I.1 se conoce

como el FP, es decir:

)cos(θ=FP ec. (I.3)

El FP se relaciona con las cargas que incluyen elementos que consumen potencia reactiva (Q). Tanto P como Q son las componentes rectangulares de la potencia aparente (S), por lo que se puede decir que:

22 QPS += ec. (I.4)

La potencia aparente (S) se discutirá más adelante, en el desarrollo de este trabajo. Ahora solamente se analizará la ecuación I.3. El valor ideal del FP es la unidad, es decir θ = 0°; y con ello Q = 0 vars. Se deduce entonces, que cuando el FP se aleja de la unidad, P decrece y Q aumenta. Por ello el valor deseado para la potencia activa es el producto de los valores eficaces de tensión y corriente, suministrados sin que se vea dicho producto atenuado por el cos (θ), cuando éste no es unitario. La compañía suministradora de electricidad, realiza su facturación con base en la potencia activa consumida por sus usuarios (Watts) - no hace cargos por la potencia reactiva (Vars) que también es demandada a sus líneas-, lo que significa entonces que, al

15


ser el FP distinto a la unidad, la compañía deja de percibir ganancias por concepto de energía consumida, lo que hace que la eficiencia energética de esta sea muy pobre. Por ello, en México la CFE establece formulas de bonificación para facturar a los usuarios cuyo FP este por arriba de 0.9; o en su defecto, aplicar multas a aquellos que su FP este por debajo de la norma (0.90 inductivo)4.

En lo que respecta a sistemas de cogeneración, puede ocurrir el caso en que un

usuario residencial tenga un SFV que satisface por completo sus necesidades de potencia activa. Si la corriente de salida que produce el SFV no está exactamente en fase con la tensión de red, el sistema estará generando tanto potencia activa como reactiva. Si además esta última es aditiva con la potencia reactiva demandada por el resto de los aparatos que el usuario tiene conectados a la red, se llega a una situación incongruente en la que la compañía proveedora no solo deja de percibir un ingreso por concepto de venta de energía activa, sino que además tiene que proporcionar la potencia reactiva demandada por el conjunto usuario-SFV [19].

Por esta razón, el enfoque del presente proyecto es que no solamente se inyecte potencia activa, sino que también se compense potencia de distorsión (D); es decir la potencia demandada por los armónicos de la carga, que es la causante de varios daños a los equipos eléctricos de la compañía, como se comentó con anterioridad. Por lo tanto, si la potencia reactiva (Q) y de distorsión (D) generadas por el sistema son sustractivas con respecto a la demanda del resto de la instalación, la compañía proveedora verá disminuida la demanda de potencia reactiva y de distorsión [19].

I.4.4 Normatividad La generación y distribución de la energía eléctrica se encuentran estrictamente

reguladas; existen lineamientos que marcan las condiciones en la que esta energía se distribuye a los consumidores. Como se ha comentado, se han realizado periódicas actualizaciones en la normativa referente a distorsiones y perturbaciones; por ejemplo la IEEE-519 (aplicada a sistemas de potencia) revisada en 1992 y la IEC-555 (aplicada a equipos) revisada y convertida en la IEC 1000 en 1995 (o su equivalente la IEC 61000 [20]), con regulaciones más estrictas debido al aumento de la contaminación armónica. El proceso de actualización no concluye, pero se pueden considerar como referencia estos otros documentos: Norma EN 60500, ANSI-EEE-446 y ANSI-EEE-529, revisada esta última en 1992 [18]. En México, se tiene la especificación CFE L0000-02 [21], en lo referente al suministro de tensión; y la especificación provisional CFE L0000-45 [22], en la normatividad referente a las perturbaciones en la red eléctrica.

La salida de un SFV conectado a la red eléctrica debe considerar las regulaciones

pertinentes marcadas en los lineamientos correspondientes a la generación y distribución de la compañía eléctrica, tales como contenido armónico, FP, nivel de tensión y frecuencia, parpadeo, etc. En seguida, se tienen dos ejemplos: a).- La norma IEEE 929-200 toca los siguientes puntos relevantes: ventanas de operación de tensión y frecuencia;

4 http://www.cfe.gob.mx/lineamientos

16


tiempo de corrimiento para excursiones en dichas ventanas; requerimientos referentes a la distorsión en la forma de onda; y define un inversor no “aislado” [23]. b).- La norma IEEE-519 establece que los armónicos deben limitarse de manera que la THD de tensión, no exceda el 5% en el primario de la línea de distribución ó 8% en el secundario [24].

I.5 Justificación

Interconectar con la red eléctrica un sistema de cogeneración con funciones de filtro activo, basado en celdas FV, implica beneficios de carácter técnico y económico, tanto al usuario, como a la compañía suministradora, además de los consabidos beneficios sociales al proteger el medio ambiente, al desplazar el uso de combustibles fósiles para la producción de electricidad. Estos beneficios están relacionados con los esquemas de generación distribuida.

El sistema de cogeneración presentado en este trabajo, está planeado para inyectar

potencia activa y reactiva a la red eléctrica. La inyección de potencia activa es para coadyuvar a la reducción de los picos de demanda en localidades de clima caluroso del país, donde la hora de demanda máxima coincide con la hora de máxima irradiancia solar. La inyección de potencia reactiva es para compensar la corriente reactiva y armónicas demandada a la red por cargas no lineales; disminuir la contaminación armónica de la red eléctrica y con lo anterior mejorar el FP. Además, no es necesario contar con un medio de almacenamiento (baterías químicas), por lo que se reduce el costo de inversión, puesto que no será necesario el mantenimiento periódico de éste.

El sistema desarrollado produce formas de onda de corriente de alta calidad y

realiza el seguimiento del punto de máxima potencia (PMP) del banco de celdas solares, lo que garantiza que siempre se inyecta a la línea la mayor cantidad posible de energía. Por lo tanto, el sistema de cogeneración presentado es un diseño con más prestaciones y con mayor factibilidad económica que uno común en el mercado.

I.6 Revisión del estado del arte

I.6.1 Sistema fotovoltaico Se presenta lo relacionado con los problemas técnicos de la interconexión. La

interfaz entre un sistema fotovoltaico (SFV) y la red eléctrica, es el inversor. Éste toma la señal de CD del arreglo FV, con cierta tensión, y la convierte a una señal de CA en su salida con tensión (o corriente, según sea el caso), frecuencia y número de fases determinados (normalmente son 1φ ó 3φ). Por lo anterior, la señal de salida del inversor se debe adaptar a las condiciones de la red en el punto de interconexión sin causarle perturbaciones ni cambios en las especificaciones de suministro al resto de los usuarios.

La mayoría de las topologías de inversores se basan en el circuito de potencia tipo

puente, sin embargo existen varias configuraciones posibles de los elementos que conforman el sistema completo, de acuerdo con factores como: el tipo de interruptores de

17


potencia, esquema de control, método de síntesis de la señal, parámetro eléctrico que es modulado, frecuencia de conmutación de los interruptores de potencia, número de fases, etc. En la tabla I.2 se tiene un resumen de los rangos de operación de los inversores según su tipo, como una guía del estado actual con base en los interruptores de potencia actuales y prácticas de diseño más comunes [25].

Tabla I.2.- Resumen de rangos de operación de inversores según su tipo.

Método de Conmutación

Parámetro Modulado 1φ ó 3φ

Frecuencia de Conmutación Rango de Potencia

Conmutado por línea Corriente norm. 3φ frec. de red med. a alta (norm. 50–5000 kW)

1φ > 10 kHz peq. (norm. < 10 kW) Tensión

3φ 250 hz - 20 kHz peq. a med. (5–500 kW)

1φ > 10 kHz peq. (norm. < 10 kW) Autoconmutado

(PWM) Corriente

3φ 5 kHz - 20 kHz peq. a med. (5–50 kW)

En la tabla I.3 se presentan las ventajas y desventajas que existen entre los

inversores con control de tensión y de corriente. En ella se tiene que el FP se ve afectado para el caso de los conmutados por línea, controlados en corriente. Además, normalmente su frecuencia de conmutación depende de la señal de tensión de la red y en la salida se tienen bloques de corriente cuadrados o trapezoidales, por lo tanto el contenido armónico es alto. Los SFV que tienen este tipo de inversores compensan el FP utilizando filtros pasivos conectados antes de la interfaz con la red; y anulan la contaminación con filtros de salida. Cabe señalar que un factor justificante, en este tipo de clasificación es la potencia que se maneja [25].

Tabla I.3.- Resumen de ventajas y desventajas de inversores según su tipo.

Tipo Ventajas Desventajas

Control de Corriente

(Autoconmu-tado, PWM)

• Control simple y robusto • Control simple y directo sobre el flujo

de potencia activa y reactiva • Protección inherente contra

sobrecorriente • Bajo contenido armónico (fácil

filtrado) • Bajo peso y vol. si conmuta a alta

frecuencia

• No puede operar en modo aislado para alimentar cargas residenciales o cualquier tipo de carga no lineal

• Requiere mediana a alta frecuencia de conmutación de (>5kHz)

• Limitado a capacidades < 50 kW aprox.

Control de Corriente

(conmutado por línea)

• Amplio rango de potencia (varios MW)

• Control simple y robusto • Bajo costo (el más bajo si P>50 kW) • Alta eficiencia (>95%)

• No puede operar en modo aislado • Contenido armónico en la señal de

salida, requiere filtrado • Bajo FP requiere compensación

Control de Tensión (PWM)

• Puede operar en modo aislado de red • Bajo contenido armónico (fácil

filtrado) • FP ajustable (normalmente unitario) • Bajo peso y vol. Si conmuta a alta

frecuencia

• Esquema de control complejo • Alto costo en potencias > 50 kW

Su rango de potencias es amplio pero está limitado a P<500kW aproximadamente

18


Tomando en cuenta que el presente trabajo de tesis se basa en un SFV conectado a red [17] cuyo desempeño fue satisfactorio y eficiente, pero que únicamente inyectaba potencia activa5, se da por hecho que los factores seleccionados citados hasta este momento, son los mejores para este tipo de aplicaciones y por ello se utilizaron en este mismo desarrollo. Por lo tanto, ahora el enfoque del estado del arte se hará a lo referente a los SFV con la calidad de red.

Por lo tanto, se tiene que la tendencia de los SFV es ofrecer más prestaciones, que

permitan desarrollar equipos económicos y competitivos. Dentro de las prestaciones y características más relevantes, son: filtro activo para compensar armónicos [26], [27] y [28]; corrección del FP [29]; usarse como balastro en momentos de no haber insolación [29]; y estaciones de apoyo para redes débiles que se encuentran cerca del límite de su capacidad [30].

En 1990, la empresa Pacific Gas & Electric Co. (PG&E) de California, USA, inició un estudio sobre los posibles beneficios de instalar generadores FV estratégicamente localizados en sus líneas de distribución [31]. En él se identificaron importantes beneficios potenciales al respaldar sistemas eléctricos que están cerca del límite de su capacidad térmica. Como consecuencia, PG&E instaló una planta de 500 kW que ha proporcionado un satisfactorio alivio térmico a la subestación del poblado de Kerman desde julio de 1993 [32].

I.6.2 Técnicas de detección de corrientes reactiva y armónicas Finalmente, se presenta la investigación existente en torno a las funciones del FA

con las que cuenta el Sistema de Cogeneración desarrollado, enfocándose a los métodos del sistema de detección de corrientes reactiva y armónicas (CRA) para el control de corriente. Dentro de los circuitos de detección de CRA se presentan a continuación los métodos recientemente publicados.

Uno de ellos muestra una configuración de filtro tipo “peine” adaptable con

respuesta al impulso infinito, con la finalidad de estimar y recuperar la señal armónica de un sistema de potencia. Se emplea el algoritmo de la Máxima Posibilidad Aproximada (Approximate Maximum Likelihood) para actualizar los parámetros. Esta solución se caracteriza por una carga computacional modesta, capacidad de seguimiento efectiva y provee la recuperación de las corrientes armónicas con poca o ninguna distorsión [33].

En otro trabajo se describe un sistema basado en un inversor PWM, regulado en corriente, en el que se utiliza el seguimiento constante del error (Error-Tracking Mode); lo que permite la compensación instantánea de la corriente. La corriente que se genera incluye un error de referencia dado [34]. Existe también un método de control para un sistema de compensación instantánea de corriente reactiva y supresor de armónicos. Este opera sin sensar la

5 Sistema Fotovoltaico de Inyección de Potencia Activa (SFIPA, ver sección III.2)

19


demanda reactiva y las no linealidades presentes en la carga. El proceso de compensación instantánea, se alcanza sin emplear algún control lógico complicado, por ello aumenta la confiabilidad del sistema. El compensador es operado en modo ciclo a ciclo con regulación en corriente para lograr la ventaja de compensar instantáneamente [35].

Un sistema de control semejante al anterior, consiste en obtener una función de error, calculada “en línea”, que es la diferencia entre la corriente de la carga y la forma de onda de referencia generada por el propio control. Dicha señal representa el contenido armónico de la corriente a compensar y es obtenida mediante la sustracción de la componente activa de la corriente sensada de la carga. La corriente de error generada por la etapa de control puede posteriormente ser procesada por un controlador de corriente para minimizar los errores en estado estable y dinámico de la carga. Luego esta señal se llevará a la etapa de generación de señales PWM utilizando la técnica de comparación triangular [36].

Por último, se tiene que los métodos de detección de CRA convencionales (llámese detección armónica por filtro pasa banda, transformada rápida de Fourier, análisis de Fryze o por la teoría de la potencia reactiva instantánea) son afectados por la distorsión de la tensión, puesto que son sistemas utilizados en lazo abierto, los cuales son sensibles a las variaciones de los parámetros de los componentes y a las condiciones de operación. Esto afecta directamente la precisión de la medición. Una solución que vence estas limitaciones existentes es el método de detección adaptable que se basa en un sistema en lazo cerrado que emplea la cancelación adaptable de interferencias. Sus ventajas son: el ancho de banda se comporta como el de un filtro de 2º orden que puede ser regulado fácilmente al controlar la amplitud de la entrada de referencia y la ganancia del integrador (esto si se detecta únicamente corrientes armónicas); las características de operación del sistema son casi independientes de las variaciones de los parámetros de los elementos; cuando la frecuencia fundamental se desvía, ocurriendo una distorsión en la fuente de tensión de CA, el sistema opera adecuadamente como si estuviera funcionando normalmente y tiene una capacidad excelente de adaptación [37].

I.7 Aportaciones

Mediante el desarrollo del presente tema de tesis, se lograron las siguientes aportaciones:

• Ofrecer una solución adicional, para tener el mejor aprovechamiento de la red eléctrica, en los estudios desarrollados en la línea de investigación de Calidad y Ahorro de energía. Desarrollar un prototipo de laboratorio, monofásico, con funciones de FA paralelo, del tipo fuente de tensión y salida en corriente; con un circuito de detección de corrientes reactiva y armónicas (CDCRA) que optimice el diseño con respecto a soluciones relativamente complejas y cuyo impacto económico es significativo.

•

20


Figura I.7.- Configuración general del prototipo.

Además, tomando en cuenta el diseño del sistema fotovoltaico de inyección de potencia activa (SFIPA) como la plataforma establecida para basar el desarrollo de este trabajo de investigación; en la figura I.7 se muestra la configuración general del sistema de cogeneración con funciones de filtrado activo integradas; cuyas características son:

• Compensar la potencia reactiva. • Compensar la potencia de distorsión (fasor D), hasta una frecuencia de 900Hz. • Tener capacidad de operar con cualquier valor de P,Q y D, con una potencia S =

1 kVA.

21

CAPÍTULO II

SFV Interconectados a Red II.1 Introducción En varias ciudades de países tecnológicamente avanzados, se hace más frecuente

observar instalados en techos de edificios comerciales y habitacionales pequeños SFV interconectados con la red, cuyo propósito es generar al menos parte de la energía que consumen; ello se ha visto motivado conforme los costos de esta tecnología han disminuido. Esto muestra que el campo de aplicación de dichos sistemas se amplia, ya que su principal utilidad no será solamente en sitios remotos a donde es difícil y costoso extender la red eléctrica, sino también en donde ésta ya existe, puesto que interactuarán con ella.

Como se ha comentado en el capítulo anterior, la interconexión con la red de SFV

dispersos presenta algunas ventajas para la compañía eléctrica y para los usuarios, incluyendo la nivelación de carga al reducir los picos de demanda máxima, el soporte de tensión y la disminución de pérdidas por transmisión y distribución (TyD). Sin embargo, plantea también algunas cuestiones de carácter técnico y normativo por resolver como son: la calidad de la energía suministrada a la red por parte de los SFV, esto con la finalidad de no degradar la calidad del sistema eléctrico; reglamentos de protección y seguridad; el desarrollo de lineamientos de interconexión; aspectos tarifarios y procedimientos de autorización y contratación con la compañía eléctrica; entre otros [28]. Las metas de esta tesis están orientadas hacia la calidad y ahorro de la energía eléctrica, por lo tanto en este capítulo se tratarán aspectos específicos relacionados con ello.

Se aborda también el tema de la generación eléctrica distribuida, tanto su concepto

como sus beneficios, debido al papel que juegan los SFV en este tipo de esquema.

CENIDET Capítulo II. SFV Interconectados a Red

ZL

Módulo de Control

Filtro

Cargadorde Baterías

+VBAT

-

VCA

Inversor

CeldasFV

EZL

ECAESFV

Figura II.1.- Diagrama a bloques de un SFV interconectado a red.

Por último, se presenta de manera general, las soluciones técnica y

económicamente viables utilizadas en la actualidad para incrementar la calidad de la red eléctrica. Se concluye con la presentación de la solución seguida para este trabajo de tesis.

Un SFV interconectado con la red eléctrica es aquel que opera en paralelo con ella. Normalmente existe una carga local ZL (usuario), que puede recibir energía de la red y del SFV o de uno solo de ellos, dependiendo de los valores instantáneos de carga y generación FV. Una instalación de este tipo también se puede denominar SFV interactivo con la red o SFV conectado en paralelo con la red. En el diagrama a bloques de un SFV interconectado con la red eléctrica de la figura II.1, se tiene el flujo de energía entre el SFV (ESFV), el usuario (EZL) y la red eléctrica (ECA). Este último es bidireccional debido a que la red suministra energía eléctrica al usuario; pero si en un determinado momento (p.e. con máxima irradiancia solar) el SFV genera suficiente energía, de manera que supera la demandada por el usuario, entonces se tendrá un excedente que será inyectado a la red eléctrica. Esto último abre la posibilidad al usuario no solamente de evitar comprar energía a la compañía eléctrica (sobre todo en los picos de demanda máxima, cuyo costo es alto); sino de poder venderle dicho excedente, por lo menos durante ese periodo.

II.2 Aplicación de los SFV interconectados a red En un extenso estudio presentado en [28], se estableció que las aplicaciones

actuales de los SFV interconectados a red se pueden agrupar en cuatro áreas: sistemas residenciales, estaciones centrales, estaciones de apoyo a la red y sistemas integrados en edificios.

Sistemas residenciales •

En muchos países industrializados, el nivel de electrificación es cercano al 100%, por lo que los SFV autónomos (no conectados a la red) tienen poca aplicación. Por otra parte, la tierra disponible es escasa y costosa. Estos dos factores llevaron al desarrollo del concepto de SFV conectados a la red eléctrica instalados en techos de casas habitación y de edificios (incluso fachadas). Este tipo de instalaciones ha tenido gran auge desde finales de la década pasada en Europa y Japón y, en menor escala, en EU. Estos sistemas son generadores dispersos de pequeña capacidad (1-10 kW). La interconexión puede ser

24


monofásica o trifásica y se realiza con el sistema de distribución normalmente en el punto de la acometida eléctrica [28].

Estaciones centrales •

•

•

Este concepto deriva del esquema de generación convencional que prevalece en el mundo hasta ahora. La generación de potencia base es la meta más ambiciosa de la tecnología FV; sin embargo, no se encuentra todavía en el nivel de madurez para tal mercado. La viabilidad de grandes centrales FV está condicionada también al desarrollo de tecnologías de almacenamiento eficientes y económicas, dado que la energía FV en principio no es despachable, se produce en la medida en que el recurso solar está disponible. Pese a lo anterior, existen situaciones en las cuales el uso de SFV multimegawatt resulta de interés para las empresas eléctricas, especialmente en sitios donde la mayor incidencia de radiación solar coincide con los picos de demanda máxima.

Estaciones de apoyo a la red

Estas estaciones son probablemente la primera aplicación de sistemas interconectados que alcance la competitividad económica sin considerar costos externos (emisiones contaminantes) ni incentivos fiscales. Técnicamente son iguales que una estación central. La diferencia estriba en su función y localización específica dentro del sistema de distribución, características que les confieren ventajas estratégicas; las cuales se expondrán en la sección II.3.2, puesto que en esta clasificación esta ubicado este trabajo de investigación.

Integración en edificios

En Europa existe gran interés por la integración de SFV en edificios. Estos sistemas se distinguen de los residenciales en que son típicamente de mayor potencia y en que el arreglo FV constituye una parte integral de la fachada del inmueble. El concepto ofrece una gran oportunidad de reducción de costos, pues además de evitarse inversiones de terreno y estructuras, los módulos FV substituyen a algunos materiales de construcción. Hay muchos sistemas de este tipo en operación e instalándose en varios países de Europa, lo mismo que en Japón y EU.

II.2.1 Consideraciones para la interconexión

Se dice que una línea de la red eléctrica o una subestación es candidata para interconectarle un SFV de respaldo, cuando presentan las siguientes características: encontrarse cerca del límite de su capacidad térmica; que el perfil de la demanda coincida con el perfil de la potencia de salida de la planta (en otras palabras, la red deberá presentar su pico mayor durante la tarde y preferentemente en verano; esto sucede en redes eléctricas con muchas cargas de aire acondicionado); que el crecimiento de la carga sea relativamente lento; que existan terrenos apropiados y disponibles en el área para construir la planta. Esto es con el aspecto técnico; sin embargo, a pesar de los programas y proyectos que se han hecho hasta hoy, la interconexión con la red de SFV es todavía objeto de estudio, ya que hay aspectos no resueltos que surgen de las características particulares tanto de las redes como de los usuarios y del tipo de clima que prevalece

25


donde se realiza el proyecto. Estos aspectos se pueden agrupar en tres áreas: protección y seguridad de los sistemas y personas; calidad de red; y normatividad para la interconexión [28]. En seguida se abordan dichos aspectos, excepto el caso de normatividad citado en la sección I.4.4. El caso de calidad de red será ampliado en la sección II.4.

En México de acuerdo con [38], la Ley actual de Servicio Eléctrico permite que los particulares generen electricidad para su propio consumo, por lo que es posible que al bajar los costos de los SFV, un número creciente de familias pretendan recurrir a esta opción. En general se trata de pequeños sistemas (unos cuantos kilowatts), por ello la ley exime al usuario de la necesidad de permisos para su instalación. En esta circunstancia, las instalaciones pueden darse en respuesta a las fuerzas del mercado, sin la intervención de la autoridad.

II.2.2 Protección y seguridad Los aspectos de seguridad relacionados con la interconexión de SFV a red tienen

una importancia doble, ya que por un lado concierne a los equipos FV y los usuarios y, por el otro, a la red y sus operadores. Los puntos más importantes los podemos listar a continuación: protección para la interfaz; formación de islas (islanding); y seguridad de las personas [28].

Protecciones para la interfaz • Las funciones de detección y eliminación de fallas que se recomiendan para la

interfaz con la red son la desconexión por alta y baja tensión; la desconexión por desviación de frecuencia; los supresores de picos de tensión; la protección contra cortocircuito del lado del SFV; la protección contra sobrecarga del inversor, y la protección contra operación en modo aislado. Las protecciones para la interfaz deben ser capaces de discernir entre fallas en el sistema de distribución y eventos normales como picos de tensión transitorios, iguales a lo que ocurren por la operación de interruptores de potencia, y caídas de tensión momentáneas como las que suceden al arrancar motores grandes. Otra condición importante es que las protecciones del SFV no interfieran con la operación de las protecciones de la red y que las corrientes inyectadas en la red por generadores distribuidos no perturben la lógica de operación de los sistemas de protección de la red [28].

26


Vred

V1Generador

Auxiliar

UsuarioResidencial

1

UsuarioResidencial

2

UsuarioResidencial

n

V2Generador

Auxiliar

VnGenerador

Auxiliar

Sol

SWSubestación

OFF

Figura II.2 Formación de islas en el esquema de generadores FV

conectados a red (Islanding).

Formación de islas •

•

En la figura II.2, se tiene la red eléctrica con un número de SFV distribuidos

interconectados a ella. Si la carga de la red es cercana a la potencia entregada por los SFV en Watts y Vars en el momento de la apertura del interruptor en la subestación, la corriente proveniente de la red es nula, dando como resultado que la tensión y la frecuencia en la "isla" se mantengan dentro de los límites normales de operación por un tiempo de varios segundos. Si existe desbalance entre la potencia real y reactiva demandada y generada en la línea mayor que ± 20% en el momento de la desconexión, se producirán fluctuaciones de tensión y frecuencia fácilmente detectables; debido principalmente al suministro de energía reactiva por la red eléctrica. Por esta razón, las protecciones contra desviación de tensión y frecuencia se consideran protecciones convencionales contra operación en modo aislado. La condición de operación en modo aislado representa riesgos al personal de la empresa eléctrica, porque pueden entrar en contacto con líneas de distribución energizadas cuando se supone que no lo están. También implica riesgo de daños a los equipos de la red y de los SFV en caso de una reconexión automática con una "isla" fuera de sincronía [28].

Seguridad de las personas La seguridad de los ocupantes de un inmueble que cuenta con un SFV es esencial.

En general, los usuarios del inmueble estarán poco familiarizados con cuestiones de seguridad eléctrica. Por lo tanto, instalar un SFV en el tejado o azotea de un edificio, por razones de espacio y captación de la radiación solar, resulta favorable, sin embargo incrementa los riesgos de accidentes y, por ende, la necesidad de desarrollar lineamientos de seguridad para este tipo de instalaciones; puesto que dicha área es de regular circulación de personas.

27


II.3 Generación eléctrica distribuida

II.3.1 Concepto En esta sección se describirá el concepto de generación distribuida (“Distributed

Power”, en inglés), enfocado a energías renovables como estaciones de apoyo a la red, dado que las soluciones que da el sistema de cogeneración con funciones de filtrado activo integradas, forman parte de las metas que se pretenden con este esquema de generación que si bien no es de reciente invención, al menos se encuentra en los albores de su desarrollo, y los expertos dicen que este será predominante en 2 ó 3 décadas, debido a su apoyo a las compañías suministradoras de energía eléctrica [39].

La fuente de energía de un SFV es la radiación solar que tiene características muy

especiales. Es una fuente muy abundante, pero dispersa: sus patrones de comportamiento tienen componentes cíclicas (noche y día) y aleatorias (condiciones climatológicas). Las características de la energía eólica, que tiene un papel protagónico actualmente en el esquema generación distribuida (como en la Ventosa, Oax. en México), son muy similares. Como se ha dicho, después de los sistemas eólicos, los SFV tienen una importancia comercial en el marco de las energías renovables.

Entonces, dada la variabilidad de la fuente de energía solar, pero disponible

prácticamente en cualquier lado; la evolución de los sistemas de baja capacidad es hacia la instalación directa en el punto donde serán utilizados. De esta manera, los sistemas quedan ubicados de manera distribuida. Para solucionar el inconveniente de la variabilidad en la potencia de salida se recurrió a la tecnología de almacenamiento ya dominada: las baterías electroquímicas. Esta solución es buena, pero muy costosa; tanto por las baterías mismas como por su mantenimiento requerido. Posteriormente se comprobó que la variabilidad se podía solucionar con la misma red eléctrica, instalando varios sistemas dispersos e interconectados, como una alternativa a la creciente demanda de energía eléctrica. Es así como surgió el concepto de generación distribuida [39].

Es de esperarse que el desarrollo de dichos sistemas distribuidos tenga un impacto

positivo en la situación energética global, en las economías y en el medio ambiente. Basta con comentar que estos sistemas aseguran el suministro eléctrico al ocurrir alguna interrupción (apagones) en el suministro de la red eléctrica (salvando pérdidas económicas considerables), y permiten que el usuario reduzca el consumo de energía eléctrica de la red durante los periodos de demanda pico, cuyo costo en dicho periodo es alto [39] y [40].

II.3.2 Beneficios El valor de la energía producida por un generador distribuido depende en gran

medida de la hora del día en la que ocurre los picos de demanda. La energía suministrada durante un periodo de demanda pico puede tener un valor 3 ó 4 veces mayor que la que se produce en otra hora del día. Por lo tanto los SFV interconectados a la red eléctrica son particularmente valiosos en redes con demanda pico en verano por la tarde, como sucede en las regiones al norte de México, especialmente en el noroeste [39].

28


Además, se sabe que los esfuerzos que realizan las compañías eléctricas para llevar el servicio a donde se requiere resultan cada vez más costosos y menos efectivos. Conforme crece el tamaño de las líneas, el número de usuarios al final de ellas típicamente disminuye; en consecuencia su capacidad de consumo eléctrico y de pago por el servicio es más limitado, la cobranza se hace más difícil; los requerimientos de mantenimiento de las líneas aumentan; crecen las pérdidas de energía a lo largo de los conductores, y baja la calidad del servicio al ser mayor la frecuencia de las interrupciones y la variación en tensión. En consecuencia, muchos ejecutivos de las empresas eléctricas piensan que ampliar las redes de distribución más allá de los grandes centros de carga no es buen negocio. Muchas empresas eléctricas de los países en desarrollo en lugar de extender sus líneas eléctricas, prefieren utilizar sus recursos para mantener la infraestructura con que cuentan y ampliar en lo posible su capacidad de generación ante una demanda urbana e industrial que crece día a día [41].

Tomando como referencia el análisis citado por [31], los siguientes conceptos se

pueden cuantificar para determinar el valor de una planta FV para apoyo a la red, desde el punto de vista de la compañía suministradora:

Valor de la energía.- Es el costo de producir la misma cantidad de energía por

medios convencionales. Valor de capacidad de generación.- Es el costo del equipo convencional

desplazado (la parte proporcional correspondiente a la capacidad del sistema). Valor de capacidad de transmisión.- representan el monto de las inversiones

evitadas por concepto de TyD. Ahorro en pérdidas.- Son los costos que se evitan en pérdidas por conducción que

resultan de la reducción de la potencia transmitida a través del sistema. Valor de la potencia reactiva.- Es el costo que se evita por transmisión de

potencia reactiva. Confiabilidad.- Es el costo estimado por recuperación de carga tras la ocurrencia

de una interrupción de la línea de alimentación. Valor ecológico.- algunas regulaciones recientes en los EU empiezan a establecer

costos ecológicos asociados con la producción de energía en dólares por toneladas de NOx, SO2 y CO2 emitidos [39]

Los conceptos descritos anteriormente corresponden a una planta de apoyo a la

red, algunos de ellos dependen en gran medida de la localización de la planta; sin embargo la mayoría son aplicables a cualquier SFV interconectado con la red [39].

El beneficio económico de los usuarios depende del costo de compra de la

compañía, ya que de este depende del tiempo de amortización de la inversión. En varios países se ha establecido un crédito del 100% (costo uno a uno de energía suministrada y comprada). Esta política tarifaria es justa si se consideran los beneficios al sistema de

29


distribución y que, en algunos casos, la energía inyectada a la red puede tener un valor más alto que el de venta debido a los horarios de demanda pico. Se pueden presentar otros beneficios económicos en forma de deducciones de impuestos por el uso de energías renovables y subsidios a la inversión inicial.

II.4 Impacto en la calidad de red

La cuestión fundamental respecto a la calidad de la onda de salida de un convertidor conectado a la red es si esta cumple o no con las especificaciones establecidas por la compañía suministradora. Las normas han sido establecidas en función de los límites que la red puede tolerar sin causar mal funcionamiento o daño a sus equipos ni a los otros usuarios, como se presentó anteriormente. En lo que a distorsión armónica se refiere, el estado actual de la tecnología permite que los convertidores autoconmutados cumplan con las especificaciones de las autoridades eléctricas con mínimos requerimientos de filtrado y en algunos casos sin necesidad de él. Por otra parte los inversores conmutados por línea requieren de filtros pasivos de salida para cumplir con ellas. Es decir existe la tecnología para lograr una interfaz libre de contaminación armónica, desde este punto de vista. En la sección II.4.3 se ampliará de manera general sobre ello [39].

II.4.1 Efectos de la distorsión armónica Se presentó en la sección I.3 que la distorsión de la tensión tiene algunas

consecuencias negativas en los equipos de transmisión y distribución, así como en los de los usuarios de la red. El inversor de un SFV puede introducir armónicos de corriente en la red, que al circular por las impedancias del sistema de transmisión y distribución producen caídas de tensión armónicas y, por lo tanto, distorsión en el punto de acoplamiento. La magnitud de la distorsión de tensión depende de la impedancia del sistema a las frecuencias en cuestión y de la magnitud de las corrientes armónicas. La distorsión de tensión se agrava cuando se presentan resonancias en paralelo, cuya característica es un incremento pronunciado en la impedancia de la red a la frecuencia de resonancia [28].

Por otro lado, el inversor produce corriente fundamental más una serie de

corrientes armónicas cuyas frecuencias y magnitudes dependen del esquema de conmutación y del filtro de salida del mismo. Por lo tanto, es uno de los aspectos de mayor preocupación en la conexión de SFV a la red eléctrica, ya que estos pueden reducir la vida útil de los aparatos eléctricos debido a un sobrecalentamiento en los aislamientos (en el apéndice C, se presenta un esquema de opciones para filtros de corrientes armónicas en sistemas eléctricos). Los aspectos que impactan en el contenido armónico que genera un SFV son la frecuencia de conmutación en el inversor y el filtro de salida. La frecuencia de aparición de los armónicos es directamente proporcional a la frecuencia de conmutación del inversor; un valor alto implica entonces que aparecerán a una frecuencia elevada y, por lo tanto, se necesitará un filtro más pequeño. Existen, sin embargo, inconvenientes en el empleo de frecuencias de conmutación elevadas, ya que en

30


los dispositivos semiconductores la mayor parte de las pérdidas ocurre durante las conmutaciones. Por lo tanto, el empleo de frecuencias elevadas conlleva una baja eficiencia [19].

II.4.2 Efectos en el factor de potencia Las cargas en un sistema de potencia tienen un FP inductivo, es decir consumen

Vars adicionalmente al consumo de potencia real. Ello obedece a la naturaleza de las mismas; puesto que existe un gran número de cargas con devanados, como motores y transformadores mientras las cargas capacitivas no son comunes. Producir Vars tiene un costo para la compañía suministradora debido a que existen pérdidas por transmisión y por la corriente activa que es desplazada por el consumo de corriente reactiva. Para evitar la transmisión de Vars, la compañía instala condensadores cerca de las cargas para llevar el FP a un valor cercano a la unidad, esta práctica evidentemente tiene también un costo asociado [42].

Los inversores conmutados por línea operan con un FP inductivo bajo (véase la

tabla I.2). Su valor oscila de 0.50 a 0.85 en el rango normal de operación, lo que implica que si no tienen compensación (condensadores) pueden consumir tanta potencia reactiva como la potencia activa que producen. Los inversores autoconmutados se pueden diseñar para operar con cualquier FP (inductivo y capacitivo), pero normalmente se operan con FP unitario [42].

En el planteamiento del problema de este trabajo, se dijo que el FP de los SFV

conectados a red es relevante para la compañía suministradora, porque no hace cargos por consumo de potencia reactiva a los consumidores residenciales; lo que resulta económicamente desfavorable para ella tener que comprar Watts a un usuario mientras le tiene que suministrar Vars gratuitamente. Otro aspecto importante relativo al FP, son las caídas de tensión producidas por la transmisión de corriente reactiva, su impacto sobre la regulación de tensión suele ser una situación que involucra también costos, debido a la necesidad de instalar y mantener reguladores de tensión (cambiadores de taps) de acondicionamiento mecánico o electrónico en las subestaciones [42].

II.4.3 Equipos para incrementar la calidad de la red Por lo presentado hasta el momento y de acuerdo con [14], la solución para incrementar la calidad de la red son los equipos “adaptadores” o “acondicionadores”; los cuales pueden ser de muy diversos tipos, desde los supresores de picos hasta los Sistemas de Alimentación Ininterrumpibles (SAI ó UPS por sus siglas en inglés), y suponen un cambio adecuado para la supresión de algunas o todas las perturbaciones presentes en la red. La complejidad de estos sistemas varia, y el precio suele estar relacionado con su capacidad. Sin embargo, la selección del sistema para incrementar la calidad de la red depende del primer termino del tipo de perturbación. No necesariamente un sistema costoso es el más adecuado para todo tipo de perturbaciones.

31


Los sistemas acondicionadores más comunes son:

Supresores •

•

•

•

•

•

•

•

Los limitadores de picos de tensión se basan en dispositivos que ofrecen protección en caso de un pico de sobretensión. Muchos equipos cuentan con estos dispositivos desde su fabricación, lo que les da un nivel de protección medio.

Filtros pasivos

Son filtros LC de potencia para cortocircuitar armónicos en corrientes de la red. Los armónicos más representativos en sistemas trifásicos son el 5°, 7° y 11°.

Transformadores de ultra-aislamiento

Son transformadores con un aislamiento muy superior a el de los normales. Reducen ruidos en modo común y diferencial, normalmente a frecuencias altas.

Transformadores ferrorresonantes Son un método clásico para estabilizar la tensión en cargas inferiores a 5 kVA.

Siguen siendo muy utilizados dada su confiabilidad y robustez frente a sobrecargas y sobretensiones. Debido a su elevada potencia reactiva puede manejar microcortes.

Regulador lento con tiristores

Compensa variaciones lentas de tensión con tiristores. Con base en transformadores con terminales (“taps”,de acuerdo a la nomenclatura americana) y tiristores (TRIACs y SCRs) permiten una regulación adecuada dentro de ciertos intervalos. Dada la naturaleza de los dispositivos, sus tiempos de regulación para cambios rápidos de tensión están limitados.

Regulador rápido

De manera similar al regulador con tiristores, cuenta con transformadores y terminales, pero el cambio de “tap” se realiza a través de MOSFETs, BJTs e IGBTs elevando su velocidad de regulación, y compensando en tiempos menores a medio ciclo de línea.

Sistemas de Alimentación Ininterrumpibles (SAI o UPS)

Es la única solución para evitar cortes de tensión mayores a 0.5 seg. en la tensión de entrada de cargas críticas. Generalmente son equipos de estado sólido; sin embargo pueden encontrarse equipos que combinan máquinas rotativas y convertidores electrónicos (esquemas híbridos). Dentro de los SAI estáticos existen varias configuraciones y estrategias de funcionamiento: esquemas “on line”, donde la carga esta siempre conectada al SAI, y el esquema “off line”, donde la carga se alimenta a partir de la línea principal y únicamente se conmutan al SAI cuando aquella falla.

Filtros Activos (FA)

Los FA están basados en convertidores electrónicos de potencia y su objetivo es compensar las variaciones lentas y rápidas de tensión, las corrientes armónicas demandadas por las CNL y compensar la potencia reactiva (FP) en una instalación

32


eléctrica. Entre otras prestaciones existe la posibilidad de realizar el balance de potencia en un sistema desbalanceado trifásico, eliminar microcortes y cortes breves de tensión.

II.4.4 Filtros activos

II.4.4.1 Clasificación de los filtros activos Otros nombres con que los FA suelen ser denominados en la literatura

especializada son: acondicionadores de red, acondicionadores de línea o simplemente acondicionadores. Tales equipos suponen un nivel ligeramente inferior en cuanto a la calidad suministrada por equipos como SAI, pero de igual forma una considerable reducción en el costo. Estos equipos se han estudiado desde que sus principios básicos fueron propuestos en los 70´s [43]. El tipo de configuraciones propuestas responden a la necesidad de llevar a cabo la compensación de la variable eléctrica deseada en tiempos inferiores al ciclo de tensión de la red, lo que unido al requerimiento lógico de no introducir armónicos adicionales, lleva a la consideración exclusiva de convertidores electrónicos conmutandos en alta frecuencia y con control mediante Modulación de Ancho de Pulso (PWM por sus siglas en inglés). Además, existen diferentes tipos de configuraciones monofásicas y trifásicas [18]. Una primera aproximación para el análisis de los FA es a partir de la variable eléctrica compensada: FA de tensión, FA de corriente y filtros universales. En seguida se proporcionan las características básicas de cada grupo.

FA de tensión •

•

El objetivo de estos sistemas es reducir las variaciones lentas y rápidas de tensión atenuando ruidos en modo común y modo diferencial. Por tanto las únicas perturbaciones de forma de onda que no compensan son los cortes largos. Un FA de tensión puede ser relacionado con un regulador de tensión por la función que tienen en común. Sin embargo, el esquema de funcionamiento y la topología de potencia son completamente diferentes.

Los FA de tensión también se les denomina como FA serie. La topología muestra

una fuente de tensión en serie con la red y la carga, proporcionando una tensión cuyo valor en todo instante es igual en magnitud y de signo opuesto a la perturbación presente en la tensión de la red eléctrica. El convertidor toma la energía de la red y la utiliza directamente para llevar a cabo la compensación [18].

FA de corriente

En la sección I.3.2 se analizó que las corrientes armónicas demandadas por CNL producen una distorsión en la tensión en el punto de conexión común con otras cargas. Una forma de solucionar el problema es colocar un equipo que genere las corrientes armónicas demandadas por la carga, evitando que estas circulen por la red eléctrica. Esto puede ser llevado a cabo con la inserción de filtros pasivos en paralelo con la carga. Sin

33


embargo, la amplia gama de armónicos a compensar o la interacción con las características de impedancia de la red, hacen que no sea la solución óptima en muchos de los casos. Otra opción es emplear FA de corriente (también llamado FA paralelo), basados en convertidores estáticos de potencia, de tal manera que la red vea el conjunto CNL y acondicionador de corriente como una carga lineal. En la sección siguiente se ampliará más la información sobre este tipo de filtro. Cabe señalar que es posible emplear configuraciones híbridas, combinando topologías de FA de corriente con filtros pasivos LC sintonizados [18].

FA universales •

La combinación de FA de corriente y tensión genera lo que lo que se conoce como acondicionador universal o FA universal. Sin embargo, para optimizar las topologías de potencia y evitar la duplicidad de componentes con las mismas funciones, es interesante que el sistema cuente con una etapa común de almacenamiento de energía. Bajo estas condiciones el FA universal podría compensar potencia reactiva, cancelar algunas perturbaciones de tensión, inclusive cortes breves de red, y equilibrar las cargas entre fases [18].

II.4.4.2 Funcionamiento básico del filtro activo paralelo Se iniciará por definir el concepto de CNL, ya que este tipo de cargas, degradan la calidad de la red en los sistemas de alimentación eléctrica. Una CNL es cualquier equipo eléctrico, que al ser conectado, cambia o modifica la forma de la onda de tensión o de corriente del alimentador, en una forma de onda que no es sinusoidal (ver figura II.3b, la iCNL). El resultado es una onda compleja [44]; es decir tendrá una componente activa, reactiva y de distorsión. Equipos de computo, televisores, control de motores, rectificadores, etc., etc. son ejemplos de CNL.

Por lo tanto, el principio de operación del FA paralelo (FAP) se basa en la

inyección de las corrientes armónicas y de la corriente reactiva requerida por la CNL. De esta forma la red eléctrica solo aporta la componente fundamental de corriente y en fase con la respectiva tensión fase neutro (FP=1). La función del FAP es mantener senoidal la corriente de la red (iCA), inyectando una corriente de compensación (iFAP), tal como se muestra en la figura II.3a. En la figura II.3b se muestra cada forma de onda para el caso que la CNL sea una computadora. El FAP inyecta la corriente de compensación hacia la red para cancelar las armónicas contenidas en la corriente demandada por la CNL (iCNL) [32].

34


Figura II.3.- Funcionamiento del FAP paralelo (a) esquema general

(b) formas de onda del sistema de alimentación y FAP. La mayoría de los FAP basan su construcción en el empleo de inversores con modulación de ancho de pulso del tipo fuente de tensión o fuente de corriente como se muestra en la figura II.4a y II.4b; estas topologías reciben el nombre de VSI (inversor alimentado en tensión) y CSI (inversor alimentado en corriente), respectivamente. En la figura II.4a se tiene la topología tipo fuente de tensión, en la cual esta basado el diseño de este desarrollo de tesis debido a la fuente de CD del arreglo FV [32].

(a)

CNL

iCA iCNL

iFAP

ZS

VCA

CCD

LINV

CNL

iCA iCNL

iFAP

ZS

VCA

CCA

LCD

(b) Figura II.4.- Topologías más comunes de FAP. (a) VSI (inversor alimentado en tensión) y;

(b) CSI (inversor alimentado en corriente).

35

CAPÍTULO III

Diseño de la Etapa de Control III.1 Introducción

De manera general, el funcionamiento adecuado de cualquier unidad de

adquisición de datos dependerá de las consideraciones que se lleven a cabo en la planeación y diseño de su implementación [45]. Al construir el circuito de detección, utilizando circuitos analógicos, deben tomarse en cuenta los factores (ruidos eléctricos, derivas térmicas, etc.) que pueden alterar las señales que se desean obtener.

En este capítulo se presenta el diseño de la etapa de control del prototipo: las técnicas existentes en la detección de las referencias para los FA; los puntos contemplados para integrar al control del SFIPA, las funciones de FA, los fundamentos teóricos en los que se basa el control para proveer dichas funciones; un breve análisis matemático de su función de transferencia; y la implementación electrónica de cada etapa que lo integra, describiendo la técnica de construcción empleada. También se detalla cada una de las protecciones eléctricas.

Es importante apoyarse en los diagramas esquemáticos del Apéndice E, puesto

que se estará haciendo referencia a ellos continuamente.

CENIDET Capítulo III. Diseño de la Etapa de Control

Módulo de Control

VCA

InversorCeldas

FV

VCA

IFV

VC

CCD

IC

Figura III.1. Sistema Fotovoltaico de Inyección de Potencia Activa (SFIPA).

III.2 Sistema fotovoltaico de inyección de potencia activa (SFIPA)

El SFIPA (figura III.1), es el trabajo de investigación que sirvió de base para esta tesis. Sus metas fueron orientadas a inyectar potencia activa a la red eléctrica para disminuir los picos de demanda máxima mediante el seguimiento del Punto de Máxima Potencia (PMP); lo que permite aprovechar al máximo la capacidad instalada del arreglo FV. En su diseño se contempló la generación de señales de alta calidad que no afectaran el FP y, para no contaminar la red, con valores de THD dentro de la norma IEEE 519-1992.

La etapa de potencia del SFIPA se basa en un inversor fuente de voltaje regulado

en corriente, alimentado a partir de un arreglo FV. La configuración del inversor es un puente completo y las señales de conmutación se obtienen de un control por histéresis; su señal de salida está sincronizada con la tensión de red. El seguimiento del PMP se realiza por medio de un algoritmo de localización programado en un microcontrolador, e interactúa directamente con los componentes analógicos. Lo anterior lo hace un desarrollo además de simple y robusto, económico (esto último, sin tomar en cuenta el arreglo FV). En dicho trabajo se implementaron las protecciones eléctricas exigidas por las normas internacionales para este tipo de SFV [17].

III.2.1 Estrategia para las funciones de filtrado activo La estrategia seguida para integrarle al SFIPA funciones de filtrado activo, está

basada en el criterio de aprovechar una sencilla plataforma electrónica (circuitería analógica y digital del control, protecciones eléctricas, etc.), así como su filosofía de funcionamiento; esto por dos razones principales: darle seguimiento al trabajo de investigación desarrollado con anterioridad; y presentar un proyecto de investigación innovador con viabilidad tecnológica que pueda resultar interesante para las instituciones que desarrollan SFV interconectados a la red eléctrica o incluso para las compañías eléctricas.

38


Con base en lo anterior, el desarrollo de esta tesis conserva la filosofía de operación del SFIPA en las siguientes etapas: técnica de modulación, esquema de protecciones eléctricas, topología del inversor e interconexión a la red eléctrica. Por ello, dichas etapas se tratarán de manera general y sólo se profundizará en aquellas que requirieron cambios y mejoras.

III.3 Detección de corrientes reactivas y armónicas para señales de referencia en filtros activos

Las primeras estrategias de control y generación de referencias que fueron

desarrolladas estaban encaminadas exclusivamente a los FA de corriente paralelos. Posteriormente, con el desarrollo de los FA de tensión y las configuraciones híbridas, surgieron otras necesidades que dieron origen al desarrollo de nuevas estrategias de control.

Sin embargo, vale la pena resaltar que aun cuando algunas de las filosofías de control aplicadas a FA paralelo pueden ser aplicadas a FA de tensión e híbridos, los principios de funcionamiento son distintos. Por ejemplo, en este trabajo, se utilizan los armónicos de corriente de la carga como referencia para ser inyectados en contrafase, eliminando su circulación de la red eléctrica.

En los FA de corriente es necesario mantener la regulación de dos variables: la

estabilidad en la tensión en el bus de CD, necesaria para garantizar la controlabilidad de la corriente del FA y el seguimiento de la referencia de la corriente a ser inyectada por el FA [46].

III.3.1 Técnicas existentes Existen diversos métodos de control para las topologías de FA. De acuerdo al

tratamiento de los parámetros se puede hablar de una clasificación básica: corrección de señales en el dominio del tiempo y corrección de señales en el dominio de la frecuencia. A continuación, de manera general se presentan las características de ambos tipos de corrección de señales.

• Corrección en el dominio del tiempo De acuerdo con [46], esta metodología se desglosa claramente en dos pasos:

primero, la generación de la señal de referencia para el FA, y segundo, el esquema de control para reproducir en potencia la señal de referencia. La corrección en el dominio del tiempo está basada en el principio de mantener sinusoidal la forma de corriente o tensión, con una distorsión mínima. Una función de error instantánea es calculada “en línea”, la cual puede ser una diferencia entre una señal de referencia y la señal medida, o una función más elaborada como lo es la compensación instantánea de potencia reactiva.

39


Existen métodos tan sencillos como el de la Extracción de la Componente Fundamental, que corresponde al caso de la diferencia de señal de referencia y la señal medida. Es decir, la componente fundamental s1(t), es extraída de la forma de onda distorsionada s(t), mediante un filtro. El resultado obtenido se usa como señal de referencia para el FA.

Otro método más complejo es la compensación instantánea de potencia reactiva, en la cual, una transformación ortogonal instantánea se emplea en las señales de la tensión y la corriente generando una función de potencia [46], [47]. A partir de esta función de potencia es posible separar la información de la componente de frecuencia fundamental y las componentes armónicas.

Las técnicas de corrección en el dominio del tiempo incluyen esquemas de control lineal y control no lineal, cada uno con sus ventajas y desventajas.

En esquemas de control lineal, el modelo del sistema se basa en una linealización en el punto de operación, aplicando controladores como Proporcional - Integral (PI), Proporcional – Integral - Derivativo (PID), generadores PWM por portadora triangular, banda de histéresis o controladores predictivos [46]. En este tipo de esquemas, es poco común, utilizar control por detección adaptable (filtros adaptivos) [37], pero su aplicación en trabajos de investigación como el presente, puede ser de considerable utilidad como se mostrará más adelante.

En esquemas de control no lineal se pueden aplicar estructuras basadas en modelos no lineales, con controladores del tipo modos deslizantes, control por pasividad o controladores inteligentes, del tipo difuso (fuzzy logic) y neuronal [46].

Corrección en el dominio de la frecuencia • La corrección en el dominio de la frecuencia está basada en el principio de Fourier y la periodicidad de la forma de onda distorsionada, ya sea de tensión o de corriente. En las primeras aplicaciones de este método en filtros activos se usó la inyección predeterminada de armónicos en sistemas donde existían armónicos conocidos de antemano. En aplicaciones mas recientes, la transformada de Fourier se usa para determinar en tiempo real los armónicos a compensar. Una vez que se obtiene la transformada de Fourier de la corriente de carga, se calcula una función de conmutación para que el inversor genere una salida que cancele la distorsión. La función de conmutación puede ser de dos o tres estados y la frecuencia de conmutación (fSW) del inversor del FA deberá de ser al menos dos veces la frecuencia del armónico más alto que se desea compensar [46].

40


III.3.2 Selección del control Con lo presentado en la sección I.6.2, se tiene que los métodos de detección de

CRA convencionales son afectados por la distorsión del voltaje, puesto que son sistemas utilizados en lazo abierto - sensibles a las variaciones de los parámetros de los componentes y a las condiciones de operación -. Esto afecta directamente la precisión de la medición; por ello se optó por una solución que supere dichas limitaciones y que permitiera seguir la estrategia planeada en la sección III.2.1: el método de detección adaptable. Este método se basa en un sistema en lazo cerrado, que emplea la cancelación adaptable de interferencias; entre sus ventajas ya comentadas destacan: las características de operación del sistema es casi independiente de las variaciones de los parámetros de los elementos; cuando la frecuencia fundamental se desvía, ocurre una distorsión en la fuente de voltaje de CA, el sistema opera adecuadamente como si estuviera funcionando normalmente y tiene una capacidad excelente de adaptación [37].

III.4 Circuito de detección de corrientes reactiva y armónicas (CDCRA)

El CDCRA es el encargado de detectar las componentes reactiva y armónicas que

contaminan a la red eléctrica en el PCC y que deben de ser reducidas, por lo menos a valores dentro de las normas. El método de detección está basado en un filtro adaptable. Los filtros adaptables están generalmente implementados por medios digitales (software), ya que esto es más sencillo que su contraparte analógica. Sin embargo, por lo general la detección digital, no es tan rápida como la detección analógica [48]. Debido a que los equipos de compensación dinámica requieren una detección rápida de armónicos, el sistema de detección presentado por [37] consiste completamente de circuitos analógicos.

En seguida se presenta una descripción detallada de las etapas que componen al

CDCRA desde su diseño hasta su implementación electrónica. En el Apéndice C se presentan los resultados mas representativos obtenidos en la simulación.

III.4.1 Método de detección adaptable para corrientes reactivas y armónicas

El método de detección adaptable para CRA, esta basado fundamentalmente en la técnica de Cancelación de Interferencia Adaptable, la cual ha sido utilizada ampliamente en años recientes. Esta puede mantener el sistema en el mejor estado de operación con autoestudio y autoajuste continuo. La situación básica de la cancelación de ruido se ilustra en la figura III.2. Una señal se transmite sobre un canal a un sensor que recibe la señal s, más un ruido no relacionado, no. La señal y ruido combinado s + no, forman “la entrada primaria” al cancelador. Un segundo sensor recibe un ruido n1, el cual no tiene relación con la señal, pero se correlaciona de alguna manera con el ruido no. Este sensor provee la entrada de referencia al cancelador. El ruido n1 se filtra para producir una salida y, la cual es una replica aproximada de no. Esta salida se extrae de la entrada primaria s + no, para formar la salida del sistema, s + no - y.

41


Fuente de Señal

Fuente de Ruido Filtro Adaptivo

Y Salida delSistema

s + n0

Entrada n1

Entrada Primaria

Cancelador de Ruido Adaptivo

+

-

ε

Figura III.2.- Concepto de la cancelación de ruido adaptable. En el sistema mostrado en la figura III.2, la referencia de entrada esta procesada por un filtro adaptable, el cual automáticamente ajusta su propia respuesta a través de un algoritmo de mínimos cuadrados. Así el filtro puede operar bajo condiciones de cambio y puede autoajustarse continuamente para minimizar la señal de error (ε). Se puede probar que la salida del filtro (Y), es una mejor estimación de mínimos cuadrados del ruido primario (no), cuando el filtro esta ajustado, ya que elevado a una potencia la señal de error ε, se minimiza. La situación ideal es cuando el mismo ruido en la entrada primaria como en la entrada de referencia se elimina por completo, y la salida del sistema contiene solamente las mismas componentes de la señal de entrada de referencia. Hablando concretamente en la aplicación de FA, la componente fundamental en la corriente de la carga y el voltaje de la fuente de AC están mutuamente correlacionados. Si el voltaje fundamental actúa como la entrada de referencia y la corriente de la carga no lineal (CNL) como la entrada primaria, será similar a la situación anterior; la entrada de referencia es procesada por un filtro adaptable para producir una señal de salida que iguala a la señal fundamental de la entrada primaria en amplitud y fase. Esta salida es sustraída de la entrada primaria para cancelar su componente fundamental y consecuentemente la salida del sistema será la suma de todas las componentes armónicas. Además, si la señal de referencia está sincronizada a la componente fundamental activa, entonces solamente la componente activa será eliminada, por lo que se tendrá a la salida del sistema la suma de las corrientes reactiva y armónicas [37].

∫

Figura III.3.- Diagrama a bloques del CDCRA.

42


III.4.1.1 Estudio de la función de transferencia del CDCRA

En la figura III.3, se tiene el diagrama a bloques del CDCRA. En él se tienen las siguientes etapas: dos de ganancia constante (G1, G2); dos multiplicadoras con dos entradas cada una (M1, M2); otra de integración y una sumadora.

Con base a dicho diagrama, se procede a obtener la función de transferencia, del

CDCRA. Para ello será necesario seccionar el lazo de retroalimentación en tres etapas principales denotadas por las salidas Vx, Vy y Vz con la finalidad de facilitar su manejo algebraico.

Inicialmente, se obtendrá la ganancia del integrador, el cual esta constituido por

un amplificador operacional (opamp), cuya configuración se tiene en el diagrama E.2 (apéndice E). Las ecuaciones (III.1) y (III.2) denotan la tensión y corriente de salida del integrador en el dominio de Laplace.

=−

SCIVo 1

2 ec. (III.1)

RViII == 12 ec. (III.2)

Sustituyendo (III.2) en (III.1) y despejando Vo/Vi, se tiene la ganancia del

integrador, I(S) en la ec. (III.3):

SRCSCRViVoI 111

−=

−== ec. (III.3)

haciendo se obtiene RC=τ

τSI 1

−= ec. (III.4)

y como los valores de R y C son fijos, se puede manejar a como una constante G1−−τ i, es decir: G . La ganancia de la etapa de integración es la ec. (III.5) 1−−= τi

SGSI i=)( ec. (III.5)

Del diagrama a bloques, se tiene que la salida en Vx es igual a:

Vx ec. (III.6) ( ) )()(.)()( 11 SVSVoGSVSVoG RR ==

43


siendo VR(S) una señal sinusoidal a 60 Hz, por lo que:

22

2

)(ω

ω+

=S

ASVR ec. (III.7)

sustituyendo (III.7) en (III.6):

22

2

1 )(ω

ω+

=S

ASVoGVx ec. (III.8)

Por otro lado se tiene para la salida Vy:

)()( SVxSIVy = ec. (III.9)

sustituyendo (III.5) y (III.6), en (III.7) se tiene:

SSAGGSVo

SASVoG

SGVy i

i23

2

122

2

1 )()(ω

ωω

ω+

=

+

=

( )22

2

1)(ω

ω+

=SS

AGGSVoVy i ec. (III.10)

ahora, para la salida Vz:

( )()(2 SVSVyGVz R= ) ec. (III.11)

sustituyendo (III.10) y (III.7), en (III.11) se tiene:

+

+

=SS

AS

AGGSVoGVz i 23

2

22

2

12 )(ω

ωω

ω

2

22

22

211.)(

+

=ω

ωSS

AGGGSVoVz i ec. (III.12)

si se hace , se tiene la ecuación (III.13): 2

21 AGGGK i=

2

22

21)(

+

=ω

ωSS

KSVoVz ec. (III.13)

Por otro lado, en la etapa sumadora se tiene:

)()( SVzSViVo += ec. (III.14)

44


sustituyendo (III.13) en (III.14) se tiene: 2

22

21)()()(

+

+=ω

ωSS

KSVoSViSVo ec. (III.15)

factorizando Vo(S) de la ec. (III.15), resulta la ec. (III.16):

)(11)(2

22

2

SViSS

KSVo =

+

−ω

ω ec. (III.16)

de la ec. (III.16) se puede despejar a Vo(S)/Vi(S):

( )( )

1

222

422212

22

211)()(

−−

+

−+=

+

−=ω

ωωω

ω

SSKSS

SSK

SViSVo

( )

( )1

4235

442351

4224

44224

22

22

)()(

−−

++

−++=

++

−++=

ωωωωω

ωωωωω

SSSKSSS

SSSKSSS

SViSVo

Finalmente, resolviendo el inverso de esta última ecuación, se obtiene la función de transferencia que representa el desempeño funcional del CDCRA, denotada por la ec. (III.17):

−++

++= 44235

4235

22

)()(

ωωωωω

KSSSSSS

SViSVo ec. (III.17)

donde y el valor de k esta dado por . segradHzf /377)60(22 === ππω 2

21 AGGGK i= De la ec. (III.17) se puede deducir que el CDCRA es un sistema de 5º orden. Su respuesta en frecuencia es la de un filtro tipo muesca. La frecuencia de corte se tiene a los 60Hz, y las pendientes son tan pronunciadas que le permiten ser muy selectivo, como se presenta en la sección siguiente.

III.4.1.2 Efecto del valor de ganancia en el lazo de retroalimentación

La respuesta de la función de transferencia pude ser manipulada mediante la constante K. La ec. (III.17) muestra que K, a su vez, es directamente proporcional a las ganancias de las etapas y al cuadrado de la amplitud máxima de la señal de referencia; además es inversamente proporcional a τ = RC, la constante del integrador.

45


Los valores sugeridos de acuerdo con las simulaciones en PSpice (Apéndice C) son , , y y V . V es la amplitud máxima de la señal de referencia. De esta manera la función de transferencia queda como:

1=iG 1.01 −=G 5.02 =G 0032.0)47.0)(8.6( =Ω== FKRC µτ 2=

12264.12.02e102.842e52.02e102.842e5

35

35

eSSSSSS

VoVi

+++++

= ec. (III.18)

los valores en [37] son G ; ; ; y

[37]. De esta manera la función de transferencia queda como: 1−=i 1 1.02 =G.01 =G 0.2209 )47.0)(470( =Ω= Fk µτ

2=V

3.658e92.02e102.842e52.02e102.842e5

35

35

+++++

=SSS

SSSVoVi ec. (III.19)

10-1 100 101 102 103-50

-40

-30

-20

-10

0CDCRA

Frecuencia (Hz)

Am

plitu

d (d

b)

10-1 100 101 102 1030

20

40

60

80

100

Frecuencia (Hz)

Fase

(°)

Figura III.4.- Diagrama de Bode de la

ec.(III.18).

10-1 100 101 102 103-50

-40

-30

-20

-10

0

Frecuencia (Hz)

Am

plitu

d (d

b)

CDCRA

10-1 100 101 102 1030

20

40

60

80

100

Frecuencia (Hz)

Fase

(°)

Figura III.5.-. Diagrama de Bode de la ec.

(III.19).

En las figuras III.4 y III.5 se tienen los diagramas de Bode para las funciones de transferencia de las ecuaciones (III.18) y (III.19) respectivamente. De lo anterior se tiene que el último caso es más selectivo en la frecuencia que atenúa (f = 60Hz). Aquí se tiene que un valor importante en el comportamiento del sistema de control es la K, la cual depende de los valores de las ganancias; en especial de la constante τ del integrador, que para nuestro caso se ha manipulado variando R.

III.4.2 Diseño e implementación del CDCRA Se sabe que uno de los elementos claves para el eficiente desempeño de este tipo de diseños analógicos, radica en la selección adecuada del amplificador operacional, dado que sus características eléctricas son determinantes para el eficiente funcionamiento de la etapa que forma parte. Dichas características son: niveles de Offset, Slew rate,

46


impedancias de entrada, consumos, CMRR, etc. Se consideraron todos los parámetros que podrían afectar de una manera directa al desempeño y la precisión del diseño [49]. El opamp seleccionado fue uno de alta precisión, el CI OP271 de Analog Devices (AD). Su presentación compacta de 2 opamps por encapsulado simplifica las conexiones físicas. Además, debido a la alta impedancia de entrada en los opamps y los multiplicadores, no hubo necesidad de algún seguidor de voltaje entre etapas, garantizando un buen acoplamiento de señales, mitigando efectos por cualquier fuente de ruido [50]. Es sabida la importancia que guarda el acoplamiento de etapas en circuitos analógicos; sobre todo cuando se manejan señales del orden de mV. En el capítulo V se presentan los resultados mas significativos del CDCRA.

En el diseño, el punto suma y el restador se implementaron con opamps OP271, con ganancia unitaria [51]. Para la rama de retroalimentación los elementos claves son los multiplicadores y el integrador (U2, U4 y U3 respectivamente del diagrama E.2, apéndice E).

Para los multiplicadores se utilizó el CI AD633JN [52] de 4 cuadrantes dada su simplicidad, bajo costo y su precisión aceptable (error total de 2% del fondo de escala). La salida de cada multiplicador esta dividida por 10; por ello las ganancias G1 y G2 del diagrama a bloques del CDCRA (figura III.3) son menores a 1.

Se evaluaron también las hojas de datos de multiplicadores como el MC1495 y MC1494 de Motorola [53]. Las características eléctricas eran similares al AD633JN, excepto el ancho de banda; en Motorola es mayor al de AD. Sin embargo ello no es relevante, puesto que se va a operar a bajas frecuencias (menos de 1kHz). Por otro lado el encapsulado del AD es de 8 pines y los de Motorola de 14 pines, ya que cuenta con factor multiplicativo ajustable.

Para el integrador y el amplificador (U3) se utilizó el CI 0P271, por su respuesta

rápida, necesaria en la integración. Otro elemento importante en la etapa de integración es el condensador. En este elemento se deben evitar las pérdidas en el material del dieléctrico [54], debido a que afectaría el resultado esperado y en consecuencia la detección fiel de las señales deseadas [55]. En el integrador del CDCRA se uso un condensador de poliéster de 0.47 µF, al 5% de tolerancia (valor comercial de capacitancia).

III.5 Integración del CDCRA al SFIPA

III.5.1 Diagrama a bloques En la sección I.7 se tiene de manera general la configuración de este trabajo de investigación, es decir la etapa de filtrado activo en la plataforma funcional del SFIPA. En el diagrama de la figura III.6 están los bloques funcionales del prototipo. En esta sección y en el capitulo IV, se describirá cada uno de ellos con la finalidad de presentar claramente la filosofía de operación y los principios fundamentales de cada elemento.

47


FILTRO DESALIDA

ZL

CDCRA

PMP

=

CELDASFV INVERSOR

REDELÉCTRICA

SEÑALES DECONTROL

TRAFOELEVADOR

PROTECCIONES

Set Point

BUS

C

+ -

++

VCA

VP

VQDVP+VQD VH1

VH2

Figura III.6.- Diagrama a bloques del Sistema de Cogeneración con Funciones de Filtro Activo Integradas.

III.5.2 Set point La señal de referencia o el set point como se le conoce en el argot del control y la

instrumentación, es la referencia que seguirá la salida del inversor del SFV y que será inyectado a la red eléctrica. En otras palabras, es la señal acondicionada apropiadamente que debe ser amplificada en potencia, de manera que el SFV suministre la energía activa disponible en el arreglo FV y compense la energía no activa que afecta la calidad de la red eléctrica en el PCC a donde está conectado.

Partiendo de la figura III.6 la señal no activa (VQD) entregada por el bloque

CDCRA y la señal activa (VP) entregada por el PMP, son las entradas del punto suma. La sumatoria resultante VP+VQD, es la señal de set point del sistema. Aparte de sus características intrínsecas, ambas señales tienen comportamientos distintos en amplitud, lo que se verá reflejado en la amplitud resultante del set point.

Referente a los comportamientos distintos en amplitud se tiene que: VP es el

resultado del algoritmo de localización del PMP, controlado por medio de un microcontrolador (CI U24), el cual a su vez manipula un potenciómetro digital (CI U23), para variar la magnitud de la corriente activa que será inyectada a la red (ver figura III.7 y diagrama E.4 del apéndice E). Por otro lado, VQD no cambiará el valor de su magnitud (incluso en la forma de onda) a menos que las condiciones de la CNL lo hagan. Por lo anterior se puede deducir que la señal de set point será más frecuentemente variable en amplitud debido a Vp; y aunque no tan frecuente, (incluso con valores mayores que Vp) debido a VQD. En la sección V.5 se presentan resultados más representativos sobre el set point.

48


III.5.3 Implementación En esta etapa se integró en el control del SFIPA el CDCRA. Esto fue a través de una etapa sumadora con opamps de precisión (CI U8 del diagrama E.2, apéndice E). Se acondicionó con ajustes de ganancias y de offsets. Los resultados obtenidos fueron bastante satisfactorios como se podrá comprobar en el capítulo V. Con base en lo comentado para este diseño se consideró: la organización del diseño (menor espacio), los elementos pasivos que se utilizan, la construcción física del circuito impreso, el ambiente en el que debe operar, las trayectorias que siguen los conductores con los que se aplican las entradas al circuito, etc. Todo ello a manera de evitar ruidos que interfirieran las señales procesadas en las diferentes etapas del control, tanto en la parte analógica como en la parte digital

En este prototipo se manejan comparadores de tensión cuyas salidas se conectan a circuitos digitales del tipo TTL (CI´s U9, U17 y U18 del diagrama E.6 del apéndice E), por lo que cualquier ruido o señal inestable (i.e: las componentes de la fSW) provocaría un funcionamiento inadecuado. Por otro lado, las fuentes de alimentación de las etapas analógica y digital no tenían un filtrado adecuado, y cualquier interferencia podía ser inducida; sobretodo la etapa analógica que es más vulnerable en sus líneas de alimentación. En este último punto se interconectaron condensadores de desacoplo.

Lo anterior se evitó con un análisis cauteloso en la distribución de las tierras (analógica y digital) con la finalidad de minimizar las inductancias presentes en el circuito impreso. También se contemplaron tanto los blindajes de las señales como los planos de tierra. Inclusive se optó por procurar un blindaje de Faraday (i.e: en las interfaces analógicas-digitales) para contrarrestar el efecto del acoplamiento capacitivo [56].

III.6.- Técnica de modulación

III.6.1. Sincronización con la línea Dado que se trata de un generador conectado a la red eléctrica, la carga del

usuario siempre se encuentra conectada tanto al inversor como a la red. Por lo tanto, para no reducir el FP de la línea ante cualquier carga, es necesario que la corriente generada por el inversor este sincronizada o en fase con la tensión de la red, evitando inyectar reactivos indeseados. En la figura III.7 se muestra el diagrama del circuito que logra dicha sincronización; se observa que es necesaria una señal senoidal VCA como referencia, la cual es una muestra directa de la red. Los inversores con regulación de corriente son los más utilizados en la interfaz de SFV con la red, dada la estabilidad que se tiene al regular corriente mediante un inductor. Con ello se tiene un sistema de potencia confiable para este tipo de aplicaciones. Existen varias técnicas de regulación de corriente basadas en un control de lazo cerrado (en el prototipo, la señal de retroalimentación VH2), que permiten ajustar en todo momento la corriente de salida, a la señal de referencia mediante una señal de error. Dicha señal genera un patrón de conmutación para los interruptores de potencia, de manera que la corriente de salida del inversor siga al set point del control.

49


Señales deControl

++

VH2

(VP+VQD)Set Point

_

+

VCA

+VPV

-

C

Busde CD

LF

Circuito detiempomuertoCDCRA

fO µC

VP

ReferenciaVCA

VH1

i

VQD

Figura III.7 Diagrama del circuito de sincronización con la línea.

La frecuencia de conmutación (fSW) es un parámetro de entrada en el control de corriente, en este caso como se trata de un control por histéresis, dicha frecuencia es variable, y la frecuencia máxima estará definida por la misma banda de histéresis [17].

Según [17], los inversores de corriente controlada inyectan una corriente sinusoidal a la red, normalmente en fase con la tensión, sin importar el nivel de distorsión armónica que éste presente (aunque para este trabajo, ello no es relevante debido a las funciones de FA). La ventaja en este tipo de inversores, es que el control es más simple y robusto. Aunque, su desventaja fundamental es que no pueden alimentar cargas no lineales en modo aislado [57].

III.6.2 Acondicionamiento de la señal de referencia de línea La señal VCA es una referencia completamente sinusoidal, tomada de una muestra

de tensión alterna de la línea eléctrica a donde está interconectado el SFV. Esta referencia se utiliza tanto en la etapa de modulación (VCA), como por el CDCRA descrito en la sección III.4.2. (VR). Como se expone en seguida, debido a la diferencia de amplitudes en el diseño, VCA es una atenuación de VR.

En la figura III.8 se tiene el diagrama a bloques del circuito que acondiciona la señal de referencia (véase el diagrama E.1 del apéndice E). A continuación se describe su funcionamiento.

50


T. Reductor VRDefasadorFPB

AtenuadorReloj

VCA

VLÍNEA

Figura III.8.- Acondicionamiento de la señal de referencia.

El circuito proporciona la señal de referencia a partir de la tensión de línea. Se utiliza un transformador reductor (T1), para que la tensión se encuentre en los niveles de ±Vcc del circuito de control. Posteriormente se tiene un filtro pasa bajas (FPB), cuya función es obtener la componente fundamental de la tensión de línea. El FPB se implementó con el CI MF4CN-100 (U10). Este CI U10 es un filtro Butterworth de 4º orden, basado en la técnica de condensadores conmutados, por lo cual requiere de una señal de reloj. Se seleccionó un filtro de 4º orden debido a la presencia de un 3er y 5º armónico en la tensión de línea, la presencia de estos armónicos ocasiona que la corriente generada no sea puramente senoidal. Se propone una frecuencia de corte para el filtro de fc = 100 Hz. La señal de reloj está a una frecuencia de 10 kHz, ya que la fc del FPB es 1/100 parte de la frecuencia de reloj, según especifica el fabricante en la hoja de datos [58]. Un inconveniente lo constituye el hecho de que el filtro es un sistema muestreado, lo que implica que en la salida aparecerá ruido a la frecuencia del reloj, sin embargo, dado que esta frecuencia es mas elevada que la de corte, el ruido puede eliminarse con facilidad agregando en serie con la salida un filtro pasivo de primer orden, teniéndose la ventaja de tener un FPB de 5º orden [59].

En seguida, se tiene un circuito desfasador (CI U12B) después del FPB; esto es porque el CI U10 ocasiona un desfasamiento de la señal de referencia el cual se debe compensar para garantizar que la corriente generada esté en fase con la tensión de línea. La salida de este bloque es la referencia VR.

Finalmente, a partir de VR se obtiene VCA a través de un bloque atenuador.

III.6.3 Señales de control para los interruptores de potencia Las señales de disparo para los interruptores de potencia (IGBT´s del inversor) se obtienen a partir de un controlador por histéresis (figura III.9). La desventaja principal de este método de control, es la fSW variable a lo largo de un ciclo de línea, aunque no afecta de manera considerable el funcionamiento del SFV. Además, la implementación de este método es muy sencillo y cuenta con una buena respuesta dinámica, la sincronía con la línea se obtiene de forma automática al tomar la señal de referencia directamente de la línea (VCA).

51


-+

VH2

∆Ι

Circuito detiempomuerto(VP+VQD)

Set Point

Figura III.9.- Controlador de corriente por histéresis. La comparación por histéresis que se efectúa es entre la señal de set point, que se llamará en esta sección IREF y la retroalimentación de la corriente VH2, tomada a la salida del SFV, en el secundario del transformador elevador y denotada por IINV. Las señales que resultan de la comparación en el CI U7, se utilizan para controlar el encendido y apagado de los interruptores de potencia. La banda de histéresis está determinada por ∆I, tales señales se pueden ver en la figura III.10. El estado de conmutación de apagado a encendido aparece cuando la corriente IINV tiende a ser menor que la corriente IREF más su incremento (IREF - ∆I/2). La conmutación inversa, de encendido a apagado, se presenta cuando la corriente IINV empieza a exceder un valor determinado, dado por IREF + ∆I/2. Se agrega un circuito adicional de tiempo muerto que permite que uno de los interruptores de una misma rama se apague, antes de que el complementario se encienda lo que evita posibles corto circuitos en el bus de CD (sección IV.4.6).

Figura III.10.- Obtención de las señales de control para los interruptores de potencia.

En operación normal, este tipo de modulación producirá una forma de onda de

corriente que sigue la forma de onda de la tensión de red, con un rizo sobrepuesto, ∆I. La amplitud del rizado es directamente proporcional a la banda de histéresis y a la magnitud del inductor de salida. El contenido armónico es inversamente proporcional a la amplitud de la corriente generada a la salida del sistema, es decir, debido a que se tiene una banda de histéresis fija, si la corriente de salida es pequeña, el rizado ∆I en comparación con la corriente generada es considerablemente grande, por lo que aumenta el contenido armónico. Cuando la corriente generada tiene una amplitud más grande que la amplitud del rizado ∆I, disminuye la distorsión armónica en la señal de salida del sistema [17].

52


III.7 Etapa de protecciones y seguridad

Esta etapa es de gran importancia, ya que evita accidentes y daños en el equipo instalado, en los usuarios y en el personal de mantenimiento de la compañía proveedora de la energía eléctrica. Se tienen las protecciones que incluye el fabricante de los módulos impulsores para los interruptores de potencia, y además las que fueron implementadas en el prototipo.

Las protecciones que se implementaron son: sobrecorriente eléctrica en la salida

del inversor (semiciclo positivo y negativo), el efecto islanding, y la inyección de CD a la red eléctrica. Además, la etapa de protecciones cuenta con leds piloto que indican: funcionamiento adecuado (verde), la presencia de falla (rojo) y paro manual (ambar); para que tanto el usuario como el personal correspondiente tenga conocimiento del estado del prototipo y permita tomar medidas adecuadas. En esta etapa, las salidas de cada circuito de protección alimentan un circuito digital con enclavamiento, el cual actúa directamente sobre la salida de las señales de conmutación que disparan a los interruptores de potencia. La condición de falla permanece hasta que se efectúa un reinicio manual (START) para intentar volver a operar adecuadamente. El propósito de mantener el estado de falla y reiniciar manualmente, es para evitar que se active nuevamente la protección. Es decir, cuando los IGBT´s se inhabilitan, la corriente que circula a través de ellos decrece hasta llegar por debajo del límite permitido de corriente, temperatura o tensión. En ese momento la condición de falla desaparece, pero si la causa que origina la falla permanece, entonces la protección se activará nuevamente y podría repetirse indefinidamente. Ahora, si la falla ha sido corregida, al pulsar START los IGBT´s recibirán nuevamente las señales de conmutación para poner en marcha al inversor.

III.7.1 Sobrecorriente Una de las consideraciones más importantes en cualquier módulo de potencia, es la de protección contra sobrecorrientes. En el prototipo, dicha protección se lleva a cabo sensando la corriente de salida del inversor, VH2 (en el secundario del transformador elevador). Esta señal se lleva a una etapa amplificadora y finalmente a un comparador de ventana donde los limites máximos para el semiciclo positivo y negativo se fijan por medio de potenciómetros de precisión, cuyos valores pueden ajustarse en cualquier momento. El funcionamiento es como sigue: si el comparador de ventana detecta un nivel de corriente superior a cualquiera de los limites, se activa su salida y deshabilita la conmutación de los interruptores de potencia. El valor de dichos límites, con respecto a los establecidos en el SFIPA se modificaron, debido a las funciones de FA. Es decir, la magnitud de la corriente no activa es mayor que la activa, por ello la ventana de comparación se amplio tomando en cuenta la capacidad de corriente de los interruptores de potencia. Sin embargo, los módulos de IGBT´s utilizados cuentan con un circuito impulsor (ver sección IV.4.2) el cual provee una señal de control que inhibe las conmutaciones de los IGBT´s, en caso de presentarse una sobrecorriente. Estos circuitos

53


impulsores también activan una señal de protección, en el control por baja tensión y sobretemperatura. Se puede pensar que como el sistema es regulado en corriente, puede ser tolerante a cortos circuitos en la carga, pero si por alguna razón (i.e.: mal funcionamiento del circuito de control o algún problema en la instalación) la señal de referencia desaparece y la corriente de salida al intentar compararse con la referencia en el control por histéresis, hará que se tenga una corriente muy elevada a la salida, ya sea en el semiciclo positivo o negativo, activando inmediatamente esta protección; lo que la hace indispensable.

III.7.2 Aislamiento de línea (Islanding) El término: aislamiento de línea (islanding) [60], se refiere a la operación continua de uno o varios generadores de potencia dispersos en toda la red (en este caso los SFV), sobre una sección aislada de la línea de distribución. Es decir, cuando algún generador llega a trabajar en forma de isla con la carga y desconectado de la línea. Esto ocurre si un inversor está operando con una carga exactamente acoplada, en ese instante puede ocurrir que la conexión con la red desaparezca debido a la operación de interruptores que desconectan al generador de la línea [61]. El término “carga exactamente acoplada” se refiere a que el flujo de potencia proveniente de la red es nulo, es decir, cuando existe un generador interconectado con la línea, que entrega toda la energía demandada por la carga. Esta desconexión puede ser causada por alguna falla en el sistema o por razones de mantenimiento. Bajo estas condiciones los generadores conectados a la red pueden alimentar a una carga aislada por algún tiempo si no existe un método de detección. Esto puede ocasionar condiciones indeseables e inseguras, sobre todo al personal de la compañía eléctrica si la desconexión se llevó acabo para dar mantenimiento a sus líneas de distribución. Para evitar los daños que puede ocasionar el fenómeno islanding, en materia de normatividad se ha establecido que todo equipo generador debe desconectarse de la red, cuando su voltaje o frecuencia estén fuera de los límites especificados (en México los límites están en [21]), en un tiempo no mayor a 2 seg [62]. En la ausencia del fluido eléctrico, el paro del SFV es obligatorio. La reconexión, puede llevarse a cabo hasta que la tensión y frecuencia de la red vuelvan a estar operando dentro de los limites establecidos. Un tiempo típico para verificarlo es por lo menos 30 a 120 seg. [61]. La implementación de esta protección se llevó a cabo por medio de la utilización de un CI MID400 (U15 del diagrama E.5, apéndice E) de QT Optoelectronics, el cual es un monitor de línea que proporciona una señal de control TTL cuando la tensión de línea desaparece, logrando que el SFV deje de operar hasta que se restablezcan las condiciones normales.

54


III.7.3 Inyección de CD Inyectar corriente de CD a la línea de distribución puede tener consecuencias

considerables [63], por ello las normas establecen que por ningún motivo se debe inyectar componentes de CD a la red eléctrica. Un ejemplo de ello se puede presentar cuando el personal de la compañía eléctrica, dando mantenimiento a las líneas, al abrir las cuchillas correspondientes, podría verificar la ausencia de voltaje de CA, sin embargo una línea aislada alimentada con un voltaje de CD muestra 0 VCA, ignorándose completamente un nivel de CD inyectado en dicha sección de la red eléctrica; lo cual conduce a una situación peligrosa para el personal citado [64]. Otro ejemplo es la presencia de tensión de CD en un sistema de distribución de CA, lo cual es una circunstancia indeseable considerando que las cargas de CA y el secundario del transformador de distribución se ve representado como un corto circuito para ella. Además, los altos niveles de corriente de CD que se producirían podrían causar una saturación en la distribución del transformador (en la acometida eléctrica).

En la práctica, la inyección de corriente de CD en el transformador simplemente

desplazará el punto de operación de la curva de flujo. El flujo está en función de la corriente, sin tomar en cuenta si es CA ó CD, incluso el signo. A plena carga el transformador se verá obligado a trabajar cerca de la saturación del lado en el cual ha ocurrido el desplazamiento.

Debido a la técnica de modulación seleccionada para el diseño de este prototipo, la probabilidad de que ocurra la inyección de CD a la red eléctrica es alta, por lo que la protección es necesaria. La ocurrencia se puede dar en cualquier momento que algún semiciclo (positivo o negativo) del patrón de conmutación sea mayor que el otro, es decir, cuando el valor promedio de CD no es cero. Esta situación es indeseable y se evita de dos maneras. La primera, por medio del aislamiento eléctrico (o galvánico) de un transformador elevador interconectado entre el inversor del SFV y la red eléctrica. Su función, es impedir el paso de un nivel de CD a la salida del sistema, y su diseño será presentado en la sección IV.5.

La restante en la señal de set point, evitando las tensiones de offset en las diversas

etapas que conforman el control analógico, sobre todo en la entrada a etapas amplificadoras (como las provenientes de los sensores de corriente). Ello se solucionó con los opamps de precisión, con su bajo nivel de offset (en el orden de µV) [65]; y en su defecto, implementando mallas de compensación de offset, para opamps y circuitos de funciones especiales con valores de mV. (Véase el diagrama E.3, apéndice E).

Finalmente, cabe señalar que la posibilidad de eliminar cualquier componente de

CD en el control analógico por medio de condensadores de paso (o bypass) quedó descartada, debido al desfasamiento inherente que estos introducen pudiendo contribuir a una degradación paulatina del FP, debido a la variación de sus valores con el envejecimiento, temperatura, etc. (ver sección III.6.1).

55

CAPÍTULO IV

Diseño de la Etapa de Potencia

IV.1 Introducción

En este capítulo se presenta el diseño de la etapa de potencia. En la primera parte se

muestra un análisis teórico simple, cuya finalidad es facilitar la comprensión de la filosofía de funcionamiento del equipo a lo largo del día. Esto a manera de comparación, ya que cuando se habla de la capacidad instalada de un SFV típico, es común pensar que su utilidad esta limitada al 50%; debido a que durante la noche el equipo permanece ocioso.

Posteriormente, se presentan los diseños específicos de cada elemento involucrado

con esta etapa, que son los componentes pasivos y los dispositivos semiconductores de potencia. Se abarca desde los cálculos matemáticos, hasta su implementación eléctrica. Se comentan los compromisos y las consideraciones pertinentes, que se llevaron a cabo con la finalidad de conseguir una alta eficiencia del sistema en general, tanto en su propio funcionamiento, como en su interacción con el conjunto red-usuario; sobretodo en materia de Calidad de la Red y de eficiencia energética. También, aunque de manera elemental, se estiman las pérdidas de energía en el inversor.

CENIDET Capítulo IV. Diseño de la Etapa de Potencia

IV.2 Flujo de energía

Se empezará por analizar el flujo de energía, mediante diagramas fasoriales. Debido a lo poco práctico que resulta para este análisis manejar el sistema de potencias tridimensional (P-Q-D), únicamente se considerará la corriente reactiva, más no las armónicas. Por lo tanto se omitirá el fasor de potencia de distorsión (fasor D), y se recurrirá al plano de potencias P-Q.

A continuación, se tienen dos casos que describen el funcionamiento del presente

trabajo. El caso I, es durante el periodo de insolación. En él, se muestra la manera en que opera el prototipo para la compensación de potencia activa y reactiva. Finalmente en el caso II, se tiene la otra etapa de operación del sistema, en el periodo de oscuridad. Esta última es una de las ventajas que ofrece el trabajo de investigación presentado, ya que el funcionamiento del sistema durante la noche, en ausencia de energía solar (y al no tener un medio de almacenamiento) hace que la capacidad instalada del mismo se aproveche al 100% del día y no al 50%, que es lo que dura el periodo de insolación.

En ambos casos se tiene el triángulo de potencias que corresponde a la potencia

aparente de: la carga, de la red eléctrica y del prototipo; denotadas por los fasores SC, SCA y SPV respectivamente. Sus componentes correspondientes estarán representadas por Q, para la reactiva y P para la activa.

IV.2.1 Caso I: Periodo de insolación

En este caso, se tiene que las componentes de la SPV entregada por el prototipo, son la potencia activa (PPV) y la reactiva QPV, (ver figura IV.1). La PPV compensará la componente activa entregada por la red eléctrica (PPV >0). Así también, la QPV compensará la componente reactiva de la potencia demandada por la carga (fasor Qc); lo que de acuerdo con el diagrama de fasores significa QCA=0. Es decir, la red eléctrica solamente suministraría potencia activa. Este hecho resalta la importancia que tiene un sistema de este tipo para las compañías de distribución eléctrica, dado que el FP de la red mejorará y además eliminará su contaminación armónica, evitando los problemas y efectos dañinos a sus equipos, sobretodo en el periodo donde se presenta la demanda máxima.

P

Q

SPV

QC

PPV

SC QCA = 0PPV > 0

QPV

SCA Figura IV.1.- Diagrama fasorial del prototipo,

periodo de insolación.

58


P

QCA = 0

Q

SCA

SPV = QPV

SC

PPV = 0

Figura IV.2.- Diagrama fasorial del prototipo,

periodo de oscuridad.

IV.2.2 Caso II: Periodo de oscuridad Para este otro caso, el sistema únicamente opera como FA, compensando potencia

reactiva; dado que la celdas FV no están en operación, el término PPV es nulo y se dice que SPV = QPV, (figura IV.2). El resultado será que el sistema compensará la componente reactiva de la potencia demandada por la carga Qc, logrando que la red eléctrica no suministre componente reactiva, (QCA nula, similar al caso I) y únicamente suministre potencia activa. Por lo tanto, al compensar la potencia reactiva y armónica (o de distorsión, fasor D) debido al FA, el FP es unitario, las corrientes armónicas se eliminan y entonces la eficiencia de la capacidad instalada de la red eléctrica se eleva. Por lo tanto, la potencia entregada a los usuarios será 100% activa, por lo menos en el PCC, donde está interconectado el prototipo.

IV.3 Bus de CD El bus de CD lo conforman los conductores que entregan la tensión del arreglo FV al inversor (figura III.6). En paralelo con estos conductores se interconecta un condensador (CCD) polarizado, que permite mantener un nivel de tensión lo más estable posible. Este mismo condensador, es el elemento que almacena la energía necesaria para la compensación de potencia reactiva y de distorsión. La tensión aproximadamente constante que entrega el panel solar es la tensión del bus de CD y en consecuencia, del CCD. Es necesario señalar que entre el arreglo FV y el bus de CD, debe conectarse un diodo, con la intención de evitar, durante el periodo de oscuridad, que la baja tensión (VFV<1 VCD) presente en los módulos FV, descarguen a CCD. Imposibilitando las funciones de FA.

En la red eléctrica existen fenómenos transitorios, provocados por la conexión o

desconexión de cargas, o por maniobras de interruptores de potencia en los sistemas eléctricos. Estos fenómenos transitorios introducen fluctuaciones en la tensión en las terminales del condensador que alimenta al inversor del FA. Por lo tanto, para evitar repentinas fluctuaciones de tensión, se debe contar con un condensador lo suficientemente grande para absorber tales variaciones [66]. En la sección IV.3.2 se presenta el cálculo de CCD.

59


Figura IV.3.- (a)Gráfica característica del módulo FV sp75 (y sp70) ante

variaciones de irradiancia. (b)El Módulo FV (cortesía de Siemens).

IV.3.1 Arreglo FV Los módulos de celdas solares del arreglo FV, producen una tensión de CD cuando

se exponen a la luz solar; dicha tensión es función de la temperatura, la irradiancia y la corriente que se extrae de ellas, de manera que se obtiene una curva característica como la que se muestra en la figura IV.3 (a). Como se observa, existe una combinación única V-I en la cual se llega al Punto de Máxima Potencia (PMP). Para aprovechar al máximo las celdas, es necesario operarlas en este punto. A manera de ejemplo, también se muestra el módulo solar sp75, del fabricante Siemens.

Por otro lado, el arreglo FV que se requiere para garantizar la adecuada operación de cualquier SFV interconectado a la red, es aquel que ofrezca una tensión entre 100 y 150 VCD. La potencia del arreglo con la que se realizaron parte de las pruebas en campo con el SFIPA, fue de 1.76 kW obteniendo buenos resultados [17]. Es necesario aclarar que por lo anterior y por los objetivos planteados en este trabajo de investigación no fue necesario realizar pruebas en campo durante su desarrollo; por lo tanto, la tensión del arreglo FV se emuló con fuentes de alimentación de CD de 0-150 VCD a 1 kW, la cual fue suficiente para las pruebas requeridas al prototipo.

La capacidad de potencia aparente (S) del prototipo es de 1 kVA, aunque se pueden manejar 3kVA, dependiendo de la capacidad de potencia de CD que se disponga a la entrada del inversor; ya que el inversor utilizado tiene capacidad para manejar dicha potencia (véase la sección IV.4.1).

IV.3.2 Condensador de CD La determinación del valor del condensador de CD (CCD) del FA, se realiza tomando en cuenta la potencia instantánea demandada por la CNL, y su valor se obtiene de acuerdo al concepto de balance de energía [67]. Además, se parte de la siguiente consideración: como el FA solamente debe entregar potencia reactiva, el flujo neto de potencia activa en un ciclo de red es igual a cero. Esto garantiza que el flujo de potencia activa hacia CCD (corriente entrando) es igual al flujo de potencia activa desde CCD (corriente saliendo) en un ciclo [68].

60


Para el diseño de CCD, se contemplan dos posibles circunstancias relevantes, debidas a la dinámica de la CNL. La primera se tiene cuando la corriente de carga varía hacia un valor mayor. Entonces, dicho incremento de corriente debe ser compensado por el FA, y será demandado de CCD; reflejando una disminución de tensión en él. Lo esperado es que el valor de tensión no caiga por debajo de un nivel mínimo estimado. Para ello, la energía necesaria para pasar del valor inicial (VCR), al valor mínimo debe ser igual al cambio de energía de la carga; como se expresa en la ec. (IV.1). Mediante un simple despeje, se obtiene el valor de CCD, ec. (IV.2), para estas condiciones.

( ) ITVpVVC CmínCRCD ∆=−21

21 22 ec. (IV.1)

FVV

msAVVVITVpC

CmínCRCD µ2400

10015067.16*10*180

2222 =−

=−∆

= ec. (IV.2)

donde: CCD = Capacitancia en el bus de CD Vcmín = Tensión mínima para CCD = 100 V Vcmáx = Tensión máxima para CCD = 200 V VCR = Tensión de referencia establecida en CCD = 150 V Vp = Valor pico de la tensión de línea = 180 Vp ∆I = Decremento de la corriente de carga = 10 Amp T = Periodo de la tensión de línea = 60-1 seg.

En el caso contrario, la corriente de carga varía hacia un valor menor; entonces, la corriente de línea no puede cambiar en forma instantánea y la corriente en exceso suministrada por la línea se dirige en forma directa hacia CCD, por lo que su tensión puede incrementarse a valores no permitidos (sobretodo si es el periodo de oscuridad hay ausencia de tensión FV). Por lo tanto, es necesario fijar una tensión máxima (Vcmáx), en CCD. En la ec. (IV.3), se presenta el balance de energía reactiva y la ecuación que resuelve el valor de CCD, para tales condiciones es la (IV.4).

( ) ITVpVVC CRCmáxCD ∆=−21

21 22 ec. (IV.3)

FVV

msAVVVc

ITVpCCRmáx

CD µ1714150200

67.16*10*1802222 =

−=

−∆

= ec. (IV.4)

Los valores propuestos para los balances de energía, fueron estimados con base a la

capacidad de potencia aparente del prototipo (1 kVA) a la relación del transformador (n=2) para aislamiento galvánico, y los periodos de operación durante el día (insolación y oscuridad).

61


De los resultados obtenidos para CCD, se optó por el de la ec. (IV.4), debido a que el prototipo no cuenta con alguna etapa que regule el bus de CD, y el incremento en la tensión del bus, podría ocasionar esfuerzos de tensión en el transformador elevador en ausencia de la tensión del arreglo FV (en oscuridad). Por otro lado, el valor encontrado por la ec. (IV.2), es un valor alto que afectaría la dinámica de respuesta del FA. Además, el incremento de corriente propuesto esta ligeramente alto; es decir, en un incremento de la corriente de carga difícilmente se tendría el valor ∆I (sobretodo en aplicaciones residenciales). Sin embargo con el valor de CCD (ec. IV.4) la tensión caería a 90.2 V, lo que relativamente, no es un valor crítico, en caso de suscitarse dicho incremento. En realidad, es difícil para llevar a cabo la implementación del FA, con el valor calculado para CCD, por lo que una opción es realizar pruebas de laboratorio con los valores comerciales cercanos al valor calculado para observar la respuesta de la tensión en sus bornes cuando existe un cambio en la carga. Por lo tanto, en la implementación del FA se optó por el valor de 1350µF / 400 VCD.

IV.4 Inversor

IV.4.1 Dispositivos de conmutación La etapa de potencia del prototipo, está formada por un inversor monofásico puente completo construido con módulos de IGBT´s (IGBTMODTM), de Powerex. Estos módulos son del tipo CM75DY-12H [69]. Cada módulo consiste de dos transistores IGBT en una configuración medio puente donde cada transistor tiene conectado un diodo de libre circulación (freewheeling), de recuperación rápida (70ns). La frecuencia máxima de operación está entre los 20 y 25 kHz. Los componentes e interconexiones están aislados de la placa base de disipación de calor, ofreciendo un sistema simplificado de ensamble y disipación térmica. Dichos módulos cuentan con circuitos impulsores para su accionamiento; en la tabla IV.1 se presentan los principales parámetros eléctricos de los módulos.

Tabla IV.1.- Especificaciones del módulo CM75DY-12H

Parámetro Eléctrico Símbolo Valor típico Tensión colector – emisor (abierto) VCES 600 V Tensión colector – emisor (saturación) VCES(sat) 2.1 V Tensión compuerta - emisor VGES ±20 V Corriente de colector IC 75 A Corriente pico de colector ICM 150 A Tensión de aislamiento VRMS 2500 V

62


Para el diseño del inversor se consideraron las especificaciones y características del sistema. Su capacidad es de 1 kVA (si el FP es unitario, se tiene entonces que se manejará también 1kW de P). Tomando en cuenta la tensión nominal de línea de 127 Vrms, la corriente máxima generada es de 8 Arms en el secundario del transformador elevador, es decir 11.13 Apico. La relación de transformación es de 1:2 (sección IV.5), por lo que la corriente en el primario es de 16 Arms. Para aumentar la confiabilidad en el diseño, el fabricante sugiere que los módulos de IGBT´s deben contar con un margen de confiabilidad. De acuerdo a [70], para corriente y tensión, los valores calculados deben ser iguales al 75% de las especificaciones máximas del dispositivo seleccionado. Es necesario aclarar que se han utilizado estos dispositivos de conmutación sabiendo que su capacidad supera la requerida, sin embargo el inversor implementado es utilizado para fines de investigación, y cabe la posibilidad de utilizarse en trabajos futuros (i.e: esquemas trifásicos). El uso de IGBT´s como interruptores de potencia, en el diseño de este sistema se debió a las bondades de estos dispositivos, ya que estos son semiconductores que tienen un manejo sencillo y, además, la tensión colector-emisor es poco dependiente de la corriente de colector. Las pérdidas que se pudieran ocasionar en los IGBT´s y en los diodos se analizan más adelante. Es importante mencionar que durante la generación de corriente en un ciclo de línea, se producen corrientes de retorno hacia el arreglo FV. Dado que las celdas no tienen la capacidad de absorber dicha corriente, el condensador polarizado CCD conectado en el bus de CD desempeña esta función, lo que permite almacenar energía para las funciones de FA.

Carga

D1Q1CircuitoImpulsor

D2Q2CircuitoImpulsor

D3 Q3CircuitoImpulsor

D4 Q4CircuitoImpulsor

Circuito deControl

Figura VI.4.- Etapa de potencia y circuitos impulsores en el inversor.

IV.4.2 Circuitos impulsores para los dispositivos de conmutación Los módulos de IGBT´s requieren de un circuito impulsor como interfaz para

responder a las señales de control. Los impulsores utilizados son del tipo M57959L, de Powerex. Estos dispositivos son del tipo híbrido y son de alta velocidad; están diseñados para convertir niveles lógicos (TTL) de señales de control, en una adecuada excitación de

63


compuerta de los IGBT´s (garantizando una conmutación rígida); las señales de entrada están aisladas del IGBT, por medio de optoacopladores de alta velocidad (15 kV/µs) y alta CMRR; simplifican el diseño de la etapa de excitación de compuerta, minimizando el número de componentes necesario; y además, cuentan con protección de cortocircuito usando técnicas de desaturación que le permiten una respuesta inmediata para apagar al IGBT y enviando una señal TTL a la tarjeta de control por un pin de salida [71]. En la figura VI.4 se observa, que cada uno de los dispositivos de conmutación cuenta con un circuito impulsor. Dado que el punto de referencia es diferente para cada interruptor, estos impulsores necesitan fuentes de alimentación independientes. Por recomendación del fabricante, las tensiones de alimentación requeridas para un buen funcionamiento son: +15 V y –10 V [70].

IV.4.3 Pérdidas en los IGBT´s

Las pérdidas totales en cada IGBT (PQ) están dadas por la ecuación (IV.5), es decir la suma de las pérdidas en conducción (Pss), más las pérdidas en conmutación (Psw).

PswPssPQ += ec. (IV.5) siendo:

( θcos)( DVIPss satCECP= ) ec. (IV.6) ( ) SWOFFSWONSW fEEPsw )()( += ec. (IV.7)

donde: ICP = Corriente pico de salida.

VCE(sat) = Tensión colector-emisor de saturación. D = Ciclo de trabajo de la señal PWM. θ = Ángulo de fase entre la tensión y corriente de salida.

ESW(on) = Energía de conmutación de encendido del IGBT por pulso a la corriente pico ICP.

ESW(off) = Energía de conmutación de apagado del IGBT por pulso a la corriente pico ICP.

A continuación, se obtendrán los datos necesarios para resolver las ecuaciones

(IV.6), (IV.7) y con ello la ec. (IV.5). Considerando que la corriente máxima generada por el inversor es de 8 Arms en el secundario del transformador, y de acuerdo a la relación de transformación, la corriente en el primario es de 16 Arms, y la corriente pico en el interruptor tiene el valor de la ec. (IV.8).

AICP 627.22216 =×= ec. (IV.8)

De las hojas de datos en [69], se tiene que:

VCE(sat)=2.1v VFM=2.8v Esw(on) = Esw(off) = 0.7 mJ

64


En el caso de la conmutación por histéresis, la corriente promedio generada es cero, por lo tanto el tiempo de conducción es D = 50%.

Por otro lado, la frecuencia de conmutación máxima permitida para los IGBT´s es de fsw = 20 kHz.

Debido a que se tiene una bobina a la salida del inversor, la corriente esta desfasada

90º eléctricos con respecto a la tensión de salida. Es decir θ = 90º. De acuerdo al dispositivo seleccionado, los valores de las resistencias térmicas consideradas son los siguientes:

RθJC = 0.40 ºC/W RθJD = 0.90 ºC/W RθCS = 0.15 ºC/W La temperatura de unión máxima permitida para el dispositivo IGBT seleccionado es de 150 ºC, y la temperatura máxima permitida del encapsulado es de 125ºC. Tomando un margen de seguridad se proponen los siguientes valores de temperatura:

TJQ = 120 ºC TA = 55 ºC.

Finalmente, sustituyendo los valores en las ecuaciones (IV.5), (IV.6) y (IV.7), se obtienen los siguientes resultados:

Pss = 0 w Psw = 28 w PQ = 28 w

IV.4.4 Pérdidas en los diodos

La siguiente ecuación define las pérdidas en los diodos.

([ DVIP FMCPD θcos1−= ) ] ec. (IV.9) donde: VFM = Caída de tensión en sentido directo del diodo = 2.8 V, por lo que:

PD = 31.6 w

IV.4.5 Diseño térmico

Una vez que se determinan las características del sistema, es conveniente analizar el comportamiento térmico del inversor con el objeto de evaluar la resistencia térmica disipador-ambiente (RθDA) para evitar que en cualquier condición de carga, se alcance la temperatura de unión máxima (TJmax) de los dispositivos de potencia.

65


PQ1 PD1 PQ2 PD2 PQ3 PD3 PQ4 PD4

TJQ TJD

TC

TA

RqJQ RqJD

RqCS

TJQ TJD

TC

RqJQ RqJD

RqCS

TJQ TJD

TC

RqJQ RqJD

RqCS

TJQ TJD

TC

RqJQ RqJD

RqCS

TD

RqDA

Figura IV.5 Modelo térmico de la etapa de potencia.

La capacidad de los semiconductores esta ligada a su ambiente térmico. Un exceso en su temperatura provoca la mayoría de las fallas, debido a un punto excesivamente caliente en la juntura. Por lo tanto, es importante un diseño térmico adecuado, que mantenga la temperatura semiconductor-disipador dentro de los límites permitidos.

Para comenzar este análisis y basándose en [72], se considera el modelo térmico de la figura IV.5, de la etapa de potencia, utilizando una analogía eléctrica.

La resistencia térmica disipador-ambiente (RθDA) para el caso de un inversor

monofásico puente completo, esta dada por la ec. (IV.10).

( )( )DQ

ADQCSJCQJQDA PP

TPPRRPTR

+

−+−−=

4θθ

θ ec. (IV.10)

donde:

TJQ = Temp. de unión en el dispositivo. RθJC = R. térmica unión-encapsulado

(IGBT). RθJD = R. térmica unión-encapsulado (diodo).

RθCS = R. térmica encapsulado- disipador del IGBT. RθDA = R. térmica disipador-ambiente.

PQ = P. disipada por cada IGBT. PD = P. disipada por cada diodo.

Para resolver esta ecuación, es necesario sustituir en la ec. (IV.10), las pérdidas en

cada dispositivo de potencia calculadas en las secciones anteriores. De esta manera, se tiene que la resistencia disipador-ambiente es: RθDA = 0.188 ºC/W Las expresiones que determinan los valores de las temperaturas en los diferentes puntos son las siguientes:

66


Temperatura en el disipador:

( ) ADADQD TRPPT ++= θ4 ec. (IV.11)

Temperatura en el encapsulado:

( ) DCSDQC TRPPT ++= θ ec. (IV.12)

Temperatura de unión en el IGBT:

CJCQJQ TRPT += θ ec. (IV.13)

Temperatura de unión en el diodo:

CJDDJD TRPT += θ ec. (IV.14) Sustituyendo los valores calculados se obtienen las temperaturas en varios puntos del sistema:

TD = 99.82 ºC TC = 108.76 ºC

TJQ = 119.96 ºC TJD = 137.2 ºC

los cuales son valores aproximados de los valores máximos; aunque es difícil calcular la disipación de potencia de los dispositivos debido a fSW variable, se consideró el peor caso con la frecuencia máxima permitida.

IV.4.6 Análisis del tiempo muerto En la teoría, la operación de las señales de control en los interruptores de potencia es ideal; es decir, no existen pérdidas por conmutación, ya que los tiempos de encendido y apagado son instantáneos. Sin embargo, en la realidad esto es imposible, debido a que cualquier dispositivo que conmuta de encendido a apagado, o viceversa, invierte un tiempo determinado para realizar esta operación. Si dos dispositivos de conmutación, se encuentran conectados en una misma rama (figura IV.6), es importante considerar los tiempos de encendido (tON) y de apagado (tOFF) de cada uno. Por ejemplo, cuando Q1 conmute a apagado, Q2 no debe encender hasta que Q1 este completamente apagado. En caso de no considerar los tiempos tON y tOFF, los dos interruptores estarían encendidos simultáneamente en un determinado lapso de tiempo, que podría ocasionar algún tipo de daño tanto a los dispositivos de conmutación como a la propia fuente de CD. Lo anterior se debe principalmente, a la inherente cola de apagado que presentan los IGBT´s; la cual puede variar desde 500 nseg hasta 1 ó 2 µseg. Por esta razón y para evitar

67


problemas de corto circuito, se considera cierto tiempo entre encendido y apagado de los IGBT´s. Este tiempo recibe el nombre de “tiempo muerto” (tm), y corresponde a la suma tON + tOFF en el peor de los casos. En este diseño se consideró que el tiempo muerto necesario para evitar daño alguno en los módulos de IGBT´s, sería de 5 µseg.

En las técnicas de conmutación que se utilizan para los interruptores de potencia conectados en una misma rama, es necesario contemplar en el diseño, un circuito adicional que proporcione el tiempo muerto, con la finalidad de evitar las consabidas consecuencias. El diagrama E.6 (apéndice E) corresponde al circuito implementado para este fin.

Es necesario señalar que al implementar un circuito de este tipo, las señales de

control aplicadas a los IGBT´s varían en su ancho de pulso con respecto a las señales que se generan antes de dicho circuito; en la figura IV.7 se muestra este efecto. Definitivamente lo anterior afecta a la señal de salida del inversor, alterando su contenido armónico, (y en consecuencia la THD), a causa de la generación de armónicos que idealmente deberían ser cero.

t

G1

t

D1Q1

D2Q2

VCDtm

G2

Figura IV.6.- Consideración del tiempo muerto en las señales de control.

t

G1

t

G2

t1

t

G1

t

G2

t1t2

(a) (b)

tm tm

t1+ tm t2 t2+ tm

Figura IV.7.- Variación de las señales de control al incluir el tiempo muerto. (a)Salida del Control, (b)Salida del circuito de tiempo muerto.

68


t

G1, G4

t

Carga

D1Q1

D2Q2

D3 Q3

D4 Q4

+ Vó -

IO

VCD

tmG2, G3

t

-VCD

+VCD

VÓ

0

Corriente Positiva

t

G1, G4

t

tmG2, G3

t

-VCD

+VCD

VÓ

0

Corriente Negativa

Figura IV.8.- Análisis del efecto del tiempo muerto en la tensión de salida Vó.

En la figura IV.8, se muestra un inversor monofásico puente completo conectado a la carga en el momento en que se realizan las conmutaciones, la corriente no es cero.

Para iniciar el análisis, se supone que los dispositivos de conmutación Q1 y Q4 están

encendidos y que la corriente a través de ellos es de un valor positivo. La tensión de salida V´0 toma un valor de +VCD, idealmente. En el momento en que las señales de control apagan a Q1 y Q4, los diodos D2 y D3 entran en conducción, y en ese momento V´0 ahora toma un valor de - VCD, aún cuando las señales de control no hayan encendido a Q2 y Q3. Esto se debe a la implementación del tm. Cuando Q2 y Q3 están encendidos y la corriente a través de ellos es negativa. La tensión de salida es – VCD, cuando Q2 y Q3 son apagados D1 y D4 entran en conducción y V´0 toma el valor de +VCD [70].

IV.5 Transformador elevador La señal alterna que entrega el inversor pasa a través de un transformador, que eleva

su tensión al doble; ya que la tensión de CD debe ser mayor que la tensión pico de la red bajo cualquier condición de operación. Esto garantiza, que el sentido del flujo de la energía sea hacia la carga y a la red, y no al contrario. Además, se ha descrito en la sección III.7.3, la necesidad de tener algún tipo de aislamiento galvánico entre el prototipo y la red para no inyectarle componentes de CD a ésta última. Por lo tanto, este tipo de aislamiento lo provee el transformador. Se requiere garantizar un flujo de energía en la dirección mostrada en la figura IV.9, es decir, que la potencia siempre se inyecte a la red eléctrica. Por ello, es necesario que se cumpla la siguiente condición: que la tensión a la salida del inversor (VPWM) sea mayor que la tensión de la red (VCA), es decir, que durante todo el ciclo de línea se tenga la condición (IV.15).

|VPWM| > |VCA| ec. (IV.15)

69


VPWM

VCA

LF

Carga

IINV ICargaICA

Figura IV.9.- Condición |VPWM| > |VCA| para la circulación

de corriente en el sentido que se muestra. Dadas las magnitudes de las tensiones que se aplican a la entrada del inversor, para cumplir con la condición de inyectar potencia a la red, es necesario conectar un transformador a la salida del inversor.

La condición de inyectar en todo momento es porque el arreglo FV, al ser expuesto al sol empieza a producir cierta energía en sus terminales la cual debe ser consumida, o de lo contrario dicha energía se disipa a través de sus mismos módulos, lo cual provoca un calentamiento prematuro en los módulos FV y así restar eficiencia al desempeño del sistema. Antes de seleccionar la relación de vueltas del transformador, se debe considerar que la tensión de la red tiene una variación alrededor de un valor nominal. En México, la norma CFE L0000-02 [73] establece que para el suministro en baja tensión es:

%10±=∆ CAV ec. (IV.16)

La tensión de red máxima se define por la ec. (IV.17).

( )( )( CACAMAX VV 21.1= )

)

ec. (IV.17) Por lo tanto, la tensión de salida del sistema debe ser mayor a esta tensión de red máxima; y deacuerdo con [17], se establece un margen de seguridad del +10% y se tiene la ec. (IV.18)

V ec. (IV.18) ( )( )CAMAXPWM V1.1= sustituyendo la ec. (IV.17) en la ec. (IV.18), resulta la ec. (IV.19), que expresa el valor máximo de tensión que puede presentarse en la red eléctrica, debido a cualquier posible variación, y que la tensión de salida del sistema debe superar para poder cumplir la condición (IV.15).

( )( CAPWM VV 711.1= ec. (IV.19)

Finalmente, luego de conocer la tensión mínima en el bus de CD (100 VCD) y considerar la ec. (IV.19), se decidió utilizar la relación de transformación (n) de la igualdad

70


(IV.20). El transformador utilizado es el mismo del SFIPA; cuya capacidad es de 1 kVA con 93.38 % de eficiencia [17].

n = 2 ec. (IV.20) Esta relación es la mínima necesaria para garantizar en cualquier momento la inyección de potencia hacia la línea. En el caso en que, en algún momento no se cumpla la condición (IV.15), el sistema operará en condiciones indeseables, ya que los módulos FV operan solo con tensión y corriente positiva, además, se podría producir una deformación en la corriente de salida del sistema degradando la calidad de la red en el PCC.

IV.6 Inductor de interconexión En la figura IV.10, se muestra la conexión del inductor de interconexión (LF).

Debido a la configuración VSI (salida en corriente) del prototipo, la función del inductor, es regular la corriente que se entrega a la red eléctrica y al usuario (la carga).

Por los objetivos planteados en este trabajo de investigación, se tiene que LF, debe

ser diseñado de tal manera que entregue formas de onda de corriente adecuadas, para alcanzar una eficiencia energética en su interacción con el conjunto red-carga. Es decir, se tienen dos compromisos: por un lado, el prototipo debe entregar una corriente activa lo más senoidal posible, (sin adicionar armónicos); y por el otro, se debe entregar una energía no activa, que compense potencia reactiva y reduzca la contaminación armónica (debido a la demanda de corriente por las CNL) en el PCC.

VPWM

VCA

LF

Carga

IINV

2VPWM

1:2

Figura IV.10- Bobina de interconexión a la red.

El primer compromiso se cubrió en el SFIPA, donde en un intervalo de 13 mH a 104.6 mH, se consideró el de 34 mH como el valor adecuado para LF dando buenos resultados (veáse el apéndice C en [17]). Ahora, para salvar el compromiso restante, se procedió a un rediseño de LF, de manera que su valor, también contribuyera a las funciones de FA. En seguida se tienen los puntos de diseño contemplados para dichas funciones.

Para establecer el valor de LF, se debe partir de las características de compensación deseadas en el FA. Para ello, es necesario considerar las características de la corriente de la CNL, especialmente en el máximo di/dt que esta alcanza. Para encontrar este valor, se estimó una demanda de corriente no lineal, de 10 Apico; dentro de la capacidad del inversor. La CNL fue tipo fuente de tensión. Para este diseño se llevo a cabo, una sencilla simulación en Pspice, con los valores mencionados, para observar gráficamente el comportamiento de

71


la derivada (diCNL/dt). En la figura IV.11, se muestran los resultados de la simulación. El valor máximo de la derivada fue 6.6186 A/ms y tiene lugar, poco después que la corriente en la CNL empieza a ser mayor (o menor) a cero. En la ec. (IV.21) se tiene la tensión en un inductor, por lo tanto, conociendo el valor máximo de diCNL/dt se puede conocer el valor de LF. Sin embargo, se debe considerar el comportamiento de la tensión en los extremos de LF.

( )dtdiLtV FL = ec. (IV.21)

Para analizar dicho comportamiento, considérese la figura IV.12; los niveles de

tensión en LF están dados por las ecuaciones (IV.22) y (IV.23), para el valor mínimo y máximo respectivamente.

Figura IV.11.- Gráfica de la derivada de la corriente en la CNL (arriba); corriente de la CNL y tensión de red (abajo).

VLmin

VLmin

VLmax

VLmax

2VPWM

-2VPWM

Figura IV.12.- Tensión máxima y mínima en LF.

72


REDPWML VVV −= 2min ec. (IV.22)

REDPWML VVV += 2max ec. (IV.23) donde VPWM = 150 / 100 V (máximo / mínimo en el arreglo FV) y VCA = 180 Vpico. Sustituyendo los valores de tensión se tiene:

VLmin = 2 (100) V – 180 V = 20 V

VLmax = 2 (150) V + 180 V = 480V

lo anterior, sugiere dos valores de inductancia mínimo y máximo, ecuaciones (IV.24) y (IV.25) respectivamente.

mHmsA

V

dtdiVL

CNL

LF 02.3

/6186.620min

min === ec. (IV.24)

mHmsA

V

dtdiVL

CNL

LF 52.75

/6186.6480max

max === ec. (IV.25)

Con base en los resultados presentados, se obtuvo en el laboratorio un valor de

inductancia para LF, muy adecuado para el FA. Este fue de 9mH, sin embargo, estaba por debajo del limite inferior sugerido en el SFIPA; y generaba un rizado de corriente, ancho, lo que afectaba la THD de corriente de la señal de salida. Por esa razón, finalmente se optó por dejar el mismo valor de inductancia obtenido para el SFIPA (LF = 34 mH), por dos razones importantes: a).- encontrarse dentro de los valores aceptables para un adecuado funcionamiento como FA; y b).- los resultados que arrojó el desempeño de su funcionamiento, durante las pruebas de laboratorio a las que fue sometido el prototipo.

IV.7 Potencia aparente manejada como FA La potencia aparente que maneja el FA esta directamente relacionada con la corriente armónica que circula a través de él y la tensión en terminales [74], es decir:

( ) SLhRMSSLF VITHDIVS 1== ec. (IV.26)

donde: SF = Potencia aparente manejada como FA VSL = Tensión fase-neutro = 127 VCA IhRMS = Corriente eficaz, a compensar por el FA

THD = Distorsión Armónica Total de la corriente de la carga, y que será compensada por el FA = 120 % (estimada).

I1= Componente fundamental de la corriente de carga = 5 A

73


Se han estimando valores de corriente para varias CNL, en consumo residencial y del tipo fuente de tensión. Sustituyendo estos valores en la ec. IV.26, se tiene que la potencia aparente manejada por el FA, para las condiciones estimadas es:

( ) ( )( )( ) VarsVAVITHDS SLF 108018052.11 ===

Este valor es representativo, ya que el consumo de las cargas residenciales supera ligeramente los 5 A estimados. Sin embargo, da una idea de que para tales condiciones, el FA podrá disminuir notablemente las magnitudes de los armónicos que contaminan a la red eléctrica, sobretodo los de menor orden. También debe considerarse que la THD toma valores inferiores al 50 % debido al consumo de corriente de CL resistivas, tales como lámparas incandescentes (ver el apéndice A).

74

CAPÍTULO V

Resultados Experimentales

V.1 Introducción En este capítulo se presentan los resultados más representativos del trabajo de investigación desarrollado, al cual se hará referencia como SFV. Se comienza separando dichos resultados en términos de compensación reactiva y activa a manera de apreciar el comportamiento del prototipo para cada caso. Se presentan también el desempeño del SFV con diferentes tipos de cargas eléctricas tanto no lineales (CNL), como lineales (CL). Se presenta la dinámica del mismo ante el cambio de carga.

En la actualidad es común que se utilice el término “potencia reactiva”, para referirse a la potencia no activa (Q+ D); es decir se incluye la potencia de distorsión debida a los armónicos (D). En estos resultados se seguirá este criterio. En este sentido se presenta también un análisis de resultados en términos de su espectro en frecuencia y la THD de corriente, con la finalidad de reunir condiciones y evaluar la contribución de este trabajo de investigación en la calidad de la red.

Finalmente se presenta una evaluación en función de la producción y pérdidas que se

tendría en la interacción del SFV con el binomio red eléctrica – carga (usuario de la red) en un determinado periodo, con la intención de mostrar el impacto tecnológico que tiene para dicho binomio los SFV de este tipo.

CENIDET Capítulo V. Resultados Experimentales

En la figura V.1 se muestra el flujo de potencia. Se tiene el sentido de la corriente del SFV, de la carga (ZL) y de la red eléctrica, representadas con ISFV, IZL e ICA respectivamente. La tensión en la red eléctrica se denota por VCA. La tensión de las celdas FV, fue emulada con una fuente de alimentación de 0-500 VCD a 1kW; de la cual se obtuvieron 150 VCD a 5 ACD, para todas las pruebas realizadas al prototipo.

VPWM

VCA

ISFV

ZL

LF

ICA

IZL

Figura V.1.- Flujo de corrientes en la interconexión del SFV con la red eléctrica y la carga (ZL).

En cada punto se especificarán las condiciones de prueba. Para las señales medidas en el

osciloscopio por el canal correspondiente, es necesario que en la lectura de las carátulas se considere el factor indicado en cada caso. Cabe mencionar que a lo largo de este capítulo, las lecturas de corriente vistas en las figuras se ven afectadas por algunos factores, tales como: componentes eléctricos no ideales, tolerancias de los sensores de corriente y por las funciones algorítmicas que intervienen en la adquisición de datos del osciloscopio digital empleado.

V.2 Especificaciones del prototipo

Tabla V.1.- Características generales del sistema de cogeneración con funciones de FA.

Componente Características

Funciones de FA Monofásico, del tipo paralelo; alimentado en tensión y regulado en corriente.

Capacidad de compensación Cualquier valor de P, Q y D; con una potencia S = 1 kVA. Potencia de distorsión (D) Se compensa hasta una frecuencia de 900Hz. Interruptores de Potencia IGBT´s, CM75DY-12H de (powerex). Transformador de interconexión

Relación de transformación, 1:2 y una potencia de 1 kVA; núcleo laminado.

Inductor de interconexión (LF) 34 mH, con núcleo de aire. Condensador del bus de CD (C) 1350 µF / 400 VCD del tipo electrolítico.

Protección vs. islanding Después de 1 ms de haber ocurrido una desenergización de la red eléctrica.

Protección vs. sobrecorriente Se activa cuando ISFV sobrepasa los ± 12 AP. Protección vs. inyección de CD a la red eléctrica

A través del transformador de interconexión que provee un aislamiento galvánico.

Sensores de corriente 2 de efecto Hall; modelo SHR-100 de NANA. Rango: ± 100 A. Detección de la señal reactiva Técnica de Cancelación de Interferencia Adaptable. Tipo de modulación PWM por histéresis; de 2 niveles.

76


V.3 Compensación de potencia reactiva

En esta prueba se anuló la etapa de compensación activa. Es decir, el sistema de cogeneración solamente inyecta corrientes reactiva y armónicos a la red como si estuviese operando durante la noche, ya que no se tendría potencia FV por las celdas solares. En este caso la carga ZL, es no lineal (ver figura V.1).

V.3.1 Carga no lineal, tipo fuente de tensión Para caracterizar el funcionamiento del prototipo con los valores seleccionados para el

inductor de interconexión, LF; se presentan los resultados que arrojan los dos valores representativos de inductancia en las funciones de FA, obtenidos en la etapa de diseño. Se consideró una CNL de este tipo dado a que es la carga que mayormente se encuentra conectada a la red eléctrica y cuyos valores de THD son más elevados; en comparación con las cargas tipo fuente de corriente. Además, los valores de di/dt que toma la corriente que demanda este tipo de CNL son elevados (específicamente alrededor de sus valores máximos y mínimos).

Para esta prueba se usó como CNL un monitor de PC, con una potencia de 85 W. La

corriente pico de esta carga es de 2.0 AP y su consumo eficaz para una tensión de red de 127 VCA, es de 0.67 ARMS.

CNL tipo fuente de tensión, filtro inductivo, LF = 34 mH • En la parte inferior de la figura V.2 se tiene una corriente de 2.0 AP, que demanda la carga

ZL (IZL), su valor eficaz es de 0.716 ARMS. En la parte superior se tiene la señal de corriente entregada por la red (ICA), junto con la tensión alterna de la red eléctrica (VCA). La forma de onda de la corriente está en fase con la tensión.

Figura V.2.- Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; cuando se compensa corriente reactiva (LF = 34 mH).

Figura V.3.- Formas de onda de tensión y corriente del inversor, corriente en ZL; cuando se compensa corriente reactiva (LF = 34 mH).

77


En la figura V.3 se tiene la corriente reactiva que se inyecta a la red por parte del prototipo (ISFV), para compensar los armónicos que demanda la CNL. Esta corriente tiene un valor eficaz de 0.529 ARMS.

CNL tipo fuente de tensión, filtro inductivo, LF =9mH • En la parte inferior de la figura V.4 se observa que la corriente demandada por la carga,

IZL (canal 1) sigue siendo la misma que el caso anterior. En la parte superior se tiene la señal de corriente entregada por la red (ICA) junto con la tensión alterna (VCA). En estas formas de onda se aprecia el instante en que se pone en marcha el prototipo, para llevar a cabo la compensación de potencia reactiva; es notable como los armónicos son reducidos a valores despreciables. Por simple inspección, la magnitud de la corriente pico se abate al 50 % de su valor y la forma de onda de la corriente está en fase con la tensión. También, se aprecia como la forma de onda de la corriente en la CNL no se ve alterada en lo más mínimo; es decir la operación del prototipo no genera perturbaciones representativas que puedan afectar el desempeño de la CNL.

En la figura V.5 se tiene la corriente reactiva que se inyecta a la red por parte del

prototipo, cuyo valor eficaz es de 0.62 ARMS. La escala para IZL en el canal 1 es de 2 A/div, para VCA es de 50 V/div, para ICA es de 1 A/div en la figura V.4, y 0.5 A/div para ISFV en la figura V.5.

Figura V.4.- Instante en el que se compensa corriente reactiva, con LF = 9mH.

Figura V.5.- Formas de onda de tensión y corriente del inversor, corriente en ZL; cuando se compensa corriente reactiva (LF = 9 mH).

Fuente de alimentación variable •

En esta sección, la CNL fue una fuente de alimentación de CD con tensión variable, en cuya salida se conectó una resistencia de 14 Ω a 1 kW. La tensión con que se alimentó a la carga de 14 Ω, fue de 50 VCD. En la parte superior de la figura V.6 se tiene la señal de corriente entregada por la red (ICA), junto con la tensión alterna (VCA). Nótese que la forma de onda de la corriente esta en fase con la tensión; aunque la corriente reactiva no se logra compensar completamente. En la parte inferior se tiene la corriente que demanda la carga, IZL (canal 1) y se debe tomar en cuenta que la escala de medición es diferente a ICA.

78


Figura V.6.- Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; cuando se compensa corriente reactiva. LF = 34mH.

Figura V.7. Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; instante cuando se deja de compensar corriente reactiva. LF = 9mH.

En la figura V.7 se presenta el instante en que se deja de inyectar corriente reactiva a la red eléctrica. En la parte superior se tiene la señal de corriente entregada por la red (ICA) con la tensión alterna (VCA). Nótese que la forma de onda de la corriente está en fase con la tensión. En la parte inferior se tiene la corriente que demanda la carga, IZL (canal 1).

Análisis de resultados • Los resultados siguientes permiten evaluar el desempeño del prototipo al compensar

armónicos de un CNL del tipo fuente de tensión. Para ello se hará uso de la tabla V.2 en donde se presentan los resultados de las tres pruebas anteriores; apoyándose en la THD correspondiente y en el porcentaje de cada armónico con respecto a la componente fundamental. Los datos presentados del contenido armónico serán sin compensación y con ella.

Tabla V.2.- Resultados del contenido armónico para las pruebas con una CNL del tipo fuente de tensión.

Armónicos (% I1) CNL Funciones de FA FP THD

(%) 3° 5° 7° 9° 11° 13° 15°

LF (mH)

NO 0.6256 120.45 86.02 66.15 43.50 22.77 10.25 11.64 8.70 SI 0.9805 13.76 10.46 6.00 4.68 2.72 1.52 2.08 2.37

34

NO 0.6317 114.86 80.35 63.10 44.05 25.00 11.01 5.60 6.50

Monitor de PC

SI 0.9742 11.53 8.09 4.27 4.30 1.85 0.70 0.40 0.80 9

NO 0.6704 101.53 76.06 55.75 32.21 14.12 6.67 6.78 5.27

SI 0.9029 34.66 25.00 17.93 11.63 9.00 4.89 2.66 2.65 34

NO 0.6254 110.00 80.00 60.52 38.36 19.80 8.42 7.10 8.57

Fuente Variable

SI 0.9866 5.86 3.47 2.24 0.95 1.10 < 1.0 < 1.0 < 1.0 9

Para indicar el estado de operación de las funciones del FA del prototipo se utiliza SI o

NO. Por lo que un estado NO mostrará el contenido armónico de la corriente que suministra la

79


red eléctrica a sus usuarios, normalmente; y SI el resultado de la compensación de energía no activa, en este caso componentes armónicas.

Para el monitor de PC, su contenido armónico en la corriente demandada de la red es alto;

principalmente los primeros armónicos como el 3° y 5°, cuyos valores respectivos, en ambos valores de LF, están alrededor del 83 y 6 % de la magnitud de la componente fundamental (I1). En la compensación de potencia reactiva se tiene que la magnitud de estos armónicos entregados por ICA se ven reducidos satisfactoriamente. En el caso de LF= 9mH se tiene el caso más favorable, aunque se debe señalar que los valores de THD no presentan una diferencia considerable. Por otro lado, en las figuras V.8 y V.9 se presentan los espectros en frecuencia (EF) del contenido armónico de ISFV, para cada caso.

100 101 102 103 1040

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Frecuencia (Hz)

Ampl

itud

(A)

Armónicos de Corriente

3°

5°

Figura V.8.- EF de la ISFV que compensa potencia reactiva (LF=34mH).

100 101 102 103 1040

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Frecuencia (Hz)

Ampl

itud

(A)


3°

5°

Figura V.9.- EF de la ISFV que compensa potencia reactiva (LF=9mH).

Al final de la tabla V.2 se tiene el caso de la fuente de tensión de CD alimentando una baja resistencia. Puesto que la razón de esta prueba fue presentar un caso extremo donde la demanda de corriente no lineal a la red eléctrica fuera alta, y mostrar que el prototipo, aunque no es capaz de compensarla significativamente, sí disminuye la contaminación armónica a valores satisfactorios. El consumo de corriente en la red por la CNL tiene un alto contenido armónico; los armónicos 3° y 5° presentan valores que oscilan entre un 78 y 58 % de la magnitud de la fundamental para ambos casos. Al compensar potencia reactiva se tiene que la magnitud de los armónicos entregados por ICA, se ven reducidos considerablemente. En el caso de LF = 9mH se tiene el caso más favorable, puesto que los valores de THD denotan una diferencia considerable. Por otro lado, en las figuras V.10 y V.11 se presentan los espectros en frecuencia del contenido armónico de ISFV para cada caso, que compensa la potencia reactiva que se demanda de la red eléctrica por la CNL.

80


100 101 102 103 1040

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Frecuencia (Hz)

Ampl

itud

(A)


3°

5°

Figura V.10.- Espectro en frecuencia de la ISFV que compensa potencia reactiva (LF=34mH).

100 101 102 1030

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Frecuencia (Hz)

Ampl

itud

(A)


3°

5°

Figura V.11.- Espectro en frecuencia de la ISFV que compensa potencia reactiva (LF=9mH).

V.3.2 Carga no lineal, tipo fuente de corriente En esta sección, se conectó como CNL del tipo fuente de corriente, un puente rectificador alimentando una carga inductiva RL serie. Para evaluar el desempeño del filtrado activo se tomaron dos valores diferentes de inductancia en la carga citada. Uno de ellos, RL1 con LZL= 450.34 mH y el otro, RL2 con LZL= 775 mH. y una resistencia serie de 14.3 Ω. El valor de LF se mantuvo de 9 mH; cuyo di/dt medido en ISFV fue de 0.023A/µs.

Figura V.12.- Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; cuando se compensa corriente reactiva. Caso RL1.

Figura V.13. Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; instante cuando se compensa corriente reactiva. Caso RL2.

CNL tipo fuente de corriente con carga RL1 •

En la figura V.12 la CNL fue el puente rectificador citado, alimentando la carga RL1 serie (L1=450.34 mH). En la parte superior de la figura V.12 se tiene la señal de corriente entregada por la red (ICA) junto con la tensión alterna (VCA) en el momento que se compensa la potencia

81


reactiva. Esta corriente está en fase con la tensión, por lo que es activa y su valor es de 4.5 ARMS. En la parte inferior, se tiene la corriente que demanda ZL (IZL en el canal 1), cuyo valor es de 7.3 ARMS y 10 AP. El valor de la di/dt de esta corriente no lineal es de 0.107 A/µs.

CNL tipo fuente de corriente con carga RL2 •

•

En la CNL tipo fuente de corriente, se modificó el valor de la inductancia de la carga RL1 serie, para tener ahora la carga RL2, donde L2 = 775 mH. En la parte superior de la figura V.13 se tiene la señal de corriente entregada por la red (ICA) junto con su tensión (VCA). Nótese que la forma de onda de la corriente tiene forma senoidal y está en fase con la tensión; su valor es de 3.6 ARMS. En la parte inferior (canal 1), se tiene la corriente que demanda la carga RL2 (IZL) cuya magnitud es de 5.84 ARMS y 8 AP. El valor de la di/dt de esta corriente no lineal es de 0.09 A/µs.

Reuniendo condiciones, en las figuras V.12 a V.13 se presentan sobretiros de corriente en

los cruces por cero de la señal; siendo ligeramente mayor en RL2 (considerar la diferencia de escalas). Esto se debe al seguimiento de la corriente de salida del prototipo (ISFV), a su señal de referencia (set point), que no es tan fiel en los cruces por cero, donde se presentan los valores máximos de di/dt por la CNL.

Análisis de resultados

Los resultados siguientes permiten evaluar el desempeño del prototipo al compensar armónicos de un CNL del tipo fuente de corriente. Para ello se hará uso de la tabla V.3 en donde se presentan los resultados de las pruebas correspondiente al caso de RL1 y RL2; apoyándose de la THD correspondiente y en el porcentaje de cada armónico con respecto a la componente fundamental.

Tabla V.3.- Resultados del contenido armónico para las pruebas con una CNL del tipo fuente de corriente.

Armónicos (% I1) CNL Funciones de FA FP THD

(%) 3° 5° 7° 9° 11° 13° 15° LF

(mH)

NO 0.9571 24.22 17.06 11.06 8.21 6.42 5.34 4.52 3.91 RL1 SI 0.9677 8.81 3.60 3.01 2.82 2.73 2.69 2.52 2.53 9

NO 0.8836 36.61 26.93 16.23 11.83 9.23 7.54 6.33 5.43 RL2 SI 0.8838 37.10 19.21 14.65 13.59 12.86 12.37 12.00 11.62 9

Al igual que en la tabla V.2 los datos presentados del contenido armónico serán sin

compensación y con ella. Para indicar el estado de operación de las funciones del FA del prototipo se utiliza SI ó NO. Por lo que un estado NO mostrará el contenido armónico de la corriente que suministra la red eléctrica a sus usuarios normalmente; y SI el resultado de la compensación de energía no activa, en este caso componentes armónicas.

En los resultados de la tabla V.3 se tiene que para una CNL del tipo fuente de corriente,

su contenido armónico en la corriente demandada de la red es bajo, comparado con los resultados de la tabla V.2; puesto que sus valores de THD están alrededor de la tercera parte. Tomando como valores más representativos del contenido armónico al 3°, se tiene que su valor oscila

82


alrededor del 17.0 % de la magnitud de la componente fundamental (para ambos casos). Durante la compensación de potencia reactiva se tiene que la magnitud de los armónicos entregados por ICA, se ven reducidos satisfactoriamente. En términos de la THD, se deduce que para RL1 disminuyó cerca de un 64.0 % de su valor sin compensación; pero los resultados con RL2 no son favorables debido a un aparente incremento en la THD al compensar. Sin embargo, en este último caso, la magnitud de los armónicos de primer orden se reduce considerablemente; y el incremento en la THD se debe, por un lado a un incremento que presentan los armónicos a partir del 7° armónico en adelante y por otro, a una disminución en la magnitud de la componente fundamental. Ver figuras V.14 y V.15.

100 101 102 103 1040

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Frecuencia (Hz)

Ampl

itud

(A)


3°

5°

Figura V.14.- EF de la ICA con ZL tipo fuente de corriente (RL2); sin compensar potencia reactiva. THD = 36.61 %.

100 101 102 103 1040

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Frecuencia (Hz)

Ampl

itud

(A)


3° 5°

Figura V.15.- EF de la ICA con ZL tipo fuente de corriente (RL2); compensando potencia reactiva (LF=9mH). THD = 37.10 %.

V.3.3 Carga lineal reactiva tipo capacitiva, RC paralelo En este caso ZL fue una carga lineal RC paralelo. La capacitancia fue de CZL=14.85 µF y

la R = 70.8 Ω. En la parte superior de la figura V.16 se tiene la señal de corriente entregada por la red (ICA) junto con la tensión alterna (VCA). Nótese que la forma de onda de la corriente esta en fase con la tensión y se tiene un FP de 0.863 en la red eléctrica mientras se compensa potencia reactiva; de lo contrario se tiene un FP de 0.43 en adelanto. En la parte inferior, se tiene la corriente que demanda la carga ZL en el canal 1, cuyo valor es de 7 AP y 4.98 ARMS. Debido a la interconexión de la carga capacitiva, la impedancia que se presenta a la corriente de compensación del prototipo, es baja (principalmente el rizo de corriente cuya frecuencia es de 1.536 kHz); por lo que se presenta el rizo de corriente superpuesto en la IZL, a la frecuencia de conmutación (fSW), debido a la técnica de modulación empleada.

83


Figura V.16.- Instante en que se deja de compensar corriente reactiva; siendo ZL lineal, RC paralelo.

100 101 102 103 1040

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Frecuencia (Hz)

Ampl

itud

(A)


3° 5°

Figura V.17.- EF de la ICA con ZL tipo lineal, RC paralelo; compensando potencia reactiva (LF=34mH). THD = 6.05 %.

En seguida se analizan los resultados de la carga lineal (CL) capacitiva, con base en su

contenido armónico (apoyándose en el EF y la THD), con la finalidad de evaluar como impacta la conexión de una CL con el prototipo, a la red eléctrica. Debido a que se trata de una CL, no se presenta el EF de ICA antes de la compensación. En la figura V.17 se presenta el EF de ICA cuando se compensa potencia reactiva. Se tienen armónicos de alto orden, correspondientes a la frecuencia de conmutación (fSW) del prototipo, con valores de alrededor de 1.5 kHz. La magnitud de estos armónicos es pequeña y además interfieren la corriente de la carga; sin embargo se sabe que las cargas capacitivas no son muy comunes en las aplicaciones a donde está orientado el presente diseño.

V.3.4 Carga lineal reactiva tipo inductiva, motor En este caso, la ZL fue una carga lineal inductiva; dicha carga fue el motor de un esmeril

de ½ HP, que de acuerdo con las lecturas tomadas por el analizador de demanda eléctrica [75], tiene un consumo de 187 W, 319 Vars y un FP de 0.506.

En la parte inferior de la figura V.18 se tiene la corriente que demanda la carga, IZL (canal 1), cuyo valor es de 2.4 AP y 1.6 ARMS. En la parte superior se tiene la señal de corriente entregada por la red (ICA) y la tensión alterna (VCA). En esta figura se tiene el instante en que se deja de compensar potencia reactiva. Nótese como al compensar se tiene un FP unitario, con una corriente pico de 1.2 AP; y al cesar la compensación, se tiene el desplazamiento de la corriente, por el FP menor que 1 (en atraso), debido a la carga inductiva. Se tiene entonces que la corriente pico sube a 2.4 AP, que corresponde con la corriente IZL.

84


Figura V.18.- Instante en que se deja de compensar corriente reactiva; siendo ZL lineal, un motor de esmeril.

100 101 102 103 1040

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

Frecuencia (Hz)

Ampl

itud

(A)


3°

Figura V.19.- EF de la ICA con ZL tipo lineal, RL serie; compensando potencia reactiva (LF=34mH). THD = 4.33 %.

A continuación, se analizan los resultados de la CL inductiva, con base en su contenido

armónico, utilizando el EF y la THD, con la finalidad de evaluar como impacta la conexión de una CL de estas características con el prototipo, a la red eléctrica. Por la misma razón que el caso anterior, no se presenta el EF de ICA antes de la compensación.

En la figura V.19 se presenta el EF de ICA cuando se compensa potencia reactiva; en ella

se muestra que en ICA se tienen armónicos de bajo orden (inclusive magnitud), como el 3er armónico. Como es de esperarse para una CL de estas características, se tiene un valor reducido de THD y no se tienen armónicos de alto orden con magnitudes considerables que puedan interferir; debido a fS, al menos en los primeros 5 kHz.

V.4 Compensación de potencia activa

En esta sección se presentan los resultados correspondientes a la prueba de la etapa de inyección activa con la etapa de compensación de potencia reactiva sin operar. Lo anterior con la finalidad de apreciar el adecuado funcionamiento del sistema de cogeneración al interactuar con la red eléctrica. Para la prueba, se utilizó una carga resistiva de 70.8 Ω como carga (ZL). En las figuras de esta sección se han incluido los cursores del osciloscopio (líneas horizontales, simétricas al eje del tiempo) con la finalidad de tener una referencia para apreciar el comportamiento de la magnitud de la corriente de la red. Esta franja es de 2.4 A de ancho.

85


Figura V.20.- Prototipo inyectando potencia activa a ZL.

Figura V.21.- Prototipo inyectando potencia activa a la red eléctrica.

V.4.1 Sistema de cogeneración inyectando corriente a ZL En la figura V.20 se tiene al sistema de cogeneración inyectando potencia activa; dicha

potencia permite que la corriente que entrega la red eléctrica, disminuya, mientras que la corriente demanda por ZL no varía. En esta sección la escala para las formas de onda permanecen sin cambio. Se tiene entonces que ZL demanda 1.656 ARMS (IZL). La corriente entregada por el prototipo es de 1.305 ARMS (ISFV) y la corriente que entrega la línea es 0.572 ARMS (ICA). En otras palabras, el prototipo entrega el 78.8% de la IZL; mientras que la red eléctrica contribuye ahora con el 21.2% restante.

V.4.2 Sistema de cogeneración inyectando corriente activa a la red En la figura V.21 se tiene que el prototipo inyecta potencia activa (ISFV), sólo que en este

caso la corriente que entrega es tal que ahora se inyecta corriente activa tanto a ZL como a la red eléctrica. Por esta razón la señal de corriente (ICA), está en contrafase con respecto a la tensión de la red.

Por otro lado la corriente activa en la carga permanece igual (canal 1) y la red eléctrica en lugar de entregar corriente, la recibe; de esta manera se observa que el prototipo suministra toda la potencia activa que demanda ZL y su excedente lo inyecta a la red eléctrica.

La escala para los canales del osciloscopio son idénticos a los anteriores. En la figura V.21 se tiene que el prototipo entrega una corriente de 3.17 ARMS; de los cuales el 52.5 % (1.664 ARMS) se entregó a ZL y el 40.5 % (1.284 ARMS) a la red. Para este caso se tuvieron pérdidas del 7% (0.222 ARMS).

86


V.5 Compensación de potencia activa y reactiva

En esta sección se presentan los resultados de las pruebas que se hicieron al prototipo, operando durante el periodo de insolación. Es decir el prototipo inyecta potencia activa y reactiva a la red eléctrica. Se alimentó a una CNL, como carga ZL.

Figura V.22.- Formas de onda de la tensión y corriente en la línea (arriba);corriente en ZL (centro) y el set point (abajo).

Figura V.23.- Corriente de salida del prototipo y tensión en la línea (arriba);corriente en ZL (centro) y set point (abajo).

V.5.1 Potencia con baja irradiancia solar En esta sección, se presenta la inyección de baja potencia activa (baja irradiancia solar) y

potencia reactiva necesaria para reducir la potencia reactiva que suministra la red eléctrica para ZL. En la figura V.22 se tiene una tensión de red de 127 VCA (canal 3); una corriente en la red eléctrica de 0.73ARMS (canal 4); y la corriente en ZL de 3.3ARMS (canal 1). En el canal 2 se tiene el set point del prototipo y es una señal de tensión de 756mVRMS, donde se tiene que la señal activa es muy pequeña (400mVp) comparada con la señal reactiva (2.4 Vp); nótese una ligera forma sinusoidal, en la cual esta superpuesta la componente no activa, cuya magnitud es dominante. De esta manera se observa como la red eléctrica es compensada con potencia activa y reactiva, proporcionando una corriente muy baja. En la parte superior de la figura V.23, a diferencia de la figura V.22, se muestra la corriente que entrega el prototipo junto con la tensión de la red. En la parte central está la corriente en ZL y en la parte inferior el set point. En esta figura se puede verificar como la salida del prototipo (ISFV) sigue fielmente al set point del control; es decir a la sumatoria de la componente activa más la no activa.

V.5.2 Potencia con alta irradiancia solar En esta prueba, se tiene una inyección de potencia activa mayor al caso anterior (alta

irradiancia solar) y la potencia reactiva será menor. En la figura V.24 se tiene una tensión de red de 127 VCA (canal 3), una corriente en la red de 3.4 ARMS en contrafase (canal 4), la corriente en ZL de 1.44 ARMS (canal 1) y el set point del prototipo (canal 2), una señal de tensión de 1.06 VRMS y 2.36 VP. La señal de set point corresponde a 4.045 ARMS/VRMS.

87


Figura V.24.- Formas de onda del set point (arriba);tensión y corriente en la línea (centro) y corriente en ZL (abajo).

Figura V.25.- Formas de onda del set point (arriba); tensión en la línea y corriente del inversor (centro) y corriente en ZL (abajo).

Por otro lado, nótese en el canal 2, como la señal activa es de mayor amplitud (1.6 Vp)

comparada con V.3.1, debido a una mayor potencia activa, por la presencia de una posible alta incidencia de energía solar. En esta figura se concluye que el prototipo presentado, aparte de compensar corriente reactiva, inyecta corriente activa hacia la red. En las formas de onda se aprecia, como la contaminación armónica se reduce significativamente.

La figura V.25 es parecida a la figura V.24, solamente que ahora se presenta la ISFV en lugar de la ICA; por lo tanto en la parte central se tiene la corriente que entrega el prototipo (ISFV) junto con la tensión de línea (VCA). Esta figura permite verificar como la salida del prototipo sigue fielmente al set point del control; el cual con la ganancia citada genera una corriente de salida ISFV, de 4.29 ARMS.

Finalmente se analizan los resultados obtenidos en esta sección, con base en su contenido

armónico con la ayuda del EF y la THD. Esto para mostrar como la interconexión del prototipo a la red eléctrica, contribuye a la calidad de red en el PCC, y además a la reducción de la demanda eléctrica en la hora punta. En las figuras V.26 y V.27 se presentan respectivamente, los EF de ICA cuando no se compensa y cuando se compensa potencia activa y reactiva. El valor de LF fue de 34mH, la tensión en el bus de CD fue de 150 VCD. El valor de la THD de la ICA fue de 110.2 % (CNL tipo fuente de tensión) sin compensar y se reduce a un valor de 16 % al hacerlo. A partir de estos resultados, se tiene que la magnitud de la fundamental es mayor debido al suministro de corriente activa a la red y la magnitud de los armónicos de primer orden se reducen significativamente. Para el análisis de esta prueba se hubiera preferido tener una potencia disponible en el bus de CD de 1 kW, pero debido a las características de la fuente utilizada (suministrar 5 A máximo a 150 VCD), dicha potencia fue de 750 W; un valor satisfactorio.

88


100 101 102 103 104 1050

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

Frecuencia (Hz)

Ampli

tud

(A)


3°

5°

Figura V.26.- EF de la ICA con fuente de alimentación de CD (VCD =25V/ ICD =2A), sin compensar potencia reactiva. THD = 110.20 %.

101 102 103 1040

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Frecuencia (Hz)

Ampli

tud

(A)


3° 5°

Figura V.27.- EF de la ICA con fuente de alimentación de CD; compensando potencia reactiva (LF=34mH). THD = 16 %.

V.6 Dinámica del sistema

Es importante considerar la respuesta del desempeño de un FA ante un cambio de carga,

debido a que en el área de aplicación a donde esta enfocado, es conocido que no se guarda un patrón de consumo constante. Por lo anterior, es necesario que el FA responda adecuadamente a la compensación de potencia reactiva, para evitar inyectar armónicos en lugar de compensarlos en la ocurrencia de dicho evento. En la figura V.28 muestra los resultados de la prueba a la dinámica del sistema. Esta prueba se llevó a cabo durante la compensación de potencia activa y reactiva de la CL de la sección V.3.4 (lado izquierdo de la figura). En seguida se adicionó la CNL de la sección V.3.1 (lado derecho de la figura). Es claro como la respuesta dinámica del prototipo es inmediata y no se presentan perturbaciones significativas. La ICA está en contrafase con la tensión debido a la sobreinyección de potencia activa a la red. Por lo tanto se puede evaluar la respuesta rápida y robusta que proporciona tanto el control (CDCRA) del prototipo, como sus elementos de potencia; lo que para este tipo de aplicaciones es un valor convincente y adecuado.

89


Figura V.28.- Respuesta del prototipo, ante el cambio de carga, durante la compensación de P y Q.

V.7 Estudio del flujo de energía

V.7.1 Gráficas de potencia En este punto se analiza la transferencia de potencia activa entre el prototipo (SFV) y el

conjunto red eléctrica – carga (ZL). Se conectó como ZL una CNL tipo fuente de tensión. La prueba se llevó acabo con un analizador de demanda eléctrica [75]; con la finalidad de tener resultados avalados por equipos de medición certificados en laboratorios autorizados.

Transferencia de Potencia Eléctrica

-1.00

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60Minutos

kW

SFV

CNL

RED

Figura V.29.- Respuesta del SFV durante la transferencia de potencia activa al conjunto red eléctrica – usuario.

En la figura V.29 se muestra la operación del SFV durante una hora. La potencia que

demanda la carga es constante (500W). Al principio de la gráfica se tiene que el SFV está apagado y la red suministra la potencia demandada por ZL. En seguida, el SFV comienza a inyectar potencia; y la que es entregada por la red eléctrica comienza a disminuir, hasta que

90


obtiene valores negativos, debido a la sobreinyección de potencia excedente. En esta gráfica, en las pendientes de la potencia del SFV se observa el comportamiento del control que ubica el Punto de Máxima Potencia. Es necesario aclarar, que debido a las condiciones de la fuente de alimentación que emulan el arreglo FV, no se tenían valores de corriente registrables en el analizador de demanda; por lo que se duplicó el número de vueltas de los conductores en los sensores de corriente para poder realizar las mediciones correspondientes.

Balance de Potencias

0

200

400

600

800

1000

CL RED (S/I) RED ( I ) SFV

W /

VAR

/ VA

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

FP

P Q + D S FPP ( - )

Figura V.30.- Respuesta del SFV durante la transferencia de potencia activa y reactiva, al conjunto red eléctrica – usuario; así como el comportamiento del FP (antes y después de la compensación).

V.7.2 Aprovechamiento de energía En seguida, se analiza la transferencia de potencia activa y reactiva, entre el SFV y el

conjunto red eléctrica – carga (ZL), en los resultados de la CL tipo inductiva. En la figura V.30, se muestra un histograma de potencias, que debido a su proporcionalidad directa con la energía, permite tener una idea del comportamiento mismo de ésta. Antes de analizar la gráfica, considérese el ejemplo de un usuario residencial de la red eléctrica del apéndice A durante un lapso de medición con un analizador de demanda [75]. Se tiene un consumo de 770 W, 367 Vars y un FP de 90.2 %, durante la noche (la operación del refrigerador lleva el FP a 0.87). Estas mediciones muestran una carga con comportamiento ligeramente inductivo, y aunque puede tener los consumos de CNL (una PC y una TV), la TDH es del orden de 34.8 %. Esto se debe al consumo de 4 lámparas incandescentes. Se eligió este periodo de medición porque durante las noches es más frecuente la operación de CNL (al menos en patrones de consumo más comunes).

Para presentar un ejemplo relacionado con el caso anterior, se eligieron los resultados

obtenidos de las pruebas a la CL tipo inductiva (como ZL). En la figura citada se tiene las potencias que demandan la carga; la red eléctrica antes y durante la compensación, es decir sin inyectar (S/I) e inyectando (I); y finalmente las potencias que entrega el SFV. Así mismo se contrastan con el FP. Es claro como la red suple toda la potencia activa y reactiva que demanda ZL. Las potencias del histograma están ordenadas como sigue: potencia activa (P) en Watts, reactiva (Q+D) en Vars y aparente (S) en VAs.

91


Los resultados muestran como durante la compensación, el FP toma valores cercanos a la unidad, así como el comportamiento de S en la red eléctrica, además de incrementarse (por la sobreinyección), su valor es casi idéntico a la P. Es decir, la red eléctrica maneja potencia activa, ya que la potencia reactiva es muy pequeña comparada con ella.

0%

20%

40%

60%

80%

100%Po

tenc

ia P

ico

CD SFV Usuario-Red

Producción y Pérdidas

Potencia Útil Pérdidas

Figura V.31.- Producción y pérdidas de potencia eléctrica a potencia FV pico.

Finalmente, en la figura V.31 se muestra el análisis de los resultados de la sección V.5.2, en términos de la potencia activa. En el histograma, se presenta en forma consecuente: la potencia de CD disponible por lo que sería el arreglo FV (y que recibe el inversor del SFV); en seguida se tiene lo que entrega a la salida el SFV; y por último, lo que recibe el conjunto red eléctrica – usuario. Las pérdidas de potencia son mayores en el SFV que en su conexión con el conjunto red – usuario. Desde luego estas pérdidas se deben al acondicionamiento de la señal de CD a CA. En la columna central se tiene un valor del 80 %, que no es otra cosa que la eficiencia del SFV. Por la configuración eléctrica presente en la topología del SFV, se pensaría que esta ineficiencia se debe principalmente al transformador elevador, sin embargo la eficiencia de este es del 93.38 % [76]. Por lo que entonces las pérdidas están en el inductor de interconexión, pero principalmente en el inversor; estas se pueden deber en parte a las inductancias parásitas en el cableado, a la conmutación dura y por otro lado a la modulación por histéresis (dos niveles). Sin embargo los resultados obtenidos son completamente satisfactorios.

92

CAPÍTULO VI

Conclusiones VI.1 Introducción

Se presentan las conclusiones obtenidas durante el desarrollo del presente trabajo con

la finalidad de poder evaluar el cumplimiento de los objetivos planteados, así como las alternativas de solución que se tomaron para el desarrollo de los mismos.

No se desea pasar por alto las conclusiones generales a las que se llegó simultáneamente con la investigación técnica, por lo que se comentarán en conjunto las conclusiones técnicas. Al final se presentarán los posibles trabajos futuros a desarrollar para mejorar el diseño, o bien para apoyar otros posibles desarrollos.

Es definitivo que para un futuro a corto plazo las fuentes de energía renovable tendrán

mayor aplicación, puesto que mejoran la calidad de vida y el uso de la energía, evitando la posibilidad de crisis energéticas. Es claro entonces que el papel de la electrónica de potencia será imprescindible, sobretodo en un país abundante en recursos naturales como lo es el nuestro.

CENIDET Capítulo VI. Conclusiones

VI.2 Conclusiones

Es necesario tomar en consideración el desempeño del FP de la red eléctrica, cuando interactúa con la etapa de potencia de cualquier equipo que forme parte de un esquema de generación distribuida (i.e.: inversor, transformador de aislamiento, etc.). Desde luego, dicho equipo cumple con la normatividad para su interconexión y su FP es cercano a la unidad. Ahora bien, cuando este equipo suministra energía tal que excede la demandada por el usuario, entonces la energía excedente es entregada a la red en términos de potencia activa, y PCA ira disminuyendo conforme la red recibe energía (incluso puede anularse o cambiar de signo). Pero si el equipo citado no suministra la potencia reactiva (Q y D) demandada por la carga del usuario, entonces lo seguirá haciendo la red y QCA mantiene su magnitud. Esta situación permite que la red reduzca el suministro de potencia activa durante los picos de demanda; sin embargo si PCA se reduce significativamente, entonces la magnitud del fasor QCA comienza a dominar haciendo que el FP se vea seriamente afectado.

Por lo tanto, a diferencia de la mayoría de los SFV comerciales, el prototipo

desarrollado en este trabajo de investigación ofrece las siguientes ventajas:

Dado que el sistema de cogeneración no solamente inyecta potencia activa, sino también proporciona potencia reactiva y de distorsión, se eleva entonces la calidad de la red eléctrica en el PCC, puesto que compensa el FP de la red. De esta manera se salvan costos por aumento de capacidad de generación y distribución para la compañía; o bien multas para el usuario por tener un bajo FP (usuarios con tarifas comerciales).

•

•

•

•

Al compensar la potencia de distorsión (D) que demandan las CNL del usuario que se encuentren conectadas al PCC, disminuye la contaminación por corrientes armónicas. Se evita la distorsión en la señal de tensión que pueda afectar alguna carga crítica cercana, el aumento en las pérdidas del cobre en el devanado de los transformadores, la resonancia con condensadores conectados a la red (para compensar el FP) junto con la inductancia inherente a ésta, o incluso la disminución del FP. Por lo tanto se prolonga el tiempo de vida en el equipo eléctrico asociado al PCC.

En términos de generación distribuida, se mantienen los alcances del SFIPA. Es decir, tener un generador auxiliar conectado a la red eléctrica cuya función principal es proporcionar la energía necesaria para contribuir a la reducción de los picos de demanda máxima (inyectando potencia activa a la red) en regiones calurosas del país. Esto se logra mediante la operación en el Punto de Máxima Potencia (PMP) del arreglo FV.

Tiene un bajo factor de distorsión y formas de onda de alta calidad, que cumplen con la normatividad correspondiente. Además, al compensar (D) en condiciones normales, se tienen valores de THD para corriente que cumplen con las normas IEEE 519-1992 y con la CFE L0000-45. Se debe resaltar que definitivamente la impedancia resultante en el PCC influirá en la eficiencia de las funciones de FA.

94


El sistema es confiable debido a su sistema de protecciones eléctricas, ya que evitan anomalías de carácter técnico en la red eléctrica y daños al propio usuario o al personal de mantenimiento de la compañía eléctrica (debido al efecto islanding).

•

•

•

Su construcción involucra elementos de viabilidad tecnológica, lo que lo hace económicamente factible para aplicaciones residenciales.

Además, se debe considerar en México la interconexión de este tipo de SFV en regiones calurosas, ofreciendo de manera indirecta alternativas adecuadas para poder aumentar el volumen de generación de energía eléctrica; sin afectar ni al medio ambiente, ni a los usuarios de CFE cercanos a la zona.

En la detección de la señal no activa a compensar para las funciones de FA de este desarrollo se utilizó un filtro analógico, basado en la técnica adaptiva para la cancelación de interferencia, presentado por [37]. Mediante esta técnica de detección y para este tipo de aplicaciones en baja potencia, el control implementado en el CDCRA es confiable debido a su simplicidad y robustez; además permite al FA tener una rápida respuesta de compensación (incluso ante el cambio de carga). Esto último se debe a las ventajas de la técnica empleada y a su implementación analógica. Otra ventaja relevante que tiene el control es que su operación es casi independiente de la variación de los parámetros en los componentes pasivos del circuito analógico, sea por envejecimiento, temperatura, etc.

Al emplear la modulación PWM por histéresis, se tiene la desventaja de tener una

frecuencia de conmutación variable; pero se tiene una sincronización con la red eléctrica a través de un circuito sencillo. Además, se obliga a la corriente de salida a seguir la señal de referencia (set point); aunque también la forma de onda de esta corriente es dependiente del valor de LF y de la banda de histéresis (∆I).

Es necesario aclarar que, existe un compromiso para el diseño de la bobina de interconexión LF. Tal compromiso estriba en que para mantener el patrón de conmutación, es necesario que el di/dt del inversor sea mayor al de la señal de set point en todo el ciclo de línea. Considerando que el peor caso es cuando se tienen los valores pico de la tensión (VCA), puesto que la tensión en LF es mínima y si los armónicos compensados son de una CNL tipo fuente de tensión los valores de di/dt presentarán sus valores más altos. Por ello, aunque se obtuvieron mejores resultados en la compensación reactiva (con CNL) con LF = 9 mH, este valor está por debajo del límite inferior que garantiza la continua generación del patrón de conmutación; optando entonces por un valor de LF = 34 mH. Por las pruebas realizadas se tiene que este valor presentó resultados satisfactorios sin tomar medidas un tanto riesgosas o bien que al menos afecten el valor de THD ante impedancias altamente capacitivas.

En los resultados del desempeño de las funciones de FA del prototipo, se comprobó que la compensación de potencia de distorsión D fue más eficiente en CNL tipo fuente de corriente, y no así para el tipo fuente de tensión. Es decir, en los análisis de resultados se presentó que de los dos tipos de CNL citados, en el primero se anularon completamente las componentes armónicas, mientras en el otro tipo no fue así, dichas componentes solamente

95


se redujeron en magnitud (teniéndose valores de THD bastante convincentes). Este comportamiento se debe a la configuración de FA paralelo que tiene el prototipo, así como a la impedancia que tiene cada tipo de CNL interconectada. En el capitulo II, se presentó que el FA paralelo es una fuente de corriente controlada. Ahora, el primer tipo de CNL se comporta como una fuente de corriente cuya impedancia suele ser alta, y de esta manera con cierta cantidad de D, las armónicas son compensadas por el FA. Por otro lado, con el segundo tipo, se tiene el comportamiento de una fuente de tensión cuya impedancia interna es baja, lo que genera que el FA entregue mayor D (por el consumo de esta impedancia) y además no sea suficiente para compensar completamente la contaminación armónica, restándole eficiencia a la compensación. Esto se puede comprobar en los análisis de resultados, donde la componente fundamental de la ICA en el primer tipo de CNL reduce su magnitud al darse la compensación armónica; y para el tipo restante esta magnitud aumenta ligeramente. Desde luego que influye la capacidad de potencia reactiva que maneja el FA.

En la producción y pérdidas de la energía, se tiene que la capacidad de potencia para

la que fue diseñado este prototipo es suficiente para uso residencial. La eficiencia del prototipo es aceptable y las pérdidas de energía (debida a la conmutación dura e inductancias parásitas) no representan problemas que interfieran con su propio funcionamiento. Además, el seguimiento del PMP garantiza el total aprovechamiento de la capacidad FV que se disponga. Esto es importante puesto que los módulos FV cuentan con un cierto periodo de vida, que aunque es largo (regularmente entre 10 y 20 años) se pueden aprovechar al máximo; sobretodo cuando se habla en términos de eficiencia energética dada la eficiencia de una celda FV que en general oscila alrededor del 15%.

De acuerdo con lo existente en la literatura técnica, el campo de aplicaciones de los

FA ha sido más abundante en sistemas trifásicos de alta potencia, que en baja o mediana potencia. Sin embargo, su desarrollo en la industria se ha visto obstruido por su costo relativamente alto, debido principalmente a los dispositivos semiconductores de potencia y a la tecnología especializada que se requiere para aplicar técnicas óptimas de control. Con base en lo anterior, éste trabajo de investigación muestra claramente una posible oportunidad para incursionar la aplicación de los FA de baja capacidad en un campo poco explorado, y que atraería seguramente el interés de las compañías encargadas de la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica. Es decir, proveer de un FA a los esquemas de generación distribuida instalados en los sistemas de potencia (en baja tensión) de las compañías eléctricas, complementaria los ya explicados beneficios que ofrecen dichos esquemas; sólo que ahora se elevaría significativamente la calidad de la red eléctrica y en consecuencia la eficiencia energética.

Finalmente se puede expresar que es definitivo que para un futuro a corto plazo las

fuentes de energía renovable tendrán mayor aplicación, puesto que mejoran la calidad de vida y el uso de la energía, evitando la posibilidad de crisis energéticas y garantizando un sustentable desarrollo tecnológico. Por lo tanto, es claro que el papel de la electrónica de potencia será imprescindible, sobretodo en un país como México, que además de la riqueza en energéticos de origen fósil, cuenta con un potencial muy importante de recursos energéticos renovables.

96


VI.3 Trabajos futuros

Para mejorar el presente diseño, se propone adicionar un lazo de control para regular la tensión en el bus de CD. El objetivo es que el diseño pueda ser interconectado en cualquier PCC, sin que un cambio significativo de carga produzca una posible sobretensión que ocasione serios daños al inversor. Es decir, los usuarios tienen diferentes patrones de consumo y pueden usar aún CNL que pueden consumir considerable potencia, de manera que al ser desconectadas de la red eléctrica generen una sobretensión en el bus de CD.

Se puede aprovechar la versatilidad que tiene el microcontrolador de la etapa del

PMP, puesto que no se explota al máximo. Una posible aplicación que se puede añadir es precisamente la del lazo de tensión.

En los resultados experimentales se observó que la eficiencia se afecta por las

pérdidas en los interruptores de potencia, debido a la conmutación dura. En el diseño se utilizó la modulación PWM por histéresis de dos niveles, y para reducir dichas pérdidas, se utilizaron circuitos snubbers, obteniendo un valor adecuado de eficiencia. Sin embargo, se propone que una solución más elaborada, sería el implementar la modulación por histéresis, pero de tres niveles; ya que esta modulación permite que las pérdidas de energía por conmutación sean más acentuadas en dos de los interruptores de potencia (del puente completo) y no en los cuatro. Esto aumentaría notablemente la eficiencia del diseño y el tiempo útil de los dispositivos semiconductores.

Otra consideración importante para mejorar la eficiencia del sistema, es compactar el

diseño del inversor a manera de simplificar al máximo las conexiones eléctricas, en las cuales se presentan, tanto pérdidas por conducción como por impedancias parásitas.

Un elemento más que esta directamente relacionado con la eficiencia del prototipo, es

el inductor de interconexión; para el cual se propone mejorar su diseño a manera de reducir las pérdidas por conducción. Esto podría ser empleando un núcleo distinto a aire con la finalidad de disminuir el devanado; siempre y cuando se evite la saturación.

Debido a los buenos resultados obtenidos, se concluye que el esquema de detección

de corrientes reactiva y armónicas empleado para las funciones de filtrado activo del prototipo, se puede extrapolar a aplicaciones con FA trifásicos de potencia; proveyendo considerables ventajas.

En el campo de los SFV interconectados a la red, prácticamente el inversor es el

elemento principal y suele operar la mitad del día. En este caso, la operación del inversor se prolonga al día completo, por las funciones de FA. Sin embargo, otra utilidad que se puede tener al aprovechar la capacidad de potencia instalada durante la noche, puede ser como balastro electrónico en la red de alumbrado público.

97

LISTA DE SÍMBOLOS φ Fase ∆I Rizo de corriente AMP OP Amplificador operacional CA Corriente alterna CD Corriente directa CDCRA Circuito de detección de corrientes reactiva y armónicas CEI Comisión Electrotécnica Internacional CFE Comisión Federal de Electricidad CL Carga lineal CNL Carga no lineal CRA Corrientes reactiva y armónicas CHV Cambio de Horario de Verano D Ciclo de trabajo de la señal PWM

dtdi

Razón de crecimiento de la corriente con respecto al tiempo

EF Espectro en frecuencia ESW(off) Energía de conmutación de apagado del IGBT por pulso a la corriente pico ICP ESW(on) Energía de conmutación de encendido del IGBT por pulso a la corriente pico

ICP FO Frecuencia de salida FP Factor de potencia fsw Frecuencia de conmutación FV Fotovoltaico/a HP Caballos de fuerza (Horse Power) I1 Corriente a la frecuencia de la fundamental Iac Corriente alterna ICP Corriente pico de salida IEEE Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos IGBT Transistor bipolar de compuerta aislada IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas Io Corriente de salida IP Corriente pico IREF Corriente de referencia ISFV Corriente a la salida del SFV IZL Corriente en la carga Kw Kilowatts Kw/h Kilowatts por hora MOSFET Transistor de efecto de campo de metal oxido semiconductor NOx Cualquier óxido de Nitrógeno (i.e. 2, dióxido; 3, trióxido) PC Computadora Personal PC Potencia activa demandada por la carga PCA Potencia activa proporcionada por la red PCC Punto de conexión común

CENIDET Lista de símbolos y abreviaturas

PD Potencia disipada por cada diodo PIN Potencia de entrada PMP Punto de máxima potencia Po Potencia de salida PPV Potencia activa proporcionada por el sistema fotovoltaico PQ Potencia disipada por cada IGBT PSS Pérdidas por conducción PSW Pérdidas por conmutación PWM Modulación por ancho de pulso QC Potencia reactiva demandada por la carga QCA Potencia reactiva proporcionada por la red RθCS Resistencia térmica encapsulado-disipador del IGBT RθDA Resistencia térmica disipador-ambiente RθJC Resistencia térmica unión-encapsulado (IGBT) RθJD Resistencia térmica unión-encapsulado (diodo) RC Resistencia – Capacitor RL Resistencia – Inductor SC Potencia aparente demandada por la carga SCA Potencia aparente proporcionada por la red SFIPA Sistema fotovoltaico de inyección de potencia activa SFV Sistema fotovoltaico TA Temperatura ambiente TC Temperatura en el encapsulado TD Temperatura en el disipador THD Distorsión armónica total TJD Temperatura de unión en el diodo TJQ Temperatura de unión en el IGBT o temperatura de unión en el dispositivo tm Tiempo muerto tOFF Tiempo de apagado tON Tiempo de encendido Vac Tensión alterna VCAMAX Tensión de red máxima VCAPICO Tensión de red pico VCD Tensión de corriente directa VCE(sat) Tensión colector-emisor de saturación VCO Oscilador controlado por voltaje VFM Caída de tensión en sentido directo del diodo VFV Tensión de las celdas fotovoltaicas VIN Tensión de entrada VL Caída de tensión en las terminales de la bobina VLMAX Caída de tensión máxima en las terminales de la bobina VLMIN Caída de tensión mínima en las terminales de la bobina VPWM Tensión a la salida del inversor VRED Tensión de red vs. Versus ZL Carga conectada al sistema

106

LISTA DE FIGURAS Y TABLAS Figura I.1 Administración de la demanda

a) Eficiencia energética b) Reducción de la demanda pico c) Proyección del consumo de energía eléctrica en México

Figura I.2 Esquema de la red de suministro eléctrico Figura I.3 Red eléctrica alimentando diversas cargas Figura I.4 Gráfica comparativa de un pico de demanda máximo entre un día de

verano y uno de invierno Figura I.5 Irradiancia solar de un día despejado en verano Figura I.6 Esquema de generadores auxiliares FV conectados a red Figura I.7 Configuración general del prototipo Figura II.1 Diagrama a bloques de un SFV interconectado a red Figura II.2 Formación de islas en el esquema de generadores FV conectados a red

(Islanding) Figura II.3 Funcionamiento del FAP paralelo

a) Esquema general b) Formas de onda del sistema de alimentación y FAP

Figura II.4 Topologías más comunes de FAP a) VSI (inversor alimentado en tensión) b) CSI (inversor alimentado en corriente)

Figura III.1 Sistema fotovoltaico de inyección de potencia activa (SFIPA) Figura III.2 Concepto de la cancelación de ruido adaptable Figura III.3 Diagrama a bloques del CDCRA Figura III.4 Diagrama de Bode de la ec.(III.18) Figura III.5 Diagrama de Bode de la ec.(III.19) Figura III.6 Diagrama a bloques del sistema de cogeneración con funciones de filtro

activo integradas Figura III.7 Diagrama del circuito de sincronización con la línea Figura III.8 Acondicionamiento de la señal de referencia Figura III.9 Controlador de corriente por histéresis Figura III.10 Obtención de las señales de control para los interruptores de potencia Figura IV.1 Diagrama fasorial del prototipo, periodo de insolación Figura IV.2 Diagrama fasorial del prototipo, periodo de oscuridad Figura IV.3 a) Gráfica característica del módulo FV sp75 (y sp70) ante variaciones de

irradiancia b) El módulo FV (cortesía de Siemens)

Figura IV.4 Etapa de potencia y circuitos impulsores en el inversor Figura IV.5 Modelo térmico de la etapa de potencia

CENIDET Lista de Figuras y Tablas

Figura IV.6 Consideración del tiempo muerto en las señales de control Figura IV.7 Variación de las señales de control al incluir el tiempo muerto.

a) Salida del control. b) Salida del circuito de tiempo muerto.

Figura IV.8 Análisis del efecto del tiempo muerto en la tensión de salida Vó. Figura IV.9 Condición |VPWM| > |VCA| para la circulación de corriente en el sentido

que se muestra. Figura IV.10 Bobina de interconexión a la red . Figura IV.11 Gráfica de la derivada de la corriente en la CNL (arriba); corriente de la

CNL(abajo). Figura IV.12 Tensión máxima y mínima en LF. Figura V.1 Flujo de corrientes en la interconexión del SFV con la red eléctrica y la

carga (ZL). Figura V.2 Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; cuando se

compensa corriente reactiva (LF = 34 mH). Figura V.3 Formas de onda de tensión y corriente del inversor, corriente en ZL;

cuando se compensa corriente reactiva (LF = 34 mH). Figura V.4 Instante en el que se compensa corriente reactiva, con LF = 9 mH. Figura V.5 Formas de onda de tensión y corriente del inversor, corriente en ZL;

cuando se compensa corriente reactiva (LF = 9 mH). Figura V.6 Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; cuando se

compensa corriente reactiva (LF = 34 mH). Figura V.7 Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; instante

cuando se deja de compensar corriente reactiva. LF = 9 mH. Figura V.8 EF de la ISFV que compensa potencia reactiva (LF = 34 mH). Figura V.9 EF de la ISFV que compensa potencia reactiva (LF = 9 mH). Figura V.10 Espectro en frecuencia de la ISFV que compensa potencia reactiva

(LF = 34 mH). Figura V.11 Espectro en frecuencia de la ISFV que compensa potencia reactiva (LF = 9 mH). Figura V.12 Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; cuando se

compensa corriente reactiva. Caso RL1. Figura V.13 Formas de onda de tensión y corriente de línea, corriente en ZL; instante

cuando se compensa corriente reactiva. Caso RL2. Figura V.14 EF de la ICA con ZL tipo fuente de corriente (RL2); sin compensar

potencia reactiva. THD = 36.61 %. Figura V.15 EF de la ICA con ZL tipo fuente de corriente (RL2); compensando

potencia reactiva (LF = 9 mH). THD = 37.10 %. Figura V.16 Instante en que se deja de compensar potencia reactiva ; siendo ZL lineal,

RC paralelo. Figura V.17 EF de la ICA con ZL tipo lineal, RC paralelo; compensando potencia

reactiva (LF = 34 mH). THD = 6.05 %.

108


Figura V.18 Instante en que se deja de compensar potencia reactiva; siendo ZL lineal, un motor de esmeril.

Figura V.19 EF de la ICA con ZL tipo lineal, RL serie; compensando potencia reactiva (LF = 34 mH). THD = 4.33 %.

Figura V.20 Prototipo inyectando potencia activa con ZL. Figura V.21 Prototipo inyectando potencia activa a la red eléctrica. Figura V.22 Formas de onda de la tensión y corriente en la línea (arriba); corriente en

ZL (centro) y el set point (abajo). Figura V.23 Corriente de salida del prototipo y tensión en la línea (arriba); corriente en

ZL (centro) y set point (abajo). Figura V.24 Formas de onda del set point (arriba); tensión y corriente en la línea

(centro) y corriente en ZL (abajo). Figura V.25 Formas de onda del set point (arriba); tensión en la línea y corriente del

inversor (centro) y corriente en ZL (abajo). Figura V.26 EF de la ICA con fuente de alimentación de CD (VCD = 25V/ ICD = 2ª), sin

compensar potencia reactiva. THDA = 110.20 %. Figura V.27 EF de la ICA con fuente de alimentación de CD; compensando potencia

reactiva (LF = 34 mH). THD = 16 %. Figura V.28 Respuesta del prototipo, ante el cambio de carga, durante la

compensación de P y Q. Figura V.29 Respuesta del SFV durante la transferencia de potencia activa al conjunto

red eléctrica – usuario. Figura V.30 Respuesta del SFV durante la transferencia de potencia activa y reactiva

al conjunto red eléctrica – usuario; así como el comportamiento del FP (antes y después de la compensación).

Figura V.31 Producción y pérdidas de potencia eléctrica a potencia FV pico. Figura A.1 Patrones de consumo mensual de energía durante el año. Figura B.1 Principales perturbaciones eléctricas que tiene lugar en la red. Figura C.1 Opciones para filtros de corrientes armónicas en sistemas eléctricos. Figura D.1 Diagrama esquemático utilizado para la simulación del CDCRA. Figura D.2 Señales para simular Vi. Figura D.3 Señal de corriente en la carga lineal en la simulación. Figura D.4 Señales de entrada y salida del integrador en la simulación. Figura D.5 Señal de salida del integrador en la simulación (nivel de

offset = -1.51875V). Figura D.6 Señal de salida del integrador en el laboratorio (nivel de

offset = -1.684V). Figura D.7 Señales de entrada y salida al sumador 1.Simulación. Tabla I.1 Clasificación de las perturbaciones en la red eléctrica. Tabla I.2 Resumes de rangos de operación de inversores según su tipo. Tabla I.3 Resumen de ventajas y desventajas de inversores según su tipo.

109


Tabla IV.1 Especificaciones del módulo CM75DY-12H. Tabla V.1 Características generales del sistema de cogeneración con funciones de

FA. Tabla V.2 Resultados del contenido armónico para las pruebas con una CNL del tipo

fuente de tensión. Tabla V.3 Resultados del contenido armónico para las pruebas con una CNL del

tipo fuente corriente.

Tabla A.1 Tarifas en el sector doméstico: rangos de consumo vs condiciones climatológicas.

Tabla A.2 Cuotas aplicables en el mes de julio de 2001 por energía consumida. Tabla A.3 Cuotas aplicables en el mes de diciembre de 2001 por energía consumida. Tabla A.4 Consumo de una habitación típica. Tabla A.5 Consumos de una CNL típica. Diagrama E.1 Etapa de acondicionamiento de la señal de frecuencia sinusoidal y de

detección del cruce por cero. Diagrama E.2 Circuito de detección de corrientes reactiva y armónicas. Diagrama E.3 Etapa del set point y de la modulación por histéresis. Diagrama E.4 Diagrama esquemático de la etapa de seguimiento del PMP; control de la

inyección de potencia activa. Diagrama E.5 Diagrama esquemático del circuito de protecciones eléctricas contra

sobrecorriente e Islanding. Diagrama E.6 Etapa de control digital: circuito de tiempo muerto, protecciones y señales

de conmutación.

110

Referencias Bibliográficas

[1] Arteaga Oscar, 1995 “Adaptive Hysteresis Band Current Controller for Sine-wave Inverter” (Maestría en Ciencias de Ingeniería; New South Wales, School of Electrical Engineering The University of New South Wales, Australia), p.1. [2] Gutiérrez R. Arnulfo [y] Fernández Montiel M. “Centrales Generadoras y Optimización energética de Procesos” IIE, Boletín 23(3), mayo-junio 1999, México, p.139. [3] Denizar Cruz Martins [and] Roger Demonti, Interconnection of a Photovoltaic Panels Array to a Single-Phase Utility Line From a Static Conversion System, IEEE PESC 2000, junio 2000, Irlanda, pp. 1207-1211. [4] http://www.conae.gob.mx/renovables/semblnza.html, “Semblanza. 1.Antecedentes”, Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, Octubre 2001, p. 1/18. [5] R. Rüther, Use of the Photovoltaic Solar Energy, Seminar-No Convencional Energy Sources, 1998, Florianópolis, SC, pp.9-25. [6] http://www.conae.gob.mx/renovables/semblnza.html, “Semblanza. 4.-Potencial Antecedentes”, Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, Octubre 2001, p. 11/18. [7] IIE, Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red Eléctrica, Informe final de Proyecto, Elaborado por: M. I. Arteaga Novoa Oscar, División: Fuentes de Energía, Dpto. Fuentes No Convencionales. No. IIE/01/14/10116/I001/F, Morelos, México, junio 1996, pp.1-2. [8] Covarrubias Rogelio y García Francisco, 1998, Uso de energía. IIE, Boletín, noviembre-diciembre, México. http://www.iie.org.mx/publica/bolnd98/actnd98.htm [9] Sada Gámis, Jesús y Horacio Buitrón, Bitácora para el cálculo del ahorro de energía eléctrica en iluminación artificial debido al cambio de horario en el verano, CFE-PAESE, informe interno, 1992. [10] Información de la CFE, notas informativas, “Vicente Fox: dimos instrucciones para que cada licitación de Pemex o CFE puedan ser verificadas con la participación de universidades”, Jornada 3/ Financiero 16, 18, 23/ Economista PP-36, 37/ Milenio 36 / Uno más uno 16/ Heraldo 2,3 y 6F/ Sol de México 2B, 16 de julio de 2001. www.cfe.gob.mx

http://www.conae.gob.mx/renovables/semblnza.html

http://www.conae.gob.mx/renovables/semblnza.html

http://www.cfe.gob.mx/

CENIDET Referencias Bibliográficas

[11] First International Conference on Power Quality: End Use, Aplications and Perspectives, 15-18, October 1991, Gif-Sur-Yvette, París, France. [12] CBMA (Computer and Bussines Equipment Manufacturers Association) Information Letter, “Three Phase Power Source Overloading Cuased by Small Computers and Electronic Office Equipment”, 1998. [13] Cárdenas G. Víctor Manuel, “Corrientes Armónicas y la Calidad de la Energía en la Industria Nacional. Problemática y Soluciones”, 2º Seminario de Electrónica del Cenidet, Memoria Técnica, 1-3 diciembre 1999, p 41. Cenidet, Cuernavaca, Mor., México. [14] Martínez García S., “Alimentación de Equipos Informáticos y Otras Cargas Críticas”, Ed. McGraw Hill, 1a. Edición, 1996. pp. 21-22. [15] Cárdenas G. Víctor Manuel [et al], “Calidad en la Potencia Eléctrica (Power Quality): Eliminación de Armónicos de Corriente Mediante Filtros Activos”, 1er Seminario de Electrónica del Cenidet, Memoria Técnica, 5-7 agosto 1998, p 65. Cenidet, Cuernavaca, Mor., México. [16] G. Ramos Niembro, “Modelado de la curva de usuarios domésticos para la implementación de medidas de administración por el lado de la demanda”, Boletín interno IIE, Enero / febrero 1998, pp 11-19. [17] Ibáñez M. Alan, septiembre 2000, Generador Fotovoltaico Conectado a Red, Cenidet, México. [18] Cárdenas G. Víctor Manuel, “Filtros Activos Híbridos para Compensación Armónica de Corriente y Corrección de Factor de Potencia en Sistemas trifásicos”, Tesis Doctoral, mayo 1999, p 1. Cenidet, Cuernavaca, Mor., México. [19] Calleja Gjumlich Hugo, Ibáñez Alan, 1999, Sistema fotovoltaico interconectado a la red eléctrica, Cenidet, PASIDE, México.

[20] Zamora Belver Ma. Inmaculada [y] Macho Stadler Valentín, marzo 1997, “Estudio Bibliográfico sobre: Distorsión Armónica producida por Convertidores Estáticos.”Esc. Técnica Superior de Ingenieros Industriales y de Ingenieros de Telecomunicación de Bilbao (UPV/EHU), Iberdrola, 1ª edición, p. 38.

[21] Especificación CFE L0000-02. “Tensiones de Sistemas de Distribución, Subtransmisión y Transmisión”. Comisión Federal de Electricidad. Junio 1985. [22] Especificación Provisional CFE L0000-45. 1995. Perturbaciones Permisibles en las Formas de Onda de Tensión y de Corriente del Suministro de Energía Eléctrica. Comisión Federal de Electricidad. Enero 1995.

100


[23] Stevens John, James Rannels, Interconnections standard for utiliy-intertied photovoltaic systems is approve, Sandia PV projects, www.sandia.gov/pv. [24] John Stevens, septiembre 1988, the issue of harmonic injection from utility integrated photovoltaic systems, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 3, No.3. [25] Arteaga Oscar, 1996, op. cit., pp.52-57 [26] Borle Lawrence J., et al, marzo-abril 1997, Development and testing of a 20 kW grid interactive photovoltaic power conditioning system in Western Australia, IEEE Transactions on Industrial Applications, Vol. 33, No.2 [27] Hong-Sung Kim, junio 2000, A Study on Utility Interactive PV System in Harmony with Utility, IEEE, PESC 2000, Irlanda. [28] Ashim Kshakravorti, Alexander E. Emanuel, 1993, Design, analysis and limitations of a DC-DC to-AC converter usable for interfacing alternative energy sources and energy storage system with the utility grid, IEEE PESC. [29] T.-F. Wu, C.-H. Chang and Y.-K. Chen, junio 2000, A Multi-Function Photovoltaic Power Supply System with Grid-Connection and Power Factor Correction Features [30] Hari Sharma, Gerard Ledwich, junio 2000, Connection of inverters to a weak grid, IEEE, PESC 2000, Irlanda. [31] Shugar, D., 1990, Photovoltaic in the utility distribution system the evaluations of system and distributed benefits, 21st IEEE photovoltaic specialist conference. pp. 836-843. [32] Arteaga Oscar, 1997, Los generadores FV y la red eléctrica, IIE, Boletín marzo-abril, México. [33] Chicharo Joe F., Wang Hainhong, noviembre 1994, Power system harmonic signal estimation and retrieval for active power filter applications, IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 9, No.6 [34] Ohshima Masaaki, Masada Eisuke, septiembre 1999, A single-phase PCS with a novel constantly sampled current-regulated PWM scheme, IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 14, No.5 [35] Chatterjee Kishore, et al, marzo 1999, An instantaneous reactive volt-ampere compensator and harmonic suppressor system, IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 14, No.2

101

http://www.sandia.gov/pv


[36] Cortés Benítez Leobardo, agosto 1998, FA de corriente monofásicos empleando convertidores regulados en corriente y control en el dominio del tiempo, Cenidet, México. [37] Shiguo Luo and Zhencheng Hou, febrero 1995, “An adaptive detecting method for harmonic and reactive currents”, IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 42, No.1, pp. 85-89. [38] Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-1999, Instalaciones Eléctricas (utilización), ARTÍCULO 690 – Sistemas Solares Fotovoltaicos”, publicada en el Diario Oficial de la Federación, 2ª Sección, México, 27 de septiembre de 1999, pp. 463 - 467. [39] Arteaga Oscar, 1996, op. cit., pp.10-13. [40] Kathy Kowalwnko, Mayo 2001, “Distibuted power offers an alternative to electric utilities”, IEEE daft standard helps solve interconection problems, THE INSTITUTE-IEEE, Vol. 25, No.5 [41] Jorge M. Huacuz Villamar, Generación eléctrica distribuida con energías renovables, 1999, Uso de energía. IIE, Boletín, septiembre-octubre, México. [42] Stevens John, “The Interconnections Issues of Utiliy-intertied Photovoltaic systems”, (SAND87-3146); Reportes de Sandia National Laboratories, 1988. [43] Sasaki, H., Machida, T., 1971, “A New Method to Eliminate AC Harmonic Currents by Magnetic Compensation – Consideration on Basic Design”, IEEE Transactions on Power Applications, Vol. 90, No.5 [44] Zamora Belver Ma. Inmaculada, 1997, op. cit., p.12. [45] H. Calleja, “Circuitos electrónicos para adquisición de datos”, Construcción de la unidad de adquisición de datos, Subsecretaría de Educación e Investigación Tecnológicas, México 1997, p. 339. [46] Cárdenas G. Víctor Manuel [et al], “Calidad en la Potencia Eléctrica (Power Quality): Eliminación de Armónicos de Corriente Mediante Filtros Activos”, 1er Seminario de Electrónica del CENIDET, Memoria Técnica, 5-7 agosto 1998, p 65. CENIDET, Cuernavaca, Mor., México. p. 105-107. [47] Akagi H., Nabae, A., Atoh, S., “Control Strategy of Active Power Filters Using Multiple Voltage-Source PWM Converters”, IEEE Transactions on Industrial Aplications, Vol IA-22, No. 3, 1986. [48] W. le Roux, J. Van Wyk. “The Effect of Signal Measurement and Processing Delay on the Compensation of Harmonics by PWM Converters”. IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 47, No.2, April 2000, pp. 297-304.

102


[49] H. Calleja, 1997, op. cit. 1.8 Selección de Amplificadores Operacionales, pp. 27-29. [50] H. Calleja, 1997, op. cit., 1.4.1 Ruidos, pp. 16-21. [51] Analog Devices, “High Speed Dual Operational Amplifier, OP271”, EN: Amplifier Reference Manual, 1992, pp. 2-909 a 2-917. [52] Analog Devices, “Low Cost Analog Multiplier AD633”, EN: Special Linear Manual Reference, 1992, p. 2-47. [53] Motorola, “Wideband Linear Four Cuadrant Multiplier, MC1495”, EN: Motorola Analog IC Device Data, 1996. [54] H. Calleja, 1997, op. cit., 6.4.2 Capacitores, pp. 371-377. [55] Ibidem, 6.4.2 Capacitores, pp. 371-377. [56] Ibidem, 6.3 Técnicas de construcción, p. 348-363. [57] Arteaga N. O., “Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red Eléctrica”, IIE, Informe Final de Proyecto No. IIE/01/14/10116/I001/F, Julio 1996. [58] National Semiconductor, “MF4 4th Order Switched Capacitor Butterworth Lowpasss Filter”, EN: National Data Adquisition Databook, section 7,1995, pp. 7-89 a 7-100. [59] H. Calleja, 1997, op. cit., 5.5 Construcción de los Filtros, pp. 305-316. [60] K. Takigawa and H. Kobayashi, 1994, “A Development of Compact and Reliable Protective Control Unit for Grid Connected Small Residential PV Systems”, Proceedings IEEE 1st World Conference on PV Energy Conversion, Vol. 1. [61] R. H. Wills, “The interconnection of Photovoltaic Power Systems with the Utility Grid: An Overview for Utility Engineers”, Technical Report, Solar Design Associates, Inc. Architects and Engineers Harvard, MA. p. 31. [62] ANSI/IEEE STD 929-1988, “IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Residential and Intermediate Photovoltaic Systems”, IEEE Standards Coordinating Committee 21, Photovoltaics, May 1987. [63] R. Sharma, L. Bowtell, 1993, “Maximum Power Tracker for a Utility Connected PV System”, Sun Power, pp 392-397. [64] T. Ishida et. al, 1994, “Anti-Islanding Protection Using a Twin-Peak Band-Pass Filter in Interconnected PV System, and Substantiating Evaluations”, Proceedings IEEE 1st World Conference on PV Energy Conversion, Vol. 1.

103


[65] H. Calleja, 1997, op. cit., Tensión de desplazamiento (Input Offset Voltage), p. 9. [66] Cortés Benítez Leobardo, 1998, op.cit. pp. 27-29. [67] Hernández G. Claudia V., “Filtro Activo de Corriente Monofásico con Salida en Tensión Controlado Mediante un Procesador Digital de Señales”, Tesis de Maestría, Cenidet, Cuernavaca Morelos, pp. 18-19. [68] Cárdenas G., 2000, op.cit. pp. 77-79. [69] POWEREX, “IGBT and Intelligent – Intelligent Power Modules Applications and Technical Data Book”, 1ª. Edición, Octubre 1994. PP. 229-232. [70] Cárdenas G. V. M., 1994, “Diseño e implementación de un convertidor CD-CA monofásico para aplicación en sistemas de alimentación ininterrumpibles”, Tesis de Maestría, Cenidet, Cuernavaca Morelos. [71] POWEREX, 1994, op.cit. pp. 149-150. [72] Echavarria S. Rodolfo A., 1995, “Diseño e implementación de un accionador de motores de CA trifásico operando en régimen permanente”, Tesis de Maestría, Cenidet, Cuernavaca Morelos. pp. 35-40. [73] CFE L0000-02, 1985, op.cit. p. 3. [74] Cárdenas G. Víctor Manuel, 1999, op.cit. p. 78. [75] Electro Industries / Gaugetech, Portable Disturbance Analyzer, Futura + Series PDA1000, Copyright (C) 1995. [76] Ibáñez M. Alan, 2000, op.cit. p. 69.

104

Technology

Uso de la energia electrica