Model Predictive Control (MPC) for the Power Converters for Renewable Energy Generation Systems with Switch Fault Tolerance Capability

Cada vez está más extendido el empleo de las energías de origen renovable, como la eólica, solar, geotérmica y, en menor medida, las energías marinas, como fuentes de generación para abastecer la demanda de energía eléctrica. Las características de estas fuentes de generación, como la ausencia de emisiones, su libre disponibilidad, y su reposición natural, son factores que contribuyen a reducir el impacto que tiene la producción de energía eléctrica sobre el medioambiente y su repercusión sobre el cambio climático. La gran mayoría de los sistemas de generación con energías renovables, tienen en común que precisan convertidores electrónicos de potencia en su sistema de conversión en energía eléctrica, habitualmente conectados a máquinas eléctricas rotativas. Dichos convertidores electrónicos, precisan microprocesadores para controlar adecuadamente la cantidad y la calidad de la energía eléctrica que suministran estas instalaciones al sistema eléctrico. Entre las estrategias de control que se implementan en los microprocesadores de los convertidores para conseguir este objetivo, el control predictivo basado en modelos (MPC) supone un método muy prometedor, debido a la rapidez que consigue en la respuesta dinámica del sistema. No obstante, esta técnica tiene como inconveniente que las señales de disparo que reciben los IGBT’s del convertidor conmuten a frecuencia variable, con los inconvenientes que de ello se derivan, como una mayor distorsión armónica, mayores pérdidas en conmutación y elevada frecuencia de muestreo. En la primera parte de esta Tesis Doctoral, se presenta un novedoso control predictivo basado en modelos (MPC) aplicable al sistema de control de los convertidores electrónicos para sistemas de generación de velocidad regulable que estén constituidos, tanto por Generadores de Inducción Doblemente Alimentados (DFIGs), como por Máquinas Síncronas de Imanes Permanentes Superficiales (SPMSGs). Esta estrategia de control consiste en seleccionar una secuencia de cuatro vectores espaciales de tensión en cada periodo de conmutación, donde, además, se calcula el tiempo de aplicación de cada uno de ellos para seguir al valor de referencia de la variable de control. Para comprobar que la secuencia de vectores tensión elegida en cada periodo es la correcta, el tiempo de aplicación calculado para cada vector debe ser positivo. Este método tiene importantes ventajas. Por una parte, la selección de la secuencia de vectores se realiza sin necesitar conocer el ángulo del vector tensión de red ni el campo magnético en la máquina. Esto implica evitar la inserción de sistemas del tipo phase-locked loop (PLL) para realizar esa tarea. Por otra parte, el hecho de que este método emplee una secuencia de cuatro vectores en cada periodo, permite conmutar a frecuencia fija, lo que reduce la tasa de contenido de armónicos THD en la corriente inyectada por el convertidor, a la vez que mantiene las extraordinarias prestaciones que presenta la tecnología MPC en su respuesta dinámica. En esta tesis, aplicando la técnica descrita, se han desarrollado e insertado sistemas de control específicos para cada uno de los convertidores de las instalaciones de generación del tipo DFIG y SPMSG, a la vez que comprobado su eficacia y operatividad. En primer lugar, se presenta el desarrollo de un nuevo Control Directo de Potencia Predictivo (PDPC) para el Convertidor conectado en el Rotor (RSC) en un sistema de Generación del tipo DFIG, a la vez que se analiza su funcionamiento tanto en redes con sistemas de tensión equilibrados como desequilibrados. Se ha considerado especialmente esta última situación de desequilibrio, porque la tecnología DFIG es especialmente vulnerable a desequilibrios de tensión en la red, al estar las bobinas del estator de la máquina, directamente conectadas a dicho sistema de tensiones. Se ha comprobado como el sistema PDPC desarrollado, con ausencia de reguladores adicionales, ni del tipo PI ni Resonantes, sigue perfectamente la señal de referencia de la potencia activa y reactiva, tanto en condiciones de equilibrio como frente a fuertes desequilibrios en el sistema de tensiones aplicado por la red, incluso en el caso de que las propias señales de referencia presenten oscilaciones. Se comprueba asimismo, que el sistema PDPC propuesto consigue una respuesta amortiguada, tanto en el seguimiento de las referencias de potencia activa y reactiva, en el seguimiento de la referencia del par electromagnético, así como en conseguir inyectar un sistema de corrientes por las tres fases totalmente senoidal y equilibrado, si así se le requiere. Esto se consigue, tanto cuando hay aplicado un sistema de tensiones equilibrado, como desequilibrado, en el estator del DFIG. Todo ello se ha validado tanto en estudios con modelos de simulación como en ensayos reales sobre instalaciones experimentales en el laboratorio. En segundo lugar, el empleo de método MPC se hace extensivo para desarrollar un nuevo Control Directo de la Intensidad Predictivo basado en modelos (MPDCC) ahora para aplicarlo al Convertidor conectado en el lado de la Máquina Eléctrica (MSC) de un sistema de Generación del tipo SPMSG. En este caso el sistema de control sigue las referencias establecidas para las ondas de corriente en las tres fases en un sistema de referencia en sincronismo con el giro de la máquina. Adicionalmente, para validar el funcionamiento del sistema MPDCC, se ha aplicado al convertidor de un generador SPMSG instalado en un accionamiento que emula el funcionamiento de un sistema de generación marina por extracción de energía de las olas del tipo Columna de Agua Oscilante (OWC). Se ha elegido esta aplicación, por los requisitos especialmente exigentes en la velocidad de respuesta del sistema de control, para regular de forma adecuada el punto de funcionamiento del dispositivo de extracción de energía de las olas (power take-off (PTO) device). En este caso, también se ha validado el funcionamiento tanto en estudios, empleando modelos de simulación, como en ensayos reales sobre instalaciones experimentales en el laboratorio. En tercer lugar, se emplea el método MPC, para realizar un Control Directo de Potencia Predictivo (PDPC) para el Convertidor conectado en el lado de la Red, para ser instalado, indistintamente, en cualquier de los dos tipos de sistema de generación DFIG o SPMSG. La particularidad de este control es que, para seleccionar la secuencia de vectores tensión a aplicar en cada periodo de conmutación, no precisa conocer el sector de posición del vector espacial de la tensión de la red. Adicionalmente, el sistema de control permite el funcionamiento bidireccional del convertidor (rectificador-inversor) indistintamente. Se ha validado el funcionamiento empleando modelos de simulación de dos convertidores GSC, de dos niveles de potencia 2MW y 5kW instalados en sistemas de generación DFIG y SPMSG. Por otro lado, también se ha validado el sistema en ensayos reales sobre instalaciones experimentales en el laboratorio. Como conclusión de esta primera parte, decir que los resultados de las pruebas realizadas, tanto sobre modelos de simulación, como sobre equipos experimentales de laboratorio, permiten afirmar que el nuevo método de control MPC, permite desarrollar sistemas de control específicos para convertidores de dos niveles, cuya respuesta muestra un excelente comportamiento tanto en régimen permanente como durante grandes perturbaciones transitorias. Las pruebas comparativas con métodos de control anteriores, también de tipo MPC, muestran que el nuevo método consigue corrientes con menor contenido de armónicos (THD), a la vez que permite más rapidez en la respuesta dinámica del sistema. En la segunda parte de esta Tesis Doctoral, se analiza la capacidad de tolerancia al fallo, para diversas topologías de los convertidores electrónicos de dos niveles instalados en un sistema de generación del tipo SPMSG, en caso de fallo en alguna de sus ramas. Se selecciona la topología de tres fases y cuatro interruptores, four-switch three phase, (FSTP) como topología más idónea para la operación del convertidor en caso de fallo. Posteriormente se desarrolla un nuevo modelo de control predictivo (MPC) para aplicar a dichos convertidores con la topología resultante en condiciones de fallo. De forma similar a los casos anteriores, en este control se realiza una selección de secuencia de tres vectores espaciales de tensión a aplicar en cada periodo de conmutación, lo que permite conmutar a frecuencia fija. Aplicando la técnica descrita, se han desarrollado e insertado estos sistemas de control en convertidores específicos. En primer lugar, se aplica a un Control Directo de Corriente Predictivo (PDCC) en el Convertidor conectado en el estator de la Máquina (MSC) en un sistema de Generación del tipo SPMSG. El método propuesto opera a un valor constante y reducido de la frecuencia de conmutación de los IGBTs, con lo que logra seguir con gran precisión la referencia de las corrientes en las tres fases. El sistema logra un control muy rápido de la supresión de offset de tensión de los condensadores del enlace de DC, sin precisar filtro alguno. Tanto el funcionamiento dinámico, como las prestaciones del control de offset de tensión del condensador, han sido validados tanto con modelos de simulación como en ensayos reales sobre instalaciones experimentales en el laboratorio. Adicionalmente, para validar especialmente su capacidad de respuesta dinámica, se ha aplicado este control al convertidor del accionamiento experimental que emula el funcionamiento de un sistema de generación marina (OWC), anteriormente descrito. Se ha comprobado cómo el sistema es capaz de seguir con precisión y rapidez la consigna de operación en el punto de extracción de máxima potencia (MPTT) del dispositivo, incluso para un perfil de olas totalmente irregular. En segundo lugar, se aplica ahora un Control Directo de Potencia Predictivo (PDPC) al Convertidor conectado en el lado de red (GSC). Se consigue aquí minimizar el rizado de la potencia activa y reactiva inyectada a la red por el GSC. Se consigue eliminar completamente el desequilibrio de tensión en los condensadores de la etapa de continua, sin necesidad de filtrado. Todo ello se ha validado tanto en estudios con modelos de simulación como en ensayos reales sobre instalaciones experimentales en el laboratorio. Como conclusión de esta segunda parte, decir que se han desarrollado con éxito nuevos sistemas de control para grupos de generación tipo SPMSG, para aplicar a los convertidores, tanto del lado de máquina (MSC) como de red (GSC), cuya topología responda a un esquema FSTP para posibilitar continuar su operación en caso de fallo de una rama del convertidor. Los resultados de las pruebas realizadas, tanto sobre modelos de simulación, como sobre equipos experimentales de laboratorio, han permitido validar su excelente funcionamiento, en tanto a que, suprimen el offset en la tensión de los condensadores en el enlace de continua, mantienen el sistema de corrientes trifásica totalmente equilibrado, consiguen una rápida respuesta dinámica, a la vez que un bajo contenido en armónicos (THD). Así mismo los estudios comparativos con métodos de control anteriores, también de tipo MPC, muestran que el nuevo método consigue corrientes con menor contenido de armónicos (THD), a la vez que más rapidez en la respuesta dinámica del sistema. ----------ABSTRACT---------- Renewable energy sources such as wind, solar, wave and geothermal, have appeared quite recently as new sources to supply the electrical energy demand. These renewable energy sources are more interesting than fossil fuel sources since they are clean, free to use, available in many places, naturally replenished and have lower bad impact on the climate and our planet. The electrical energy obtained from these renewable energies is produced by means of power electronic converters and electrical machines. Power converters should be controlled with microprocessors in order to extract this energy. Among the different control strategies that exist for the power converters, the model predictive control (MPC) is a promising strategy that has a fast dynamic response. However, it suffers from the variable switching frequency and needs a high sampling frequency. In this Ph.D. thesis, a novel model predictive control (MPC) for the power converters of doubly fed induction generators (DFIGs) and surface permanent magnet synchronous generators (SPMSGs) is presented. In this method, four voltage vectors are selected in every switching period and their duration times are estimated to track the reference values. The appropriate voltage vectors in each period are recognized when the estimated duration times of the selected active vectors are positive. The vectors are selected in this method without using the position of the grid voltage or the machine fluxes. Since four voltage vectors are employed by the converter in this method, fixed switching frequency, and low current THD are achieved, while the fast dynamic response of the MPC remains in this strategy. Moreover, there is no need to use a phase-locked loop (PLL) for the proposed predictive power controls. First, the proposed predictive direct power control (PDPC) for the rotor side converter (RSC) of DFIG is presented, both for balanced and unbalanced grid voltage. The unbalanced grid voltage situation is considered for the RSC of DFIG since the DFIG is very vulnerable to the unbalanced grid voltage due to the direct connection of the stator windings to the grid. The proposed PDPC can easily follow the power references under normal and abnormal voltage conditions, even if the power references contain oscillation terms. Without any additional controller, PI or resonant controllers, the proposed PDPC strategy can obtain smooth stator active and reactive powers or smooth electromagnetic torque or could inject sinusoidal and balanced currents into the grid when unbalanced voltage appears in the stator windings of the DFIG. In order to validate the performance of the PDPC, simulation and experimental studies are carried out. Second, the MPC is extended to the machine side converter (MSC) of the SPMSG. As a result, a model predictive direct current control (MPDCC) for the MSC, which tracks the current references in the synchronous frame, is presented. Moreover, a simple model of an oscillating water column (OWC) power plant is presented, in order to later validate the proposed MPDCC applied to an OWC system. This application is chosen because it is a difficult case study that demands a fast torque control to handle the power take-off (PTO) system. The proposed method for the MSC of SPMSG is tested and analyzed through simulations in the Matlab/Simulink environment and in a customized SPMSG based laboratory setup. Third, a novel model predictive power control is proposed for the GSC of the DFIG and the SPMSG. In this method, the voltage vectors are selected without using the grid voltage sector, and the bidirectional operation of the GSC is considered. Simulation studies for a GSC of 2 MW DFIG and a GSC of 5kW SPMSG are carried out. Furthermore, the performance of the proposed control for the GSC is evaluated in a laboratory setup. The simulation and experimental results for the proposed MPC methods for the two-level power converters of DFIG and SPMSG show excellent performance during transient and steadystate conditions. Moreover, the proposed methods are compared with previous MPC methods and the results indicate that the proposed MPC controls have lower current THD and faster dynamic response. Moreover, in this thesis, the fault tolerance capability for the power converters of DFIG and PMSG is considered and a new model predictive control for the fault-tolerant topology is presented. The four-switch three phase (FSTP) converter has been chosen as faulttolerant topology and the proposed MPC control is designed according to this new converter topology. In these methods, three voltage vectors are selected in each switching period to achieve a fixed switching frequency. First, the proposed MPC control for the FSTP MSC of SPMSG is presented. The proposed method follows the current references with great accuracy whereas the switching frequency of the IGBTs is fixed and low. This method minimizes the current reference tracking error, and its fast response makes it suitable for the power take-off (PTO) systems, present in wave energy converters (WECs). The system features a fast capacitor voltage offset suppression control without using any filter. The dynamic performance and the voltage offset control of the proposed strategy for FSTP converter feeding a SPMSG, are evaluated in the Simulink environment and on a laboratory SPMSG prototype. Furthermore, the capability of the proposed method to harvest the maximum energy from irregular waves is assessed using an OWC power plant emulator. Second, predictive power control for FSTP GSC is presented. In this new method, the ripple of the active and reactive powers of the GSC is minimized. Furthermore, a compensation power to eliminate the DC voltage deviation in the capacitors, which can be achieved without using any low pass filter, is presented. The proposed strategy has been evaluated in Matlab/Simulink environment and afterward, it was implemented in a laboratory prototype. The simulation and experimental results of the proposed predictive strategies for the FSTP MSC of SPMSG and FSTP GSC of DFIG show that the proposed methods are capable to suppress the DC link voltage offset, featuring balanced currents and a fast-dynamic response, while keeping a low current THD. Moreover, the proposed MPC methods are compared with two other MPC methods and the results showed that the proposed MPC strategies for FSTP converters are suitable to control FSTP converters having a better current THD