Comunicación presentada al VI Congreso Smart Grids
Autores
- Milan Prodanovic, Jefe de Unidad, Instituto IMDEA Energía
- Javier Roldán Pérez, Investigador titular, Instituto IMDEA Energía
- Alberto Rodríguez Cabero, Investigador predoctoral, Instituto IMDEA Energía
- Abdelkrim Benchaib, Responsable I+D, IP RITSE, Supergrid Institute
- Juan Carlos González, Ingeniero I+D, Supergrid Institute
- Antonio Cordón Rodríguez, Responsable I+D, Red Eléctrica España
- Luis Coronado Hernández, Responsable I+D, Red Eléctrica España
Resumen
La reducción de la generación síncrona tradicional que se espera junto con el aumento de la integración de fuentes de energía renovable, provoca como consecuencia la disminución de la inercia del sistema, teniendo como mayor desafío la preservación de la estabilidad del sistema eléctrico. El tema abordado en el proyecto RITSE es el de mejorar la estabilidad transitoria y de pequeña señal de redes eléctricas mediante el uso coordinado de dispositivos HVDC y de sistemas de baterías distribuidos, generando un valor añadido. En este artículo se presenta un método innovador para el control de sistemas de baterías, con el objetivo de incrementar la inercia equivalente del sistema y amortiguar las oscilaciones inter-área.
Palabras clave
Estabilidad Transitoria, Estabilidad de Pequeña Señal, Baterías, Máquinas Síncronas Virtuales
Introducción
Las redes eléctricas se enfrentan al desafío de una integración masiva de recursos distribuidos debido a una gran variedad de tecnologías de generación. Este hecho es el motivo principal de la realización de cambios relevantes en la regulación del sistema eléctrico, la cual, será cada vez más restrictiva y exigente respecto al funcionamiento de las unidades interconectadas de generación tradicional y las de generación distribuida que utilicen convertidores de electrónica de potencia.
Ya se reconoce el impacto ocasionado a las redes por los generadores controlados mediante la suposición común de una red «firme» (las desviaciones de tensión y frecuencia se consideran insignificantes), provocando problemas de estabilidad en sistemas de potencia, especialmente en los casos de los generadores y cargas que se operan en modo de potencia constante, basado en el uso del sistema de bloqueo de fase (Phase Locked Loop – PLL).
Además, el despliegue masivo de recursos distribuidos y cargas activas puede tener un impacto relevante en el funcionamiento de los sistemas de potencia, ya que estos dispositivos pueden interactuar entre sí o con otros elementos de la red provocando inestabilidades en el sistema.
Todos los recientes indicadores de costes muestran un despliegue a gran escala del uso de sistemas de baterías inminente, principalmente para aplicaciones de gestión de demanda y de control de frecuencia. Dos tecnologías electroquímicas se destacan para estas aplicaciones: las baterías de ion-litio y las baterías de flujo. Ambas tecnologías han madurado y actualmente sus costes se han reducido significativamente.
Además, para conectarlas a la red se van a usar convertidores de electrónica de potencia. En la mayoría de las instalaciones existentes, el sistema de control utiliza la suposición de una «red eléctrica firme» y una aplicación de potencia constante, tanto para el modo de carga como para el de descarga.
En el caso del control de frecuencia de la red se suele usar una pendiente, relacionada con la frecuencia de la red, para controlar la cantidad de potencia inyectada. Los existentes interfaces de batería, basados en estos modos de control, dirigen con éxito el balance energético del sistema, sin embargo, no pueden contribuir de una manera activa a la estabilidad de la red, sobre todo en el control de la tensión y de la frecuencia.
En los últimos años se ha introducido un nuevo concepto de control basado en la emulación de la dinámica de una máquina síncrona conectada a la red. Este concepto se denomina habitualmente como máquina síncrona virtual (VSM), generador síncrono virtual o sincronverter (Q. C. Zhong and G. Weiss, “Synchronverters: Inverters that mimic synchronous generators,” IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2011). La emulación de una máquina síncrona introduce varios beneficios potenciales, como imitar la respuesta transitoria electromecánica de un generador síncrono y eliminar el uso del PLL para sincronizarse a la red. Sin embargo, el convertidor se enfrenta a los mismos desafíos de control que cualquier otro generador síncrono conectado a la red, como las variaciones de frecuencia, los armónicos y desequilibrios de tensión y las corrientes de entrada durante los corto-circuitos en la red.
Las principales ventajas de utilizar el enfoque de VSM en las interfaces de la batería se pueden resumir en las siguientes propiedades: 1) La VSM emula la dinámica y la inercia de un generador síncrono, el cual ofrece soporte para el control de la frecuencia y tensión de red. Su instalación en la red sería menos intrusiva para la dinámica del sistema que cualquier otro método de control utilizado para los convertidores de potencia de la red, 2) El diseño de control y de la inercia emulada por la VSM es adaptable a cualquier restricción específica y requisito dinámico de la tecnología del sistema de batería, 3) El uso de la VSM como interfaz de batería facilita la integración masiva en la red de tecnologías renovables.
En este artículo, se presentan los retos principales del desarrollo del sistema de control de una VSM. En primer lugar, se introduce el contexto del proyecto RITSE y sus dos subproyectos (BATTERTIA y DVAC). Luego se define el objetivo principal del subproyecto BATTERTIA para integrar los sistemas de batería a redes eléctricas para mejorar la estabilidad transitoria y de pequeña señal.
Las ventajas principales para el uso de VSM en este contexto se explican junto con los principales desafíos en el diseño de su sistema de control. Los resultados preliminares del desarrollo se validan en el entorno de laboratorio con un inversor de 75 kVA acoplado a una batería de ión-litio de 47,5 kWh.
Proyecto Ritse
Los institutos SuperGrid e IMDEA Energía propusieron un nuevo concepto para abordar el problema de estabilidad del ángulo del rotor basado en el control específico de los enlaces HVDC (subproyecto DVAC) asociados con el control de sistemas de almacenamiento distribuido (subproyecto BATTERTIA).
DVAC propone un método innovador para controlar los enlaces VSC-HVDC, con el objetivo principal de mejorar la estabilidad de pequeña señal del sistema y garantizar implícitamente la sincronización de dos redes interconectadas en AC. El método calcula las referencias de potencia activa necesarias para cada estación de VSC-HVDC, lo que le permite emular el comportamiento de una línea de transmisión de AC y la modula al objeto de mejorar el amortiguamiento frente a oscilaciones inter-área.
BATTERTIA propone el desarrollo y validación experimental de un novedoso sistema de control para convertidores de electrónica de potencia, sirviendo como interfaces para baterías que ofrecen el mismo soporte de tensión y capacidades de inercia a las redes eléctricas que los generadores síncronos instalados actualmente. Utilizando este enfoque, la estabilidad transitoria del sistema eléctrico no se verá comprometida, ya que la red vería una dinámica equivalente a la obtenida si se conectara un generador síncrono.
El proyecto RITSE incluye la combinación de las dos estrategias de control que permitirán la creación de zonas robustas (inercia regional) dentro del sistema eléctrico, que responden de manera convencional a las perturbaciones del sistema (gracias a BATTERTIA), mientras que DVAC administrará la interacción entre las zonas y garantizará cualquier oscilación de potencia para evolucionar de una manera segura. Como resultado, el operador del sistema recibirá un conjunto de herramientas avanzadas para la gestión activa de la estabilidad transitoria y de pequeña señal de la red.
Concepto Battertia
Este subproyecto propone el desarrollo y la implementación de un novedoso sistema de control para los convertidores de electrónica de potencia acoplados a baterías que ofrezcan el mismo soporte de tensión y propiedades inerciales a las redes eléctricas, como los generadores síncronos instalados actualmente. En contraste con las existentes interfaces de baterías de potencia constante, la estabilidad transitoria del sistema de energía no será comprometida y desde el punto de vista de la red se vería la misma dinámica de sistema equivalente como si estuviera conectado un generador síncrono. Además de eso, se respetarán todas las dinámicas y restricciones específicas del sistema de batería.
El objetivo de este subproyecto es explorar las características de la tecnología de la máquina síncrona virtual (VSM) y proponer nuevos métodos de control para la integración de la batería en redes eléctricas. Acoplando el control VSM con la batería se aprovecha la capacidad de las baterías para proporcionar la energía transitoria y la capacidad del inversor de emular la máquina síncrona.
El impacto previsto del método propuesto es que las baterías estarán equipadas con la funcionalidad y capacidad para participar en el mercado de servicios auxiliares y competir con las reservas de inercia existentes proporcionadas por las máquinas rotativas. Esto tendrá un impacto directo a los operadores del sistema de distribución y de transporte, ya que facilitará la operación de las redes y asegurando la estabilidad del sistema eléctrico y permitiendo una conexión masiva y segura de distintas tecnologías de energía renovable y de generación distribuida.
Emulación de máquinas síncronas
Tradicionalmente, los convertidores electrónicos utilizados para generación renovable (eólica y solar) se controlan utilizando reguladores de corriente y tensión con el fin de controlar, indirectamente, el flujo de potencia activa y reactiva que se inyecta a la red eléctrica. Esto es posible gracias a que la tensión del punto de conexión es estable y no depende en gran medida del funcionamiento del convertidor. Sin embargo, en el caso de la generación distribuida, esta premisa no se cumple en un gran número de ocasiones, ya que la red no está concebida para albergar un sistema de generación. La integración de la generación distribuida en el sistema está dando lugar a este tipo de escenarios donde conviven diferentes tipos de generación, como generadores síncronos convencionales y generadores basados en convertidores electrónicos.
La emulación de máquinas síncronas con convertidores electrónicos se propone desde hace tiempo para simplificar la integración de convertidores de electrónica de potencia en redes eléctricas (Q. C. Zhong and G. Weiss, “Synchronverters: Inverters that mimic synchronous generators,” IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2011). En la Figura 3 se puede ver el diagrama de bloques de un convertidor que emula una máquina síncrona conectado a una red débil. El parámetro Jv es la inercia virtual de la máquina, DP es la característica frecuencia/potencia de la máquina, CQ(s)=KQ es el control de reactiva y DQ es la característica tensión/reactiva. El diseño de estos parámetros se debe realizar de manera coordinada para mejorar los márgenes regulación de la red eléctrica (Q. C. Zhong and G. Weiss, “Synchronverters: Inverters that mimic synchronous generators,” IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2011).
La inercia de la máquina síncrona emulada se puede utilizar como el parámetro de control:
donde el par mecánico y electromecánico son:
El control de la tensión se puede formular de la siguiente manera:
Donde
Esta definición teórica de VSM es inadecuada para implementar ya que el convertidor a la hora de enfrentarse a los problemas típicos de la conexión a red eléctrica. En (V. Natarajan and G. Weiss, “Synchronverters with better stability due to virtual inductors, virtual capacitors, and anti-windup,” IEEE Trans. On Industrial Electronics, 2017) se describen ciertas modificaciones realizadas a la formulación clásica de la VSM, con el fin de mejorar su comportamiento frente a cambios en los niveles de frecuencia, así como frente a desequilibrios de tensión. En (Z. Shuai, W. Huang, C. Shen, J. Ge, and Z. J. Shen, “Characteristics and restraining method of fast transient inrush fault currents in synchronverters,” IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2017) se estudian el efecto de las corrientes de falta y se proponen un método para limitarla. Aquí se presenta el resumen de los retos principales en la implementación de VSM destacando:
- Propiedades no lineales que dificultan el diseño de control
- Poco amortiguamiento de resonancias sub-síncronas
- Respuesta inercial en redes débiles
- Falta de restricción de la corriente de salida
- Respuesta durante los huecos de tensión
- Alto contenido de armónicos en la corriente de salida
Dentro del marco de este subproyecto se están desarrollando las soluciones prácticas para la implementación de VSM y para la configuración de sus parámetros relevantes para la estabilidad.
Resultados preliminares
Los conceptos desarrollados se están validando en el Laboratorio de integración de energía inteligente (SEIL – Smart Energy Integración Lab) (F. Huerta, J. K. Gruber, M. Prodanovic, and P. Matatagui, “Power hardware-in-the-loop test beds: evaluation tools for grid integration of distributed energy resources,” IEEE Industry Applications Magazine, 2016). En la Figura 4 (a), se puede observar la respuesta del convertidor ante un cambio de la referencia de potencia inyectada (J. Roldan-Perez, A. Rodriguez-Cabero and M. Prodanovic, «Design and Analysis of Virtual Synchronous Machines in Inductive and Resistive Weak Grids,» in IEEE Transactions on Energy Conversion, 2019). La corriente aumenta lentamente, con una respuesta marcada por la inercia virtual. En la Figura 4 (b) y (c), se puede observar el efecto de un cambio de la frecuencia en la red. Cuando la frecuencia aumenta, la máquina síncrona virtual reduce la potencia activa inyectada. Este comportamiento se debe a la característica frecuencia/potencia de la máquina virtual.
En la Figura 5 (a), se puede observar la respuesta del convertidor ante un cambio de la frecuencia. Sin embargo, la limitación de la corriente se ha aplicado para asegurar la operación segura del convertidor (J. Roldán-Pérez, A. Rodríguez-Cabero and M. Prodanović, «Harmonic Virtual Impedance Design for Parallel-Connected Grid-Tied Synchronverters,» in IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics, 2019). En la Figura 5 (b), se puede observar el efecto de los armónicos en la tensión en la calidad de la corriente y a la respuesta del sistema de control de armónicos implementado. El sistema controla la calidad de corriente inyectada en la red y la excesiva presencia de armónicos en la corriente de salida.
En la Figura 6 (a), se puede observar la respuesta del convertidor ante un hueco de tensión (J. Roldán-Pérez, A. Rodríguez-Cabero and M. Prodanovic, «Parallel current-controlled synchronverters for voltage and frequency regulation in weak grids,» in The Journal of Engineering, 2019). Durante el hueco la corriente de salida está controlada y no es excesiva (como si fuera el caso sin este control). Una vez el hueco desaparece la re-sincronización suave está asegurada tal y como se demuestra en la Figura 6 (b).
Conclusiones
En este trabajo se han mostrado los desafíos principales para asegurar la estabilidad transitoria y de pequeña señal en las redes eléctricas del futuro, abordados dentro del marco del proyecto RITSE. El enfoque es en el control de convertidores de electrónica de potencia utilizados para conectar los sistemas de baterías a las redes eléctricas (BATTERTIA).
Se ha presentado el sistema de control basado en la emulación de máquinas síncronas (VSM) con sus ventajas y debilidades junto con los resultados de los desarrollos destinados a la implementación de los algoritmos de control.
Este control dotaría a las redes con una inercia virtual configurable, contando siempre con las baterías para proporcionar el balance de energía necesario durante los transitorios. El impacto más importante de este trabajo es crear las condiciones necesarias para mejorar la estabilidad transitoria facilitando el proceso de integración masiva de energía renovable en redes eléctricas y el previsto desplazamiento de la generación síncrona tradicional.
Agradecimientos
El proyecto RITSE, Grid 2030, SuperGrid Institute y Red Eléctrica España y el proyecto PROMINT, Comunidad de Madrid.