Control de sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías para microrredes

Comunicación presentada al VII Congreso Smart Grids

Autores

• Mohammad Ebrahim Zarei, Investigador post-doctoral, Instituto IMDEA Energía
• Milan Prodanovic, Jefe de Unidad sistemas Eléctricos, Instituto IMDEA Energía
• Javier Roldan Pérez, Investigador titular, Instituto IMDEA Energía
• Gerardo Medrano Arana, Ingeniero de electrónica de potencia, Norvento tecnología
• Adolfo Ausín Herrero, Jefe de unidad electrónica potencia, Norvento tecnología

Resumen

Debido al aumento de la generación renovable en las redes eléctricas, el uso de sistemas de almacenamiento de energía se ha vuelto altamente necesario. En concreto, las baterías se han convertido en una pieza clave de las microrredes inteligentes. Esta tecnología se usa no solo para suavizar los picos de consumo, sino también para conseguir otros objetivos como mejorar la calidad de la energía o la regulación de la frecuencia. En este proyecto, se propone una estrategia de control para un sistema de almacenamiento, el cual es capaz de funcionar como formador y como seguidor de red. Además, puede funcionar alimentando cargas equilibradas y desequilibradas. El sistema de almacenamiento de energía está diseñado para sincronizarse y conectarse de manera suave a la red eléctrica. Los algoritmos de control se validaron en el Smart Energy Integration Lab (SEIL) del Instituto IMDEA Energía, y luego se implementaron en un prototipo comercial en Norvento Tecnología.

Palabras clave

Sistemas de almacenamiento de energía, Microrredes, Cargadores de batería, convertidores formadores de red y seguidores.

Introducción

Los generadores eléctricos basados en fuentes renovables, tales como las turbinas eólicas y los sistemas fotovoltaicos, se han desplegado de manera masiva en los últimos años [1]. Estas energías renovables tienen un carácter intermitente y, como consecuencia, la estabilidad de la red se ha visto deteriorada. Este problema es de gran importancia cuando gran parte de la demanda de energía está proporcionada por este tipo de fuentes. Con el fin de solucionar este problema, se pueden utilizar sistemas de almacenamiento de energía o generación distribuida de alta disponibilidad, como las pilas de combustible [2,3].

Las microrredes son soluciones para integrar diferentes tipos de generación distribuida, baterías y alimentar cargas, de manera fiable. Estas microrredes traen muchas ventajas para los operadores de generación eléctrica y para los consumidores, como aumentar la eficiencia energética y la calidad de la energía suministrada [4-5]. Gracias a las microrredes, los pequeños generadores pueden participar activamente en la operación de la red. Además, el consumidor utilizará fuentes de energía más fiables y limpias. Las microrredes también son una buena opción para integrar energía de manera local, en aras remotas. La Figura 1 muestra un esquema eléctrico típico de una microrred. Como se puede ver en la figura, la microrred puede conectarse a la red general a través del punto de conexión común e intercambiar así energía con ella. Además, la microrred también puede operarse aislada de la red principal, formando una isla eléctrica.

Durante la operación en isla, los generadores distribuidos y los sistemas de almacenamiento de energía son los encargados de estabilizar la microrred. Los sistemas de almacenamiento de energía son una parte importante de las microrredes. Existen diferentes tipos de almacenamiento que son susceptibles de aplicarse en microrredes, tales como baterías, volantes de inercia (flywheel) o supercondensadores. Uno de los sistemas de almacenamiento más comunes para microrredes son las baterías, las cuales se utilizan junto con fuentes de energía renovable. Un requisito para la correcta operación de una micrrored es mantener la tensión y la frecuencia dentro de rangos específicos. Esto puede conseguirse mediante el ajuste del control de los convertidores que hacen de interfaz de las fuentes renovables, o mediante el uso de sistemas de almacenamiento de energía. En una microrred, al menos una de las fuentes de energía debe funcionar como fuente de tensión para formar la red (podría ser una fuente renovable o un sistema de almacenamiento, por ejemplo). Utilizando esta metodología de operación, el resto de generadores o interfaces electrónicos pueden operar como fuentes de corriente y seguir al convertidor “formador”. Por tanto, para que un sistema de baterías sea versátil, debe de ser capaz de formar la red (cuando de opera en modo aislado) y también de seguir a la red (cuando opera conectado a la red principal). Además, cuando el convertidor de baterías está formando la red y hay que hacer una transición para conectarse a la red eléctrica, la tensión del formador debe sincronizarse con la de la red, de manera que al cerrar el interruptor, la conexión se realice de manera suave.

En este proyecto, el sistema de control que fue desarrollado por la Norvento tecnología ha sido validado en Matlab y en el Smart Energy Integration Lab (SEIL) del Instituto IMDEA Energía, y finalmente ha sido comercializado para sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías. La potencia y la capacidad de almacenamiento del sistema de almacenamiento de Norvento se presenta en la Tabla 1.

En este artículo, se describe el controlador del sistema de almacenamiento de energía para microrredes. Posteriormente, se presentarán los resultados experimentales y finalmente se presentarán las conclusiones del proyecto.

Aplicaciones y servicios del sistema de almacenamiento de energía Norvento para microrredes

En esta sección se describen brevemente los servicios y aplicaciones que se consideraron para este sistema de almacenamiento de energía. El sistema de control fue diseñado para cumplir estas especificaciones. Los posibles estados del sistema de almacenamiento de energía son:

1. Operación conectado a red (on-grid operation): En este modo de operación, la microrred está conectada a la red principal y el convertidor electrónico puede cargar o descargar las baterías, así como operar como sistema de respaldo (reserva). En este modo de operación el convertidor de baterías funciona de manera similar a una fuente de corriente que “sigue” la tensión de la red, que se considera fija.
2. Operación desconectado de la red, como fuente de tensión (off-grid operating as voltage source): En esta situación, la microrred no está conectada a la red principal y el sistema de almacenamiento de energía, como fuente de energía principal, controlará la frecuencia y la tensión de la microrred. En este escenario se utilizan controladores tipo droop, así como lazos internos de tensión y corriente, que garantizan el cumplimiento de los límites de tensión y corriente. El controlador está diseñado para proporcionar una tensión de red equilibrada, incluso si se conectan grandes cargas desequilibradas.
3. Operación desconectado de la red, operando como fuente de corriente (off-grid operating as current source): En esta situación, la microrred no está conectada a la red principal y al menos uno de los generadores de la microrred está funcionando como fuente de voltaje (podría ser un generador diesel). De esta manera, el sistema de almacenamiento se controla como un seguidor. Para este escenario, el control de corriente está diseñado para seguir a la fuente de alimentación principal de la microrred.
4. Cambio de modo de operación, de desconectado a conectado a la red (switching from off-grid to on-grid operation): En esta situación, la microrred está funcionando como una isla eléctrica, y tiene permiso para conectarse a la red principal. Por tanto, el sistema de almacenamiento de energía debe regular la tensión y la frecuencia con el fin de sincronizar la tensión de la microrred con la de la red principal. Posteriormente, podrá conectarse a la red principal de manera segura y garantizar así la estabilidad del sistema. Después de la conexión, el sistema de almacenamiento de energía tendrá la capacidad de funcionar como fuente de corriente.
5. Cambio de modo de operación, de conectado a desconectado de la red (switching from on-grid to off-grid operation): En esta situación, el operador ordena a la microrred que se desconecte de la red principal. En este caso, el sistema de almacenamiento de energía (que opera como la fuente de energía principal) debe cambiar a funcionar como fuente de tensión, para controlar así la frecuencia y la tension de la microrred.

Además, durante este proyecto se consideraron otros servicios para los sistemas de almacenamiento de energía. Estos son los siguientes:

1. Capacidad de arranque desde tensión cero (black start): Cuando ocurre una falta en la red y la tensión se cae, el sistema de almacenamiento de energía Norvento es capaz de formar la red desde cero. Por tanto, se puede asegurar el suministro de energía a las cargas importantes de la microrred.
2. Mejorar la calidad de la energía: El sistema está diseñado para mejorar la calidad de la energía de la microrred y eliminar las fluctuaciones de energía debidas a la generación intermitente de las energías renovables (turbinas eólicas o generadores fotovoltaicos).
3. Regular la frecuencia y la tensión: Este sistema de almacenamiento de energía se puede utilizar para regular la tensión y la frecuencia controlando los flujos de potencia activa y reactiva.
4. Peak shaving: Está diseñado para almacenar energía durante las horas durante las cuales la energía es barata, y luego inyectar esta energía a la red durante períodos de alta demanda eléctrica.
5. Optimización de la curva de consumo: Los sistemas de almacenamiento eléctrico basados en baterías de Norvento permiten optimizar la distribución de consumo de la instalación y, en caso de existencia de generación renovable, maximizar su uso.

Resultados Experimentales en el Smart Energy Integration Lab del instituto IMDEA Energía

El control propuesto se ha verificado mediante diferentes pruebas en el Smart Energy Integration Lab (SEIL) del Instituto IMDEA Energía, y se ha validado la efectividad del controlador en microrredes. En esta parte, se presentan algunos de estos resultados. El control de cargadores de batería de Norvento fue adaptado para un convertidor de una potencia nominal de 15kW de IMDEA. Los valores del filtro LC que se usaron en IMDEA son 2.3 mH (L1) y 23 µF (Cf). La foto del laboratorio y el esquema del convertidor se muestran en la Figura 3. No se utilizó resistencia de damping en este sistema. Para la implementación del control, se utilizó un periodo de muestreo de 100 µs y una frecuencia de conmutación de 10 kHz (single update).

Dinámica del Control de Tensión en Prueba Sin Carga

La respuesta dinámica del control de tensión (desde cero voltios a tensión nominal) se probó para diferentes tiempos de establecimiento. El tiempo de respuesta se selecciona como cinco valores diferentes: 100 ms, 300 ms, 500 ms, 800 ms y 1000 ms. Los resultados se muestran en la Figura 4. Los resultados muestran que el control de tensión puede seguir perfectamente la referencia de tensión con los tiempos de respuesta deseados. Esto es importante para evitar la corriente de magnetización del transformador cuando este se energiza, sobre cuando cuando se inicializa el convertidor desde tensión cero.

Conexión y Desconexión de Carga Resistiva Trifásica Con un Tiempo de Respuesta de 100 ms en el Control de Tensión y un Tiempo de Respuesta de 5 ms en el Control de Corriente

En esta prueba, desde una situación sin carga, se conecta una carga de 10 kW al sistema en t = 5.4 s. La tensión trifásica, la tensión en dq y los valores de potencia para esta prueba se muestran en la Figura 5. La tensión cae al principio (cuando se conecta la carga), y el controlador tarda 100 ms en llevarla de nuevo al valor de referencia (este es el tiempo que se esperaba). Además, la respuesta dinámica de la potencia activa en la Figura 5 muestra que esta alcanza su valor de referencia en unos 100 ms.

Funcionamiento del Sistema Durante la Conexión de Una Carga Desequilibrada

En esta prueba, se conecta una carga trifásica desequilibrada al sistema para analizar el funcionamiento del controlador. La Figura 6 muestra la tensión y la corriente durante la conexión de la carga mencionada. Como se puede ver en esta figura, la tensión de salida está completamente equilibrada durante toda la prueba. Además, la tensión de salida está completamente equilibrada incluso cuando la carga es desequilibrada. Por lo tanto, el control está funcionando correctamente y es capaz de mantener una tensión equilibrada en esta situación.

Sincronización y Conexión del Sistema a la Red Principal

En esta prueba, se evalúa el funcionamiento de la sincronización del sistema de almacenamiento de energía con la red principal. En esta prueba, se conectó una carga equilibrada al sistema de almacenamiento de energía y se envió una señal para conectar la microrred (que incluye el sistema de almacenamiento de energía y la carga), a la red principal.

Después de 20 segundos, el sistema de almacenamiento se sincronizó con la red principal. La tensión de la microrred y la tensión de la red principal se muestran superpuestas en la Figura 7. Como se puede observar en esta figura, ambas tensiones están alineadas y sincronizadas. Después, estos dos sistemas se conectaron entre si y funcionaron de manera adecuada, sin producirse inestabilidades entre los dos sistemas. Esto indica el diseño de los controladores es correcto, y por tanto el sistema de almacenamiento está actuando de la manera esperada.

Conclusiones

En este proyecto, se desarrolló un sistema de control para el convertidor del sistema de almacenamiento de energía de Norvento. Este control se probó en el prototipo comercial de Norvento tecnología. El sistema de almacenamiento de energía es capaz no solo de funcionar como seguidor de red, sino que también de funcionar como un convertidor formador de red, que opera de manera correcta formando una isla eléctrica. Además, el sistema de almacenamiento de energía puede conectarse a la red principal sin problemas, todo ello sin poner en peligro la estabilidad del sistema. Las pruebas experimentales que se han llevado a cabo en IMDEA Energía demostraron que el método de control durante la operación en isla puede funcionar perfectamente en condiciones de vacío y carga, de acuerdo con los tiempos de respuesta dinámica esperados. Además, cuando se conecta una carga desequilibrada al sistema, la tensión de salida era equilibrada. Finalmente, los resultados experimentales mostraron que el sistema se puede sincronizar perfectamente y conectarse a la red principal de manera estable.

Agradecimientos

Este proyecto ha sido desarrollado con fondos del Ministerio de Ciencia, Innovacion y Universidades, de la convocatoria Retos Colaboracion (RTC-2017-6262-3).

Referencias

• [1] Das S, Akella A K. Power flow control of PV-wind-battery hybrid renewable energy systems for stand-alone application. Int J Renew Energy Res (IJRER) 2018;8:36–43.
• [2] Freris L, Infield D. Renewable Energy in Power Systems. John Wiley & Sons; 2008.
• [3] Bajpai P, Dash V. Hybrid renewable energy systems for power generation in standalone applications: a review. Renew Sustain Energy Rev 2012;16:2926–39.
• [4] Ma J, Yuan L, Zhao Z, He F. Transmission loss optimization-based optimal power flow strategy by hierarchical control for DC microgrids. IEEE Trans Power Electron 2017;32:1952–63.
• [5] A. Khodadoost Arani, G. B. Gharehpetian, M. Abedi, Review on Energy Storage Systems Control Methods in Microgrids, International Journal of Electrical PoweEnergy Systems, Volume 107,2019, Pages 745-757.