Comunicación presentada al III Congreso Smart Grids:
Autores
- Félix García Torres, Ingeniero Unidad Simulación y Control, Centro Nacional del Hidrógeno
- Daniel Hidalgo Serrano, Ingeniero Unidad Simulación y Control, Centro Nacional del Hidrógeno
- Jesús Javier Martín Perez, Ingeniero Unidad Coordinación de Proyectos, Centro Nacional del Hidrógeno
- Carlos Merino Rodríguez, Responsable Unidad de Simulación y Control, Centro Nacional del Hidrógeno
Resumen
No existe el almacenamiento de energía perfecto que pueda resolver todo el espectro de problemas que la introducción en la red de las energías renovables trae consigo (calidad de suministro e introducción en el mercado eléctrico). La aplicabilidad de cada tecnología de almacenamiento a los problemas de gestión económica o calidad de red dependerá de su relación entre densidad de potencia y energía. El desarrollo de soluciones para el almacenamiento de energía debe de permitir el acceso tanto a la capa de control técnica (con accesibilidad al control de los equipos de electrónica de potencia de la microrred) como a la capa de gestión económica (control global de los equipos de la microrred). Se ha desarrollado una instalación para experimentación en microrredes de generación renovable con tres tipos de almacenamiento: hidrogeno, baterías y supercondensador. Permite una alta densidad de potencia (para aplicaciones de calidad de suministro) y una alta densidad de energía (para aplicaciones de gestión económica). Al mismo tiempo, se dispone de total accesibilidad al control de los equipos de electrónica de potencia controlandose directamente mediante la amplificación de señal de equipos Hardware-in-The-Loop (HIL). De igual manera, existe un accesibilidad total a la gestión global de la microrred incluyendo herramientas de programación entera mixta lineal, cuadrática y no lineal para la gestión de la misma. La plataforma está abierta a la comunidad científico-técnica y empresarial.
Palabras clave
Microrredes, Hidrógeno, Baterías, Supercondensadores, Power-hardware-in-the-loop, Control Predictivo, Electrónica de Potencia
Introducción
El Centro Nacional del Hidrógeno (CNH2) ha creado una infraestructura basada en sistema de almacenamiento híbrido compuesto de hidrógeno, baterías y supercondensadores. Esto permite el desarrollo de aplicaciones que cubran tanto la problemática asociada a la integración de renovables desde el punto de vista de mercado eléctrico como de calidad de suministro (ver figura 1). Para tal fin, la plataforma permite la accesibilidad a las capas de control tanto económica como técnica de la microrred. La plataforma está abierta a la comunidad científico-técnica empresarial.
La plataforma de experimentación desarrollada está compuesta por tres embarrados distribuidos por potencias 90 kW, 30 kW, 1 kW. En las figuras 2-5, se pueden ver el esquema, así como los componentes de la instalación.
Microrred experimental I: Red integrada en un bus de continua a 24 V, que dispone de una conexión real tanto a sistemas de generación de energías renovables (constituido por un mini aerogenerador de 800 W y 3 kWp de campo fotovoltaico sobre cubierta), como a sistemas de almacenamiento eléctrico formado por baterías de gel (24 V, 1.110 Ah) y a un sistema de ciclo de H2 constituido por un electrolizador PEM (1 kW), almacenamiento químico de H2 en hidruros metálicos reversibles (3Nm3) y una pila de combustible tipo PEM (1 kW). Esta microrred puede operar bien de manera aislada o bien conectada a red mediante un inversor bidireccional (2kW).
Microrred experimental II: Red integrada en un bus de alterna 400/230 V que dispone de conexión a un emulador de red de 30 kW, conexión tanto a sistemas físicos o bajo emulación de generación fotovoltaica (10 kWp, 30 kWp), emulación eólica (30 kW), supercondensadores (30kW, 714 Wh), baterías de ion-litio (30kW, 38.8 kWh) y a un sistema de ciclo de H2 constituido por un electrolizador alcalino (5 kW), almacenamiento de H2 a presión (200 bar), una pila de combustible tipo PEM (5 kW) y electrónica de potencia con capacidad de integrar electrolizadores hasta 30 kW (20-230 Vdc, 0-600 Adc) y pilas de combustible hasta 15 kW (20 a 170 Vdc, Adc 0-400). Tiene posibilidad de operar bien de manera aislada o bien conectada a red.
Microrred experimental III: Se dispone de un embarrado de 90 kW para la integración de componentes en microrred a esta escala de potencia. En esta microrred en la actualidad tan sólo se tiene un emulador de red de potencia nominal de 90kW conectado a un equipo HIL de OPAL RT, modelo 5600, de manera que permite amplificar la señal de resultados de simulaciones en tiempo real realizadas en matlab/simulink/simpower con modelos complejos de casuísticas de redes eléctricas con elevado número de nodos inclusive.
Otros equipos: Fuente programable de continua Magna Powers (0-375 Vdc, 0-117 Adc, 45kW, emulador solar), Fuente programable AC/DC 45kVAs/30kW MX45- California Instruments (emulador de red) Cargas programables AC/DC 48,9 kVAs.
Desarrollo de sistemas de supervisor
Se ha creado una plataforma para el prototipado rápido de soluciones SCADAs aplicadas a sistemas de energía usando los siguientes software: LabVIEW, Visual .Net y Android. (Ver Fig. 6).
Desarrollo de sistemas de gestión de la energía
Se dispone del software de optimización TOMLAB (incluyendo sus librerías CPLEX y KNITRO) que permite el desarrollo de sistemas de gestión de la energía (EMS, Energy Management Systems) basados en algoritmos de programación entera-mixta tanto lineal, como cuadrática, como no lineal (MILP, MIQP, MINLP). Este software permite la introducción de variables tanto lógicas como enteras en la función de optimización, al mismo tiempo que se pueden integrar las distintas restricciones del sistema. Se dispone también de las plataformas Matlab, C/C++ y Excell para integración de EMS. El sistema está abierto a la integración de otras soluciones EMS siempre que dispongan de comunicación vía Modbus. En la Fig. 7, se muestra un ejemplo de la plataforma de control disponible. En la Fig. 7-a), Fig. 7-b) y Fig. 7-c) se muestra la actuación del controlador en el mercado diario. La función de coste del controlador basado en técnicas de control predictivo basadas en el modelo (MPC, Model Predictive Control) maximiza la rentabilidad económica del intercambio de energía de la microrred con la red eléctrica, en función de un modelo de predicción de precios. Se usa los sistemas de almacenamiento de alta densidad de energía baterías e hidrogeno, atendiendo a criterios de degradación mínima, se planifica la microrred para que se minimicen los ciclos de arranque y parada del electrolizador y pila de combustible y las variaciones de potencia de dichos dispositivos. Para la planificación de las baterías se minimizan los ciclos de carga y descarga, así como el nivel de corriente de carga y descarga demandado a esta tecnología. Como se puede ver en la Fig. 7-c) el controlador tiene en cuenta las restricciones de máxima y mínima carga tanto de las baterías, como del depósito de hidrogeno. Se impone que el nivel mínimo sea 50% en ambas tecnologías para preveer posibles faltas en la red eléctrica y una posible transición al sistema aislado. En las figuras Fig. 7-d) y Fig. 7-e) se muestra un test real de 24 horas, en los que además se incorpora el supercondensador, como se puede ver esta tecnología absorbe los transitorios rápidos propios de las energías renovables para evitar la degradación del resto de tecnologías, al tiempo que se mantiene en un estado intermedio de carga. Se han desarrollado también los controladores de mercado intradiario y de regulación de servicio (Garcia-Torres, 2015).
Sistemas de control de potencias / calidad de suministro
Existen pocas instalaciones donde se pueda acceder a la capa de control de la electrónica de potencia de la microrred. Habitualmente los equipos de electrónica de potencia tienen como plataforma de control, sistemas embebidos cuya complejidad ralentiza los desarrollos. En la instalación desarrollada los equipos de electrónica de potencia son directamente controlados mediante equipos de control en tiempo real de OPAL RT, modelo 5600 para los emuladores de red y modelo 4500 para el resto de inversores o convertidores continua-continua de la microrred. Esta plataforma permite el desarrollo de controladores directamente realizados con el software matlab/simulink/simpower disminuyendo los tiempos de desarrollo para nuevos sistemas. La potencialidad de los equipos HIL de OPAL unidos a los emuladores de red, permite integrar cualquier casuística, falta o simulación de redes complejas con un alto número de nodos mediante la amplificación de señal de los resultados de la simulación siendo esta ejecutada en tiempo real. En la figura 8, se muestra la plataforma reproduciendo un control realizado desde Simpower donde se imponen distintos armónicos en cada una de las fases. De manera similar ocurre con los equipos de electrónica de potencia de la microrred tanto paneles fotovoltaicos, pila de combustible, baterías, supercondensador. Para garantizar que la solución puede ser integrada en un sistema real se ha elaborado una placa de control embebido basada en la plataforma DSP de Texas Instruments TMS320F28335 donde se disponen de conectores homólogos a los equipos de OPAL RT para intercambio rápido entre las dos plataformas de control.
Se dispone de una plataforma de controladores de electrónica de potencia basados en la técnica de control predictivo MPC, (Garcia-Torres, 2015). En la Fig. 9-a) se muestra la respuesta del control MPC de un inversor conectado a red ante un cambio de referencia de potencia activa y reactiva. En la Fig. 9-b), se muestra la respuesta del inversor con un controlador basado en el control clásico PI-PWM. Como se puede observar comparando ambas figuras se consigue eliminar el típico transitorio del control PI-PWM.
En la Fig. 9-c) se muestran los resultados del control en tensión de un inversor trifásico comparando el control MPC con el control PI-PWM, de la misma forma que en el caso anterior se consigue disminuir el transitorio de respuesta, consiguiendo minimizarlo a un ciclo de la frecuencia fundamental 50 Hz.
En la Fig. 9-d) se muestra el control MPC desarrollado para un convertidor DC/DC incluyendo en la función de coste criterios de minimizado del rizado de corriente a la entrada del convertidor.
Agradecimientos
El desarrollo de esta infraestructura ha sido cofinanciado con Fondos FEDER a través del “Programa Operativo Fondo Tecnológico” de Infraestructuras Científicas y Técnicas Singulares (ICTS) del Ministerio de Economía y Competitividad.
Referencias
- Dötsch, C., 2009, Energy storage, in Technology Guide. Springer, 2009, pp.362-367.
- Garcia-Torres, F., 2015, Tesis Doctoral Advanced Control of Renewable Energy Microgrids with Hybrid Energy Storage System, Universidad de Sevilla, Sevilla. (Disponible: https://idus.us.es/xmlui/handle/11441/32946)