Comunicación presentada al VI Congreso Smart Grids
Autores
- Diana P. Morán Río, Investigadora predoctoral, Instituto IMDEA Energía
- Milan Prodanovic, Jefe de Unidad Sistemas Eléctricos, Instituto IMDEA Energía
- Javier Roldán Perez, Investigador titular, Instituto IMDEA Energía
- Gerardo Medrano Arana, Ingeniero de Electrónica de Potencia, Norvento Enerxía
Resumen
En las últimas décadas se ha desarrollado el concepto de microrred como una solución atractiva, fiable y flexible para el suministro local de energía eléctrica. Este tipo de redes pueden integrar generación distribuida, almacenamiento de energía y cargas controlables. Debido a la heterogeneidad de los elementos que las componen, las microrredes suponen un reto para la operación. Por esto el control coordinado de la microrred juega un papel esencial. En el marco del proyecto Microgrid-On-Chip (MOC) se desarrolla un control de microrred basado en un convertidor de baterías que lleva a cabo además las funciones de coordinación del resto de elementos de la microrred. En este artículo se presentan los objetivos del proyecto relacionados con el diseño de los distintos niveles de control de la microrred y del convertidor de baterías. Se describirá la metodología a seguir para verificar la estabilidad de la red y se mostrarán resultados preliminares del trabajo.
Palabras clave
Microrred, Batería, Control, Secundario, Coordinación, Estabilidad
Introducción
Desde hace años se viene usando el concepto de microrred para llevar a cabo la integración de recursos de generación distribuidos, cargas controlables y sistemas de almacenamiento de energía. Las microrredes presentan una serie de beneficios respecto a los sistemas de distribución convencionales. Al aprovecharse los recursos energéticos distribuidos, el consumidor obtiene la energía a un menor precio, incurriéndose en menores pérdidas. Además, este tipo de redes son más flexibles. Esto se debe al empleo de convertidores de potencia como interconexión de los dispositivos (generación y almacenamiento) con la microrred. El almacenamiento de energía por su parte permite un suministro ininterrumpido en escenarios de alta variabilidad de energía renovable. Gracias al almacenamiento también se puede dotar a la microrred de servicios auxiliares adicionales.
Las microrredes se pueden operar principalmente de dos modos: aisladas o conectadas con la red eléctrica. Cuando las microrredes están conectadas a la red eléctrica general (modo red) el balance entre generación y demanda se realiza mediante el punto de acoplamiento. En este modo de operación la microrred podría aportar servicios auxiliares como regulación de tensión o control de frecuencia. En modo aislado o modo isla, la microrred opera desconectada de la red eléctrica general. En este modo el balance de energía debe implementarse en el interior de la microrred, el almacenamiento juega un papel clave en la consecución del balance. El almacenamiento puede facilitar el balance entre generación y demanda, permitiendo un mayor aprovechamiento de los recursos renovables y una mayor disponibilidad de energía. La operación en modo isla puede estar motivada por causas fortuitas (faltas) o intencionadas (mantenimiento). Gracias a esta flexibilidad de operación las microrredes pueden mejorar la fiabilidad de las redes de distribución (Escalera et. al, 2018).
Para aprovechar los beneficios que las microrredes nos ofrecen es necesario garantizar su estabilidad. En modo red, la tensión y frecuencia de la red están impuestas por la red general por lo que la estabilidad está vinculada a los efectos que tienen todos los elementos en la red. En modo isla, la inercia de la microrred es considerablemente menor por lo que la tensión y la frecuencia deben ser estrechamente controladas. Además, al igual que en modo red, es necesario garantizar la estabilidad de cada dispositivo. Esto se traduce en la necesidad de un control coordinado de todos los dispositivos.
En la literatura se ha estudiado esta necesidad de control, definiéndose niveles diferenciados de control (Guerrero et. al, 2011). Cada uno de los niveles genera consignas para el nivel inferior a partir de las referencias proporcionadas por el nivel superior. En la base del control se encuentra el control interno de cada dispositivo. Este regula la tensión y corriente proporcionadas por el dispositivo además de mantener la estabilidad del sistema. Debido a su rapidez se podrían ofrecer servicios auxiliares como corrección del factor de potencia, compensación armónicos, equilibrado de fases o inercia virtual (Olivares et. al, 2014). Por encima del control interno se encuentra el control primario. El control primario está encargado de ajustar la frecuencia y tensión de cada convertidor conectado a la microrred. El control de droop (Guerrero et. al, 2011), la impedancia virtual (Wang et. al, 2014) o la máquina síncrona virtual (D’Arco & Suul, 2013) son tipos de control primario que simulan, con mayor o menor detalle, el comportamiento de un generador eléctrico. El control secundario garantiza que los valores de frecuencia y tensión de la red se encuentren entre los límites especificados (IEEE Std 1547-2018). Este control también coordina la transición entre puntos de operación, incluyendo en su caso las transiciones entre modo red y modo isla. Por encima del control secundario, el control terciario gestiona los flujos de energía de la microrred. Este control tiene en cuenta la demanda de energía, su disponibilidad y su coste. Un ejemplo de acción llevada a cabo en este nivel de control sería desplazar las puntas de consumo o generación (mediante almacenamiento) a un instante temporal más adecuado con el fin de evitar congestiones.
Los controles descritos en el párrafo anterior se pueden llevar a cabo de forma centralizada o descentralizada (Hatziargyriou, 2014). Cuando el control se lleva a cabo en un punto y posteriormente las consignas se distribuyen a los diferentes dispositivos se denomina control centralizado. En este control las decisiones que se toman tienen en cuenta información de toda la red. Por otra parte, la centralización conlleva posibles fallos debido a las comunicaciones. En el lado opuesto al control centralizado se encuentra el control distribuido. Este tipo de control se lleva a cabo en el propio dispositivo a controlar. En este caso solo se dispone de información local para la toma de decisiones. Los posibles fallos debidos a las comunicaciones se reducen al mínimo con el control distribuido.
Considerando esta jerarquización y la necesidad de coordinación entre dispositivos para asegurar la estabilidad, el control secundario es un aspecto esencial en la operación de microrredes en ambos modos de control. Este control debe ser capaz de llevar a cabo las transiciones entre modos de operación y la conexión y desconexión de los distintos elementos de la red de forma segura. Diferentes organismos están realizando la labor de estandarizar los requisitos que deben cumplir las microrredes, incluyendo los relativos a su operación (IEEE Std 1547-2018).
En este artículo se presenta la metodología de análisis de estabilidad de una microrred para ser empleado en el diseño del control secundario de la misma. Este trabajo está englobado dentro del proyecto Microgrid-On-Chip. En el siguiente apartado de este artículo se describirá el proyecto MOC. Posteriormente se explicará la metodología empleada para la evaluación de la estabilidad y del diseño del control secundario de la microrred. Finalmente se presentarán los resultados relativos a este análisis de estabilidad obtenidos hasta la fecha.
Descripción del proyecto MICROGRID-ON-CHIP
El objetivo principal del proyecto Microgrid-On-Chip (MOC) es desarrollar una solución integral para la operación de microrredes híbridas. Esta solución incluye un convertidor de baterías y un sistema de control de microrredes. El proyecto está liderado por Norvento Enerxía y cuenta con la participación del grupo investigación GEISER de la Universidad de Alcalá de Henares e IMDEA Energía.
El control desarrollado en el proyecto ha sido pensado para ser implementado en una microrred como la que se muestra en la Figura 1. Se trata de una microrred híbrida en la que se cuenta con generación a partir de energía solar fotovoltaica y también mediante grupos diésel. La microrred cuenta también con un sistema de almacenamiento compuesto de baterías. Entre las cargas encontramos cargas críticas (siempre deben ser alimentadas) y cargas deslastrables. Se contempla la operación en modo isla y en modo red, para ello se dispondrá de un interruptor de conexión a red. Este modelo de red se ha definido de forma modular para facilitar su escalabilidad.
Se contemplan los siguientes aspectos operativos. La generación fotovoltaica puede integrarse conectando los paneles al lado de DC del inversor de baterías o mediante un inversor propio. En el primer caso el control sobre el inversor es total, en el segundo caso el control a realizar dependerá de la tecnología que emplee el convertidor fotovoltaico. Los grupos diésel permiten alimentar las cargas cuando la energía procedente del convertidor de batería es insuficiente, así como cargar las baterías cuando la generación renovable o la red no están disponibles. Como es sugerido en los estándares se espera que la red pueda detectar condiciones anormales de operación y actuar en consecuencia ante ellas. Dentro de estas condiciones de anormales de operación encontramos: subtensiones, subfrecuencias y creación de islas no intencionadas entre otras.
En lo que respecta al control, cada inversor de baterías alberga el control primario de esa batería y de los módulos fotovoltaicos a ella conectados. El control secundario o de microrred y el control terciario están replicados en cada uno de los convertidores de batería, siendo uno a cada tiempo responsable de llevarlos a cabo. El control secundario o PMS (Power Management System) envía consignas de frecuencia y tensión a los demás convertidores y a los grupos diésel y se encarga de coordinar el deslastre/conexión de cargas, y la conexión a red. El control terciario o EMS (Energy Management System) está encargado de realizar el despacho de las fuentes de energía de la microrred, para lo que contará con medidas de la microrred y del operador del sistema.
El trabajo del proyecto se organiza en varias fases. A continuación, se resumen los objetivos directamente vinculados a IMDEA Energía que comprenden el diseño del control secundario y en menor medida el primario y el terciario. En la primera fase se sientan las bases técnicas o requisitos técnicos del resto del proyecto. Para determinar los requisitos técnicos que debe cumplir el control de la microrred se estudian las diferentes normas y estándares que hay al respecto (IEEE Std 1547-2018) (IEEE STD 2030.3-2016). En la segunda fase se desarrollan los controles primario y secundario de la batería y la microrred respectivamente. El control primario desarrollado permitirá al convertidor de baterías operar en modo aislado y en modo red. El control secundario mantendrá los niveles de tensión y frecuencia en los rangos indicados en diferentes escenarios de operación (diferentes niveles de carga, conexión y desconexión de elementos, ambos modos de operación, falta, etc.). Los algoritmos de control se validarán mediante simulación en ordenador. Posteriormente, estos desarrollos son implementados y ensayados en laboratorio para comprobar su validez. Finalmente, los controles desarrollados se implementan en una microrred real para comprobar su validez.
Metodología aplicada
El control secundario de la microrred, esto es el control coordinado de los dispositivos, se encarga de que la microrred opere en los valores de frecuencia y tensión establecidos. Además, mediante este control se debe garantizar que las transiciones entre los diferentes puntos de operación sean estables.
La evaluación de la estabilidad de microrredes se puede realizar empleando diferentes métodos. Por una parte, se puede analizar la estabilidad aplicando el criterio de Nyquist. Este método consiste en obtener el circuito equivalente de Thevenin de una parte de la microrred y comprobar la estabilidad en lazo cerrado de la función de transferencia definida por su impedancia. Aunque se trata de un concepto sencillo, su aplicabilidad se complica a medida que aumenta el tamaño de la microrred (Cao et. al, 2016). Por otra parte, también se emplea el análisis de autovalores o de pequeña señal para evaluar la estabilidad de las microrredes (Pogaku et. al, 2007). Este es un método tradicionalmente empleado en los análisis de estabilidad de sistemas eléctricos. Consiste en comprobar que los autovalores del sistema no introduzcan inestabilidades, esto es, se encuentren localizados a la izquierda del eje imaginario.
Los autovalores del sistema se obtienen de la matriz de estados del mismo. Para obtener el modelo de espacio de estados se modela cada uno de los componentes del sistema (Ec. 1). Los modelos de los diferentes elementos se integran conjuntamente mediante las ecuaciones eléctricas definidas por la topología de la microrred. Como resultado se obtienen las matrices que definen el modelo en espacio de estados. El posterior estudio de la matriz de estado del sistema permite conocer si el sistema de estudio es estable. Por otra parte, el análisis de sensibilidad de autovalores y los coeficientes de participación nos permiten saber cómo los valores de los diferentes estados del sistema afectan a la estabilidad.
(Ec.1)
Como se ha mencionado, el modelo en espacio de estados de la microrred incluye los modelos individuales de cada elemento. A continuación, se describen brevemente cada uno de los modelos de los elementos que forman la microrred (ver Figura 1). En este caso contamos con generación fotovoltaica y almacenamiento de energía interconectados mediante convertidores de electrónica de potencia, generadores diésel, cargas y la red eléctrica. Los inversores o convertidores se modelan en sistemas de referencia locales determinados por su frecuencia. Estos modelos incluyen las dinámicas de cada una de las capas de control que el inversor tenga (controles de corriente, tensión, droop, impedancia virtual, máquina síncrona virtual…), el filtro de salida y la transformación del sistema de referencia local al sistema de referencia global. En el caso de los grupos diésel, su modelo incluye modelos de: generador síncrono con devanados de amortiguamiento, circuito de excitación, motor diésel y eje del generador y las ecuaciones que permiten pasar del sistema de referencia local (generador síncrono) al sistema de referencia global. Los modelos de la red y las cargas estarán directamente en el sistema de referencia global.
Matemáticamente los elementos de la red están definidos por ecuaciones diferenciales lineales y no lineales. Los modelos en espacio de estados son modelos lineales, por lo que es necesario linealizar primero el sistema de la microrred. Teniendo esto en cuenta, el análisis de estabilidad que se realiza nos indica si el sistema es estable en torno al punto de operación y los límites de la estabilidad. El control secundario debe asegurarse de que cada uno de los puntos de operación es estable para garantizar la reserva. A partir de los resultados obtenidos en el estudio de estabilidad de la microrred se diseñará el control secundario.
Resultados preliminares
Hasta la fecha se han realizado los modelos de pequeña señal de varias microrredes. En estos modelos se han incluido hasta dos inversores en paralelo y una carga ver Figura 2. Para simular la microrred al completo, falta por incluir el modelo linealizado del grupo diésel, actualmente en desarrollo.
La validación del modelo linealizado se realiza comparándolo con el modelo no linealizado. En este caso el modelo no linealizado ha sido implementado en Simulink. La Figura 3 muestra la variación de la tensión a la que está conectada la carga (sistema de la Figura 2) cuando se varía la tensión de referencia del Inversor 1 en 0,1V. Como se puede observar, las dinámicas (lentas y rápidas) de los modelos linealizado y no linealizado coinciden perfectamente. En la Figura 4 se observa la variación de la potencia inyectada por los inversores al aumentar la frecuencia de referencia del Inversor 1 en 0.05Hz. En este caso las dinámicas de las potencias no son idénticas, esto es debido a la no linealidad asociada a la transformación de sistema de referencia. Aun así, el modelo linealizado refleja con bastante precisión el modelo real.
Una vez se cuenta con el modelo linealizado del sistema se pasa a analizar su estabilidad. El análisis de los autovalores nos indica la sensibilidad de los polos a los distintos parámetros del control. Sabiendo esto se puede evitar que el sistema sea inestable, situando todos los autovalores a la izquierda del eje imaginario. La Figura 5 muestra los autovalores más significativos del sistema de la Figura 2 que más dependen de la carga, al aumentar esta. El análisis cuantitativo de los autovalores establece las pautas que debe seguir el control secundario para garantizar la estabilidad del sistema.
Conclusión
En este artículo se ha descrito una solución al control de microrredes híbridas. En el proyecto Microgrid-On-Chip el control coordinado de la microrred se lleva a cabo de forma centralizada desde el convertidor de baterías de la microrred. El modelado de la microrred y el posterior análisis de estabilidad a través de sus autovalores determinan cómo los diferentes parámetros de la microrred afectan a la estabilidad de la misma, pudiéndose detectar puntos críticos de operación. En este trabajo se ha presentado un análisis preliminar de la estabilidad de la microrred. en el futuro se llevará a cabo un análisis integral de la estabilidad de la red. Según este análisis, se diseñará el control secundario de la misma, garantizando su estabilidad.
Agradecimientos
Este proyecto ha sido financiado por: FEDER/Ministerio de Ciencia, Innovación y Universidades – Agencia estatal de Investigación/_Proyecto RTC-2017-6262-3
Referencias
- D’Arco, S., & Suul, J. A. Virtual Synchronous Machines – Classification of Implementations and Analysis of Equivalence to Droop Controllers for Microgrids. In IEEE PES PowerTech 2013.
- Cao, W., Ma, Y., & Wang, F., «Harmonic stability analysis and controller parameter design of three-phase inverter-based multi-bus ac systems based on sequence impedances,» 2016 IEEE Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE), Milwaukee, WI, 2016, pp. 1-8.
- Escalera, A., Prodanović M. & Castronuovo E. D., «An Analysis of the Energy Storage for Improving the Reliability of Distribution Networks,» 2018 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT-Europe), Sarajevo, 2018, pp. 1-6.
- Guerrero, J. M., Vasquez, J. C., Matas, J., de Vicuna, L. G. & and Castilla, M. «Hierarchical Control of Droop- Controlled AC and DC Microgrids—A General Approach Toward Standardization,» in IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 58, no. 1, pp. 158-172, Jan. 2011.
- Hatziargyriou, N., Microgrids: Architectures and Control, IEEE-Wiley. 2014.
- IEEE Standard Test Procedures for Electric Energy Storage Equipment and Systems for Electric Power Systems Applications,» in IEEE Std 2030.3-2016, vol., no., pp.1-72, 30 Sept. 2016
- IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces,» in IEEE Std 1547-2018, vol., no., pp.1-138, 6 April 2018
- Olivares et al., «Trends in Microgrid Control,» in IEEE Tran. Smart Grid, vol. 5, no. 4, pp. 1905-1919, July 2014.
- Pogaku, N., Prodanovic, M. & Green, T.C. «Modeling, Analysis and Testing of Autonomous Operation of an Inverter-Based Microgrid,» in IEEE Tran. Power Electronics, vol. 22, no. 2, pp. 613-625, March 2007.
- Wang, X., Li, Y., & Blaabjerg, F. (2014). Virtual-Impedance-Based Control for Voltage-Source and Current-Source Converters. IEEE Transactions on Power Electronics Virtual-Impedance-Based, 8993(c).