Microgrid-On-Chip. Estabilidad de microrredes con baterías y generadores convencionales

Comunicación presentada al VII Congreso Smart Grids

Autores

• Diana Patricia Morán Río, Investigadora Predoctoral, Instituto IMDEA Energía
• Milan Prodanovic, Jefe de Unidad Sistemas Eléctricos, Instituto IMDEA Energía
• Javier Roldán Pérez, Investigador Titular, Instituto IMDEA Energía
• Gerardo Medrano Arana, Ingeniero de Electrónica de Potencia, Norvento Enerxía
• Adolfo Ausín Herrero, Responsable de Electrónica de Potencia, Norvento Enerxía
• Juan Alberto Marrero Sosa, Responsable de Negocio, Electrónica de Potencia, Norvento Enerxía

Resumen

Las microrredes se presentan como una solución atractiva para el suministro de energía eléctrica en áreas con acceso remoto o restringido a la red principal. Estas redes se caracterizan por integrar recursos de generación distribuidos como generación renovable y generación mediante grupos diésel entre otros, con sistemas de almacenamiento y cargas locales. En el marco del proyecto Microgrid-On-Chip (MOC) se desarrolla un control de microrred híbrida basado en un convertidor de baterías que realiza además las funciones de coordinación. En este artículo se presenta un estudio de la influencia del ancho de banda del PLL como método de sincronización en la estabilidad de microrredes con generadores diésel. Los resultados analíticos se validaron experimentalmente en el laboratorio de redes de IMDEA Energía (SEIL). Este estudio muestra la importancia del diseño de los parámetros del PLL en la planificación y la operación de microrredes híbridas.

Palabras clave

Microrred, batería, control, generador síncrono, sincronización, estabilidad, inversor.

Introducción

El concepto de microrred (MG) se propuso hace algunas décadas para integrar los recursos energéticos distribuidos, que comprenden recursos de energía renovable, sistemas de almacenamiento de energía y cargas controlables (Olivares et. al, 2014). Este concepto también se ha aplicado para suministrar energía eléctrica en áreas remotas. Las MGs se pueden personalizar según su aplicación y la disponibilidad de recursos en el área. En este sentido, se pueden utilizar diferentes tipos de generación (fotovoltaica, eólica, hidroeléctrica, diésel, etc.) (Olivares et. al, 2014). Los recursos renovables presentan claros beneficios para el medio ambiente. Sin embargo, proporcionan una generación variable. Esto significa que se deben utilizar fuentes de energía auxiliares como ESS o grupos electrógenos diésel para garantizar un suministro de energía continuo. En particular, los grupos electrógenos diésel son una de las soluciones más adoptadas en áreas remotas debido a su simplicidad.

En MGs aisladas de la red general, los generadores diésel se pueden emplear como formadores de red con un ajuste adecuado de sus reguladores de tensión y frecuencia. Mientas que la generación renovable, conectada a través de convertidores de electrónica de potencia, sería operada en modo seguidor (Yazdani & Iravani,   2010). Uno de los métodos más empleados para la sincronización de convertidores es el bloqueo de fase (o PLL por sus siglas en inglés) (Yazdani & Iravani,   2010). Esta solución consta de un control PI que fuerza a que una de las componentes de la tensión en los ejes d-q sea cero. Este método funciona bien en redes con gran inercia como las convencionales (Yazdani & Iravani, 2010). Sin embargo, la inercia proporcionada por los grupos diésel es mucho más reducida y las interacciones entre los lazos de sincronización (PLL) y los generadores diésel pueden causar inestabilidades.

Los grupos electrógenos diésel también han sido estudiados en la literatura. Estos generadores comprenden un generador síncrono, un sistema de excitación, un motor primario, un regulador de tensión y un regulador de frecuencia (Knudsen, 2017 y Boldea, 2006). Los generadores síncronos han sido estudiados con diferentes niveles de detalle dependiendo de la finalidad del estudio (Kundur, 1994 y Krause et. al, 2002). También se han estandarizado los sistemas de excitación de este tipo de generadores (IEEE Std 421.5-2016). Por otra parte, en (Knudsen, 2017 y Boldea, 2006) se estudian los motores diésel empleados como accionamientos de estos generadores.

El análisis de estabilidad de pequeña señal es empleado por los investigadores en la evaluación de la estabilidad de MG con diferentes tecnologías de generación y paradigmas de control (Pogaku et. al, 2007 y DArco & Suul, 2016). Sin embargo, las interacciones entre los generadores diésel y los convertidores seguidores no se han estudiado en detalle en la literatura.

En el proyecto Microgrid-On-Chip (MOC) se desarrolla una solución integral para la operación de microrredes con generadores diésel y convertidores de electrónica de potencia. La solución propuesta incluye un convertidor de baterías y un sistema de control de microrredes que comercialmente se ha denominado “Norvento Gridmaster Converter”. En el proyecto participan Norvento Enerxía, el grupo investigación GEISER de la Universidad de Alcalá de Henares y la unidad de sistemas eléctricos del Instituto IMDEA Energía. El proyecto está liderado por Norvento Enerxía.

En el proyecto se ha contemplado una microrred como la de la Figura 1 para el desarrollo del sistema de control. Como se puede observar, la microrred cuenta con generación a partir de energía eólica, 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 no críticas. La microrred permitirá la operación en modo isla y en modo red, para ello se dispondrá de un interruptor de conexión a red. Los grupos diésel permitirán 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. Este modelo de red se ha definido de forma modular para facilitar su escalabilidad (web Norvento Gridmaster Converter).

En este contexto se ha llevado a cabo un estudio de las interacciones entre grupos electrógenos diésel y convertidores seguidores con PLL cuando ambos se integran en una microrred. En este artículo, se desarrolla un modelo de pequeña señal de una microrred que incluye un grupo electrógeno diésel y un convertidor. Se ha evaluado la influencia de los parámetros del PLL en los autovalores de la microrred. Para validar el trabajo, se han comparado el modelo desarrollado (lineal) con el modelo real (no lineal) de la microrred. Además, el modelo propuesto y los resultados obtenidos se han verificado en el laboratorio SEIL del Instituto IMDEA Energía. Se empleó un convertidor de 15 kVA y el comportamiento del grupo electrógeno se simuló mediante un convertidor de 75 kVA.

Descripción del caso de estudio

La Figura 2 muestra el diagrama eléctrico y de control de la microrred estudiada en este artículo. Consiste en un generador diésel y un convertidor controlado por corriente conectados en paralelo que alimentan una carga. Todos los dispositivos están conectados al mismo punto de acoplamiento. En este trabajo se ha considerado un generador síncrono con devanados amortiguadores. El generador incluye un motor diésel acoplado mecánicamente al generador eléctrico. El sistema de excitación se basa en un alternador que está acoplado a un rectificador de diodos. La tensión y la frecuencia a la salida del generador están controlados por el regulador de tensión AVR) y el regulador de frecuencia del generador, respectivamente. El AVR genera el valor del punto de operación para el sistema de excitación y el regulador de velocidad genera el valor del punto de operación para el combustible inyectado al motor diesel. El convertidor está conectado la microrred mediante de un filtro LCL. La potencia activa y reactiva inyectada por el convertidor se controlan indirectamente mediante el uso de un control de corriente estándar en un sistema de referencia d-q. El sistema de referencia d-q es generado por el sistema PLL.

Metodología

La estabilidad de los sistemas eléctricos convencionales se evalúa comúnmente mediante el estudio de los valores propios o autovalores de su modelo linealizado (Kundur, 1994). Este enfoque ha sido adaptado para analizar la estabilidad de microrredes con convertidores (Pogaku et. al, 2007). Los valores propios del modelo linealizado describen los modos de oscilación del sistema que se modela. También se puede utilizar para analizar el tiempo de respuesta del sistema alrededor de un punto de operación.

El análisis de autovalores se puede realizar junto con varias técnicas matemáticas como el análisis de los factores de participación (Kundur, 1994). La matriz de participación mide la relación entre modos de oscilación y variables de estado. El elemento p_ki de la matriz de participación, llamado factor de participación, mide la participación relativa del estado k-ésimo en el modo i-ésimo, y viceversa. La matriz de participación se calcula teniendo en cuenta los vectores propios del sistema linealizado (Kundur, 1994).

El modelo de pequeña señal se ha desarrollado siguiendo la metodología presentada en (Pogaku et. al, 2007). Las ecuaciones dinámicas se representan en un sistema de referencia común (DQ) que está sincronizado con la tensión del rotor del generador síncrono. El convertidor usa un sistema de referencia adicional (dq) generado por el PLL y que gira síncronamente con el sistema de referencia DQ. Este aspecto se muestra en la Figura 3. Todas las variables se transforman al sistema de referencia DQ para obtener el modelo final de microrred.

El modelado de la microrred se ha hecho de forma modular como se puede observar en la Figura 3. La microrred está formada por el generador diésel, el convertidor y la carga. La combinación de los modelos lineales de estos tres dispositivos da lugar al modelo de la microrred. Cada uno de estos dispositivos a su vez está formado por diferentes elementos internos. A partir de la combinación de los modelos de pequeña señal de los elementos internos de cada dispositivo se obtiene el modelo de pequeña señal de ese dispositivo. Los modelos de pequeña señal de los elementos internos se obtienen mediante la linealización entorno al punto de operación de sus modelos no lineales. Cabe destacar que cuando se combinan los modelos de pequeña señal de generador, convertidor y carga se transforman las variables del convertidor del sistema de referencia local (dq) al sistema de referencia común (sistema de referencia DQ del generador). El modelo de pequeña señal resultante se puede representar como:

Resultados

Validación del modelo

El modelo de pequeña señal de la microrred ha sido validado comparando su respuesta ante diferentes escalones con la respuesta del modelo no lineal. En este caso el modelo no lineal ha sido implementado en Simulink. En la Figura 4 podemos ver las respuestas de la tensión del modelo lineal y el no lineal ante escalones en las variables de entrada del sistema (las referencias de tensión y frecuencia del generador y la referencia de potencia activa del convertidor. Se observa que el modelo lineal predice el comportamiento del modelo no lineal.

Análisis de factores de participación

La Figura 5 representa la matriz de participación de la microrred cuando las referencias de tensión y frecuencia del generador son 230 V y 50 Hz respectivamente, el convertidor está inyectando 2 kW y hay conectada una carga de 22 kW. En la matriz de participación cada fila representa uno de los estados de la microrred y cada columna uno de los autovalores de la microrred. Los autovalores están ordenados de más cercanos al eje imaginario a más alejados. Los colores representan, en una escala de 0 a 1, cuánto participa cada estado en los distintos autovalores de la microrred. La matriz de participación indica que los autovalores que se ven más influenciados por los estados del PLL son los autovalores 3 a 13. Estos autovalores también se ven influenciados por los parámetros mecánicos del generador síncrono, como el par mecánico.

Análisis de autovalores

La Figura 6 muestra los autovalores de la microrred cuando aumenta el ancho de banda del PLL, para dos niveles diferentes de carga. Esta figura muestra cómo al aumentar el ancho de banda del PLL los autovalores se desplazan hacia la derecha, esto es, la microrred se hace más inestable.

Dependiendo de la potencia inyectada por el convertidor, los valores propios tienen diferentes trayectorias cuando se incrementa el ancho de banda del PLL (Figura 6 (a) y Figura 6 (b)). En el escenario presentado en la Figura 6 (a) (menor potencia entregada por el convertidor) la MG se vuelve inestable con un ancho de banda del PLL entre 19.2 Hz y 20.6Hz. Este rango para el ancho de banda disminuye a 9.8-10.5Hz cuando la potencia inyectada por el convertidor aumenta a 4 kW (Figura 6 (b)).

Validación experimental

Los resultados analíticos fueron validados experimentalmente. Para la validación experimental se emuló el comportamiento del generador mediante un convertidor de 75kVA. También se empleó un convertidor de 15kVA y se conectaron diferentes niveles de cargas resistivas.

La Figura 7 muestra una comparación entre las respuestas de la microrred experimental y el modelo lineal desarrollado, ante escalones en la tensión y la frecuencia de referencia del generador. Se aplicaron escalones de 5 V negativos (Figura 7 (a)) y 0,2 Hz negativos (Figura 7 (b)). El modelo lineal propuesto predice el comportamiento de la microrred con bastante precisión. Sin embargo, la respuesta de la microrred experimental presenta oscilaciones adicionales de 300Hz y 1 Hz que no fueron predichas por el modelo lineal. Estas discrepancias podrían estar causadas por la emulación del generador.

También se validaron experimentalmente los límites de estabilidad del ancho de banda del PLL, predichos en la Figura 6. Para ello se fue aumentando el ancho de banda del PLL hasta que el sistema se hizo inestable. Se comprobó experimentalmente que el sistema permanecía estable cuando el ancho de banda era menor que el límite propuesto y se hacía inestable si el ancho de banda aumentaba. Los límites del ancho de banda experimentales resultaron ser superiores a los resultantes del cálculo analítico.

Conclusión

En este artículo se ha presentado el proyecto Microgrid-On-Chip que propone una solución integral para la operación de microrredes híbridas. Se ha modelado una microrred que incluye convertidores y generadores diésel, para posteriormente estudiar su estabilidad. Se ha estudiado la influencia de los parámetros del PLL en la estabilidad de pequeña señal de la microrred. También se han determinado los límites de estabilidad de la microrred. Este artículo destaca la importancia del diseño de los sistemas de sincronización en la integración de convertidores y generadores diésel en las microrredes. Los resultados obtenidos demuestran el impacto que tienen los parámetros de control de los convertidores en la planificación y la operación de las microrredes.

Agradecimientos

Este proyecto ha sido financiado por: FEDER/Ministerio de Ciencia, Innovación y Universidades – Agencia estatal de Investigación/_Proyecto RTC-2017-6262-3

Referencias

• [1] I. Boldea, Synchronous Generators. Taylor & Francis Group, 2006.
• [2] S. D’Arco and J. A. Suul, “Small-signal analysis of an isolated power system controlled by a virtual synchronous machine,” in 2016 IEEE International Power Electronics and Motion Control Conference (PEMC), Sep. 2016, pp. 462–469.
• [3] J. V. Knudsen, “Modeling, Control, and Optimization for Diesel-Driven Generator Sets,” Ph.D. dissertation, Aalborg Univ., 2017.
• [4] P. C. Krause, O. Wasynczuk, and S. D. Sudhoff, Analysis of Electric Machinery and Drive Systems, 2nd ed. Wiley-IEEE Press, Feb. 2002.
• [5] P. Kundur, Power system stability and control. New York: McGraw- Hill, 1994.
• [6] D. E. Olivares, A. Mehrizi-Sani, A. H. Etemadi, C. A. Canizares, R. Iravani, M. Kazerani, A. H. Hajimiragha, O. Gomis-Bellmunt, M. Saeedifard, R. Palma-Behnke, G. A. Jimenez-Estevez, and N. D. Hatziargyriou, “Trends in microgrid control,” IEEE Transactions on Smart Grid, vol. 5, no. 4, pp. 1905–1919, July 2014.
• [7] N. Pogaku, M. Prodanovic, and T. C. Green, “Modeling, analysis and testing of autonomous operation of an inverter-based microgrid,” IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 22, no. 2, pp. 613–625, March 2007.
• [8] A. Yazdani and R. Iravani, Voltage-Sourced Converters in Power Sys- tems: Modeling, Control, and Applications. Wiley, 2010.
• [9] “Ieee recommended practice for excitation system models for power system stability studies,” IEEE Std 421.5-2016 (Revision of IEEE Std 421.5-2005), pp. 1–207, Aug 2016.
• [10] https://www.norvento.com/convertidores-norvento-gridmaster/ (28 septiembre 2020)