Comunicación presentada al IV Congreso Smart Grids:
Autor
- Javier Sánchez, Responsable Comercial GRID, SAFT
Resumen
La comunicación aborda, desde la experiencia en operación, las particularidades, problemas y beneficios de integrar almacenamiento de energía en baterías de li-ion en un parque de generación eólica.
Introducción
SEV, compañía eléctrica que da servicio a las Islas Feroe hace unos años planteo un objetivo a 2020 que definía que para ese año el 75% de la energía que inyectara a la red tendría un origen renovable. En 2015 establecieron un nuevo parque eólico con una capacidad de producción de 18MW que representa el 18% del consumo anual. Actualmente el otro 42% de la energía proviene de los recursos hidráulicos de las islas y el 40% restante de generación térmica tradicional. Las Feroe están formadas por 18 islas donde habitan unos 50.000 habitantes que consumen alrededor de 300GWh de energía eléctrica al año.
Para el año 2030 SEV ha planteado el objetivo ambicioso, pero no por ello imposible, de alcanzar una generación 100% renovable. Los resultados de este proyecto de integración de almacenamiento en batieras de Li-ion ha aportado más claridad a la consecución del mismo.
Definición de la necesidad
Un sistema de las características y particularidades geográficas de las Islas Feroe que pretenda explotar e incrementar la penetración de sus recursos eólicos se enfrenta a una serie de problemas que se abordan a continuación.
En primer lugar, habría que señalar la “volatilidad” de la generación eólica. Se trata de un tipo de generación que presenta grandes fluctuaciones en la manera en la que se presenta y permanece disponible. Todo esto genera problemas de estabilidad de frecuencia y tensión en la red de distribución de la energía.
Esta problemática arrastra la necesidad de plantear una reserva cinética que haga frente a las fluctuaciones de la generación eólica que impactan en mayor o menor medida sobre la calidad de la red. Dicha reserva cinética es sostenida tradicionalmente por máquinas de generación térmica o grupos diésel, con el perjuicio ambiental que estas suponen, y el coste económico de las misma por sus gastos de operación y mantenimiento.
Por tanto, al interconectar la necesidad de reducir la dependencia de energías fósiles en las islas, manifestado en sendos objetivos para 2020 y 2030, con la dependencia de dicha reserva cinética, surge la iniciativa de considerar un sistema de almacenamiento de energía, o mejor dicho de potencia, que cree una virtual máquina rotativa, con la particular ventaja de no consumir derivados del petróleo, sino excesos de la generación de la red de la isla.
Diseño de la solución
Básicamente la solución adoptada para establecer la reserva cinética virtual, es una batería de Li-ion de SAFT de 700KWh capaz de entregar potencia de forma continua hasta 2400KW. Al tratarse de un sistema de almacenamiento electroquímico, y por tanto en corriente continua, a fin de realizar la conversión de potencia, el BESS se integra en la planta a través de unos inversores de potencia capaces de gestionar tanto la carga como la descarga de las baterías en función de las necesidades de la red.
Para llevar a cabo el dimensionamiento necesario del sistema han sido necesarias diferentes simulaciones. Gracias a los datos proporcionados por SEV acerca de la capacidad de generación eólica de la planta con una resolución de 2s, ha sido posible desarrollar un sistema de almacenamiento muy optimizado que, desde su concepción, ha buscado el equilibrio entre las prestaciones en potencia y capacidad de almacenamiento.
La gestión del sistema de almacenamiento corre a cargo de un LEMS (Local Energy Management System) encargado de la gestión del SoC (Estado de Carga) de la batería, así como de los recursos de generación disponibles y las características instantáneas de la red.
En todo momento el LEMS está actuando sobre la generación de la planta eólica, así como sobre el flujo de energía en el punto de conexión, actuando sobre la capacidad de absorción o de entrega de potencia de la batería de Li-ion.
Un modelo generado en Matlab es capaz de reproducir las capacidades de la batería, así como los tiempos de respuesta de los inversores de frecuencia, concluyendo que el sistema de almacenamiento es capaz de ofrecer suavizados de entre 300 a 3000KW/min manteniendo los niveles de SoC dentro de los límites indicados por SAFT.
El BESS de Hushagi
El BESS de 700KWh de energía con una capacidad de descarga continuada de 2400KW y puntas de hasta 3300KW durante 10s está compuesto por dos contenedores de 20 pies “Intensium Max” IM20P HP. Cada contenedor está formado por 10 ramales de baterías de Li-ion de 623VDC nominales. Cada ramal individual está controlado por un BMM dedicado a gestionar la seguridad y perfectas condiciones de carga y equilibrio de todos los elementos de dicho ramal. Los diez ramales de un mismo contenedor de baterías se concentran en un MBMM encargado de unificar las aportaciones de capacidad de cada uno de los ramales en un solo bus de conexión de corriente continua.
Finalmente, los dos buses de corriente continua de los dos contenedores se concentran en uno solo de entrada al inversor de potencia de ENERCON.
En concreto el sistema de inversores propuesto por ENERCON está integrado en un contenedor de 40 pies, donde podemos encontrar un conjunto de 7 inversores de potencia cada uno con una potencia de 330KVA, y un transformador de baja a media con una salida a 20KV, tensión en el punto de conexión.
El conjunto BESS (Batería más inversores de potencia y transformador) está en permanente comunicación con el LEMS de la planta, a fin de informar a este de los recursos energéticos de entrega y absorción de potencia de que dispone, para ejecutar en tiempo real con una respuesta inferior a 70ms sus dos modos de operación definidos.
Los modos de operación del LEMS de la planta de SEV en Hushagi son los siguientes:
- Modo de Control de Gradiente
- Modo de Control de Frecuencia
Operando en Control de Gradiente, el LEMS monitoriza la capacidad de generación de la planta eólica y genera o absorbe el gradiente inverso desde el BESS a fin de suavizar la inyección a la red del conjunto de la planta.
Este modo puede ser usado en combinación con un control de energía que serviría para limitar la cantidad de energía cargada y descargada del BESS, lo cual es muy útil para controlar el envejecimiento de las baterías.
Por otro lado, y a fin de limitar la potencia inyectada durante eventos de producción bajo condiciones de extremas de fluctuación de viento, el LEMS puede operar la planta limitando la producción del parque eólico si las baterías no son capaces de absorber los excesos de potencia generados.
Por último, el LEMS presenta un modo de Control de Frecuencia a través del cual opera el conjunto global de la planta bajo una curva P(f) que es soportada por el BESS como soporte a la red.
Experiencia Operativa y Resultados
Los resultados obtenidos en campo han sido muy interesantes y han arrojado mucha información de interés en lo referente a como un sistema de almacenamiento de alta potencia puede colaborar de forma muy activa en la mejora de los servicios auxiliares de una planta de generación eólica.
En primer lugar, los resultados obtenidos durante los primeros 40 días de operación han determinado que las simulaciones que se realizaron con los datos proporcionados por SEV se han ajustado a la realidad.
Durante esos días se realizaron numerosos ciclos de carga y descarga de las baterías a diferentes SoC, y en numerosas ocasiones se intercambiaron hasta un 285% de la energía de la batería en un periodo de 24h, como puede observarse en la figura 7.
Desde un punto de Control de Gradiente, el sistema estuvo operando en un punto de trabajo de 20KW/s sin problema como puede observarse en la línea de color magenta de la siguiente gráfica (Figura 8), que representa la potencia de salida de la planta, claramente más suave a la azul, que representa la generación real del parque eólico. La pendiente máxima tanto de subida como de bajada de la curva magenta es 20MW/s.
Finalmente, y unos de los aspectos más interesantes de este proyecto, y que ha sido puesto de manifiesto tras la implementación y pruebas en campo, ha sido el significativo decremento de los recortes en producción por exceso de generación gracias a la integración del sistema de almacenamiento, pasando de un 28% en el invierno de 2014/15 a un 9% en el mismo periodo de 2016/17, como puede observarse en la figura 9.
Lecciones Aprendidas
En primer lugar, ninguno de los participantes de este proyecto hubiera podido haber realizado el proyecto sin los demás. La colaboración prestada entre el operador del sistema, el suministrador de la batería, así como el del sistema de control ha sido determinante para entender y analizar el problema, y finalmente diseñar, validar e implementar una solución técnica con un interesante retorno de inversión.
Ninguna pieza del sistema es la clave en la solución del problema. Todas y cada una de las ideas de los diferentes colaboradores afloradas durante el proceso iterativo de gestación y puesta en operación del sistema han sido determinantes.
A tenor de los resultados obtenidos en campo, SEV técnicamente podría plantear el sostener de forma estable su capacidad de generación con viento hasta en un 85%, basándose en sistemas de almacenamiento e inversores de potencia.
Agradecimientos
A Jesús Lugaro de SAFT y Daniel Gamboa y Jörg Anderlohr de Enercon.
Referencias
- Power system needs – How grid codes should look ahead, Eckard Quitmann and Eike Erdmann, IET Renewable Power Generation, Volume 9, Issue 1, January 2015, p. 3 – 9
- MIGRATE-Project