Análisis de la gestión de potencia de las microrredes

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Ingeniería de las Tecnologías Industriales Análisis de la gestión de potencia de las microrredes Autor: Magín Fuertes Parejo Tutora: Carolina Albea Sánchez Dpto. Ingeniería de Sistemas y Automática Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 iii Trabajo Fin de Grado Ingeniería de las Tecnologías Industriales Análisis de la gestión de potencia de las microrredes Autor: Magín Fuertes Parejo Tutora: Carolina Albea Sánchez Profesora titular Dpto. de Ingeniería de Sistemas y Automática Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 v Trabajo Fin de Grado: Análisis de la gestión de potencia de las microrredes Autor: Magín Fuertes Parejo Tutora: Carolina Albea Sánchez El tribunal nombrado para juzgar el Trabajo arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2022 El Secretario del Tribunal vii A mis familiares y amigos que están A mis familiares y amigos que se fueron ix Agradecimientos A mi familia, que siempre me ha apoyado y ayudado a lo largo de este duro camino hasta llegar aquí, incluso aunque haya habido veces que no me haya dado cuenta. Me gustaría agradecer especialmente a mi madre, MªÁngeles, por haber hecho de mí la persona que hoy soy y por haber confiado siempre en mí desde el primer día que comencé esta etapa. También me gustaría nombrar a mis abuelos, Ángeles y Rafael, y a mi tía Inma, por el incondicional apoyo que me aportan y por alegrarse incluso más que yo de mis propios logros. Y a mi padre, que estoy seguro de que estará orgulloso en el cielo. A mis amigos, porque siempre han estado y estarán ahí, hasta en los momentos no tan buenos. Habéis sido una pieza clave en este camino. A mis compañeros de clase, que me han acompañado estos años de carrera, compartiendo apuntes, alegrías por los aprobados, y desilusiones por los suspensos. Por los buenos momentos vividos estos años. A todos los profesores que he tenido durante la carrera, por todo el conocimiento y las ganas de aprender que me han aportado. Especialmente me gustaría agradecer a Carolina Albea su ayuda prestada y tiempo dedicado, por haber confiado en mí para la realización de este proyecto, y por todo lo que me ha enseñado acerca de las microrredes. Magín Fuertes Parejo Sevilla, 2022 xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Trazado de microrred con conexiones [4] 1 Figura 2: Esquema básico de una microrred [5] 3 Figura 3: Componentes típicos de una microrred [3] 4 Figura 4: Diagrama de bloques del AC8B [9] 5 Figura 5: Perfil de demanda con y sin sistema de almacenamiento de energía 6 Figura 6: Vista general de la microrred de Kythnos [1] 8 Figura 7: Microrred radial conectada a la red eléctrica [6] 9 Figura 8: Topologías de microrredes: (a) radial, (b) en anillo, (c) mallada [21] 9 Figura 9: Topología de una microrred CC con conexión a red [26] 11 Figura 10: Sistema de energía abierta en CC en el campus de OIST [30] 12 Figura 11: Compensación shunt (paralelo) 13 Figura 12: Estructura típica de una microrred de CA [32] 14 Figura 13: Topología básica de una microrred híbrida [2] 14 Figura 14: Estructura jerárquica de control Q-v [34] 17 Figura 15: Estructura jerárquica de control P-f [34] 17 Figura 16: Droop Control de P y Q 18 Figura 17: Representación esquemática del control jerárquico en microrredes [36] 19 Figura 18: Evolución de los SOCs y las potencias netas en situación normal 22 Figura 19: Evolución de los SOCs y las potencias netas ante desconexiones de baterías 23 Figura 20: Valores de las alfas en el apartado 4.1.2 23 Figura 21: Evolución de los SOCs ante variaciones no esperadas de las potencias netas 24 Figura 22: Evolución de los SOCs ante variaciones no esperadas de las potencias netas y alfas 25 Figura 23: Valores de las alfas en el segundo caso del apartado 4.1.3 25 Figura 24: Modelado del precio del mercado 26 Figura 25: Resultados obtenidos tras la simulación de una operación normal 27 Figura 26: Resultados obtenidos tras las desconexiones de tres baterías 28 Figura 27: Valores de las alfas para el apartado 4.2.2 28 Figura 28: Resultados obtenidos tras variaciones repentinas en potencias netas 29 Figura 29: Evolución de los SOCs ante variacione no esperadas de las potencias netas y alfas 30 Figura 30: Variación de las alfas para el segundo caso del apartado 4.2.3 30 xix Notación FER Fuentes de energía renovables DSM Gestión del lado de la demanda MR Microrred MPP Punto de máxima potencia DR Respuesta a la demanda ESS Sistemas de almacenamiento de energía CA Corriente alterna CC Corriente continua GD Generación distribuida MT Media tensión BT Baja tensión PCC Punto de acoplamiento común SOC Índice de carga de la batería 1 1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ctualmente, se está adoptando e implantando cada vez más la generación distribuida, es decir, la generación de energía eléctrica cada vez recae más en pequeñas fuentes próximas a las cargas. Esto es debido, en parte, al auge que están teniendo las fuentes de energía renovables (FER) en los últimos años gracias a los avances en tecnología fotovoltaica, aerogeneradores, cogeneración y celda de combustible entre otros [1]. A estos avances en recursos energéticos distribuidos, se les unen las numerosas presiones y políticas gubernamentales para fomentar el uso de energías renovables y así reducir la huella de carbono disminuyendo los gases de efecto invernadero [2].Además, la localización de los grandes generadores suele ser alejada del consumo, por lo que se necesita una gran infraestructura para transportar tal cantidad de energía. Esto se traduce en una fuerte inversión y costes de explotación, además de numerosas pérdidas. Todo ello hace que surja la necesidad de integrar y controlar la generación distribuida, así como el consumo de las cargas del sistema. Así, el concepto de microrred es presentado por primera vez por el profesor Lasseter en una conferencia en 2002 [3]. Una microrred se define como un conjunto de recursos energéticos distribuidos, fuentes, cargas y sistemas de almacenamiento que actúan como una sola entidad controlable que puede operar unida a la red o de forma aislada. Es posible prever la demanda de potencia para una época del año y momento determinado y actuar en consecuencia, esto se conoce como Gestión del Lado de la Demanda (denominado en inglés “Demand Side Management, DSM)[38]. Las microrredes se presentan como una solución a la transición energética en numerosos países desarrollados y, aunque se trate de un concepto relativamente nuevo, ya se opera con ellas, formando parte de muchos sistemas en la actualidad. No obstante, están en continuo desarrollo para tratar de optimizar su uso. Este proceso de mejora constante no es sencillo, y se necesitan cada vez más estrategias de control y soluciones tecnológicas para administrar y estimar la demanda que optimizan el uso de la energía producida [4], así como minimizar los costos operativos o maximizar los ingresos de acuerdo con el mercado eléctrico. Del mismo modo, las microrredes se están implantando cada vez más en países en vía de desarrollo. En estos lugares normalmente rurales, con poca infraestructura eléctrica para la distribución de la energía y relativamente A Figura 1: Trazado de microrred con conexiones [4] Introducción y Objetivos 2 alejados de los puntos de generación, estos sistemas se presentan como una solución para suministrar la energía eléctrica demandada a la población. Uno de los objetivos que se persigue con este trabajo será obtener una visión general e introductoria de las microrredes de una forma descriptiva. Este propósito se intentará llevar a cabo analizando las clases de microrredes, así como sus componentes y posibilidades de operación. Posteriormente, se introducirán problemas de control que pueden surgir en la explotación de éstas. En una segunda parte del trabajo, se propondrá una solución en la cual se analizará de forma práctica la gestión de potencia de una microrred real por medio de la herramienta Simulink de Matlab. 3 2 MICRORREDES Omo se definió previamente, la microrred abarca una parte de un sistema de distribución de energía eléctrica que se encuentra aguas abajo de la subestación de distribución e incluye recursos energéticos distribuidos y diferentes tipos de usuarios finales de electricidad y/o calor [5]. El conjunto se comporta como una única entidad desde el punto de vista de la red. Las microrredes tienen diversas ventajas respecto al sistema tradicional de generación y transporte basado en la red eléctrica [6]: ▪ Desde el punto de vista eléctrico: se comporta como una única entidad controlada, con constantes comunicaciones entre todos sus elementos (del orden de milisegundos) para garantizar la calidad del suministro y una rápida actuación de las protecciones ante fallo eléctrico. Esto unido a la capacidad de almacenamiento y a una fuerte apuesta por las energías renovables hace que sean autosuficientes. ▪ Desde el punto de vista del consumidor: al tener la generación cerca de los puntos de consumo, aumentan los niveles de confiabilidad y seguridad. ▪ Desde el punto de vista del medio ambiente: permite una mayor penetración de las energías renovables, lo que se traduce en una disminución de emisiones contaminantes a la atmósfera. C Figura 2: Esquema básico de una microrred [5] Microrredes 4 2.1. Componentes A continuación, se detallarán los tres componentes más importantes, que son las fuentes, las cargas y los sistemas de almacenamiento. Aún así, cabe destacar que hay otros elementos indispensables para el funcionamiento, como son interruptores, protecciones o el sistema de control. El sistema de control se tratará más adelante. 2.1.1 Fuentes En el sistema eléctrico convencional, la generación de electricidad recae en grandes plantas generadoras. Éstas actúan como cualquier otra industria, salvo que su objetivo es la generación y distribución de la energía eléctrica maximizando su beneficio económico. Se encuentran alejadas de los núcleos urbanos debido a que muchas grandes centrales dependen de la ubicación del recurso que van a utilizar para producer energía o de una localización que les permita ser abastecidas con el combustible/recurso energético necesario fácilmente. Otros motivos importantes son la seguridad o la necesidad de eliminación de residuos producidos en la generación, entre otros. Esta composición de fuentes de generación cambia totalmente en las microrredes. Desaparecen las grandes centrales de gran potencia, y se sustituyen por pequeñas fuentes de generación distribuidas y situadas mucho más cerca del consumo final, lo que reduce pérdidas en el transporte. Éstas suelen ser de mucha menos potencia, y estar basadas en energías renovables como la energía eólica, la fotovoltaica o la biomasa. Es una forma de no depender de combustibles o recursos energéticos externos y ser autosuficientes. Aún así, también se utilizan sistemas de generación convencionales como los motores diesel o incluso turbinas de gas, que se comportan como generadores síncronos. Fuentes de energía renovable Son la base de cualquier microrred y lo que les da la capacidad de ser autosuficientes a la vez que sostenibles con el medioambiente reduciendo las emisiones perjudiciales para la atmósfera. Aunque también se usa la biomasa, las principales fuentes de energía renovable de una microrred suelen ser las fuentes de energía eólica y las de fotovoltaica. Ambas se conectan a la red por medio de inversores que hacen que trabajen en el punto de máxima potencia (MPP por sus siglas en inglés) [7]. Las referencias de potencia activa y reactiva se obtienen por medio del algoritmo de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT). Generador sícrono Los generadores síncronos (no indispensables) en una microrred aportan la inercia de rotación de la que carecen las otras fuentes de energía. Habitualmente, funcionan con un motor de gas natural o diésel. En [8] se pueden ver diversos métodos de control de generadores síncronos integrados en una microrred. Estos controles, aunque Figura 3: Componentes típicos de una microrred [3] 5 Análisis de la gestión de potencia de las microrredes parecidos, no son exactmente iguales a los empleados en los grandes generadores síncronos convencionales, fundamentalmente debido a que estarán en una estructura de microrred con otras fuentes. Un generador se puede controlar por medio de dos formas: variando el excitador o variando la apertura de la válvula. En el primer caso se regula la potencia reactiva y la tensión, mientras que en el segundo se estaría operando sobre la potencia activa y el ángulo del voltaje. En la Figura 5 se puede ver un modelo de excitador rectificador alimentado por alternador (IEEE AC8B) para el modelado de este sistema [9]. 2.1.2 Cargas El fin de cualquier sistema eléctrico es proporcionar energía eléctrica garantizando una calidad de servicio y cubriendo los niveles de demanda de los consumidores. En una microrred, como sistema eléctrico que es, ocurre lo mismo: el sistema de control debe procurar abastecer a las cargas con energía eléctrica y para ello lleva a cabo la gestion del lado de la demanda (Demand Side Management, DSM). Este concepto nace en Estados Unidos, y se trata de un medio para influir, controlar y monitorear el uso de la energía eléctrica por parte de los cosumidores y la forma en la que lo hacen [10], dando prioridad a unas cargas respecto a otras según el momento del día y los niveles de demanda. Ésto, perimite reducir a demanda máxima, balancear la generación y el consumo y aplanar el pefil de carga [11] [12]. Además, el uso de DSM mejora la eficiencia del sistema, reduce las pérdidas, y reduce costes de operación. Por otra parte, el control de la microrred se vuelve más complejo. En relación al DSM, la respuesta a la demanda (Demand Response, DR) son las acciones y cambios de uso de energía eléctrica por parte de los clientes en función del precio de la electricidad a lo largo del tiempo. Del mismo modo, DR también se puede definir como pagos de incentivos que tienen como objetivo influir en un menor uso de energía cuando los precios del mercado mayorista son altos o el sistema se encuentra en situación de emergencia [13]. Por medio de estos conceptos, el sistema de control de la microrred puede ajustar el tiempo de conexión y niveles de consumo de algunas cargas, así como desplazarlas a periodos de minima demanda ante casos de emergencia para obtener un mayor funcionamiento. Es lo que se conoce como Load Shifting. En [14] se puede ver un algoritmo que permite llevar a cabo este proceso. Sin embargo, no todas las cargas pueden ser manipuladas y controladas. Se distingue un tipo de carga, llamada crítica, cuya demanda siempre debe quedar satisfecha y no se pueden aplazar. Algunos ejemplos de cargas críticas pueden ser sistemas de emergencia o instalaciones de control. No obstante, hay otro tipo de cargas que sí se puede controlar su tiempo y momento de conexión. Vehículos eléctricos, o sistemas HVAC (calefacción, ventilación y aire acondicionado), son ejemplos de este tipo de cargas más flexibles. Figura 4: Diagrama de bloques del AC8B [9] Microrredes 12 sistemas de distribución en CC necesitan menos material conductor (hasta una cuarta parte) que los requeridos por los de CA, suponiendo menos inversión necesaria en conductores [26]. En las redes de CA, es necesaria una sincronización de las fuentes de generación y surjen complicaciones cuando se incluye generación distribuida. En una microrred de CA todas las fuentes deben estar sincronizadas en tensión y frecuencia [27]. Lo que puede suponer un problema de control complejo al tener que controlar dos variables en CA, se reduce a una sola: únicamente será necesario controlar los niveles de tensión. Las corrientes armónicas, generadas por cargas no lineales, son deformaciones de onda que tienen un impacto negativo en el sistema y equipos sobrecargándolo y acortando el tiempo de vida de éstos, respectivamente. Una distribución en presencia de armónicos complica la sincronización de las fuentes de generación y su conexión en paralelo [28], por ello es importante reducirlos para controlar la calidad y estabilidad del sistema. En una microrred de corriente continua los armónicos se ven notablemente reducidos, lo que supone una mayor eficiencia de la misma. Sin embargo, uno de los principales problemas de las microrred de corriente continua es la protección de ésta. Las protecciones de un sistema de CC son más complejas y difíciles de implementar que las de en CA [17]. Además, la transición de un sistema de CA a un sistema de CC no es sencilla, y requiere de un alto coste. Como se dijo anteriormente, en este tipo de microrredes la única variable a controlar es la tensión. Esto puede ser una ventaja respecto a las de CA donde se tiene que llevar al mismo tiempo el control de las tensiones y el de la frecuencia. No obstante, también puede llegar a ser una limitación. En microrredes de CC la estabilidad de tensiones solamente se ve afectada por la variación de potencia activa, sin embargo en las de CA se puede regular usando la potencia reactiva (dejando constante la activa) gracias al desacople P-f y Q-v. Al tratarse de una tecnología relativamente nueva, y unido a la falta de familiaridad con las MR de CC, hace que sigan predominando las microrredes de corriente alterna o las híbridas para grandes proyectos, usándose solamente las de CC en edificios o centros que tienen la estructura de microrred [20]. Aún así, como se puede ver en [29] [30] también hay mayores, como la del Okinawa Institute of Science and Technology (Japón). Figura 10: Sistema de energía abierta en CC en el campus de OIST [30] 13 Análisis de la gestión de potencia de las microrredes En 2014 se estableció un sistema de microrred basado en CC formado por 19 casas de profesores del OIST. El objetivo fue que las casas intercambiasen energía generada por paneles fotovoltaicos instalados en los tejados, usando el sistema de baterías cuano era neceario. En mayo de 2015, el 41% del consumo de energía por parte de los residents fue proporcionado por la microrred [29]. En la actualidad sigue en funcionamiento. Ventajas de las microrredes de CA frente a las de CC Como se dijo anteriormente, la mayoría de las redes están hechas para la CA y esto hace que se puedan añadir generadores con pocas modificaciones. En el campo de la CA el transformador es un elemento clave, ya que permite aumentar y reducir los niveles de voltaje fácilmente preparando la tensión para ser transportada o distribuida. Aunque en CC y mediante equipos de electronica de potencia se está consiguiendo también esta conversión de voltaje, en la actualidad no pueden competir con la eficiencia de los transformadores [31](cuyo rendimiento es mayor del 98% ante un amplio margen de índice de carga). Este manejo de los niveles de tensión es fundamental en una red, porque de él depende en gran medida las pérdidas a la hora de transportar y distribuir la energía. Los generadores producen en CA y posteriormente se aumenta la tensión para que la energía sea transportada. Al elevarla, se reduce proporcionalmente la intensidad para que cuando sea transportada grandes distancias se reduzcan las pérdidas por efecto Joule, histéresis, o Foucault. Esta es la principal razón del uso de la CA, su facilidad de manejo. Como es evidente al estar ampliamente desarrollados los sistemas de CA, también lo están las protecciones encargadas de extinguir los fallos. Al ser una señal sinusoidal en CA, las protecciones se benefician de los pasos periódicos por cero de la tensión, donde los interruptores son más eficaces a la hora de extinguir un arco de corriente de falta [31]. Esto es un gran problema a la hora de diseñar el esquema de protección de una red de CC, donde los costes en protecciones adaptadas serán mayores. La facilidad de modificar la tensión para el manejo y reparto de la electricidad y el hecho de que las protecciones sean más sencillas de configurar en CA, hacen que prácticamente toda la red tenga esta naturaleza. Además, cabe destacar que el mantenimiento de un sistema de CA es más barato que uno de CC. No obstante, el empleo de CA hace que haya que tener muy en cuenta la estabilidad y sincronización de la microrred. La estabilidad y robustez que aportan a la frecuencia de la red los generadores rotativos se ven afectadas por pequeñas perturbaciones y/o cambios en la demanda. La GD por tanto, será más complicada de integrar debido a su carencia de inercia. Otro factor muy importante es la presencia de potencia reactiva, la capacidad de transmitir energía de una línea se verá reducida debido a que se tendrá que dividir entre la potencia activa y la reactiva. Además, puesto que la reactiva no es igual a lo largo de la línea, habrá que adaptarla en cada momento de acuerdo a los niveles de potencia activa transportada. Para ello se utilizan dispositivos de control de reactiva, tales como condensadores, supercondensadores, reactancias, compensadores electrónicos (SVC, STATCOM…)…Alguno de ellos definidos en apartados anteriores. Este control de reactiva es importante, ya que gracias al fuerte acomplamiento Q-V es posible controlar las tensiones mediante la inyección de potencia reactiva. Esto es una gran ventaja respecto a sistemas de CC, donde las desestabilizaciones en la tensión es consecuencia directa del flujo de potencia activa. Figura 11: Compensación shunt (paralelo) Microrredes 14 A continuación, se muestra una estructura típica de una MR de corriente alterna. La microrred se compone de cargas y generación en CA, aunque también hay generación dsitribuida y sistemas de baterías conectados mediante conversores CC-CA. Además, de acuerdo con los métodos de clasificación anteriormente vistos se trata de una microrred radial unida a la red eléctrica por el PCC (Punto de acoplamiento común), de la cual se puede desconectar por medio del interruptor de transferencia estática (STS, por sus siglas en inglés) y trabajar en modo “isla” [32]. Microrredes híbridas Las microrredes híbridas combinan las ventajas de las de corriente continua y las de alterna. Estas microrredes disponen de buses de CC y CA concectados entre sí por medio de uno o más convertidores bidireccionales. Al disponer de buses de distinta naturaleza facilita la conexión de cargas tanto en CA como en CC, optimizando y eliminando múltiples conversiones de corriente innecesarias [2]. Además, facilita la integración de los sistemas de generación distribuida CA y CC, así como los sistemas de almacenamiento. Figura 13: Topología básica de una microrred híbrida [2] Figura 12: Estructura típica de una microrred de CA [32] 15 Análisis de la gestión de potencia de las microrredes Como se puede ver en la Figura 13, hay dos buses claramente diferenciados de CA y CC. A estos buses se conectan las cargas, generación y almacenaiento dependidendo de su naturaleza y por medio de sus respectivos convertidores. Ambas microrredes están conectadas por medio de los llamados interliking converters (ILC), que permiten la transferencia de potencia en ambas direcciones al actuar como rectificadores o como inversores dependiendo del flujo. Los ILCs son unos dispositivos fundamentales para este tipo de microrred, y una correcta operación de ellos incrementan los niveles de confiabilidad, estabilidad y fiabilidad de la microrred. Sin embargo, a pesar de las ventajas que suponen las microrredes híbridas, su principal inconveniente es la complejidad de su control. La dificultad se debe entre otros factores a la ausencia de una variable global que se pueda usar para compartir energía y regular frecuencia y tensión [33] [2]. Además, surjen nuevos problemas cuando se opera la microrred de forma autónoma, como la distribución de energía entre la parte CC y CA, el efecto de las cargas no lineales o la diferencia de demanda en cada una de las partes. Microrredes 16 17 3 NIVELES DE CONTROL N este capítulo se presentarán y se introducirán brevemente los diferentes niveles de control existentes en un sistema eléctrico, tanto en tensiones como en frecuencia. El control y constante monitorización de ambas señales es imprescindible para un buen funcionamiento y explotación del sistema. La fuerte dependencia entre la potencia activa y la frecuencia ha sido históricamente el principal objeto de control en un sistema eléctrico para tratar de garantizar un equilibrio entre demanda y consumo, siempre y cuando el sistema tuviese suficientes recursos de reactiva para corregir desviaciones de tensiones [34]. Sin embargo, pronto la práctica hizo comprender que únicamente con ese control no era suficiente, sino que se debía mantener también especial atención en mantener los niveles de tensiones dentro de unos márgenes óptimos para el funcionamiento de los equipos que integran el sistema eléctrico, así como de los puntos de consumo. A continuación, se comentarán los tres principales niveles de control, que van desde un objetivo local hasta una coordinación a nivel global entre varias áreas. Algunos artículos y libros llegan a diferenciar un cuarto nivel, el nivel cero, que sería el control interno de cada uno de los convertidores. Al igual que el nivel primario, el nivel cero tiene un carácter local. E Figura 15: Estructura jerárquica de control P-f [34] Figura 14: Estructura jerárquica de control Q-v [34] Niveles de Control 18 3.1 Nivel primario El objetivo del control primario (generalmente es un Droop Control) es lograr un punto de equilibrio estable [35] y por tanto debe ser lo más rápido y simple posible, del orden de 50 ms. Como se dijo anteriormente, hay un nivel previo, el cero, que es aún más rápido (del orden de 5 ms) y se ocupa del control interno de los convertidores. Algunos de los métodos más usados para este nivel cero son el de la teoría de la potencia instantánea, el control vectorial o control de campo orientado, el control basado en lógica difusa... El control primario de microrredes con generadores síncronos y turbinas es diferente a las que integran un mayor número de DER basadas en inversores. En el primer caso, el conjunto generador-turbina forman un sistema mecánico que convierte la potencia mecánica (Pm) en potencia eléctrica (Pe), y mediante la variación de la posición de la valvula y/o de la excitación del rotor se consigue cambiar el punto de funcionamiento del generador cambiando así su velocidad. La diferencia entre potencia mecánica y potencia eléctrica sirve para acelerar el sistema: 𝑃𝑚−𝑃𝑒=𝜔𝐼𝛼=𝑀𝛼 Donde 𝜔 y 𝛼 son la velocidad y aceleración angular, 𝐼 el momento de inercia, y 𝑀 el momento angular del conjunto. Por otra parte, en microrredes basadas en DER con inversores no hay una constante de tiempo mecánica implicada: se basan en un conjunto de bucles de control de corriente y voltajes rápidos junto con bucles de bloqueo de fase (PLL) [35]. Mediante los controles apropiados, los inverosres pueden emular la inercia de la que carecen estos sistemas. De este modo, se consiguen estabilizar perturbaciones de frecuencia ocasionadas por desequilibrios de potencia generada y/o consumida. Aún así, el control primario por sí solo no es capaz de hacer el error completamente cero en regimen permanente, y esto se debe a que básicamente suele ser un control proporcional. Igualmente, en el caso del control primario de tenisones (AVR) el objetivo es disminuir perturbaciones que se puedan dar en las tensiones de los nudos debido a los consumos de activa y reactiva. Para ello, en el nivel primario de tensiones operan reguladores automáticos de tension, reguladores de tomas de transformadores, baterías de condensadores o de reactancias… 3.2 Nivel secundario Como se dijo antes, el nivel primario de control no es capaz de restaurar los valores nominales de la frecuencia y la tension a sus puntos nominales, siempre queda un mínimo error en régimen permanente. Por eso, al control primario se le añade el control secundario, consiguiendo éste que se restablezcan los valores nominales de frecuencia y tensión. No obstante, el control secundario no es habitual en tensiones. El control secundario tiene un carácter zonal, y se encarga de fijar consignas y actuaciones para el nivel primario. El tiempo de actuación de este control es un poco más lento que el control primario. A diferencia del control primario, que suele ser proporcional, en la regulación secundaria se suele usar un control integral para anular el error en frecuencia y tension. El modo de funcionamiento clásico suele ser el siguiente: las potencias medidas en los puntos de interés son comparadas con valores de referencia para posteriormente pasar el error al controlador integral, que determinará las variaciones necesarias en las variables de control para llegar a los Figura 16: Droop Control de P y Q 19 Análisis de la gestión de potencia de las microrredes puntos de referencia. De esta forma y como se adelantó anteriormente, se proporcionan referencias de frecuencia y tension de red para cada controlador primario. Este control requiere una estructura de comunicaciones tanto en una estructura centralizada como en una estructura distribuida. Los ajustes necesarios deben ser una acción coordinada, siendo el control primario quien estabilice el sistema y el control secundario quien lo devuelva a sus valores nominales [36]. 3.3 Nivel terciario El control terciario tiene un carácter global, y un tiempo de actuación de varios segundos, por eso se considera un problema estacionario a diferencia de los dos controles anteriores. Se encarga de optimizar y manejar la energía de la microrred, por lo que está relacionado con algoritmos de flujos de potencia y el despacho económico. Esta optimización se hace según objetivos técnicos, económicos o medioambientales. El control terciario puede tratarse como un sistema de manejo de energía que administra y regula de forma eficiente la energía consumida por las cargas, la energía intercambiada con la red (en el caso de microrred conectada), los niveles de las baterías en cada momento según los precios del mercado y/o la potencia neta producida en la microrred. Como se ha dicho, el control terciario implica la manipulación óptima de flujos de potencia [37] bidireccional a través del punto de acoplamiento común (PCC) para maximizar alguno de los objetivos anteriores, esta será la función objetivo. La matemática detrás de esta optimización se conoce como flujo de carga óptimo (OPF por sus siglas en inglés, Optimal Power Flow). El concepto de control terciario es más amplio que el secundario o el primario porque como se ha dicho anteriorente, hay distintas formas de aplicarlo dependiendo del objetivo a optimizar [38]. Figura 17: Representación esquemática del control jerárquico en microrredes [36] Niveles de Control 20 21 4 CONTROL NIVEL TERCIARIO n este capítulo se mostrarán los resultados obtenidos de aplicar un control terciario distribuido. Las simulaciones han consistido en estudiar cómo se distribuye el reparto de potencia entre una red de diez microrredes ante distintas situaciones desde un punto de vista del control terciario, asumiendo que los controles inferiores funcionan correctamente. La red de microrredes de BT en cuestión tiene una topología en anillo, es decir, cada una de las microrredes únicamente está interconectada con sus dos vecinos más próximos de forma que los flujos de potencia salientes o entrantes pasan a través de éstos (por ejemplo, la microrred MR1 estaría conectada con la microrred MR2 y la microrred MR10). Para cada una de las microrredes se le ha asignado una variación aleatoria de potencia neta total inicial (posteriormente también llamada 𝑃𝑏𝑎𝑡), resultado de la diferencia entre la potencia demandada de la microrred y la potencia que está generando en ese momento. Además, como se explicó en capítulos anteriores las microrredes disponen de dispositivos de almacenamiento capaces de administrar el excedente o la carencia de potencia neta de forma óptima. Por ello, cada microrred de las simulaciones dispone de una batería que ha sido modelada de la siguiente forma: 𝑑𝑆𝑂𝐶𝑖 𝑑𝑡 =𝛼𝑖∙[−𝜂(𝑃𝑏𝑎𝑡)𝑖𝑃𝑏𝑎𝑡𝑖 𝐶𝑚𝑎𝑥−𝑢𝑖] 𝑢𝑖=𝐾∑𝛼𝑗(𝑆𝑂𝐶𝑖−𝑆𝑂𝐶𝑗) 𝑗𝜖𝑖 𝜂(𝑃𝑏𝑎𝑡)𝑖={1 𝜂, 𝑃𝑏𝑎𝑡𝑖≥0 𝜂, 𝑃𝑏𝑎𝑡𝑖<0 𝑆𝑂𝐶𝑚≤𝑆𝑂𝐶𝑖≤𝑆𝑂𝐶𝑀 donde 𝑑𝑆𝑂𝐶/𝑑𝑡 es la derivada del SOC de la batería de cada microrred (State of Charge, índice de carga), 𝛼 es un parámetro de cada batería que indica si está operativa (1) en ese momento o no (0), 𝜂 es el coeficiente de eficiencia de almacenamiento de la batería, 𝑃𝑏𝑎𝑡𝑖 como se adelantó anteriormente es la diferencia entre la potencia demandada de la microrred y la potencia generada por ésta, 𝐶𝑚𝑎𝑥 es la capacidad máxima de la batería en unidades de energía, 𝑢𝑖 es una variable que controla la cantidad de potencia intercambiada, y 𝐾 es un parámetro positivo que define la cantidad de potencia intercambiada. A mayor 𝐾, mayor potencia intercambiada, y por tanto mayor velocidad de convergencia. Asimismo, las variaciones de los SOCs estarán comprendidas entre una saturación mínima (𝑆𝑂𝐶𝑚) y otra máxima (𝑆𝑂𝐶𝑀). El objetivo de control en este nivel terciario es que todas las baterías alcancen un consenso en sus SOCs, para ello se elegirá un valor adecuado para el parámetro de control, 𝐾. Para la realización de las simulaciones, se tomaron los parámetros de la Tabla 1 y se usó MATLAB/Simulink : E Control Nivel Terciario 28 Tras la conexión de la batería de MR5 y la desconexión de la de MR6 en plena zona de compra, el sistema se Figura 27: Valores de las alfas para el apartado 4.2.2 Figura 26: Resultados obtenidos tras las desconexiones de tres baterías 29 Análisis de la gestión de potencia de las microrredes mantiene estable. Además, la batería de MR2 se desconecta de forma definitiva cuando el precio se encuentra en los valores intermedios y la red de microrredes trabaja como si estuviese aislada, por lo que la consecuencia de la desconexión de esta batería en este momento es igual a la del subapartado anterior. Cabe destacar el notable aumemento en la potencia neta de MR7 que pasa de unos 500 W de valor máximo en la operación normal a más de 600 W ante estas últimas desconexiones de baterías. Esto se debe a que como la batería de MR6 se mantiene desconectada un cierto tiempo, MR7 debe suplir la mitad de la potencia neta de MR6 en ese momento. Al crecer considerablemente la potencia neta, se puede deducir que en ese momento la demanda de MR6 es superior a su generación, por lo que la potencia neta es positiva y se suma a la ya propia de MR7. 4.2.3 Simulación con variaciones no esperadas en la potencia neta En este ultimo subapartado se pondrá a prueba la red de microrredes conectada frente a variaciones repentinas en la potencia neta de algunas microrredes. Variaciones en la potencia neta como las de MR2, MR3, MR6 y MR9 no afectan prácticamente nada a la estabilidad del sistema aún produciéndose en momentos delicados como en los de compra o venta. Estas variaciones de apenas unos cientos de watios están programadas acorde a la capacidad de la batería usada pudiéndolas soportar el sistema. Al igual que se hizo en el caso del modo aislado, a continuación se mostrará el resultado de simular variaciones repentinas de potencia neta junto con desconexiones de baterías. Como se podrá apreciar, pese a producirse desconexiones en momentos de venta/compra a la vez que hay grandes variaciones en la potencia neta, se llega a un consenso entre las diez microrredes en todo momento. Este consenso se reajusta brevemente en el momento de la reconexión de las baterías porque como se desconectaron manteniendo su nivel de carga, cuando se vuelvan a conectar podrán haber habido variaciones de potencia neta y/o compra/venta, por lo que tendrán un SOC distinto a las demás y será necesario llegar a un nuevo consenso. Figura 28: Resultados obtenidos tras variaciones repentinas en potencias netas Control Nivel Terciario 30 Figura 30: Variación de las alfas para el segundo caso del apartado 4.2.3 Figura 29: Evolución de los SOCs ante variacione no esperadas de las potencias netas y alfas 31 5 CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS Haciendo una breve recapitulación de lo recogido en este trabajo, en primer lugar se ha presentado el concepto de microrred, así cómo las necesidades que fomentaron a que surgiese esta idea. Las microrredes aportan autosostenibilidad y simplifican la inclusión de la generación distribuida al sistema, lo que las hace muy eficientes. También se han explicado los componentes fundamentales de una microrred (unidades de generación, cargas y almacenamiento), recalcando la importancia de cada uno de ellos y los tipos que se pueden encontrar. Finalmente, en esta primera parte se presentaron los diferentes tipos de clasificación de las microrredes, que con el paso de los años cada vez serán más diversos debido a las numerosas aplicaciones de éstas. Seguidamente, se dedicó un pequeño capítulo a los diferentes niveles de control que se pueden dar tanto en una microrred como en cualquier sistema eléctrico. Se destacó la importancia de un orden jerárquico a la hora de actuar ante perturbaciones, y la necesidad de incluir estas regulaciones para lograr una estabilidad P-f y Q-v en el sistema. Finalmente, y sirviendo de introducción el capítulo de los niveles de control, se llevaron a cabo una serie de simulaciones de una red de microrredes desde el punto de vista del control terciario. Para ello, se usó MATLAB/Simulink y datos de baterías reales. A partir de los resultados obtenidos, se comprueba que los SOCs de las baterías alcanzan un consenso tanto en su operación aislada como en la conectada a red. A mayor número de microrredes interconectadas y funcionando bajo el control terciario, mayor robustez tendrá el sistema y será más fácil alcanzar un consenso de potencia entre todas. Las simulaciones realizadas, se han hecho de acuerdo a la regulación terciaria y a la potencia activa, suponiendo que controles inferiores como el primario y secundrio de P-f y primario de Q-v funcionan correctamente. Sería interesante como posible trabajo futuro no sólo estudiar los flujos de potencia activa sino también los de reactiva, siendo necesario modelar y diseñar un control primario y secundario óptimo además del terciario realizado en este trabajo. Una vez diseñado estos controles y aplicados al modelo, se podría observar la importancia de los controles locales para mantener niveles nominales de tensión y frecuencia ante variaciones en la demanda, así como una correcta gestión de los flujos de reactiva para lograr tales propósitos. Este proyecto ha tratado sobre las microrredes y la gestión de potencia para mejorar su eficiencia. Ante un incremento cada vez mayor de la inclusión de fuentes de energía renovable en el sistema eléctrico, los próximos años estará llenos de avances en el campo de las microrredes y el almacenamiento de energía, por ello es un tema de reciente actualidad (aunque medianamente joven) y que acaparará cada vez una mayor relevancia en el futuro. Conclusiones y trabajos futuros 32 33 REFERENCIAS [1] N. Hatziargyriou, A. Dimeas, N. Vasilakis, D. Lagos, A. Kontou, «The Kythnos Microgrid: A 20-Year History,» IEEE Electrification Magazine, vol. 8, nº 4, pp. 46 - 54, Diciembre de 2020. [2] S. K. Sahoo, A. K. Sinha y NK Kishore, «Control Techniques in AC, DC, and Hybrid AC–DC Microgrid: A Review,» IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics , vol. 6, nº 2, pp. 738- 759, Junio de 2018. [3] C. Bordons, F. García-Torres, y L. 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