Operación flexible de redes de distribución mediante convertidores electrónicos
Abstract
Actualmente no se puede negar la problemática asociada a las redes de distribución, tanto de baja como de media tensión, debido al nuevo paradigma de generación y consumo que se espera en un futuro muy cercano. La integración masiva de fuentes de energía renovable, que se están integrando globalmente, es imparable en la actualidad debido a la necesidad de reducir la dependencia de los combustibles fósiles. Esta nueva tecnología de generación se está implantando en los sistemas de distribución, tanto de media como de baja tensión, en contraste con las conexiones convencionales de centrales eléctricas de gran escala en redes de transporte de alta tensión. La proliferación de esta tecnología se debe a los objetivos de generación renovable que imponen los diferentes protocolos y normativas que tienen como finalidad el incremento de consumo en energía renovable para disminuir el impacto de los combustibles fósiles, y de este modo, conseguir una descarbonización que ayude a mitigar el cambio climático que está sufriendo el planeta. De forma adicional, y asociado al mismo objetivo, no hay que olvidar el auge del vehículo eléctrico que tendrá un impacto muy importante en todo el sistema de distribución. Se estima que el crecimiento del vehículo eléctrico en años venideros sea exponencial, llegando a ser un activo muy importante en la red de distribución, en la cual, dependiendo de cómo se integre, puede llegar a ser crítico. Los problemas que van a crear estos elementos en la red de distribución son de diversa índole: 1) inversión de flujos de potencia en las líneas, 2) violaciones de tensión, 3) sobrecarga en líneas y transformadores, 4) funcionamiento inapropiado de protecciones y 5) gestión ineficiente de la red. Estos problemas pueden crear indisponibilidad temporal de puntos de carga de vehículos eléctricos o de inyección de generación de las fuentes renovables por la aparición de congestiones. Sin duda esto generaría en el usuario final un rechazo hacia las nuevas tecnologías de generación renovable o adquisición de vehículos eléctricos, pudiendo darse un retroceso indeseado en el crecimiento sostenible de la red eléctrica. La solución a esta diversidad de problemas no es única, pudiendo aplicarse varias soluciones. Posiblemente la solución más inmediata es el refuerzo de los diferentes elementos críticos en la red de distribución que presenten problemas. Sin embargo, esta solución puede no ser viable desde un punto de vista práctico, dada la extensión de las redes de distribución y las dificultades de dichos refuerzos en zonas urbanas basadas en configuraciones subterráneas. Por otro lado, se puede plantear limitar la instalación de estos nuevos agentes, generación renovable y/o vehículo eléctrico, a zonas o localizaciones concretas donde su impacto no sea tan acusado. Sin embargo, la no universalidad de la solución sería contraproducente para el buen funcionamiento del sector y podría no atraer a nuevos inversores y usuarios de las nuevas tecnologías. Por último, y en la premisa en que se basa esta tesis doctoral, otra solución estriba en gestionar de forma eficiente los recursos de control disponibles en la red de distribución. El objetivo que se persigue en esta tesis doctoral es conseguir una gestión eficiente de los dispositivos de electrónica de potencia que están integrados en todos los nuevos agentes de la red de distribución. Para ello se proponen estrategias de control que crean nuevas funcionalidades y/o se realizan modificaciones en su topología. Los elementos de control que se van a contemplar son los cambiadores de tomas en carga que están equipados en los transformadores, los enlaces flexibles disponibles en las redes de distribución para mallar los alimentadores radiales, las fuentes de generación renovable y las estaciones de carga del vehículo eléctrico. Estos dispositivos son controlados mediante una estructura de control jerárquica de dos niveles. Cada dispositivo está equipado con un controlador primario local, cuyo objetivo es asegurar el seguimiento de las consignas enviadas por el controlador secundario. Este control secundario, a su vez, calcula dichas consignas en base a un criterio de operación óptimo. En primer lugar se estudian las aplicaciones en la red de distribución de media tensión. En estas redes de distribución es posible disponer de una red de comunicaciones que proporciona una gran cantidad de información y medidas en tiempo real. Teniendo presente esta red de comunicaciones y teniendo el control de los cambiadores de tomas de los transformadores, la inyección de potencia reactiva de las fuentes renovables y los flujos de potencia a través de los enlaces flexibles, se propone la creación de un sistema de control centralizado, con OPF, el cual proporciona las diferentes consignas a cada dispositivo para optimizar el funcionamiento de la red, según diferentes algoritmos de control. Para hacer patente el impacto que se produce en dichas redes de distribución, las propuestas desarrolladas en esta tesis se aplican a una red de referencia sugerida por la CIGRE Task Force C06.04.02 para integración masiva de energías renovables. En esta red se realizan una serie de simulaciones que ponen de manifiesto los beneficios que tiene el control de los dispositivos mencionados, gracias a una gestión eficiente de un algoritmo centralizado que unifica la coordinación de dichos dispositivos. En segundo lugar, en la red de distribución de baja tensión se analiza la integración de una nueva topología de estación de carga rápida de vehículo eléctrico. Dicha topología se basa en un enlace multiterminal que permite controlar los flujos de potencia por las líneas mejorando así su integración en la red de distribución. La creación de este enlace flexible consiste en una modificación mínima en los cargadores rápidos estándar mediante la conexión de todos los buses de continua de los diferentes cargadores rápidos que integran la estación de carga. Con esta mínima modificación se crea una conexión entre los diferentes alimentadores de la red de baja tensión proporcionando una mayor flexibilidad. Hay que destacar que este tipo de redes, al contrario que las de media tensión, no disponen de una red de comunicaciones, y por lo tanto, no existe la cantidad de información suficiente para desarrollar un controlador centralizado óptimo que tenga en cuenta todas las medidas de la red de distribución. El control centralizado propuesto únicamente utiliza las medidas de potencia y tensión, de los transformadores MT/BT, proporcionadas desde el centro de transformación, y con estas medidas y diferentes algoritmos de control, es capaz de gestionar de forma eficiente los flujos de potencia activa y reactiva de la estación de carga de vehículo eléctrico. Para este estudio se va a utilizar la red de baja tensión propuesta por CIGRE Task Force C06.04.02, para así poder valorar los efectos de los algoritmos de control diseñados. Estos efectos se hacen patentes en las simulaciones realizadas sobre la red de baja tensión, en la cual se aplican los diferentes algoritmos de control que son gestionados por el control centralizado para permitir la carga del número máximo de vehículos posibles sin congestiones en la red. Por ultimo, una vez obtenidos todos los datos de simulación en los diferentes estudios realizados, esta tesis ha tenido la ambición de ir un paso más allá. En este aspecto, se ha realizado una implementación experimental, de las diferentes simulaciones realizadas para ver la viabilidad técnica en una red de distribución real. Para ello se ha construido una red a escala de laboratorio a partir de la red propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 para redes de media tensión con una alta penetración de energía renovable. En esta red a escala se obtienen los mismos resultados de pérdidas y caídas de tensión, en por unidad, que la red de distribución real, y por lo tanto, es un magnífico banco de ensayos para poder evaluar el funcionamiento de las propuestas. Los ensayos experimentales se han realizado tanto para las aplicaciones de media como de baja tensión, realizando en esta última, algunas modificaciones en la red de distribución a escala para poder obtener los parámetros por unidad adecuados de una red de distribución de baja tensión.
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Tesis Doctoral Ingeniería Industrial Operación flexible de redes de distribución mediante convertidores electrónicos Autor: Francisco de Paula García López Director: José María Maza Ortega Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2019
Tesis Doctoral Ingeniería Industrial Operación flexible de redes de distribución mediante convertidores electrónicos Autor: Francisco de Paula García López Director: José María Maza Ortega Profesor Titular de Universidad Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2019
Tesis Doctoral: Operación flexible de redes de distribución mediante convertidores electrónicos Autor: Francisco de Paula García López Director: José María Maza Ortega El tribunal nombrado para juzgar la Tesis arriba indicada, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2019 El Secretario del Tribunal
A mi familia A mis profesores A mis compañeros
Agradecimientos En primer lugar me gustaría agradecer al Ministerio de Economía y Competitividad por la beca predoctoral de Formación de Personal Investigador (FPI) que me proporcionó la oportunidad de acercarme a la investigación y docencia en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Sevilla. Agradecer de igual modo al Departamento de Ingeniería Eléctrica por su acogida y apoyo, tanto profesional como económico gracias a los proyectos de investigación desarrollados en la fase posterior a la beca predoctoral. En segundo lugar agradecer a mi tutor José María Maza Ortega su dedicación y tiempo en este duro periodo de investigación y redacción de esta tesis. Además, por enseñarme a afrontar las dificultades inherentes a esta profesión, tanto en la rama investigadora como docente. A los compañeros con los que he compartido muchas horas, en momentos buenos y momentos malos, y que de una forma u otra me han aportado vivencias y consejos útiles, Javi, Juan Manuel, Alejandro y Bustillo. A Manuel Barragán por ser un magnífico compañero y una excelente persona, dándome su apoyo, ayuda y consejo durante todo el proceso de esta tesis doctoral. Al personal de secretaría del Departamento de Ingeniería Eléctrica, Rafael y Carlos, por ayudarme en todo el proceso de entrega de esta tesis doctoral. A Claudio Cañizares, Brian Azzopardi y Lázaro Alvarado por permitirme realizar estancias en sus centros de investigación proporcionándome la oportunidad de conocerlos personalmente y adquirir conocimientos de gran importancia. III
XAbstract networks. Another alternative is the optimal location of these new elements to minimize the impact on the network. This solution can create displeasure in users, for example if electric vehicle charging stations are installed outside the urban centers. In addition, not obtaining a single solution can create disagreement in potential investors. Finally, another solution is to efficiently manage the power electronic devices that incorporate all the mentioned devices. The objective of this doctoral thesis is to achieve an efficient management of the power electronics devices integrated in the new agents of the distribution network. To achieve this objective, this thesis proposes control strategies that create new functionalities and/or modifications are made to its topology. The control elements contemplated are the tap-in-load changers that are equipped in the transformers, the flexible links available in the distribution networks to mesh the radial feeders, the renewable energy sources and the charging stations of the electric vehicle. These devices are controlled by a two-level hierarchical control structure. Each device is equipped with a local primary controller, whose objective is to ensure the tracking of references sent by the secondary controller. This secondary control calculates these setpoints based on an optimal operating criteria. First, the applications in the medium voltage distribution network are studied. In these distribution networks it is possible to have a communications network that provides a large amount of information and measurements in real time. With this communications network and having control of transformer tap-changers, the injection of reactive power from renewable sources and power flows through flexible links, the creation of a centralized control system is proposed, with OPF, which provides the different setpoints to each device to optimize the operation of the network, according to different control algorithms. The network used to verify the proposals of this doctoral thesis is the one proposed by the CIGRE Task Force C06.04.02 for massive integration of renewable energies. In this network, a series of simulations are carried out to verify the benefits of the control of the mentioned devices. This is due to an efficient management of a centralized algorithm that unifies the coordination of the devices. Secondly, in the low voltage distribution network, the integration of a new topology of a fast charging station for electric vehicles is analyzed. This topology is based on a flexible multiterminal link that allows to control the power flows through the feeders, thus improving their integration into the distribution network. This flexible link is based on a minimal modification to the standard fast chargers by connecting all the continuous buses of the different fast chargers at the charging station. With this minimal modification a connection is created between the different feeders of the low voltage network providing greater flexibility. It is interesting that these types of distribution networks do not have a communications network, unlike in medium voltage networks. Because of this, there is not enough
Abstract XI information to develop an optimal centralized controller that takes into account all the measures of the distribution network. The proposed centralized control uses only the power and voltage measurements of the MT / BT transformers, and with these measurements and different control algorithms, it is able to efficiently manage the active and reactive power flows of the electric vehicle charging station. For this study, the low voltage network proposed by CIGRE Task Force C06.04.02 will be used, in order to assess the effects of the designed control algorithms. These control algorithms are simulated in the aforementioned distribution network to increase the integration of electric vehicle charging. Finally, an experimental implementation of the different simulations performed has been carried out. To achieve this objective, a laboratory scale network has been built from the network proposed by the CIGRE Task Force C06.04.02 for medium voltage networks with a high penetration of renewable energy. In this scale network, the same results of voltage losses and drops are obtained, in per unit, as the real distribution network, and therefore, is a great testbench to evaluate the operation of the proposals. Experimental tests have been carried out for medium and low voltage applications. This tests have been maked in to the scale distribution network. In the case of low voltage, the networ was been modified in order to obtain the parameters per unit of a low voltage distribution network.
Índice Abreviado Resumen V Abstract IX Índice Abreviado XIII Notación XVII 1 Introducción 1 2 Desarrollo de una red a escala para validación experimental 13 3 Aplicaciones en redes de distribución de media tensión 33 4 Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión 53 5 Conclusiones y trabajos futuros 87 Conclusions and future works 93 Índice de Figuras 97 Índice de Tablas 101 Bibliografía 103 Publicaciones relevantes 113 XIII
Índice Resumen V Abstract IX Índice Abreviado XIII Notación XVII 1 Introducción 1 1.1 Antecedentes 8 1.2 Objetivos 9 1.3 Financiación 10 1.4 Estructura del documento 11 2 Desarrollo de una red a escala para validación experimental 13 2.1 Red de distribución MT de referencia 15 2.2 Red de distribución a escala 18 2.3 Validación de la red a escala 25 2.3.1 Ensayos estáticos 27 2.3.2 Ensayos dinámicos 29 3 Aplicaciones en redes de distribución de media tensión 33 3.1 Mejoras propuestas en las redes de distribución MT 34 3.2 Simulaciones en la red de distribución MT de referencia 37 3.3 Ensayos experimentales en la red de distribución a escala 43 4 Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión 53 4.1 EVCS convencional y propuesta de mejora 55 4.1.1 Sistema de Gestión de EVCS 57 4.1.2 Algoritmo de control avanzado del EVCS-MS 59 4.2 Cálculo de las ganancias del controlador 62 4.3 Resultados de simulación y experimentales 65 XV
XVI Índice 4.3.1 Resultados de simulación 66 4.3.2 Resultados experimentales 70 5 Conclusiones y trabajos futuros 87 5.1 Conclusiones generales y principales contribuciones 87 5.2 Trabajos futuros 89 Conclusions and future works 93 5.3 Conclusions and main contributions 93 5.4 Future works 95 Índice de Figuras 97 Índice de Tablas 101 Bibliografía 103 Publicaciones relevantes 113
Notación BT Baja Tensión B2BBack To Back CA Corriente Alterna CIGRE Conseil International des Grandes Reseaux Electriques CC Corriente Continua CT Centro de transformación DER Distributed Energy Resource EMS Energy Management System EV Electric Vehicle EVCS Electrical Vehicle Charging Station EVCS−MS Electrical Vehicle Charging Station - Management System FL Flexible Link GUI Graphical User Interface IEA International Energy Agency IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor JCR Journal Citation Report KPI Key Performance Index LC Local Controller MT Media Tensión OLE Omnimode Load Emulator OLTC On Load Tap Changer OPF Optimal Power Flow PI Proporcional - Integral RES Renewable Energy Source RTCS Real Time Control System RTU Remote Terminal Unit SMS Signal Management System TOU Time Of Use XVII
XVIII Notación VSC Voltage Source Converter
1 Introducción Hoy en día es imposible imaginar una sociedad moderna sin un acceso a la energía eléctrica de forma simple, eficiente y con una calidad adecuada para el buen funcionamiento de toda su estructura social e industrial. La energía eléctrica se ha convertido en un pilar fundamental en cualquier ámbito de nuestra sociedad, siendo por ello, una de las razones por la cual en los países desarrollados se considera un servicio fundamental y debe ser accesible en cualquier punto de este. Dada la importancia de este recurso, no es conveniente que la generación esté basada fuertemente en combustibles fósiles, dado que, la necesidad de esta materia prima produce una dependencia energética con el exterior en determinados países. Por este motivo es importante la penetración masiva de fuentes de energía renovables (RES de sus siglas en inglés Renevable Energy Source), tanto en media tensión (MT) [1], como en baja tensión (BT) [2], las cuales son un activo importante para la descarbonización del sistema eléctrico [3]. Además de la importancia de disminuir la dependencia energética con el exterior, otro factor importante en el desarrollo de las energías renovables son los diferentes protocolos y normativas medioambientales que pretenden hacer frente al cambio climático que sufre el planeta [4]. Para ello, cada país tiene la obligación implícita de promover su desarrollo energético y poner el máximo empeño para que ese desarrollo sea lo más sostenible posible. Este hecho está ayudando a incentivar a diferentes inversores y países para apostar con firmeza por esta energía sostenible y limpia. En términos de generación de energía eléctrica en un ámbito mundial, en la figura 1.1 se muestra un diagrama de barras en el cual se puede observar cómo la tendencia global es el aumento de la generación basada en RES. En esta figura se puede observar cómo en el año 2007 la generación renovable no llega a alcanzar el 20% del total, mientras que en el año 2016 se genera entorno a un 25% del 1
8Capítulo 1. Introducción tensiones y 4) la EVCS multiterminal, que gestionando los flujos de potencia activa y reactiva mejora la posible congestión en la red de distribución debida a su alto consumo. El control de estos activos se realiza mediante un control jerárquico de dos niveles compuesto por un primer nivel gestionado por el control local (LC de sus siglas en inglés Local Controller) y un segundo nivel que calcula las consignas demandadas por el LC. 1.1 Antecedentes Este trabajo parte de los estudios realizados en la tesis doctoral [19]. En dicha tesis se presenta y comparan diferentes alternativas para crear un FL de CC o CA entre alimentadores radiales cercanos en redes de distribución. De esta manera, los flujos de potencia activa y reactiva se pueden controlar para optimizar la operación del sistema, lo que permite minimizar las pérdidas de potencia o maximizar la integración renovable en las redes de distribución. En la figura 1.5 se muestra un esquema simplificado de una red de distribución MT, en la cual, un control centralizado (EMS de sus siglas en inglés Energy Management System) recibe las medidas desde los CT y de la subestación de cabecera. Este EMS tiene implementado un OPF (de sus siglas en inglés Optimal Power Flow) que proporciona las consignas de potencia activa y reactiva al FL para conseguir una operación óptima en la red de distribución MT gracias al mallado y al control de tensiones que proporciona. El algoritmo OPF tiene como función objetivo minimizar las pérdidas en la red de distribución MT. FL EMS OPF AT MT BTMT BTMT BTMT BTMT Subestación CT CT CT CT Medidas Medidas Medidas Medidas Medidas Figura 1.5: Esquema simplificado de la red utilizada en los trabajos anteriores
1.2 Objetivos 9 Como resultados, la tesis en cuestión presenta varias simulaciones utilizando una red de distribución de referencia MT propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 (de sus siglas en francés Conseil International des Grandes Reseaux Electriques) para validar cada nivel de control. Los resultados del algoritmo OPF demuestran los beneficios de usar FL en redes de distribución, reduciendo significativamente las pérdidas de energía con respecto al caso base sin dispositivos de control. Finalmente, en esta tesis se construyeron y analizaron varias configuraciones experimentales a escala reducida para validar los resultados de la simulación. 1.2 Objetivos El objetivo que aborda en esta tesis doctoral es analizar, desde un punto de vista técnico, los beneficios que la electrónica de potencia puede aportar en la operación de las redes de distribución MT y BT. Los principales objetivos que tratar son los siguientes: • Desarrollo de una red de distribución a escala de laboratorio. Esta red a escala se basa en la red propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 para la validación experimental de todas las simulaciones que se realizan en esta tesis. Con esta plataforma se da continuidad al trabajo realizado en [19], donde se realizó el trabajo de simulación sobre dicha red. • Gestión eficiente de la red de distribución MT. En este objetivo se propone la creación de un controlador centralizado que gestione los diferentes activos de control en la red MT mediante un OPF. Este controlador tendrá acceso a diferentes activos de control en la red MT como son los OLTC para modificar la tensión de cabecera de la subestación, los RES para controlar la potencia reactiva inyectada o consumida realizando un control de tensiones de sus PCC y el FL conectado entre dos subsistemas donde controla los flujos de potencia activa y reactiva para realizar el mallado de la red. Todos estos algoritmos de control se van a desarrollar tanto en simulación como experimentalmente sobre la red mencionada anteriormente. Con respecto a los antecedentes, con este objetivo se amplía la funcionalidad del sistema de control centralizado, y por lo tanto la gestión del OPF, con nuevos elementos de control, dando lugar a una mayor flexibilidad en las redes MT. Además, se realizan ensayos experimentales que pondrán de manifiesto las ventajas de los algoritmos de control propuestos. • Mallado de la red de distribución BT para la integración eficiente de las EVCS. Con respecto a este objetivo se realizan diferentes estudios en simula-
10 Capítulo 1. Introducción ción y ensayos experimentales considerando la inclusión de EVCS de carga rápida en puntos críticos de la red de distribución BT. Utilizando algoritmos de control que reducen las pérdidas de potencia, eliminan las subtensiones en la red y reducen el envejecimiento prematuro de los transformadores. Para poder mallar la red BT se realiza un FL mediante una modificación mínima en la topología de los cargadores rápidos convencionales. La modificación consiste en la conexión de todos los buses de CC de cada cargador. Con esta modificación se consigue un FL multiterminal que proporciona mayor flexibilidad en la red y una mayor versatilidad de funcionamiento. La gestión de la EVCS se realiza mediante un control centralizado que proporciona las consignas a los dispositivos. Dado que la infraestructura de comunicación en las redes de distribución BT es inexistente en comparación con las redes de distribución MT, el algoritmo de control no tiene medidas suficientes para realizar un OPF convencional. Por este motivo se utilizan las medidas disponibles desde el CT (tensiones y potencias activas y reactivas) para desarrollar diferentes algoritmos que mejoran el funcionamiento de la red. 1.3 Financiación Esta tesis doctoral ha podido ser desarrollada gracias a la financiación proporcionada por diferentes proyectos de investigación: • Operación Flexible de Redes de Distribución Mediante Convertidores Electrónicos Flexilink. ENE2011-24137. Entidad financiadora. Ministerio de Ciencia e Innovación. Duración: 2012-2015. • Cambiadores de Tomas Estáticos para Transformadores de Potencia (Catest). P11-TEP-7411. Entidad financiadora: Junta de Andalucía. Duración: 2013- 2018. • Diseño, desarrollo y demostración de una micro-red inteligente y activa. PCIN-2015-043. Entidad financiadora: Ministerio de Economía y Competitividad. Duración:2015-2019. • Distribución Eficiente de Energía Eléctrica en Baja Tensión Mediante Redes Mixtas AC/DC. ENE2017-84813-R. Entidad financiadora: Ministerio de Economía y Competitividad. Duración 2018-2020.
1.4 Estructura del documento 11 1.4 Estructura del documento Este documento se encuentra dividido en dos partes diferenciadas. La primera parte consta de un breve resumen de las aportaciones realizadas, las cuales se dividen en los siguientes apartados: • Desarrollo y construcción de una red a escala para validación experimental. Este capítulo describe el procedimiento que se ha utilizado para diseñar la red a escala a partir de la red propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 para la integración masiva de energías renovables en la red de distribución MT. Además, se va a justificar la viabilidad de esta plataforma como un banco de pruebas idóneo para los ensayos experimentales que se realizan con posterioridad. • Aplicaciones en redes de distribución MT. Estas aplicaciones se desarrollan en el capítulo 3 y constan de simulaciones de diferentes casos de estudio donde se comprueba la necesidad del control centralizado, implementado con un OPF, propuesto para la gestión de los diferentes activos de control que se disponen en este tipo de redes de distribución. Por otro lado, se han realizado ensayos experimentales sobre la red a escala detallada en el capítulo anterior para demostrar que es una solución aplicable en redes reales. • Aplicaciones en redes de distribución BT. Estas aplicaciones se desarrollan en el capítulo 4 y se centran en la problemática que puede ocasionar la conexión de las EVCS de carga rápida en la red de distribución BT. En este capítulo se propone un control centralizado donde se opera con una cantidad de información muy inferior a la que se puede obtener de redes de distribución MT y, por lo tanto, sin ejecutar un OPF. • Conclusiones. Las conclusiones se desarrollan en el capítulo 5 dando una visión resumida de todos los resultados obtenidos en esta tesis, así como las líneas de investigación futuras. La segunda parte de la tesis consta de los artículos publicados en revistas de investigación indexadas en el JCR (de sus siglas en inglés Journal Citation Reports), factor que índica la calidad de los estudios realizados, y en congresos internacionales avalados por entidades de prestigio. El listado de los artículos mencionados según los objetivos es el siguiente:
12 Capítulo 1. Introducción • Desarrollo y construcción de una red a escala para validación experimental: • J. M. Maza-Ortega, M. Barragán-Villarejo, F. de Paula García-López, J. Jiménez,J. M. Mauricio, L. Alvarado-Barrios, and A. Gómez-Expósito. A Multi-Platform Labfor Teaching and Research in Active Distribution Networks.IEEE Transactions onPower Systems, 32(6):4861–4870, November 2017 [20]. •Aplicaciones en redes de distribución MT: • M. Barragan-Villarejo, A. Marano, F. P. García-López, J. M. Mauricio, and J. M.Maza-Ortega. Coordinated control of distributed energy resources and flexible linksin active distribution networks. InInternational Conference on Renewable PowerGeneration (RPG 2015), pages 1–6, Oct 2015 Energies [21]. • Francisco de Paula García-López, Manuel Barragán-Villarejo, Alejandro Marano-Marcolini, José María Maza-Ortega, and José Luis Martínez-Ramos. Experimentalassessment of a centralised controller for high-res active distribution networks.Ener-gies, 11(12), 2018 [21]. •Aplicaciones en redes de distribución BT: • F. P. García-López, M. Barragán-Villarejo, J. M. Maza-Ortega, and A. Gómez-Expósito. Multiterminal electrical charging station for lv networks. In2015 IEEEEindhoven PowerTech, pages 1–5, June 2015 [22]. • Francisco de Paula García-López, Manuel Barragán-Villarejo, and José María Maza-Ortega. Grid-friendly integration of electric vehicle fast charging station based onmultiterminal dc link. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 114:105341, 2020 [23].
2 Desarrollo de una red a escala para validación experimental Las redes de distribución convencionales están dando paso a redes de distribución con un nivel de comunicación y control muy elevados, las denominadas redes inteligentes. Este cambio en el paradigma de las redes de distribución se debe al aumento en la automatización, las nuevas tecnologías de medición y los dispositivos de electrónica de potencia que se están integrando de forma masiva en las redes. Estos dispositivos de electrónica de potencia están presentes en la generación distribuida, sistemas de almacenamiento de energía y otros dispositivos que mejoran la calidad de la energía que llega al consumidor [24]. Estas redes inteligentes aportan a la sociedad unos beneficios desde el punto de vista económico y medioambiental necesarios hoy en día, tanto es así, que no se pueden alcanzar las pretensiones de las normativas y protocolos que luchan contra el cambio climático sin apostar por este tipo de redes. Por otro lado, este tipo de redes plantean nuevos retos desconocidos en las redes de distribución como son los desplazamientos de tecnologías convencionales en la curva de generación, aplanamiento de la curva de consumo y sobre todo la infraestructura necesaria para hacer una transición rápida desde las redes convencionales a redes inteligentes [25], [26], [27], [28]. Estas razones técnicas y sociales justifican la necesidad de implementar un banco de pruebas en el cual se puedan realizar ensayos para comprobar la vialidad de diferentes estrategias de control propuestas. Básicamente, el banco de pruebas es una versión reducida de un sistema de distribución real. En trabajos anteriores han 13
14 Capítulo 2. Desarrollo de una red a escala para validación experimental diseñado instalaciones de laboratorios de características con diferentes propósitos. En [29] una red de laboratorios para mostrar el efecto de la resonancia armónica. Las referencias [30], [31] y [32] muestran dos configuraciones de laboratorio en la Universidad de Drexel para analizar la gestión de controles centralizados para el control de los flujos de potencia. Una red más completa se muestra en [33], esta red involucra dispositivos de electrónica de potencia y máquinas eléctricas. En [34] se presenta una microrred a escala real que involucra diferentes tecnologías de generación de energía distribuida y almacenamiento. En [35] se presenta un sistema a pequeña escala con motores de inducción, generadores síncronos y transmisión de CC, orientado a analizar una amplia gama de problemas que van desde los flujos de energía hasta la integración de la electrónica de potencia. Por último, en [36] se describe un banco de ensayos con tres VSCs para analizar el funcionamiento de los sistemas HVDC. La principal contribución del sistema de distribución a escala propuesto reside en la forma de abordar la carga, almacenamiento y generación en la red. En las referencias mencionadas se utilizan cargas estáticas [31], [32]; máquinas eléctricas acopladas a sistemas mecánicos [30], [33] y [35]; dispositivos reales de conversión de energía [34]. Estos dispositivos tienen el inconveniente de la flexibilidad, es decir, solo responde a un tipo de carga o generación concreto. Por ejemplo, si se dispone de generación fotovoltaica y se conecta a un nudo concreto de una red, esta topología no puede reconfigurarse sin realizar cambios mecánicos. Por otro lado, existe la necesidad de disponer de luz solar para realizar los ensayos. Esta tesis propone crear unos dispositivos que sean capaces de emular el comportamiento de cualquier sistema de carga/generador/almacenamiento conectado a cada bus por medio de un conjunto de VSCs. Este capítulo se organiza de la siguiente forma. En el apartado 2.1 se describe el desarrollo y montaje de una red de distribución a escala de laboratorio en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Sevilla. La red a escala se construye tomando como referencia de la red de distribución MT propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 [37] para integración de energías renovables. En el apartado 2.2 se describen el escalado y dispositivos utilizados en la red a escala. Por último, en el apartado 2.3, se detallan todos los ensayos realizados en la red a escala para verificar que los resultados obtenidos son extrapolables a la red original.
2.1 Red de distribución MT de referencia 15 2.1 Red de distribución MT de referencia La red de referencia seleccionada tiene como finalidad ser un banco de ensayos estándar para los investigadores en materia de integración de RES en la red de distribución MT. El objetivo de esta red es poder analizar, diseñar y validar distintos algoritmos de control en sistemas de generación distribuida. Los principales motivos que se han considerado para la selección de esta red de referencia son los siguientes: • La red se basa en una red de distribución alemana MT real, cumpliendo la necesidad de implementar los diferentes controles en un entorno lo más realista posible. • Esta red consta de una importante penetración de RES, motivo por el cual es de especial interés, dado que este es uno de los principales elementos en el panorama futuro de las redes de distribución. • Todos los datos de la red, incluida la topología, los parámetros de las ramas y los cables, las cargas, RES y sus correspondientes perfiles diarios de carga y generación están disponibles y bien documentados. •La red de referencia plantea la posibilidad de incluir un FL para mallar los dos subsistemas, un componente clave de la futura red de distribución activa con alta penetración de RES. En la figura 2.1 se muestra un diagrama unifilar de la red de distribución de referencia, la cual está compuesta por dos subsistemas radiales alimentados desde la misma subestación. Dicha subestación está compuesta por dos transformadores de 25 MVA y relación de transformación de 110/20 kV con OLTC, los cuales alimentan cada uno a un subsistema. El OLTC está conectado en el lado de 20 kV con una relación de toma de ±10% con intervalos de 0.625% . La red total contiene 14 nudos agrupados en dos alimentadores radiales: 11 nudos para el subsistema 1 y 3 nudos para el subsistema 2. La longitud total de las ramas del subsistema 1 es de aproximadamente 15 km, mientras que el subsistema 2 es de sólo 8 km. Además, este sistema involucra a clientes industriales y domésticos, así como una gran cantidad de RES conectadas a los diferentes nudos, como se puede ver en la figura 2.1. Por otro lado, la red de referencia plantea la posibilidad de incluir un FL para conectar ambos subsistemas radiales entre los nudos N8 y N14. En la tabla 2.1 se muestran los valores de resistencia y reactancia de las diferentes ramas del sistema y la longitud.
16 Capítulo 2. Desarrollo de una red a escala para validación experimental Fotovoltaico Batería Generador eólico Células de combustible Ciclo combinado Subsistema 2 Subsistema 1 110/20 kV 25 MVA Enlace flexible N14 N13 N12 N1 N2 N3 N4 N5 N10 N9 N6 N7 N8 N11 Desconectado en operación normal 110/20 kV 25 MVA Carga Figura 2.1: Esquema unifilar de la red MT con alta penetración de RES propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 Tabla 2.1: Valores de las resistencias y reactancias de cada rama en la red original propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 Línea Nudo Inicio Nudo Final R0 ph X0 ph Long. Ω/km Ω/km km 1 N1 N2 0.579 0.367 2.82 2 N2 N3 0.164 0.113 4.42 3 N3 N4 0.262 0.121 0.61 4 N4 N5 0.354 0.129 0.56 5 N5 N6 0.336 0.126 1.54 6 N6 N7 0.256 0.130 0.24 7 N7 N8 0.294 0.123 1.67 8 N8 N9 0.339 0.130 0.32 9 N9 N10 0.399 0.133 0.77 10 N10 N11 0.367 0.133 0.33 11 N11 N4 0.423 0.134 0.49 12 N3 N8 0.172 0.115 1.30 13 N12 N13 0.337 0.358 4.89 14 N13 N14 0.202 0.122 2.99 En cuanto a los perfiles de potencia, tanto la carga como la generación, se han obtenido del documento proporcionado por CIGRE [37]. En la figura 2.2 se muestran los perfiles de las cargas residencial e industrial en valores por unidad con una base de 100 MVA. En esta figura se puede observar que la red de distribución elegida tiene como carga predominante la residencial. Por otro lado, en la figura 2.3 se muestran los perfiles de potencia activa generada. En la figura superior se puede
2.1 Red de distribución MT de referencia 17 ver el perfil de potencia para la generación eólica y batería. En la figura inferior se muestran los perfiles de generación de la energía fotovoltaica, diésel y célula de combustible. Hay que destacar que la tecnología predominante en términos de generación es la generación eólica, siendo entre 3 y 10 veces mayor que las demás tecnologías de generación. 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 Potencia Activa (pu) Industrial Residencial Figura 2.2: Perfiles de potencia activa consumida en la red de distribución de la CIGRE Task Force C06.04.02 −0.015 −0.010 −0.005 0.000 0.005 0.010 0.015 0.020 Potencia Activa (pu) Eólica Batería 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) 0.0000 0.0005 0.0010 0.0015 0.0020 0.0025 0.0030 0.0035 0.0040 Potencia Activa (pu) Fotovoltaica Diésel Célula Combustible Figura 2.3: Perfiles de potencia activa generada en la red de distribución de la CIGRE Task Force C06.04.02. Arriba: Generación Eólica y Batería; Abajo: Generación Fotovoltaica, Diésel y por Célula de Combustible
24 Capítulo 2. Desarrollo de una red a escala para validación experimental selecciona el porcentaje de cada perfil total, por tipo, que repercute a los diferentes nudos. Finalmente, todos estos datos se compilan y se cargan en el sistema de control en tiempo real (RTCS de sus siglas en inglés Real Time Control Systems) para la operación en tiempo real del ensayo. El RTCS se ha implementado en una plataforma de control en tiempo real llamada SpeedGoat, mostrada en la figura 2.11. a) b) Figura 2.10: Herramienta para la creación de los perfiles en cada nudo. a) Ventana para los perfiles totales de la red; b) Ventana para el reparto en cada nudo Figura 2.11: Fotografía de la plataforma de control en tiempo real utilizada para ejecutar el RTCS • Tareas on-line: estas son ejecutadas por el RTCS que es responsable, a su vez, de dos tareas. Por un lado, el RTCS se encarga de enviar las consignas al LC de cada OLE de acuerdo con los perfiles previamente determinados en las tareas off-line. Por otro lado, el RTCS recibe mediciones de cada LC en cada OLE que está conectado a un nudo de la red a escala (Vi,PiyQi).
2.3 Validación de la red a escala 25 Después de procesar esta información, proporciona medidas en tiempo real del sistema, las cuales se muestran en el PC de control. En la figura 2.12 se puede ver una imagen real de la red a escala donde se diferencia el VSC de balance, los dos subsistemas compuestos por sus ramas, el RTCS y el PC de control y los diferentes armarios que contiene los OLEs. Ramas OLEs Subsistema 1 Subsistema 2 Balance VSC RTCS PC de Control Figura 2.12: Fotografía de la red a escala montada en el laboratorio 2.3 Validación de la red a escala Este apartado está dedicado a mostrar los resultados representativos del sistema de distribución a escala descrito en el apartado anterior. Estos resultados se dividen
26 Capítulo 2. Desarrollo de una red a escala para validación experimental en dos grupos: primero, seguimiento de las consignas proporcionadas a los OLE; segundo, comparativa de los resultados de tensión obtenidos en la red de distribución a escala y la red de distribución real, realizados estos últimos mediante un flujo de carga. Para verificar que el LC del OLE tiene un correcto funcionamiento y comprobar que la red a escala es capaz de emular cualquier tipo de carga y/o generación se han realizado diferentes ensayos dinámicos en los cuales se aprecia este hecho. Como caso representativo, en la figura 2.13 se muestra el perfil de potencia activa, medida y de consigna, para los OLEs conectados en los nudos N6 y N7. Se han elegido estos nudos al ser representativos tanto de un perfil de consumo como uno de generación. En la figura superior se muestra un perfil de consumo donde puede comprobarse que el OLE conectado al nudo N6 sigue perfectamente la consigna marcada. En la figura inferior se muestra el seguimiento del OLE conectado en el nudo N7 que tiene un perfil de generación, en este caso de tipo eólico. −0.06 −0.05 −0.04 −0.03 −0.02 −0.01 0.00 Potencia Activa (pu) P* N6 PN6 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) 0.000 0.005 0.010 0.015 0.020 0.025 Potencia Activa (pu) P* N7 PN7 Figura 2.13: Perfiles de potencia activa de consigna y potencia activa medida en los OLEs conectados al nudo N6 y N7. Arriba: Perfil de consumo; Abajo: Perfil de generación Por otro lado, para verificar que los datos obtenidos en la red a escala son extrapolables a una red de distribución MT real, se ha comparado entre los resultados obtenidos experimentalmente con los resultados obtenidos en un flujo de carga de la red original. Las pruebas se han realizado para varios escenarios de carga
2.3 Validación de la red a escala 27 y generación, donde las variables de control seleccionadas han sido la potencia activa consumida de cada carga y la potencia activa inyectada por cada generador. Estos ensayos se han clasificado en: • Ensayos estáticos, en el que cada inyección o consumo de potencia se ha fijado en un único valor. • Ensayos dinámicos, basados en unas curvas temporales que representan diferentes tipos de consumidores y tecnologías de generación distribuida. Para poder cuantificar los resultados obtenidos se utiliza un KPI (de sus siglas en inglés Key Performance Index) ∆Vn , que representa la variación de la tensión de cada nudo respecto a la tensión del sistema en el CB, VCB . Con intención de presentar un único valor de ∆Vn , se calcula el valor medio de la tensión de cada nudo durante todo el ensayo. Adicionalmente, también se calcula el ∆V de la red como la media del valor ∆Vn de todos los nudos. La ecuación 2.1 define el cálculo del índice ∆Vny∆V. ∆Vn= 11 ∑ n=3 24 ∑ t=0 Vn t−VCB VCB ;∆V=∑11 n=3∆Vn n(2.1) 2.3.1 Ensayos estáticos Los ensayos estáticos consisten en absorber potencia de forma estática, es decir, para conseguir este efecto se mantiene la consigna de potencia activa y reactiva fija durante un intervalo de tiempo t , para posteriormente poder calcular el valor del KPI. Para poder obtener un rango de funcionamiento amplio, llegando a ser cuasi-dinámico, se diseñaron los ensayos estáticos para consumir un cuarto de la potencia total de la red, para la mitad y para tres cuartos de la potencia total. Por otro lado, también se diseñaron los perfiles de consumo para que la potencia reactiva fuera inyectada o absorbida, modificando el factor de potencia de la carga consumida. Los resultados obtenidos se muestran las tablas 2.3 para un cuarto de carga, 2.4 para media carga y 2.5 para tres cuartos de carga. Los resultados mostrados en estas tablas permiten afirmar lo siguiente: • Para igual factor de potencia y diferente carga, la variación de tensión con respecto al CB es mayor conforme aumenta la carga. Esto se debe a que el aumento de carga provoca un aumento en la potencia activa consumida y en la potencia reactiva inyectada/consumida, según el carácter del factor de potencia, produciendo variaciones de tensión mayores.
28 Capítulo 2. Desarrollo de una red a escala para validación experimental • La variación de tensión respecto a la tensión del CB es muy similar para todos los nudos de la red, independientemente del factor de potencia. • Para igual carga, igual carácter de la potencia reactiva (capacitivo o inductivo) y diferente factor de potencia, el valor de ∆Vn disminuye conforme aumenta el valor de factor de potencia. En el caso capacitivo se debe a que cuanto menor sea el factor de potencia mayor es la potencia reactiva inyectada al sistema y por tanto el aumento de las tensiones. En el caso inductivo, la potencia reactiva consumida es mayor con factor de potencia bajos y por consiguiente la caída de tensión con respecto al CB. • Para igual factor de potencia en valor absoluto, la variación de tensión en el caso capacitivo es similar al caso inductivo. • La similitud de los datos obtenidos del flujo de carga con respecto a los obtenidos experimentalmente validan tanto el montaje de la red como el escalado realizado. Las pequeñas discrepancias que se pueden observar entre ambos resultados son debidas a los errores en los dispositivos de medición y a la ausencia de control en la tensión de cabecera de la red del laboratorio. Cabe destacar, que aunque se puedan dar ciertas discrepancias, los valores están dentro de los mismos rangos de magnitud y las tendencias son iguales. Tabla 2.3: Comparativa de los resultados del ensayo estático para un cuarto de carga ∆V ∆V ∆V% % %N8 N9 N6 N7 N3 N5 N11 N10 Red original fdp 0.8 cap 1.58 1.59 1.54 1.60 1.45 1.51 1.62 1.61 fdp 0.9 cap 1.03 1.03 1.00 1.04 0.95 0.98 1.06 1.04 fdp 0.9 ind -1.05 -1.06 -1.02 -1.07 -0.99 -1.01 -1.08 -1.08 fdp 0.8 ind -1.64 -1.66 -1.60 -1.67 -1.53 -1.58 -1.68 -1.68 Red a escala fdp 0.8 cap 1.76 1.86 1.77 1.83 1.59 1.69 2.04 1.70 fdp 0.9 cap 0.93 1.13 0.96 1.07 0.89 0.89 1.24 1.06 fdp 0.9 ind -1.17 -1.06 -1.17 -1.18 -1.07 -1.09 -1.06 -1.24 fdp 0.8 ind -1.91 -1.80 -1.90 -1.89 -1.75 -2.07 -1.85 -1.98
2.3 Validación de la red a escala 29 Tabla 2.4: Comparativa de los resultados del ensayo estático para media carga ∆V ∆V ∆V% % %N8 N9 N6 N7 N3 N5 N11 N10 Red original fdp 0.8 cap 3,21 3,24 3,12 3,26 2,97 3,07 3,30 3,28 fdp 0.9 cap 2,11 2,12 2,04 2,14 1,95 2,01 2,16 2,15 fdp 0.9 ind -2,22 -2,25 -2,18 -2,26 -2,06 -2,13 -2,29 -2,29 fdp 0.8 ind -3,50 -3,55 -3,42 -3,57 -3,25 -3,36 -3,61 -3,59 Red a escala fdp 0.8 cap 3,97 3,99 3,92 4,02 3,64 3,72 4,24 3,96 fdp 0.9 cap 2,33 2,48 2,42 2,60 2,27 2,32 2,70 2,58 fdp 0.9 ind -2,64 -2,54 -2,63 -2,71 -2,38 -2,55 -2,65 -2,71 fdp 0.8 ind -4,23 -4,28 -4,21 -4,34 -3,89 -4,31 -4,32 -4,40 Tabla 2.5: Comparativa de los resultados del ensayo estático para tres cuartos de carga ∆V ∆V ∆V% % %N8 N9 N6 N7 N3 N5 N11 N10 Red original fdp 0.8 cap 4,92 4,97 4,80 5,02 4,56 4,69 5,08 5,05 fdp 0.9 cap 3,25 3,29 3,17 3,31 3,01 3,10 3,36 3,33 fdp 0.9 ind -3,55 -3,60 -3,47 -3,63 -3,29 -3,40 -3,66 -3,65 fdp 0.8 ind -5,67 -5,74 -5,54 -5,78 -5,25 -5,42 -5,85 -5,83 Red a escala fdp 0.8 cap 5,93 6,20 5,84 6,17 5,57 5,70 6,30 6,16 fdp 0.9 cap 3,75 4,11 3,81 4,17 3,69 3,67 4,01 3,97 fdp 0.9 ind -4,35 -4,13 -4,47 -4,14 -3,91 -4,19 -4,37 -4,39 fdp 0.8 ind -7,20 -7,10 -7,22 -7,29 -6,70 -7,22 -7,55 -7,48 2.3.2 Ensayos dinámicos En este apartado se muestran y analizan los resultados experimentales obtenidos en los ensayos dinámicos. Los valores de carga y generación de cada nudo se han obtenido a partir de los datos originales proporcionados por la red de distribución propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 para la integración de generación distribuida. En concreto se han realizado nueve ensayos correspondientes a la parte dinámica. En la tabla 2.6 los parámetros Pc , Pg y Qg se refieren a la potencia activa de carga, potencia activa de generación y potencia reactiva de generación. El término CIGRE se refiere a que la potencia que se considera para cada caso, carga o generación, es la utilizada en la red original propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02.
30 Capítulo 2. Desarrollo de una red a escala para validación experimental Tabla 2.6: Clasificación de los ensayos dinámicos Ensayo Ensayo Ensayo Pc Pc PcPg Pg PgQg Qg Qg 0xGen CIGRE Nula Nula 1xGen CIGRE CIGRE Nula 2xGen CIGRE Doble CIGRE Nula 3xGen CIGRE Triple CIGRE Nula 4xGen CIGRE Cuádruple CIGRE Nula El análisis de los ensayos dinámicos se cuantifica mediante el mismo KPI definido anteriormente. En la tabla 2.7 se muestran los valores del índice ∆Vn en tanto por ciento, para los ensayos dinámicos. El valor de este KPI disminuye conforme aumenta el grado de penetración de generación distribuida, gracias al aumento que se produce en las tensiones que las acerca a la tensión nominal del sistema. La similitud de los datos obtenidos del flujo de carga con respecto a los obtenidos experimentalmente valida tanto el montaje de la red como el escalado realizado. Las discrepancias que se pueden observar entre ambos resultados son debidas a los errores en los dispositivos de medición y a la ausencia de control en la tensión de cabecera de la red del laboratorio. Cabe destacar, que aunque se puedan dar ciertas discrepancias, los valores están dentro de los mismos rangos de magnitud y las tendencias son iguales.
2.3 Validación de la red a escala 31 Tabla 2.7: Comparativa de los resultados de los ensayos dinámicos ∆V ∆V ∆V% % %N8 N9 N6 N7 N3 N5 N11 N10 Red original 1xGen 0,27 0,27 0,28 0,28 0,33 0,30 0,30 0,31 2xGen 0,54 0,54 0,55 0,55 0,65 0,58 0,59 0,60 3xGen 0,80 0,80 0,82 0,82 0,98 0,87 0,88 0,90 4xGen 1,06 1,07 1,08 1,08 1,29 1,15 1,17 1,19 1xGenQopt 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 2xGenQopt 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 3xGenQopt 0,39 0,38 0,39 0,38 0,39 0,39 0,38 0,39 4xGenQopt 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 Red a escala 1xGen 0,25 0,25 0,17 0,21 0,30 0,17 0,06 0,13 2xGen 0,12 0,05 0,10 0,28 0,05 0,11 0,30 0,18 3xGen 0,37 0,47 0,49 0,72 0,48 0,59 0,77 0,65 4xGen 0,88 0,90 1,05 1,24 0,98 1,08 1,23 1,15 1xGenQopt 1,71 1,75 1,73 1,76 1,76 1,65 1,66 1,72 2xGenQopt 1,83 1,83 1,95 1,81 1,88 1,90 1,85 1,96 3xGenQopt 1,75 1,76 1,78 1,74 1,79 1,71 1,67 1,67 4xGenQopt 1,88 1,89 1,81 1,89 1,93 1,87 1,88 1,86
3 Aplicaciones en redes de distribución de media tensión Debido a los nuevos retos que se están planteando en las redes de distribución a causa de la reconfiguración de las redes a sistemas más inteligentes, el funcionamiento tradicional de los sistemas de distribución radial no se puede mantener. Esto sucede en gran medida por la alta penetración de fuentes renovables, ya que el diseño de estos sistemas se ha realizado para hacer frente a los flujos de energía desde las subestaciones primarias hasta los usuarios finales. Los problemas que surgen son de diferente índole, por ejemplo, coeficientes de simultaneidad más altos, flujos de potencia inversos, tensiones fuera de límites permitidos, disminución de la calidad de suministro, aumento de la potencia de cortocircuito, etc. Estos problemas pueden abordarse desde distintos enfoques, en general, todos ellos parte de un concepto tradicional y que no va en consonancia con la nueva era de automatización y comunicación que se está implantando en las redes de distribución. Sin lugar a dudas los métodos tradicionales no son válidos si se apuesta por una penetración masiva de fuentes renovables. Afortunadamente, durante los últimos años han aparecido nuevas estrategias de control basadas en métodos activos. Estas estrategias suponen un cambio completo de enfoque ya que se considera a la energía renovable como un recurso valioso. De esta manera, una gestión adecuada podría proporcionar muchos beneficios técnicos, como la mejora de las curvas de generación, la reducción de las pérdidas y el aplazamiento de la inversión en refuerzos de la red de distribución. 33
40 Capítulo 3. Aplicaciones en redes de distribución de media tensión el caso donde se utilizan las 3 variables de control (S3), se puede observar cómo se tiene un control idóneo de la tensión del nudo más alejado, alejándose del valor del límite técnico. En cuanto a la corriente del alimentador del subsistema 2, en S1 y S2, se produce un periodo en el que la intensidad máxima del cable es superada. Por el contrario, en S3 se cumplen todas las restricciones técnicas por corriente. La siguiente magnitud a valorar es la toma de cada transformador. En la figura 3.5 se pueden ver los cambios de toma que se han producido en cada transformador dependiendo de la estrategia seleccionada. Como se puede ver en el transformador 1, para S1 se tiene un número bajo de cambios de toma. Esto se debe a que el Toma T1 (pu)Toma T2 (pu) Tiempo (h) S1 S2 S3 04812 16 20 24 0.90 0.91 0.92 0.93 0.94 0.95 0.90 0.91 0.92 0.93 0.94 0.95 S1 S2 S3 S1 S2 S3 Figura 3.5: Cambios de toma realizados en los casos S1, S2 y S3. Arriba: Toma del transformador del subsistema 1; Abajo: Toma del transformador del subsistema 2 subsistema 1 está muy cargado, dando lugar a unas tensiones bajas en los nudos, obligando al OLTC a posicionarse en su toma más baja para intentar subir las tensiones. Según se vio en la figura 3.4 esto no es suficiente, ya que sigue habiendo subtensión en el nudo N6. Por otro lado, las estrategias restantes tienen un número mayor de cambios de toma, esto se debe a los beneficios que aporta la inyección de potencia reactiva por parte de las RES y la gestión óptima del FL, que provoca una subida en las tensiones nodales, y permite al OLTC no estar en su toma límite. En cuanto al transformador 2, al estar este subsistema más descargado, no necesita un número de cambios de toma tan acusado como el transformador 1. Lo que es
3.2 Simulaciones en la red de distribución MT de referencia 41 interesante destacar es que para el caso con el FL se producen un número mayor de cambios de toma. En total, para el caso S1 se realizan 19 cambios de toma, en el caso S2 20 y en el caso S3 30. Esto se debe a que se traspasa potencia del subsistema 2, que está más descargado, al subsistema 1 y por este motivo se ven afectadas las tensiones, dando lugar a una mayor flexibilidad en el OLTC y permitiendo subir la toma. El siguiente parámetro es la potencia reactiva inyectada por las RES. En la figura 3.6 se puede ver que la potencia reactiva inyectada en S1 es cero, dado que esta variable no entra en el control. Por otro lado, en el resto de las estrategias de control se produce una inyección de potencia reactiva. Como se puede ver, esta inyección de potencia reactiva es bastante similar en ambas estrategias de control, dándose la única desviación en las primeras horas de la noche. Esto se debe al trasvase de potencia que se realiza desde el subsistema 2 al subsistema 1 por el FL y la reactiva que inyecta este mismo dispositivo, dando lugar a que el OPF calcule consignas de potencia reactiva menores en las RES. 0.000 0.005 0.010 0.015 0.020 0.025 0.030 0.035 Potencia Reactiva (pu) 04812 16 20 24 S1 S2 S3 Figura 3.6: Perfil de potencia reactiva inyectada por las RES en los casos S1, S2 y S3 En lo referente al FL, en la figura 3.7 se muestran las potencias activas y reactivas que gestiona el FL. Atendiendo a la potencia activa que circula por el FL, se puede ver que siempre hay un trasvase desde el subsistema 2 al subsistema 1, ayudando a descargar el alimentador y transformador de este último subsistema. Esto se debe a que el subsistema 1 está muy cargado y la generación RES existente no es lo suficientemente alta para contrarrestar el efecto de dichas cargas. En cuanto a las potencias reactivas, se puede observar cómo ambos VSCs inyectan potencia en sus nudos para mejorar las tensiones.
42 Capítulo 3. Aplicaciones en redes de distribución de media tensión Potencia Reactiva (pu) Potencia Reactiva (pu) Potencia Activa (pu) Tiempo (h) 0.00 04812 16 20 24 0.02 0.04 0.06 0.10 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 0.0 0.2 0.4 0.6 1.0 0.8 0.08 Subs. 1 Subs. 2 Subs. 1 Subs. 2 Subs. 1 Subs. 2 Figura 3.7: Perfil de potencia del FL (caso S3). Arriba: Potencia activa trasvasada entre los subsistemas; Centro: Potencia reactiva inyectada en el nudo N8; Abajo: Potencia reactiva inyectada en el nudo N14 Por último, en la figura 3.8 se muestran las pérdidas de la red aplicando las diferentes estrategias de control. Como se puede ver la mayor cantidad de pérdidas se produce en S1 y va mejorando a medida que se van integrando elementos de control adicionales. En la tabla 3.1 se puede ver el valor de la energía de pérdidas en un día completo de simulación y su reducción en las mismas dependiendo de la estrategia seleccionada. Como es evidente, la mejor solución es integrar los tres elementos de control sugeridos dando lugar a una reducción de un 46.50% de pérdidas. Tabla 3.1: Energía de pérdidas totales en un día completo obtenidas en los casos S1, S2 y S3 Caso ELoss ELoss ELoss [kWh/día] Reducción [%] S1 12001 − S2 9527 20.60 S3 6425 46.50
3.3 Ensayos experimentales en la red de distribución a escala 43 04812 16 20 24 Tiempo (h) 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 Potencia Activa (pu) S1 S2 S3 Figura 3.8: Perfil de pérdidas en los casos de simulación S1, S2 y S3 3.3 Ensayos experimentales en la red de distribución a escala En este apartado se muestra el desarrollo experimental en la red de distribución a escala, en la cual se demuestra que los resultados obtenidos en la simulación son realmente factibles en una red de distribución real [21]. Para cuantificar de una forma más precisa los resultados obtenidos se van a utilizar unos KPI que ayudarán a poner de manifiesto las ventajas de las diferentes estrategias de control. Los casos a estudiar se componen de tres activos de control que se van a ir integrando en los diferentes casos de estudio para identificar los beneficios que suministran al sistema de forma secuencial de manera similar a las simulaciones anteriores. En la tabla 3.2 se puede ver cómo se integran estos activos de control en cada caso. El primer caso, C1, es el caso base donde no se incluyen activos de control en la red de distribución y el OLTC se establece en la posición central del cambiador de tomas. Los casos posteriores agregan los activos de control en el SMS de manera incremental. De esta manera, es posible cuantificar el impacto que cada activo de control tiene sobre el funcionamiento del sistema. Tabla 3.2: Definición de los casos de estudio para los ensayos experimentales Activos de control Caso 1 (C1) Caso 2 (C2) Caso 3 (C3) Caso 4 (C4) OLTC ••• Potencia reactiva RES • • FL •
44 Capítulo 3. Aplicaciones en redes de distribución de media tensión Los siguientes KPI se definen para analizar el rendimiento del SMS y sus activos de control relacionados: • Pérdidas de energía diaria ( Eloss / ∆Eloss ). Este KPI mide la pérdida de potencia activa diaria en kWh/día, Eloss , y el porcentaje de reducción con respecto al caso base C1,∆Eloss. • Violaciones de tensión ( Tvv ). Este KPI evalúa el porcentaje de tiempo durante el día en que las tensiones nodales están fuera de los límites técnicos [0.95- 1.05] por unidad. • Variación de las tensiones nodales ( ∆V ). Este índice proporciona una medida global de las variaciones diarias de tensión en los nudos de la red. Se calcula como el valor promedio de la diferencia entre las tensiones nodales máxima y mínima, medidas en por unidad, ∆V=∑N(Vmax i−Vmin i) Ni ,(3.9) donde Nies el número totales de nudos. • Operaciones OLTC ( NOLTC ). Este KPI muestra el número de operaciones del OLTC que se producen durante el período de 24 horas. •Inyección de potencia reactiva de las RES (QRES). Este índice proporciona una medida global de la contribución de las RES a la inyección de potencia reactiva. Se calcula dividiendo el valor promedio de la potencia reactiva inyectada por las RES durante el período de 24 horas por el número total de RES, QRES =∑i,tQRESi,t Nt×NRES ,(3.10) donde QRESi,t es la potencia reactiva inyectada por la RESi en el periodo t , NRES es el número de RES en la red y Nt es el número de periodos considerados durante las 24 horas. • Carga del FL ( SLFL ). Este índice evalúa la carga promedio diaria del FL y se calcula como: SLFL =∑j,tSVSC j,t Nt×SFL ,(3.11) donde SVSC j es la potencia aparente del VSCj en el instante de tiempo t y SFL es la potencia nominal del FL.
3.3 Ensayos experimentales en la red de distribución a escala 45 • Carga del transformador ( TL ). Representa la carga media diaria del transformador como un porcentaje de su potencia nominal, que se puede calcular como: TL=∑tST t Nt×SN ,(3.12) donde ST t es la potencia aparente a través del transformador y SN es la potencia nominal del transformador. La función objetivo propuesta para la operación de redes de distribución activa de alta penetración de RES se basa en una operación con pérdidas técnicas mínimas, como ya se comentó anteriormente. Con los KPI definidos previamente se consigue cuantificar las magnitudes clave de manera integral para evaluar los beneficios del control propuesto. La tabla 3.3 muestra todos los KPI para los diferentes casos propuestos. En la red a escala, con el objeto de reducir la duración de las pruebas, estas se escalaron de 24 horas a 48 minutos y se redujo la duración de las pruebas hasta un tiempo más razonable. Esto se consigue creando perfiles de 2880 datos, que se envían cada segundo a los diferentes OLE, lo que consigue recrear un escenario de 24 horas en tan sólo 48 minutos (los valores de consigna en un periodo de tiempo real se envían cada 30 segundos con este escalado de tiempo). Los perfiles utilizados se muestran en la figura 3.9 en por unidad. En este caso estos perfiles difieren drásticamente con respecto a los vistos en la figura 3.3 porque se ha aumentado la generación eólica cuatro veces y la generación fotovoltaica cuarenta veces. Se ha tomado esta decisión para crear una red MT con una gran penetración de RES, caso que no ocurría en el estudio en simulación. Cabe destacar que para este marco de funcionamiento se ha contemplado una pequeña generación fotovoltaica en el subsistema 2. Tabla 3.3: Resultados obtenidos en los ensayos experimentales evaluados con los KPI KPI C1 C2 C3 C4 Eloss(kWh/día) 14009 13366 12041 11153 ∆Eloss (%) −4.58 16.33 25.59 QRES (pu) − − 0.117 0.095 Tvv (%) 38.69 0 0 0 NOLTC 0242 ∆V(pu) 0.087 0.061 0.058 0.042 TL(%) 24.95 24.43 20.62 20.20 SLFL(%) −−−49.40 Según la tabla 3.3, en C1 se presentó la mayor pérdida de energía diaria ya que ningún activo de control estaba operando para actuar sobre las tensiones y
46 Capítulo 3. Aplicaciones en redes de distribución de media tensión 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 Potencia Act./React. (pu) PSub1 Carga PSub1 Carga QSub2 Carga QSub2 Carga 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 Potencia Activa (pu) EólicoSub1 FotovoltaicoSub1 FotovoltaicoSub2 Figura 3.9: Perfiles de potencia para los ensayos experimentales. Arriba: Potencia activa y reactiva de las cargas en ambos subsistemas; Abajo: Potencia activa de la de generación renovable flujos de potencia y, así, poder reducir las pérdidas del sistema. La introducción del OLTC en el C2 redujo las pérdidas de energía en casi un 5%. La consigna del OLTC se calculó en el OPF cuya función objetivo era reducir las pérdidas totales de potencia en la red. Por lo tanto, la toma se estableció en la posición de -5% para aumentar las tensiones nodales y lograr el objetivo deseado. En el caso C3 , la capacidad de potencia reactiva RES también se incluyó en el control. Esto provocó que las pérdidas diarias de energía se redujeran en más del 15% con respecto a C1 . Esto se debe a que las RES pudieron proporcionar potencia reactiva al sistema y subir las tensiones. La figura 3.10 muestra la potencia reactiva RES inyectada en los nodos N3 y N8 con respecto a sus niveles de potencia nominal para los casos C3 y C4 . Esto se representa mediante gráficos de violín que permiten visualizar la distribución de cualquier magnitud, así como su rango de variación (eje y) y frecuencia de aparición (eje x). Estos gráficos permiten mostrar estas características de las variables mostradas de una forma simple. La mayor parte del tiempo, que corresponde a la parte más amplia de la trama del violín, las RES inyectan una potencia reactiva correspondiente al 20% de su nivel de potencia nominal. Esta inyección de potencia reactiva se utiliza para proporcionar parte de la potencia reactiva demandada por las cargas, evitando así la necesidad de suministrarla desde la subestación primaria. En la figura 3.11 se puede ver cómo la potencia reactiva suministrada por la subestación de cabecera va disminuyendo a medida que se van implementando más activos de control. De esta forma, la
3.3 Ensayos experimentales en la red de distribución a escala 47 C3 C4 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 Potencia Reactiva (pu) N3 C3 C4 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 Potencia Reactiva (pu) N8 Figura 3.10: Potencia reactiva inyectada en los casos C3 y C4 en los nudos N3 y N8 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 Potencia Reactiva (pu) C1 C2 C3 C4 Figura 3.11: Perfil de potencia reactiva suministrada por la subestación de cabecera en los diferentes casos de estudio potencia reactiva suministrada desde la subestación primaria en C3 fue inferior a 0.05 por unidad durante el período de 24 horas, lo que ayudó a reducir las pérdidas de energía en las líneas. La integración del FL en C4 redujo aún más las pérdidas de energía, hasta en un 25%, con respecto a C1 , como se muestra en la tabla 3.3. Este dispositivo inyectó potencia reactiva en los nudos interconectados N8 y N14 por medio de VSC1 y VSC2 respectivamente durante el periodo de 24 horas, como se muestra en la figura 3.12. Esta potencia, sumada a la potencia reactiva RES, hizo que se suministrara una potencia reactiva casi nula desde la subestación primaria, como se muestra en la figura 3.11. De esta manera, las pérdidas de energía se redujeron con respecto a C3 . Se observa un efecto adicional sobre las inyecciones de potencia reactiva RES. En C4 , las RES no tuvieron que inyectar tanta potencia reactiva como en C3 , como se puede observar en la figura 3.10, incluso llegando a ser cero en algunos nudos como N8. Hay que destacar que esto se produce debido a que se le da prioridad a la potencia reactiva inyectada por el FL. Este efecto se cuantificó de manera global con QRES recopilados en la tabla 3.3, donde se pueden apreciar valores más bajos para este KPI en C4 con respecto a los de C3 . La tabla 3.4 resume las inyecciones de potencia reactiva de las unidades RES en C3 y
48 Capítulo 3. Aplicaciones en redes de distribución de media tensión −1.2 −0.8 −0.4 0.0 0.4 0.8 1.2 Potencia Act./React. (pu) PEF ECOm1 QEF ECOm1 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) −1.2 −0.8 −0.4 0.0 0.4 0.8 1.2 Potencia Act./React. (pu) PEF ECOm2 QEF ECOm2 Figura 3.12: Perfiles de potencia activa y reactiva suministrados por el FL. Figura superior: Perfiles del OLE1; Figura inferior: Perfiles del OLE2 C4 . Estos valores se refieren a la potencia nominal de cada dispositivo. La RES conectada a N5 inyectó la cantidad máxima de potencia reactiva, alcanzando el 31,45% de su potencia nominal. Con la tecnología actual, estos valores de potencia reactiva son fácilmente conseguibles debido al efecto combinado de dos acciones: (i) la reactancia de acoplamiento VSC se está reduciendo al usar filtros LCL [44], y (ii) la tensión de CC de los VSC aumenta continuamente. Estos dos hechos amplían el rango de potencia reactiva del VSC. Tabla 3.4: Máxima potencia reactiva inyectada por las RES en los casos C3yC4 Nudo con RES QC3 max(pu) QC3 max(pu) QC3 max(pu)QC4 max(pu) QC4 max(pu) QC4 max(pu) N3 0.3116 0.2584 N5 0.3145 0.3144 N6 0.2372 0.2372 N7 0.0309 0.0309 N8 0.2552 0.0100 N9 0.1147 0.1147 N10 0.1588 0.1588
3.3 Ensayos experimentales en la red de distribución a escala 49 El FL también controla la potencia activa transferida del subsistema 1 al subsistema 2, como se muestra en la figura 3.12. Fuera del período de alta inyección de energía activa RES (0–10 horas y 13–0 horas), el FL absorbe potencia activa del N14 y la inyecta en N8. Esto significa que parte de la carga del subsistema 1 está alimentada por el subsistema 2, que está menos cargado, lo que ayuda a reducir las pérdidas totales de energía del sistema. Por el contrario, dentro de las horas de alta inyección de potencia activa de RES, el flujo de potencia activa se invierte en el FL: el VSC1 absorbe potencia activa del subsistema 1 y se inyecta por el VSC2 en el subsistema 2. De esta manera, parte de la potencia generada por las RES en el subsistema 1 se transfiere para alimentar las cargas en el subsistema 2. Por lo tanto, esta subestación primaria no suministra esta potencia activa, lo que redujo la corriente en este subsistema y las pérdidas de energía. Este fenómeno se ha conseguido gracias al aumento de potencia en las RES, que se comentó anteriormente, y que se puede ver en la figura 3.9. Finalmente, se pone de manifiesto que la carga del FL, SLFL , durante el día fue de 49.4%. Esto significa que el FL se usó a media carga y, por lo tanto, todavía hay un amplio margen para aprovechar la flexibilidad de operación que aporta al sistema. Por ejemplo, la penetración de RES en el subsistema 1 podría aumentar y aún poder ser gestionada por FL actual. La figura 3.13 muestra las tensiones nodales en los nudos N3, N6, N8 y N14 para los diferentes casos de prueba. Estos nudos fueron seleccionados para representar el comportamiento de los nudos cercanos (N3) y lejanos (N6) a la subestación primaria. Los nodos N8 y N14 también se incluyeron por ser los puntos de conexión del FL. El análisis de la figura 3.13 indica las situaciones de subtensión (tensiones por debajo de 0,95 por unidad) ocurrieron exclusivamente en el caso base, C1 , debido a la falta de activos de control operando en la red. Esta situación llevó a un valor de Tvv muy alto en C1 , como se muestra en la tabla 3.3. Estas violaciones de tensión fueron más severas en los nodos N6 y N8 correspondientes al subsistema 1 debido a dos razones. Primero, el subsistema 1 estaba más cargado que el subsistema 2, como se ha visto anteriormente. Esto causó mayores flujos de corriente y, en consecuencia, mayores caídas de tensión a lo largo de las líneas. Este efecto fue especialmente significativo alrededor de las 8 horas y las 20 horas cuando la generación de RES fue casi nula y la demanda fue máxima. La introducción del OLTC en C2 introdujo las tensiones dentro de la banda admisible de ± 0.05 por unidad sobre la tensión nominal y, en consecuencia, se eliminaron las violaciones de tensión, como ilustra Tvv . En C2 , la toma se estableció en la posición de -5% durante la mayor parte del día, tal y como puede comprobarse en la figura 3.14. Sin embargo, de acuerdo con la información proporcionada en la tabla 3.3, se requirieron dos operaciones de OLTC NOLTC (de -5% a 0% de posición) durante el período de 24 horas para mantener las tensiones dentro de los límites. Estos cambios ocurrieron cuando la generación de RES era máxima, como se muestra en la figura 3.9. El rango de variación de las tensiones nodales ∆V se
56 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión existe una clara correlación entre el número de cargadores rápidos de CC y el despliegue del EV [16], [17]. Los cargadores rápidos de CC convencionales se componen de un VSC y un convertidor de CC/CC como se muestra en la figura 4.1 a). El VSC está a cargo de la conversión de CA/CC, mientras que el convertidor de CC/CC se usa para controlar la corriente de carga del EV. En una EVCS convencional, la demanda de potencia activa de estos cargadores rápidos de CC individuales están asociadas a las líneas y/o transformadores MT/BT existentes aguas arriba independientemente de sus condiciones de carga. La propuesta de mejora consiste en una ligera modificación en la topología de una EVCS convencional con varios cargadores rápidos de CC creando un bus común de CC entre los distintos cargadores como se muestra en la figura 4.1 b). MT/BT Trans. MT BT1 Subs. 1 VSC1,T1VSCN1,T1 MT/BT Trans. BTM Subs. M VSC1,TMVSCNM,TM CC CC CC CC CC CC CC CC ECVE Convencional MT/BT Trans. MT BT1 Subs. 1 VSC1,T1VSCN1,T1 MT/BT Trans. BTM Subs. M VSC1,TMVSCNM,TM CC CC CC CC CC CC CC CC ECVE con Multiterminal CC (a) (b) Figura 4.1: Esquema unifilar del Sistema de distribución en BT con EVCS: a) EVCS convencional; b) EVCS multiterminal propuesta Con la EVCS propuesta se crea un FL multiterminal con una carga en su bus CC correspondiente al EV que amplia el rango de operación, tanto de la EVCS como de la red de distribución BT, sin tener que realizar una inversión cuantiosa en nuevos dispositivos [23]. Por un lado, y con respecto al flujo de potencia activa, la potencia demandad por el cargador del EV controlada por el convertidor de CC/CC, puede compartirse entre los activos aguas arriba dependiendo de sus condiciones de carga utilizando consignas de control adecuadas al VSC. Esto permite maximizar su uso y aplazar nuevas inversiones en cables y transformadores MT/BT. Además, esta
4.1 EVCS convencional y propuesta de mejora 57 propuesta abre una nueva vía para estudiar cual es la mejor alternativa para gestionar este nuevo recurso. En este caso se va a proponer la ecualización de transformadores MT/BT o alimentadores, para que funcione con una carga prácticamente igual, lo cual, conduce a una operación de red con pérdidas de potencia reducidas. No es posible asegurar que la reducción de pérdidas es la mínima debido a que no hay medidas suficientes para ejecutar un OPF. Por otro lado, es posible contribuir al control de tensión del sistema por medio de inyecciones de potencia reactiva independientes proporcionadas por cada VSC de manera similar a [85]. Esta solución propuesta no sólo proporciona una integración adecuada de EVCS a la red, sino que también constituye una tecnología económicamente viable en comparación con los métodos analizados previamente destinados a reducir la demanda de carga de VE. De hecho, los dispositivos electrónicos de potencia de los EVCS propuestos y los convencionales son exactamente los mismos. No se utilizan sistemas de almacenamiento costosos ni instalaciones de generación renovable, difíciles de integrar en áreas urbanas densamente pobladas. Además, el EVCS se puede utilizar para igualar la carga de los activos aguas arriba incluso en el caso de que no se carguen VEs, lo que representa una nueva oportunidad de ingresos económicos a tener en cuenta por los propietarios de EVCS en su modelo de negocio. Hay que mencionar que la figura 4.1 se ha realizado de la forma más genérica posible, suponiendo que se tiene alimentación desde diferentes CTs con diferentes alimentadores. No es necesario tener una instalación tan amplia, sólo es necesario tener, al menos, dos alimentadores distintos, ya sean desde el mismo CT con un sólo transformador o desde varios. Dependiendo del número de componentes y de su conexión se conseguirá el equilibrado de diferentes elementos situados aguas arriba, ya sean alimentadores, transformadores o CTs. Para poder realizar un control adecuado de la EVCS propuesta es necesario la creación de un sistema que gestione y controle sus diferentes dispositivos. Este dispositivo se denomina Sistema de Gestión de Estaciones de Carga de Vehículo Eléctrico (EVCS-MS de sus siglas en inglés Electrical Vehicle Charging Station - Management System) cuya arquitectura y algoritmo de control se desarrollan en los siguientes apartados. 4.1.1 Sistema de Gestión de EVCS Este subapartado está dedicado a describir el EVCS-MS, que se encarga de calcular las consignas adecuadas para los VSCs que componen el FL multiterminal de CC. Estas consignas se calculan mediante algoritmos de control que consideran las mediciones locales y remotas de los CTs o cualquier otro elemento como líneas o alimentadores principales dependiendo de la instalación que se disponga. El
58 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión principal objetivo del EVCS-MS es igualar los flujos de potencia activa a través de los elementos que se interconectan. Gracias a la topología del FL multiterminal de CC, la carga de la EVCS se puede distribuir entre dichos elementos para que todos proporcionen la misma potencia activa. Esta ecualización puede aportar varios beneficios a la operación del sistema de distribución en términos de reducción de pérdidas de potencia activa [22] y mejora de la utilización de activos. De hecho, la capacidad de compartir potencia activa de la EVCS multiterminal reduce el riesgo de sobrecarga de los elementos enlazados y, por lo tanto, minimiza la pérdida de vida útil de estos [86]. El desarrollo de este capítulo se centra en particularizar las simulaciones y los resultados experimentales para el caso de la ecualización de los transformadores MT/BT. Además, el EVCS-MS puede proporcionar control de tensión en los terminales del VSC mediante inyecciones de potencia reactiva independientes. Esta capacidad de control de tensión mejora la calidad de la energía del sistema de distribución debido a que se puede obtener un perfil de tensión diario más plano independientemente de las condiciones de carga variables de la EVCS. Sin embargo, para determinar la consigna adecuada para el controlador de tensión, se deben considerar las características particulares de la red BT y el algoritmo de control que se aplique. Es importante destacar que a diferencia de las redes de distribución MT, en las redes de distribución BT no se dispone de la misma cantidad de medidas, siendo estas muy inferiores. De hecho, las únicas medidas de las que se puede disponer son las tensiones y las potencias de los CTs. Por este motivo es inviable poder ejecutar un OPF que facilite las consignas de potencia reactiva óptimas para el control de tensiones, y por ello, esta tesis propone el ecualizado de los transformadores como una alternativa eficaz. La arquitectura de control jerárquica de dos niveles propuesta para el EVCS-MS, representada en la figura 4.2, se adapta a esta disponibilidad de medidas en la red BT. El EVCS-MS es el encargado de gestionar las mediciones remotas de las RTU (de sus siglas en inglés Remote Terminal Unit) ubicadas en los CTs ( PT j , VTj ) y también otras mediciones locales de la EVCS ( PEV ). Utilizando estos datos de campo, el algoritmo de control del EVCS-MS, descrito en el siguiente subapartado, calcula las consignas de potencia activa y reactiva adecuadas para los controladores locales de los VSCs de primer nivel para lograr la ecualización del transformador en potencia activa y el control de tensiones. Por otro lado, los LCs de los VSCs calculan las consignas adecuadas para lograr las referencias de potencia establecidas por el EVCS-MS. Cada uno de estos algoritmos de control se ejecutan en diferentes intervalos de tiempo. Así, el EVCS-MS se ejecuta cada 10-30 segundos con mediciones remotas y locales actualizadas cada 5-15 minutos y 10-30 segundos respectivamente. A su vez, los controladores de corriente LC se ejecutan cada 50 microsegundos para alcanzar adecuadamente las referencias de potencia. De esta manera, se puede decir que la estructura de control propuesta es
4.1 EVCS convencional y propuesta de mejora 59 un control en cascada compuesto por un bucle de control externo (EVCS-MS) y un bucle de control interno para cada VSC (LC). MT T1TM RTU1 Subestación 1 Comunicaciones PWM & Señales analógicas RTUM EVCS con multiterminal CC DC DC Red 1 Red M VSC1,T1 DC DC VSCN1,T1 Subestación M LCEV LC1,T1 EVCS-MS LCNM,TMLC1,TM VSC1,TM VSCNM,TM LCN1,T1 Figura 4.2: Esquema de la arquitectura de control del EVCS-MS 4.1.2 Algoritmo de control avanzado del EVCS-MS Este subapartado está dedicado a detallar el algoritmo de control implementado en el EVCS-MS para establecer las referencias de potencia activa y reactiva adecuadas para los LCs de los VSCs. Como se indicó anteriormente, el objetivo es equilibrar la potencia activa de los transformadores MT/BT. Por lo tanto, y de acuerdo con las figuras 4.2 y 4.3 donde se consideran M transformadores MT/BT, la referencia de potencia activa del transformador Tjse puede calcular como: P? Tj= ∑M i=1PTj M!·e−τsj=1,··· ,M−1(4.1) donde PTj es la demanda de potencia activa real de cada transformador. Estas potencias activas se miden en los CTs y, por este motivo, se ha considerado el retraso debido a la latencia de las comunicaciones, τ , entre los CTs y el EVCS-MS.
60 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión Además, según (4.1), se requiere determinar sólo la referencia de potencia activa de M−1 transformadores MT/BT, ya que la potencia activa del transformador TMse ajusta automáticamente a través del balance de potencia activa total del FL multiterminal de CC, cuyo algoritmo de control se presentará más adelante. Un controlador PI se aplica a cada error de potencia activa del transformador, definido como la diferencia entre la referencia y la medición de potencia activa real, para asegurar un error nulo en estado estacionario: ePTj=P? Tj−PTj·e−τsj=1,··· ,M−1(4.2) ∆Peqj=Kp·ePTj+Ki·ZePTjdt j =1,··· ,M−1(4.3) PI C1(s) PI CM-1(s) Figura 4.3: Esquema del lazo de control de potencia activa del EVCS-MS para Mtransformadores La salida de cada controlador PI, ∆Peqj , representa el déficit de potencia activa del transformador Tj para alcanzar la referencia P∗ Tj . Este déficit de potencia activa debe ser proporcionado por los Nj VSCs de la EVCS asociados al transformador Tj . Las ganancias proporcionales e integrales, Kp y Ki , respectivamente, dependen del intervalo de ejecución del bucle de control del EVCS-MS y la latencia de las mediciones remotas. Para reducir al máximo los requisitos de ancho de banda de la infraestructura de comunicaciones, los datos remotos recopilados por las RTU de los CTs se envían con una latencia τ en el orden de minutos. Sin embargo, esto no supone ningún inconveniente considerando las variaciones suaves de potencia activa de las cargas domésticas, comerciales e industriales agregadas. Sin embargo, debe considerarse que la carga rápida del EV causa variaciones importantes de la potencia activa en períodos de tiempo muy cortos, lo que puede afectar negativamente al funcionamiento del controlador. Para mejorar la dinámica
4.1 EVCS convencional y propuesta de mejora 61 del controlador durante los transitorios de carga rápida de los EV, la medición de potencia activa local de la EVCS, PEV , se puede agregar en cada lazo de control proporcionalmente al número total de transformadores MT/BT como una señal de feed −forward como se muestra en la figura 4.3: ∆PTj=∆Peqj+PEV M(4.4) Esta nueva variable permite al controlador adelantarse a grandes perturbaciones antes de afectar la dinámica general del sistema y mejorar la respuesta transitoria. Esta señal puede integrarse fácilmente en el algoritmo de control, ya que es una medida local de la EVCS que no requiere un canal de comunicación. Por lo tanto, la referencia de potencia activa de los Nj VSCs de la EVCS que están conectados al transformador Tjse puede calcular como: P? VSCk,Tj=∆PTj Nj k=1,··· ,Njj=1,··· ,M−1(4.5) Tal y como se indicó anteriormente, la referencia de potencia activa del transformador de balance TM se establece considerando las referencias de los otros transformadores MT/BT para cumplir con el balance de potencia activa de la EVCS a través del FL multiterminal de CC: ∆PTM=− M−1 ∑ j=1 ∆PTj(4.6) Esta potencia activa se distribuirá entre los VSCs de la EVCS asociados al transformador TMde la siguiente forma: P? VSCk,TM =∆PTM NM k=1,··· ,NM−1(4.7) La referencia de potencia activa está configurada sólo para los NM−1 VSCs, porque el VSC NMestá a cargo de la regulación de tensión del FL de CC [87]: P? VSCNM,TM =−Kpvcc ·e2 vcc +Kivcc ·Ze2 vcc dt(4.8)
62 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión donde evcc es el error entre la referencia de tensión de CC v∗ cc y a tensión de CC vcc , Kpvcc yKivcc son las ganancias proporcionales e integrales de este controlador PI. Además del control de potencia activa, los VSCs de la EVCS pueden administrar de forma independiente las inyecciones de potencia reactiva que se pueden usar para regular las tensiones de los nudos. Las referencias de potencia reactiva del EVCS se configuran de acuerdo con un controlador droop clásico [88,89]: Q? VSCk,Tj=KV·V? VSCk,Tj−VVSCk,Tjk=1,··· ,Njj=1,··· ,M(4.9) donde KV es la ganancia del control droop, V∗ VSCk,Tj y VVSCk,Tj , son la referencia y las tensiones reales del VSCk,Tj , asociado al transformador Tj . Esta estrategia contribuye a mantener las tensiones de los nudos de BT dentro de los límites reglamentarios si se seleccionan las referencias adecuadas para V∗ VSCk,Tj . Tradicionalmente, la referencia de tensión V∗ VSCk,Tj se establece en la tensión de red nominal Vrat [22]. Sin embargo, esta estrategia puede ser mejorada ya que las tensiones del nudo de baja tensión no sólo dependen de la carga de la red, sino también de la tensión de la tensión en el CT, VTj . Una gran diferencia entre Vrat y VTj puede causar grandes inyecciones potencia reactiva que pueden saturar los VSCs. Por lo tanto, y para evitar este inconveniente, se propone utilizar VTj como la referencia de tensión para el VSCk,Tj . De esta manera, la referencia de tensión se adapta a la carga de red BT, la toma del transformador MT/BT y la tensión MT. Es importante tener en cuenta que la tensión VTj se envía desde el CT al EVCS-MS utilizando la infraestructura de comunicación existente como se muestra en la figura 4.2, de modo que esta mejora no implica ningún coste adicional. 4.2 Cálculo de las ganancias del controlador Este apartado detalla el cálculo de las ganancias utilizadas en el EVCS-MS, tanto el término proporcional como el integral, Kp y Ki . Los valores de estas ganancias se calculan de forma genérica para un transformador Tj . Las ganancias deben garantizar un error nulo de estado estacionario, un comportamiento transitorio controlado y la estabilidad del sistema. Para calcular el controlador, se requiere formular la función de transferencia en bucle cerrado del sistema que se muestra en la figura 4.3. La función de transferencia en bucle cerrado depende de las funciones de transferencia de la planta y del controlador, Gj(s) y Cj(s) respectivamente, como sigue:
4.2 Cálculo de las ganancias del controlador 63 GCL(s) = ∆PTj ∆P? Tj =GOL(s) 1+GOL(s)·e−τs(4.10) GOL(s) = Cj(s)·Gj(s)(4.11) Gj(s) = ∆PTj ∑Nj k=1∆P? VSCk,Tj =K(4.12) Cj(s) = Kp+Ki s(4.13) donde Gj(s) es la función de transferencia que relaciona la potencia activa inyectada por los Nj VSCs con la potencia activa del transformador Tj . La constante de tiempo de Gj(s) es inferior a 1 ms y puede despreciarse con respecto a la latencia de las mediciones remotas desde el CT al EVCS-MS, τ , que son del orden de minutos. Por lo tanto, Gj(s) se puede modelar como una ganancia K que relaciona la referencia de potencia activa de los VSCs de la EVCS con la potencia activa del transformador. Al sustituir (4.11), (4.12) y (4.13) en (4.10), la función de transferencia en bucle cerrado (GCL) se puede formular de la siguiente manera: GCL(s) = ∆PTj ∆P? Tj =K·Kp·s+Ki s+K·Kp·s+Ki·e−τs(4.14) Aplicando el teorema del valor final, l´ım s→0sF(s) , a (4.14), es posible garantizar que el controlador alcance un error en estado estable nulo independientemente del valor de KpyKi. El comportamiento transitorio y la estabilidad del sistema pueden analizarse linealizando el sistema utilizando la aproximación de Padé para el retraso de la siguiente manera: e−τs≈1−τs 2+τ2s2 8+···+ (−τs 2)k k! k! 1+τs 2+τ2s2 8+···+ (τs 2)k k! k! ≈1−τs 2 1+τs 2 (4.15) donde sólo se retienen los términos de primer orden, lo cual es suficientemente preciso para la latencia de las mediciones remotas en esta aplicación. Por lo tanto, la función de transferencia de bucle cerrado se puede formular de la siguiente
64 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión manera: GCL(s) = N2s2+N1s+N0 s2+D1s+D0 (4.16) donde los coeficientes N2 , N1 , N0 , D1 y D0 son funciones de los parámetros del sistema: N2=KKpτ τ(1−KpK)N1=K(2Kp+Kiτ) τ(1−KpK)N0=2KKi τ(1−KpK)(4.17) D1=2+2KKp−KKiτ τ(1−KpK)D0=2KiK τ(1−KpK)(4.18) Por lo tanto, la función de transferencia GCL(s) representa un sistema de segundo orden cuya dinámica está controlada por la relación de amortiguamiento ξ y la frecuencia natural ωn: D(s) = s2+2ξωns+ω2 n(4.19) Identificando término por término el denominador de (4.16) y (4.19), Kp y Ki se pueden calcular de la siguiente manera: Kp=τ2w2 n+4ξτwn−4 K(τ2w2 n+4ξτwn+4)(4.20) Ki=4τw2 n K(τ2w2 n+4ξτwn+4)(4.21) que dependen de ξ , ωn y τ . Finalmente, es posible recordar que el factor de amortiguamiento y la frecuencia natural se pueden calcular según el margen de fase, Mp y el tiempo de establecimiento para un error de estado estable inferior a
4.3 Resultados de simulación y experimentales 65 2%, Ts, como: ξ=s(log(Mp))21 (log(Mp))2+π2;wn=4 Tsξ(4.22) Las ganancias del controlador para diferentes latencias se muestran en la tabla 4.1. Hay que mencionar que la estabilidad del sistema está garantizada, ya que la parte real de los polos de (4.16) es siempre negativa. p1,2=−ξωn±pξ2−1(4.23) Tabla 4.1: Ganancias del controlador para las diferentes latencias de comunicación 5, 10 y 15 minutos Latencia KPKIMp(pu) Ts(s) 5min 0.9416 0.0686 0.1 30 10min 0.9416 0.0343 0.1 60 15min 0.9416 0.0229 0.1 90 4.3 Resultados de simulación y experimentales En este apartado se van a mostrar todos los resultados obtenidos, tanto de simulación como experimentales, de la propuesta de mejora en las EVCS que se ha detallado anteriormente. Con ello, se pone de manifiesto las ventajas que se obtienen con la propuesta realizada y se comprueba que con una pequeña modificación topológica se consiguen unos beneficios en la operación de la EVCS que pueden mejorar el funcionamiento de la red BT. El apartado se divide de la siguiente forma: en el subapartado 4.3.1 se presentan los resultados obtenidos de las simulaciones realizadas en una EVCS conectada a una red BT con una elevada cantidad de nudos y cargas [22]. En el subapartado 4.3.2 se presentan los resultados experimentales obtenidos de emular, en la medida de lo posible, el caso presentando en [22]. En este caso se ha diseñado un banco de ensayos reducido debido a la imposibilidad de tener la cantidad de nudos que se simula en el trabajo anterior. Además, se han ampliado las funcionalidades de la EVCS con respecto a dicho trabajo anterior.
72 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión • Violaciones de tensión ( Tvv ). Este KPI mide el porcentaje de promedio tiempo con tensiones fuera de los límites técnicos, [0.95, 1.05] por unidad dentro de un día. • Carga de la EVCS ( EVCSL ). Esta es la carga promedio diaria de la EVCS como porcentaje de su potencia nominal: EVCSL= ∑M j=1∑Nj k=1¯ SVSCk,Tj SEF (4.26) donde SVSCk,Tj es la potencia aparente promedio de VSCk,Tj y SEF es la potencia aparente nominal del FL de CC. • Saturación de la EVCS ( EVCSsat ). Este KPI mide el porcentaje de tiempo que la EVCS está en su potencia nominal dentro de un día. El banco de ensayos utilizado para validar de manera experimental las estrategias de control propuestas, se basa en un banco de ensayos diseñado para reproducir fielmente la integración de la EVCS en una red de distribución BT. Su diagrama unifilar y su diseño se muestran en las figuras 4.9 y 4.10, respectivamente. El banco de pruebas se alimenta desde la red BT del laboratorio y está compuesto por: una red de distribución BT escalada, OLEs para representar cargas, una EVCS compuesta por un FL multiterminal de CC con dos VSCs y un VSC adicional que emula la carga de VE, RTCS y un sistema de comunicación. A continuación, se ofrece una breve descripción de cada uno de estos componentes: • Red de distribución BT escalada. Para diseñar el banco de ensayos se ha utilizado el sistema de distribución BT propuesto por Task Force C06.04.02 de GIGRE. Hay que mencionar que no es el mismo banco de ensayos que el mostrado en el capítulo 2, ya que, el banco de ensayos desarrollado anteriormente representa una red de distribución MT. La red propuesta por la CIGRE se compone de tres alimentadores que incluyen cargas residenciales, industriales y comerciales alimentadas por un CT MT/BT. En laboratorio no se ha implementado la red completa si bien se han tenido en cuenta algunos de sus parámetros característicos. En particular, el sistema integrado en el laboratorio presenta dos transformadores MT/BT, T1 y T2, que suministran dos alimentadores, N1-N3 y N12-N14. Es importante aclarar que las cargas en estos nudos representan las cargas puntuales de diferentes redes radiales que se conectan en dichos nudos, representando así, un sistema más amplio. Para realizar el escalado se ha tenido presente que la red BT utiliza un
4.3 Resultados de simulación y experimentales 73 N2 N13 N3 N14 Red BT Sub. Sec. Emulada ECVE con Multiterminal CC T1 T2 Subs. 1 Subs. 2 CC CC CC CC CC CC CC CC N12 N1 N2 N13 N3 N14 Red BT Sub. Sec. Emulada ECVE convencional T1 T2 Subs. 1 Subs. 2 CC CC CC CC CC CC CC CC N12 N1 Figura 4.9: Esquema unifilar Banco de ensayos para validación experimental. Figura derecha: EVCS convencional; Figura izquierda: EVCS con multiterminal VSC Balance Subsistema 1 Subsistema 2 RTCS T1 T2 RTUSOLESEVCS PC de Control Figura 4.10: Fotografía del banco de ensayos para pruebas con EVCS
74 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión cable subterráneo de XLPE unipolar de 240 mm2 y los parámetros de los transformadores, como se puede ver en las tablas 4.3 y 4.4. Este sistema se ha escalado con las magnitudes básicas originales de 400 V y 500 kVA a unas magnitudes de ensayo de 320 V y 60 kVA. Por lo tanto, las pérdidas de potencia y las caídas de tensión unitaria se reproducen fielmente, ya que se han mantenido las características originales de las ramas (relaciones R/X e impedancias equivalentes). En la figura 4.10 se muestra una imagen del banco de ensayos utilizado. Se puede apreciar que se utilizan los componentes de la red a escala MT en la que se han modificado diferentes conexiones para conseguir los parámetros idóneos en una red BT. Tabla 4.3: Parámetros nominales de los transformadores MT/BT en el sistema de distribución real y escalado Parámetro Sistema real Sistema escalado Potencia Nominal [kVA] 250 30 Tensión secundaria [V] 400 320 εCC [%] 4 3.3 RCC/XCC 0.2 0.2 Tabla 4.4: Valores de resistencias y reactancias de cada rama en el sistema real y escalado Nudo Nudo Sistema real Sistema escalado inicial final R-X [Ω]Distancia [m] R-X [Ω] N1 N2 0.0125-0.0074 70 0.0600-0.0393 N2 N3 0.0047-0.0029 30 0.0250-0.0157 N12 N13 0.0225-0.0118 140 0.1200-0.0628 N13 N14 0.0047-0.0029 30 0.0250-0.0157 • OLE. Estos dispositivos son los encargados de emular las diferentes cargas o generación en los diversos nudos de la red, como ya se comentó anteriormente. En este caso se han escalado los perfiles para adecuarlos al cometido actual. Estos perfiles se puede ver en la figura 4.11.
4.3 Resultados de simulación y experimentales 75 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 Potencia (pu) PN2,N13 QN2,N13 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 Potencia (pu) PN14 QN14 Figura 4.11: Perfiles de potencia activa y reactiva consumidos en la red. Figura superior: Nudos N2 y N13; Figura inferior: Nudo N14 • EVCS. Está compuesto por un FL multiterminal de CC con tres OLE de 20 kVA cada uno. Dos de ellos ( VSC1 y VSC2 ) están conectados a cada alimentador de BT. Además, se utiliza un tercer VSC ( VSCVE ) para emular cuatro puntos carga rápida con los parámetros que se muestran en tabla 4.5, tanto del sistema real como escalado. El perfil de carga de los diferentes EV utilizados se puede ver en la figura 4.12, que se corresponden a los vehículos Nissan Leaf y Mitsubishi i-MiEV [91]. La EVCS de carga rápida emulada consta de cuatro cargadores con un horario de funcionamiento reflejado en la figura 4.13. Con este horario y los perfiles individuales de cada EV se construye el perfil total de la EVCS, que se muestra en la figura 4.14. En esta figura se puede ver en la parte superior el perfil de carga que tiene el cargador que emula la conexión en el subsistema 1, en la central se ve el perfil de consumo conectado en el subsistema 2 y en la inferior el perfil total que utiliza la ECVS multiterminal propuesta. [23]. Tabla 4.5: Parámetros nominales de los puntos de carga rápida para la EVCS Parámetro Sistema real Sistema escalado Potencia Nominal [kVA] 50 6 Tensión secundaria [V] 400 320
76 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión 0 5 10 15 20 25 30 35 Tiempo (min) 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 Potencia activa (pu) EV1 EV2 Figura 4.12: Perfiles de carga de dos tipos de EV utilizados. EV2 6:00 6:30 7:00 7:30 EV EV2 EV2 EV1 2 EV 1 E V2 EV1 8:00 8:30 5:00 5:30 EV2 EV2 EV1 EV1 EV 1 E V2 EV1 EV1 EV 1 EV2 EV2 EV2 EV1 EV1 EV1 EV2 EV2 17:00 EV1 EV1 EV 1 14:00 14:30 15:00 15:30 16:00 EV 2 EV1 EV1 EV1 18:30 EV1 EV1 EV 1 EV2 EV2 Cargador 1 Cargador 2 Cargador 3 Cargador 4 Cargador 1 Cargador 2 Cargador 3 Cargador 4 21:30 2 19:00 19:30 20:00 20:30 21:00 13:30 18:00 EV EV1 EV1 EV1 16:30 Cargador 1 Cargador 2 Cargador 3 Cargador 4 EV1 2 EV1 % EV2 EV2 EV V2 EV1 EV1 EV 1 E Figura 4.13: Esquema horario de utilización de la ECVS con la conexión de Los EVs a los diferentes cargadores disponibles • EVCS-MS. Esta nueva funcionalidad se incorpora en el RTCS y es la encargada de generar las consignas para el FL multiterminal que crea la EVCS. Las demás funcionalidades del RTCS continúan funcionando como en los apartados anteriores. Se envían las consignas a los diferentes equipos para emular cargas y recopila las medidas de todos los dispositivos.
4.3 Resultados de simulación y experimentales 77 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 Potencia Activa (pu) Ptos.de carga1+2 Subs. 1 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 Potencia Activa (pu) Ptos.de Carga3+4 Subs. 2 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 Potencia Activa (pu) ECVE Figura 4.14: Perfiles de carga de la EVCS. Arriba: Puntos de carga 1 y 2 agregados en el nudo N3; Centro:Puntos de carga 3 y 4 agregados en el nudo N14; Abajo: Perfil de potencia total de EVCS Para evaluar los beneficios proporcionados por la EVCS propuesta, basada en un FL multiterminal de CC, cada uno de los casos presentados se ensayó en el sistema de distribución BT escalado obteniéndose los resultados mostrados en la tabla 4.6. Es importante aclarar que la duración de los ensayos se ha escalado de 24 horas a 48 minutos. Esta reducción se consigue creando perfiles de 2880 datos, que se envían cada segundo a los diferentes OLE, lo que consigue recrear un escenario de 24 horas en tan sólo 48 minutos. Los KPI En−eq y Eloss se han reescalado a las magnitudes de la red real. La discusión de los resultados se realiza de forma secuencial para resaltar claramente el rendimiento de la propuesta, tanto términos de equilibrado de los transformadores como en control de tensiones.
78 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión Tabla 4.6: Resultados obtenidos en los ensayos experimentales evaluados mediante los KPI KPI CB C1 C2 0.95Vrat 0.95Vrat 0.95Vrat Vrat Vrat Vrat 1.05Vrat 1.05Vrat 1.05Vrat VTj VTj VTj T1L(%)32.59 47.34 45.41 45.58 45.07 45.05 T2L(%)55.37 47.57 45.50 44.54 45.11 45.07 En−eq (kWh/day)1261.20 213.84 210.24 215.04 205.92 75.84 (%)83.05 83.32 83.43 83.68 93.99 Tvv (%)13.74 5.07 0.84 0 0 0 Eloss (kWh/day)528.08 445.92 261.5 166.75 228.00 222.67 (%)15.56 50.00 68.42 56.82 57.83 EVCSL(%)(-) 53.31 37.34 54.05 39.12 38.33 EVCSsat (%)(-) 5.75 3.45 3.45 2.30 0.58 La ecualización de los transformadores MT/BT se analiza evaluando los KPI correspondientes a las cargas de los transformadores MT/BT y la energía no ecualizada. El CB evidencia que el transformador T1 está menos cargado, en promedio, que T2 debido a la ubicación y los perfiles diarios de cargas convencionales y de la EVCS. En consecuencia, esto conduce a un valor de En−eq alto. El uso de la EVCS multiterminal propuesta en el caso C1 , independientemente de la referencia de tensión adoptada, que se analiza más adelante, equilibra los transformadores MT/BT correctamente como se puede apreciar en la carga promedio de los transformadores, T1L y T2L , y la reducción de En−eq . La integración de la potencia demandada por la EVCS en el control como un feed −forward , caso C2 , reduce aún más la En−eq y logra la mayor ecualización de los transformadores. Este efecto también se puede observar en la figura 4.15 donde la potencia activa suministrada por los transformadores MT/BT T1 y T2 se compara para el caso C1 , con referencia de tensión VTj y C2 . Durante los períodos del día sin carga de VE, la potencia activa de los transformadores MT/BT es prácticamente idéntica en ambos casos debido a las suaves variaciones de potencia de las cargas convencionales. Sin embargo, esto no es cierto en períodos en los que la EVCS demanda potencia activa para la carga de EV (5:30 - 8:35, 14:30 - 16:30 y 19:00 - 20:50 horas). La diferencia entre estos dos casos se puede ver en la figura 4.15, en la cual se muestra una ampliación del periodo de tiempo entre las 19:00 - 21:00 horas para la potencia de los transformadores MT/BT. También se puede observar que la potencia activa de los dos transformadores MT/BT no es exactamente la misma en el caso C1 porque el algoritmo de control sólo está utilizando las medidas remotas, actualizadas cada 5 minutos, y no tiene información de las variaciones rápidas de la potencia activa debidas a la carga del VE. Esta situación ha mejorado notablemente en el caso C2 gracias al uso de la potencia demandada por la EVCS en el controlador con feed −forward . Hay que aclarar que el tiempo de latencia de las mediciones remotas es de 5 minutos para todos los ensayos de C1 (30 segundos escalado en el tiempo de ensayo). Durante los cambios repentinos de potencia activa de la EVCS,
4.3 Resultados de simulación y experimentales 79 son mucho más bajos que el tiempo de latencia, el comportamiento dinámico del controlador empeora, lo que lleva a una no ecualización temporal de los transformadores MT/BT como se refleja en la tabla 4.6 para el caso de prueba C1. La introducción de la medida PEV en el algoritmo de control mejora significativamente su respuesta transitoria, pudiendo igualar ambos transformadores MT/BT incluso durante los cambios bruscos de potencia activa de la EVCS. 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 Potencia Activa (pu) T1 T2 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 Potencia Activa (pu) T1 T2 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Potencia Activa (pu) 19.0 19.5 20.0 20.5 21.0 Tiempo (h) 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Potencia Activa (pu) Figura 4.15: Perfil de potencia activa de los transformadores MT/BT T1 y T2 para los casos C1 (con VTj) y C2 La figura 4.16 muestra el perfil de los flujos de potencia activa a través de los VSCs de la EVCS para el caso de prueba C2. Conociendo que se ha utilizado un criterio negativo para las potencias inyectadas en el nudo y positivo para las potencias absorbidas, claramente se pueden identificar dos períodos diferentes dependiendo de la demanda de la EVCS. En períodos sin carga de VE, la potencia activa de los OLE es casi igual en valor absoluto, existe una ligera diferencia debido a las pérdidas del EVCS. Esto significa que la potencia activa se absorbe desde el subsistema 1 y se inyecta en el subsistema 2, ya que las potencias activas de VSC1 y VSC2 son positivas y negativas, respectivamente. Este comportamiento se debe a que el transformador T2 está más cargado que el T1 , de acuerdo con los datos del caso de prueba CB que se muestra en la tabla 4.6, y la EVCS equilibra sus cargas. Por otro lado, en aquellos períodos con una alta demanda de VE, 5:30 - 8:35 y 14:30 - 16:30, la potencia activa de ambos VSC es positiva, lo que significa que la carga del EV se comparte entre ellos. También es interesante observar que en el intervalo 19:00 - 20:50 la potencia activa del VSC2 es la mayor parte del tiempo negativa. Esto significa que, debido al consumo de potencia activa de las cargas de
80 Capítulo 4. Aplicaciones en redes de distribución de baja tensión los nudos N13 y N14 y a pesar de la demanda de la EVCS, la ecualización de los transformadores se logra suministrando la mayor parte de la carga de la EVCS a VSC1 . Además, la figura 4.16 también evidencia otra diferencia importante entre la EVCS convencional y la propuesta: la primera sólo funciona en caso de carga rápida de EV mientras que en la topología propuesta actúa continuamente para igualar los transformadores. Como resultado, se espera que las pérdidas de potencia de la EVCS sean más altas pero, desde una perspectiva global, las pérdidas totales del sistema se reducen como se muestra en la tabla 4.6. Por lo tanto, se requiere un análisis del modelo de negocio para determinar la viabilidad económica de la propuesta a la compañía suministradora. Por un lado, el propietario de la EVCS proporciona un servicio a un coste adicional, debido a las mayores pérdidas de sus convertidores. Por otro lado, la red se beneficia de este servicio debido a la reducción de las pérdidas y la mejora de la utilización de los activos. Por lo tanto, es posible encontrar un precio para este servicio de ecualización proporcionado por el propietario de la EVCS a la compañía distribuidora de tal manera que ambos obtengan ganancias de la EVCS y su esquema de operación propuesto. 0 4 8 12 16 20 24 Tiempo (h) −0.5 0.0 0.5 1.0 Potencia Activa (pu) ECOm1 ECOm2 Figura 4.16: Perfiles de potencia activa de la EVCS con multiterminal CC El segundo objetivo de control del EVCS-MS es proporcionar control de tensiones mediante inyecciones de potencia reactiva en los puntos de conexión de la EVCS. En el CB, las violaciones de tensión exceden más del 5% de las horas del día debido a la potencia demandada por la operación de la EVCS. Abordar esta congestión de red mediante técnicas clásicas de refuerzo de red requerirá la sustitución o la instalación de nuevos activos (transformadores MT/BT o cables). Esta inversión en reforzar la red se evita con la EVCS propuesta como se demuestra en los valores de violación de tensión de la tabla 4.6 ( TVV ). Estas violaciones de tensión se reducen en los casos C1 y C2 debido a la inyección de potencia reactiva
4.3 Resultados de simulación y experimentales 81 por parte de los VSC. Sin embargo, la selección de la tensión de referencia tiene una gran influencia en el funcionamiento del sistema, como se puede ver en tabla 4.6. El uso de 0.95Vrat , seleccionada para analizar el funcionamiento cuando la tensión de referencia está por debajo de la tensión BT del CT, mantiene valores de Tvv altos porque los VSC de la EVCS absorben potencia reactiva para reducir la tensión de la red a este valor de consigna. Este efecto se refleja en la figura 4.17, que muestra el comportamiento diario de las tensiones nodales N1, N3, N12, N14 para todas los supuestos del caso C1 utilizando gráficas de violín. Volviendo a la tensión de referencia de 0.95Vrat , esta provoca las tensiones diarias más bajas, siendo este efecto más significativo en los nodos N3 y N14, que están lejos del CT y con conexión a la EVCS. 0.925 0.950 0.975 1.000 1.025 Tensión (pu) N1 0.925 0.950 0.975 1.000 1.025 Tensión (pu) N12 0.95·Vrat Vrat 1.05·Vrat VTi 0.925 0.950 0.975 1.000 1.025 Tensión (pu) N3 0.95·Vrat Vrat 1.05·Vrat VTi 0.925 0.950 0.975 1.000 1.025 Tensión (pu) N14 Figura 4.17: Tensiones nodales en el caso C1 . Figura derecha: Nudos N1 y N3, alimentados desde T1; Figura izquierda: Nudos N12 y N14, alimentados desde T2 La potencia reactiva inyectada por los VSC en estos nudos se muestra en la figura 4.18. Estas inyecciones son menores que -0.3 por unidad y -0.25 por unidad la mayor parte del día con un valor mínimo de -0.5 por unidad y -0.45 por unidad para el VSC1 y VSC2 respectivamente. Por lo tanto, los VSC absorben una gran cantidad de potencia reactiva de la red para establecer la tensión en el valor de referencia de 0.95Vrat . Este gran consumo de potencia reactiva afecta a la carga de los transformadores, como se puede apreciar en los valores de T1L y T2L en la tabla 4.6. Por el contrario, el uso de 1.05Vrat como tensión de referencia conduce a tensiones dentro de los límites, Tvv nulo, porque los VSC de la EVCS inyectan potencia reactiva para aumentar las tensiones. Sin embargo, se debe tener en cuenta que este comportamiento se produce debido a las grandes inyecciones de potencia reactiva que se realizan la mayor parte del día, llegando a ser del torno
88 Capítulo 5. Conclusiones y trabajos futuros son capaces de emular cualquier tipo de carga, eliminando necesidad de disponer de cargas y/o recursos renovables reales para realizar ensayos. • Gestión centralizada de los siguientes activos de control disponibles en redes MT: 1) OLTC; 2) RES y 3) FL. Se ha diseñado un sistema de control centralizado en el cual se pueden gestionar todos los activos de control que tiene el sistema para optimizar el funcionamiento de la red mediante un OPF. • Validación experimental en la red a escala de algoritmos de control en MT. Las aportaciones realizadas para redes de distribución BT: • Banco de ensayos para validación de una EVCS de carga rápida. Se ha desarrollado un banco de ensayos que implementa una EVCS que es capaz de emular cualquier carga de vehículo eléctrico en redes BT. • Mallado en redes BT con implantación en una EVCS mediante la modificación topológica de las EVCS de carga rápida. Se ha propuesto que la EVCS no se utilice de forma exclusiva para la carga de los EV dando, además, servicio a la red gestionando un intercambio de potencia activa entre distintos subsistemas para mejor el suministro. • Algoritmos de control para ecualización de activos aguas arriba de la EVCS. Se ha agregado una nueva funcionalidad a las EVCS para mejorar su implantación en puntos críticos de la red. Esta funcionalidad consiste en ecualizar la potencia activa de los dispositivos aguas arriba para mejorar las pérdidas del sistema. Con esta mejora se consigue la posibilidad de implantar EVCS rápidas en puntos donde la congestión de la red no lo hubiera permitido y gestionando la ecualización de transformadores. • Aporte de las EVCS al control de tensiones. Dado que las EVCS están integradas mediante dispositivos de electrónica de potencia, estos pueden inyectar potencia reactiva dando un servicio extra en la red BT. En el estudio realizado se ha concluido que el control más adecuado de tensión en el nudo donde se conecta la EVCS se obtiene con la referencia de la tensión que hay en el transformador de cabecera. Esta consigna, aunque no proporciona las menores pérdidas, no crea problemas de saturación por reactiva en los dispositivos de electrónica de potencia, como si ocurre en el caso de poner una consigna de tensión fija.
5.2 Trabajos futuros 89 • Simulación y validación experimental de algoritmos de control en redes BT desarrollados. 5.2 Trabajos futuros Los trabajos futuros que se proponen como continuación del desarrollo de esta tesis son los siguientes: • Integración de OPF on-line. Debido a los buenos resultados obtenidos en la integración de un OPF en el SMS una línea de trabajo futuro es la implementación de este sistema de forma on-line. Con esta implementación se deben desarrollar ciertas mejoras en el sistema de comunicación adaptándolo al protocolo de comunicaciones estándar de subestaciones IEC 61850. • Funcionamiento aislado de la red de distribución a escala. En este sentido es interesante disponer de la posibilidad de operar la red de distribución a escala de forma aislada. Para ello se dispone en el laboratorio de unos generadores síncronos acoplados a motores de inducción que son accionados por variadores de velocidad. El conjunto puede ser controlado por un microcontrolador, para crear un dispositivo capaz de emular cualquier tipo de generación. En este aspecto se puede crear una red asilada gestionada desde el SMS que ofrezca la posibilidad de emular cualquier tipo de carga mediante los OLE y emular cualquier tipo de generación síncrona a través de los generadores asíncronos. Esta propuesta dotaría a la red de distribución a escala de la posibilidad de evaluar la aportación de RES a servicios complementarios de regulación. • Desarrollo de una red de distribución BT a escala. Debido a que la red de la que se dispone en la actualidad tiene parámetros y ratios R/X adecuados para redes de distribución MT, sería interesante disponer de una red de distribución a escala en BT con la posibilidad de poder operar tanto en sistemas equilibrado como desequilibrado, ya que, las redes BT sufren unos fuertes desequilibrios en ciertos puntos del sistema. Además, sería interesante ahondar en los dispositivos OLE para dotarlos de mayores funcionalidades y mejorar su control. Los dispositivos OLE deberán ser modificados, con respecto a los mencionados en esta tesis, debido a que es necesario tener una topología de 4 hilos para tener la posibilidad de controlar la rama neutro del sistema, dada su operación en desequilibrio. • Integración de DER en las redes de distribución BT de junto con EVCS de
90 Capítulo 5. Conclusiones y trabajos futuros carga rápida multiterminal. Dado que se ha comprobado los beneficios que se obtienen al disponer de una EVCS multiterminal y teniendo presente que se dispone de un bus de CC común para toda la EVCS, el siguiente paso en la mejora de la integración de RES puede ser la conexión de diferentes DER al bus CC común. Con esto se conseguiría proporcionar nuevos elementos de control al EVCS-MS que podría gestionar recursos renovables para la carga de EV o para verter potencia en la red, generando beneficios añadidos.
5.2 Trabajos futuros 91 • Nuevas topologías de EVCS. La EVCS propuesta tiene la necesidad implícita de gestionar el trasvase de potencia activa entre los alimentadores y la inyección de potencia reactiva a través de la EVCS. Por este motivo es interesante proponer nuevas topologías que puedan gestionar dichas potencias sin necesidad de que sea la EVCS la encargada, pero que sigan dando el servicio de mejora a la red de distribución BT. • Redes híbridas CA/CC. Hoy en día disponemos de una gran cantidad de dispositivos en nuestro entorno que funcionan con CC, como pueden ser los teléfonos móviles, los dispositivos electrónicos, aires acondicionados, etc. Debido a esto es interesante realizar estudios en la creación de redes híbridas AC/CC utilizando las redes de distribución trifásicas BT que se disponen actualmente. Dado que las redes trifásicas BT están compuestas por cuatro conductores, se podrían utilizar dos de ellos para transportar CC y los restantes para llevar una fase y el neutro de CA y así, poder suministrar ambos tipos de alimentación al usuario. Con ello se eliminarían muchos elementos rectificadores que incluyen actualmente los equipos que se han mencionado y, con ello, se disminuirían las perdidas, costes y mantenimiento de equipos.
Conclusions and future works The main conclusions of this doctoral thesis, participation in research projects and future work is developed in this chapter. 5.3 Conclusions and main contributions In this thesis, the solutions to the problems that the new generation and consumption agents are creating have been proposed. These problems are created by RES and EV due to the massive introduction into the medium and low voltage distribution networks. These solutions are developed through different control strategies that, besides to facilitating the integration of these agents, provide different solutions that provide an additional benefit to the network through the elimination of congestion. First, the problem concerning Medium voltage networks has been approached. In this sense the following contributions have been made: • Development of a laboratory scale network for experimental validation. In this network at scale it is possible to see the impact of new technologies that allow to improve the integration in EV and RES distribution networks. It is possible to emulate an medium voltage network, with results, in per unit, identical to the originals. This scale network has been designed with some flexibility in the lengths of the lines and OLE devices have been created, which are capable of emulating any type of load, eliminating the need for 93
94 Capítulo 5. Conslusions and future works real renewable resources and/or loads. • Centralized management of control assets available in MT networks: 1) On- Load Tap Charger; 2) Renewable Energy Sources and 3) Flexible Link. A centralized control system that manages all control assets has been designed. This control has an OPF to optimize the operation of the network. • Experimental validation in the network at the scale of control algorithms in medium voltage network. Contributions in low voltage distribution networks: • Test bench for validation of a fast charging station of electric vehicle. A test bench has been developed that implements an electril vehicle charging station that is capable of emulating any electric vehicle load in low voltage networks. • Interconnection in low voltage networks with implantation in an electric vehicle charging station by topological modification of the fast charging stations of electric vehicle. It has been proposed that the electric vehicle charging station should not be used exclusively for charging electric vehicles, also providing service to the network by managing an active power exchange between different subsystems to improve the network. • Control algorithms for equalization of assets upstream of the electric vehicle charging station. A new functionality has been added to electric vehicle charging stations to improve their implementation at critical points in the network. This functionality consists of equalizing the active power of the upstream devices to improve system losses. With this improvement, the possibility of implementing fast charging stations of electric vehicles at points where the congestion of the network would not have allowed it and managing the equalization of transformers is achieved. • Contribution of electric vehicle charging stations to voltage control. The electric vehicle charging stations are integrated through power electronics devices, these devices can provide reactive power by creating an extra service in the low voltage network. The conclusion obtained in this doctoral thesis, for the voltage reference, is that the best option is to use the head voltage. This reference is used at the connection point of the charging station. This reference, although it does not provide the lowest losses, does not cause reactive saturation problems in power electronics devices, a problem that does occur in the case of setting a fixed voltage reference.
5.4 Future works 95 • Simulation and experimental validation of control algorithms in developed low voltage networks. 5.4 Future works The future works that are proposed as a continuation of the development of this thesis are the following: • Integration of an online OPF. Due to the good results obtained in the integration of an OPF in centralized control, a future line of work is the implementation of this system online. This implementation should be developed by adapting it to the standard substation communications protocol, IEC 61850. • Isolated operation of the scale distribution network. It is interesting to have the possibility of operating the scale distribution network in isolated mode. For this purpose, synchronous generators coupled to induction motors that are driven by variable speed drives are available in the laboratory. These devices can be controlled by a microcontroller to create a device capable of emulating any type of generation. This proposal would provide the distribution network at scale with the possibility of evaluating the contribution of RES to complementary regulatory services. • Development of a low voltage distribution network at scale. Because the current scale network has adequate parameters and ratios R/X for medium voltage distribution networks, it would be interesting to have a low voltage scale distribution network. Besides, you should be able to operate in balanced and unbalanced systems, since low-voltage networks have strong imbalances. On the other hand, it would be interesting to improve OLE devices to provide them with other functionalities and improve its control. The OLE devices must be modified, with respect to those mentioned in this thesis, because it is necessary to have a 4-wire topology to have the possibility of controlling the neutral branch of the system, given its unbalanced operation. • Integration of distributed energy resources in low voltage distribution networks with fast charging stations of electric vehicles. Due to the benefits obtained by having an electric vehicle charging station proposed in this thesis, and by having a common DC bus, the next step would be the integration of renewable resources into the DC bus. In this case, new controllable
96 Capítulo 5. Conslusions and future works elements are added to the centralized control. These renewable resources could charge the electric vehicle or provide power in the network. • New topologies of electric vehicle charging stations. The proposed electric vehicle charging station has the implicit need to manage the transfer of active power between the feeders and the injection of reactive power through the charging station. For this reason it is interesting to propose new topologies that can manage these powers without needing to be the charging station. It is important to maintain the additional services that have been raised in the low voltage network. • Hybrid networks AC/DC. Nowadays we have a large number of devices in our environment that work with DC, such as mobile phones, electronic devices, air conditioners, etc. Because of this, it is interesting to conduct studies on the creation of hybrid AC/ DC networks using the three-phase low-voltage distribution networks that are currently available. Three-phase low-voltage networks are composed of four conductors, two of them could be used to transport DC and the remaining ones to carry a phase and AC neutral. With this configuration it is possible to supply both types of power to the consumer. With this solution it is possible to eliminate many rectifying elements and reduce losses, costs and maintenance of equipment.
Índice de Figuras 1.1 Evolución mundial de la generación de energía eléctrica entre tecnologías renovable y no renovable. 2 1.2 Porcentaje de generación de energía eléctrica por tipos de tecnologías en el mundo. a) Año 2007; b) Año 2016 2 1.3 Comparación nacional de la generación de energía electricidad entre tecnologías renovable y no renovable 3 1.4 Porcentaje de generación de energía eléctrica por tipos de tecnologías en España. a) Año 2007; b) Año 2016 4 1.5 Esquema simplificado de la red utilizada en los trabajos anteriores 8 2.1 Esquema unifilar de la red MT con alta penetración de RES propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 16 2.2 Perfiles de potencia activa consumida en la red de distribución de la CIGRE Task Force C06.04.02 17 2.3 Perfiles de potencia activa generada en la red de distribución de la CIGRE Task Force C06.04.02. Arriba: Generación Eólica y Batería; Abajo: Generación Fotovoltaica, Diésel y por Célula de Combustible 17 2.4 Esquema de conexión de las impedancias de la red a escala 19 2.5 Fotografía de las impedancias de la red a escala 19 2.6 Esquema de conexión de los buses de CC en la red a escala 21 2.7 Fotografía de un armario eléctrico con dos OLEs implementados 21 2.8 Fotografía del OLTC de la red de distribución a escala 22 2.9 Esquema de control y comunicaciones de la red a escala 23 2.10 Herramienta para la creación de los perfiles en cada nudo. a) Ventana para los perfiles totales de la red; b) Ventana para el reparto en cada nudo 24 97
104 Bibliografía [9] P. P. Barker and R. W. De Mello. Determining the impact of distributed generation on power systems. I. Radial distribution systems. In 2000 Power Engineering Society Summer Meeting (Cat. No.00CH37134), volume 3, pages 1645–1656 vol. 3, 2000. [10] R. A. Walling, R. Saint, R. C. Dugan, J. Burke, and L. A. Kojovic. Summary of Distributed Resources Impact on Power Delivery Systems. IEEE Transactions on Power Delivery, 23(3):1636–1644, July 2008. [11] Assessing the impact of low carbon technologies on Great Britain’s power distribution networks, August 2012. [12] Wolf Peter Schill and Clemens Gerbaulet. Power system impacts of electric vehicles in Germany: Charging with coal or renewables? Applied Energy, 156:185–196, 2015. [13] Philipp Hanemann, Marika Behnert, and Thomas Bruckner. Effects of electric vehicle charging strategies on the German power system. Applied Energy, 203:608–622, 2017. [14] J. A. P. Lopes, F. J. Soares, and P. M. R. Almeida. Integration of electric vehicles in the electric power system. Proceedings of the IEEE, 99(1):168– 183, Jan 2011. [15] R. Vicini, O. Micheloud, H. Kumar, and A. Kwasinski. Transformer and home energy management systems to lessen electrical vehicle impact on the grid. IET Generation, Transmission & Distribution, 6(12):1202–1208, December 2012. [16] D. Hall, N. Lutsey. Emerging best practices for electric vehicle charging infrastructure. The International Council on Clean Transportation, 2017. [17] F. Nuñez-Hernandez A. Arcos-Vargas, J.M. Maza-Ortega. Proposals for the deployment of e-mobility: identified barriers and actions to be taken (in Spanish). Royal Academy of Engineering of Spain, 2018. [18] A. Gómez-Expósito, A. Arcos-Vargas, J. M. Maza-Ortega, J. A. Rosendo- Macías, G. Alvarez-Cordero, S. Carillo-Aparicio, J. González-Lara, D. Morales-Wagner, and T. González-García. City-friendly smart network technologies and infrastructures: The spanish experience. Proceedings of the IEEE, 106(4):626–660, April 2018.
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