tesis máster microredes asr 27112007
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MASTER EN SISTEMAS DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
TESIS DE MÁSTER
Operación y control de microredes
Tutores: Jesús Riquelme Sántos Esther Romero Ramos Autor: Antonio Sánchez Rodríguez
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INDICE
INDICE............................................................................................................................. 2 INTRODUCCIÓN............................................................................................................ 3 COMPONENTES DE UNA MICRORED ...................................................................... 6 LÍNEAS DE INVESTIGACION ................................................................................... 13 Electrónica de potencia en generación distribuida. .................................................... 13 Restauración del servicio eléctrico. ............................................................................ 15 Estrategias de protección en microredes. ................................................................... 22 Reconfiguración óptima de una red de distribución para la creación de microredes. 23 Estabilidad en Microredes .......................................................................................... 27 Gestión de Microredes en entorno de mercado. ......................................................... 34 Empleo de la generación distribuida como respaldo a la generación eólica. ............. 37 Selección de tecnologías de microgeneración. ........................................................... 45
PROYECTOS EN CURSO ............................................................................................ 51 Conexión de una microturbina a la red de baja tensión.............................................. 51 Microred en Hachinohe (Japón) ................................................................................. 55
CONCLUSIONES.......................................................................................................... 64 BIBLIOGRAFIA:........................................................................................................... 66
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INTRODUCCIÓN En la actualidad se está experimentando en los países desarrollados un
proceso de progresiva liberalización de los mercados eléctricos. Por otro
lado, la legislación obliga a mantener niveles de calidad de suministro cada
vez más estrictos.
En el contexto anterior, año tras año se produce un crecimiento de la
demanda y, como consecuencia, los niveles de carga en las redes eléctricas
se encuentran cada vez más próximos a los límites técnicos. Esto aumenta
la posibilidad de que se produzcan problemas de estabilidad,
comprometiendo por tanto la calidad del servicio que se da a los clientes.
Dado que la construcción de nuevas líneas de transmisión y distribución
genera rechazo social y, en ocasiones, dan lugar a problemas
medioambientales, la ampliación y refuerzo de las infraestructuras
existentes no se lleva a cabo con la con una celeridad tal que compense el
crecimiento de la demanda de energía eléctrica.
Una posible solución, teniendo en cuenta los anteriores factores, es el uso
de la red actual de una forma más eficiente. En una situación ideal,
manteniendo en la red una carga constante durante 24 horas al día, la
cantidad de energía transmitida podría ser más del doble de la actual
[1]¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., con un
incremento además de la estabilidad en el sistema.
Como quiera que la carga del sistema no se mantiene constante a lo largo
del tiempo y el balance energético exige que la generación deba seguir en
todo momento el perfil de la demanda, se plantea la posibilidad de
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establecer una situación intermedia al modelo ideal (de consumo constante)
en la cual se ubicarían pequeños generadores en puntos estratégicos de la
red de distribución, contemplando de forma adicional la existencia de
elementos con capacidad de almacenar energía. Este nuevo escenario
permitiría una mayor uniformidad en la carga de la red, disminuyendo las
pérdidas al acercar la generación a los puntos de consumo.
Energías renovables.
Las políticas encaminadas a reducir los efectos del cambio climático
propugnan reducciones en las emisiones de CO2 a la vez que incentivan el
uso de energías renovables como la solar, eólica, hidroeléctrica o bio-
diesel, algunas de las cuales tienen un uso eficiente a pequeña escala.
Por su propia naturaleza, los sistemas de generación basados en energías
renovables, a pequeña o gran escala, no permiten asegurar un suministro
constante. Esta característica cobrará importancia en la medida en se
extiendan estos sistemas de producción. Se hará por tanto necesario
disponer de una potencia instalada con capacidad de generación suficiente
para cubrir la totalidad de la demanda prevista en ausencia de sol y viento.
Generación distribuida.
Como alternativa al sistema tradicional formado por grandes centros de
generación, aparece el concepto de generación distribuida, nuevo
paradigma en el desarrollo de los sistemas eléctricos, que resulta de la
conexión de pequeñas unidades modulares de generación a las redes de
media y baja tensión. La generación distribuida, junto con la instalación de
capacidad de almacenamiento de energía en la red de distribución, se
presenta como una solución al problema de la relativa aleatoriedad de las
energías renovables.
5
Para aprovechar de forma correcta el potencial que supone el uso de la
generación distribuida en la red de distribución, los elementos de
generación, almacenamiento y cargas deben ser considerados como partes
integrantes de la red. Cada uno de estos elementos debe poder responder de
forma autónoma a los cambios que perciban en la red tales como tensión,
corriente y frecuencia respecto del punto óptimo de operación [5]. Los
equipos de la microred deberían poder actuar [1] y [2], de forma de los
recursos de generación distribuida continuasen suministrando energía al
mayor número posible de cargas.
Para dar una mayor flexibilidad al sistema se propone la implantación de
modelos de relación y funcionamiento tales como peer-to-peer y plug-and-
play para cada equipo de generación distribuida, implicando esto que un
generador podría conectarse a una red sin necesidad de realizar
modificaciones ni en la ingeniería de la propia red ni en su sistema de
control. La no existencia de un control centralizado implica que cada
componente controle su aporte de energía reactiva a la red en función de la
tensión local medida. Debería además disponer de un control de potencia-
frecuencia para asegurar el mantenimiento balance de potencia. Además, el
funcionamiento del sistema no debería verse alterado ante la pérdida de
cualquiera de sus elementos.
El presente texto pretende ser una revisión de algunos de los avances
producidos en el capo de la ingeniería eléctrica encaminados al desarrollo
de la generación distribuida y las microredes, así como mostrar
aplicaciones prácticas puestas en marcha.
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COMPONENTES DE UNA MICRORED
Una microred es básicamente una red de distribución a pequeña escala y en
baja tensión. Como tal, dispone de los mismos elementos de una red
convencional, generadores, cargas y sistemas de control, añadiendo además
la posibilidad de incluir dispositivos de almacenamiento de energía. Si
embargo, aunque conceptualmente todos estos equipos tienen las mismas
funciones que en una red a gran escala, su funcionamiento y especialmente
sus sistemas de control y protección [8] y [11] deben estar adaptados para
operar adecuadamente de acuerdo con la filosofía de funcionamiento de las
microrredes.
Se describen a continuación los elementos que componen una microred.
Sistemas de generación:
Motores de combustión alterna: Estas máquinas, queman combustibles
fósiles con el objeto de obtener energía mecánica a partir de energía
química. Pistones hacen girar el eje de un generador para convertir la
energía mecánica en energía eléctrica. Los motores pueden ser del tipo de
ignición por chispa, consumiendo gas natural, propano o gasolina, o bien
de ciclo diesel, quemando en este caso combustible diesel o aceite pesado.
El generador eléctrico que accionan es generalmente de tipo síncrono,
estando directamente acoplado a la red de distribución en el caso de
sistemas de gran potencia.
Turbinas de gas: Al igual que los motores de combustión interna, las
turbinas de gas mezclan combustibles fósiles junto con aire, con el objetivo
de crear energía térmica. Los gases procedentes de la combustión a alta
temperatura y alta presión, se expanden en la turbina permitiendo la
conversión de la energía calorífica en energía mecánica por medio del giro
7
del eje de la turbina. El acoplamiento entre el eje de la turbina y el del
generador se realiza por medio de engranajes reductores. Al igual que en el
caso de motores de combustión interna, si se trata de sistemas de elevada
potencia, el generador está directamente acoplado a la red.
Microturbinas: Su principio de funcionamiento es similar al de las
turbinas de gas. Estos dispositivos pueden funcionar con una amplia
variedad de combustibles tales como gas natural, gasolina, diesel, keroseno,
nafta, alcohol, propano, metano, etc. Las microturbinas comerciales
emplean habitualmente gas natural como primer combustible. Disponen de
un generador de imán permanente girando a alta velocidad (80.000 rpm
típicamente), generando corriente alterna a muy alta frecuencia. Estos
generadores no pueden ser conectados directamente a la red de distribución
por lo que su salida debe conectarse un inversor que rectifique primero esta
tensión de alta frecuencia, generando después una señal alterna compatible
con la red de distribución eléctrica.
Pilas de combustible: Estos elementos generan electricidad y agua a partir
de la reacción química entre hidrógeno y oxígeno. Hay varios tipos
disponibles (ácido fosfórico, óxido sólido, y membrana de intercambio).
Las pilas de combustible generan energía eléctrica en corriente continua
que debe ser transformada en alterna mediante un inversor.
Sistemas fotovoltaicos: Transforman la energía solar en energía eléctrica.
Producen electricidad en corriente continua, y al igual que en el caso de la
pilas de combustible, debe conectarse un inversor a su salida.
Sistemas eólicos: Los sistemas de generación eólicos transforman la
energía del viento en energía eléctrica. Existen tres tecnologías distintas:
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• Generador de inducción, en el cual turbina eólica está directamente
conectada al eje de de un generador de inducción con rotor tipo
jaula, conectado a la red de distribución directamente (sin inversor).
Este tipo de generador necesita aporte de potencia reactiva para
trabajar, pudiendo ser aportada por la red de distribución o por
condensadores conectadas a la salida del generador. No pueden
generar potencia reactiva.
• Generador de inducción asíncrono doblemente alimentado. Estos
dispositivos están conectados a la red de distribución mediante un
inversor.
• Generador síncrono de imán permanente. Proporciona energía
eléctrica con frecuencia variable con la velocidad del viento. Un
inversor de corriente es conectado a la salida, haciendo de interfaz
entre el generador y la red.
Sistemas de almacenamiento de energía: Las tecnología de
almacenamiento de energía, se clasifican en función de la energía total
almacenada, el tiempo y el transitorio requerido para su operación. Estos
dispositivos permiten mejorar el funcionamiento del sistema eléctrico de
varias formas. Permiten en primer lugar trabajar a los generadores en
régimen constante a pesar de las posibles fluctuaciones en la carga. En
segundo término, pueden hacer frente a variaciones en las fuentes de
energía primaria cuando estas no son gestionables (sol, viento,..). Por
último, permite considerar al conjunto de generadores-almacenamiento
como una única unidad con capacidad de generación predecible.
Dos son los principales dispositivos de almacenamiento de energía:
• Sistemas de baterías: Almacenan energía eléctrica en forma de
energía química. Son fuentes de corriente continua por lo que es
9
necesario el empleo de un inversor para la generación de corriente
alterna.
• Sistemas flywheel (volante de incercia): Una de sus principales
características es la rápida respuesta en comparación con los sistemas
de almacenamiento químicos. Un motor eléctrico hace girar el
volante, proporcionando energía al sistema, al cual está acoplado un
generador para convertir la energía cinética en eléctrica. Este
generador está conectado a un inversor que hace de interface con la
red de distribución.
Sistemas de control:
Para conseguir el máximo beneficio posible en la operación de una
microred, es muy importante la integración de los microgeneradores en la
red de baja tensión, así como la relación del conjunto (generador, red BT y
cargas) con la red de media tensión a la cual están conectados [8]. Todo lo
anterior contribuye[1] además a optimizar la operación del sistema
eléctrico.
En relación a una microred, se identifican tres niveles de control [11]
jerárquicos entre sí:
Control de Microgenerador: Usa información local de la red de baja
tensión para controlar la tensión y la frecuencia de la microred [10] en
situaciones en las que la zona de influencia del microgenerador está
temporalmente desconectada del resto de la microred. En condiciones
normales de funcionamiento, sigue las consignas que le envía el Sistema de
Control Central de la Microred (nivel de control inmediatamente superior).
Tiene sin embargo, capacidad de optimizar la potencia activa y reactiva que
genera, además de realizar un seguimiento rápido de la evolución del
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consumo de las cargas [11] cuando la microred funciona aislada de la red
de distribución.
Control Central de Microred: Este nivel de control es responsable de la
optimización de la operación de la microred [4]. A la vez que recibe
consignas del DMS de la red de distribución, tiene acceso a los precios de
mercado de la energía eléctrica. Usa estos datos para determinar la cantidad
de energía que la microred debe tomar de la red de distribución eléctrica,
optimizando la capacidad de generación. El control central envía señales de
control a los microgeneradores y a las cargas controlables, haciendo que la
cargas no críticas se desconecten cuando sea necesario.
Distribution Magement System (DMS): Es el sistema de control que
gestiona la red de media tensión a que está conectada la microred. Envía
información acerca del estado de la red de distribución de media tensión
para que el Control Central de Microred pueda enviar consignas [4] a sus
microgeneradores.
Cargas:
Las cargas en una microred pueden clasificarse en función del nivel de
control que se tiene sobre ellas:
Cargas controlables: Son aquellas que pueden recibir consignas del
Control Central de Microred, de forma que en determinadas situaciones en
la que la estabilidad de la microred esté comprometida, pueda disminuir su
consumo o incluso desconectarse completamente.
Cargas no controlables: Son aquellas que no aceptan consignas del
sistema de control, por lo que su consumo es arbitrario.
En cualquier caso, la mayor parte de las cargas conectadas a una microred
deben poder ser desconectadas por el control central de la microred, bien de
forma individual o en grupos.
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OPERACIÓN DE UNA MICRORED Conectada a la red de distribución eléctrica.
En condiciones normales de funcionamiento, una microred estará
conectada a la red de distribución eléctrica. En esta situación no es
necesario que toda la energía demandada por las cargas sea producida por
los generadores de la microred ya que el desfase entre generación y
consumo será cubierto por la energía que fluye a través del punto de
conexión. La microred podrá ser vista como un pequeño generador o como
una carga en función de si la generación es mayor o menor que la energía
demandada por las cargas. Cuando la microred trabaja conectada a la red de
distribución, el sistema de control tiene como objetivo la disminución de
coste de la energía para los consumidores [11] que están asociados a ella.
Usa la generación local cuando es económicamente rentable, disminuyendo
la cantidad de energía que toma de la red.
Desde el punto de vista de la red de distribución, el comportamiento es el
adecuado ya que tiende a aplanar la curva de demanda. Esto es debido a
que en momentos de elevado consumo, cuando el precio de la energía es
mayor, la microred tiende a autoabastecerse disminuyendo la energía que
toma de la red de distribución.
Modo aislado.
Una de las más importantes ventajas de la implantación de la generación
distribuida y la agrupación de pequeños generadores y cargas, en
microrredes es la posibilidad de limitar la afectación a los clientes ante un
fallo en la red de transporte o distribución [2]. Como se ha comentado, una
microred estará habitualmente (modo normal de operación) conectada a la
red de distribución. Sin embargo, ante un fallo en esta red, es posible pasar
12
al modo de emergencia en que la microred se desconecta, pasando a
trabajar de forma autónoma.
Una vez detectado un problema en la red de distribución, se tratará siempre
de que la desconexión se realice de la forma más transparente posible [6]
para las cargas conectadas.
Si no es posible aislar la microred con éxito y el suministro queda afectado,
se pone en marcha un procedimiento automático con el objetivo de
restaurar el servicio de forma independiente de la red de distribución. Una
vez conseguido este objetivo y en una fase posterior, una vez que la red de
distribución vuelve a estar operativa [6], el sistema que conforma la
microred procederá a sincronizarse con ella para a continuación volver al
modo normal de operación, en el que la conexión microred-red MT está
establecida.
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LÍNEAS DE INVESTIGACION
Electrónica de potencia en generación distribuida.
En el futuro desarrollo de la generación distribuida, influirá de forma
decisiva la eficiencia con que se consiga trasmitir a la red eléctrica, de
media o baja tensión, la energía producida en microgeneradores [7]. En este
sentido, el uso de sistemas de electrónica de potencia para acoplar a la red
generadores y sistema de almacenamiento de energía, permitirá a éstos dar
servicios tales como regulación de tensión (VAR) [7][2]. Se podrá además
aprovechar la rápida respuesta en el tiempo de estos dispositivos (inferiores
a un ciclo de corriente alterna) para reducir la contribución de
microgeneradores a las faltas producidas en la red.
La versatilidad, fiabilidad y cada vez más bajo coste de los dispositivos
electrónicos, hace que su uso esté cada vez más extendido, asumiendo
funciones tradicionalmente desempeñadas por sistemas electromagnéticos
y electromecánicos. Son capaces de adaptar a valores adecuados para su
conexión a la red eléctrica convencional, casi cualquier tipo de
características de tensión e intensidad a la entrada.
Ilustración 1: Diagrama de bloques de un inversor
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En la Ilustración 1 tenemos un diagrama típico para un interface de
electrónica de potencia. Para adaptar la energía procedente de
microgeneradores, se produce en primer lugar una rectificación a DC, de la
tensión de entrada para luego, mediante un inversor, generar una onda de
tensión de la mismas características tensión-frecuencia que el sistema
eléctrico de potencia al que se pretende conectar. En el caso de dispositivos
de almacenamiento de energía, como proporcionan corriente continua, sólo
el inversor es necesario.
Aprovechando el potencial que proporciona la electrónica, es posible
incluir además funciones de protección y control del generador además de
funciones de medida.
Beneficios importantes que se derivan del uso de la electrónica de potencia
son [7]:
• Mejora de la calidad de la energía entregada a la red, suprimiendo la
generación de armónicos mediante el uso de filtros.
• Regulación de tensiones y generación de energía reactiva. A partir de
la tensión rectificada, el inversor puede producir una onda de tensión
alterna con tensión y fase arbitraria. Esto permite variar el factor de
potencia en un rango más amplio que en los generadores síncronos.
• Reducción de la contribución de la generación distribuida a las
corrientes de faltas [3]. La existencia de generación distribuida en un
sistema puede afectar negativamente a la coordinación de las
protecciones a la hora de despejar una falta. Esto es debido a que
disminuye la corriente de falta aguas arriba del generador. La
electrónica debe en este caso detectar la presencia de una falta en la
red de desconectar el generador.
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• Integración de distintas fuentes de generación distribuida. Con un
diseño específico, es posible implementar un bus DC donde aporten
energía varios generadores o acumuladores, teniendo cada uno de
ellos distintas tecnología cada uno de ellos. En esta situación sería
necesario un único inversor para conectarlos todos a la red eléctrica.
• Conmutación rápida entre modo integrado y modo isla.
El uso intensivo de la electrónica de potencia en la conexión de equipos de
generación a microredes permitirá su modularización, así como el descenso
de los costes de producción.
Restauración del servicio eléctrico.
Si una microred se ve afectada por un incidente producido en la red
principal, es posible previa desconexión tratar de restablecer el servicio de
forma independiente.
En la restauración de una red convencional, es necesario tener en cuenta
diversos aspectos: balance de potencia reactiva, transitorios de tensión
producidos por maniobras, balance energético entre generadores y cargas,
secuencia de arranque de generadores y configuración de los equipos de
protección [2]. En una microred, el procedimiento de restauración es más
simple debido a que el número de variables a controlar (dispositivos de
maniobra, microgeneradores y cargas) es más reducido. Sin embargo, la
conexión incontrolada de cargas puede producir oscilaciones de tensión y
frecuencia que impidan finalizar con éxito el proceso de restauración del
servicio eléctrico. Por este motivo, debería ser posible el control de la
mayor parte estas cargas, bien de forma individual o agrupada .
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Las microturbinas desempeñan un importante papel dada su capacidad
para arrancar de forma autónoma, presuponiendo siempre que disponen de
una batería para ello. Tienen también un papel destacado los dispositivos
de almacenamiento de energía, al asegurar la estabilidad [10] de la
microred durante su operación en modo aislado. En este sentido, los
dispositivos tipo “flywheel” tiene un buen comportamiento ya que a
diferencia de las baterías su comportamiento no se ve degradado antes
descargas totales.
Una vez iniciado el proceso de restauración, los inversores, y su sistema de
control asociado [3] , que hacen de interfaz entre microgeneradores y red
son los responsables de controlar la frecuencia y la tensión de la red, y
mantenerlas estables durante la operación en modo isla. Con un grupo de
microgeneradores en funcionamiento, al menos uno de ellos debe actual
como máster de forma que fije los parámetros para los demás. En este
sentido son posibles dos estrategias:
Single Master Operation: donde un inversor de tensión es responsable de
fijar la referencia de tensión en la red.
Multi Master Operation: donde dos o más inversores de tensión actúan
conjuntamente.
La operación multi master es la opción más adecuada [2]. para la
implementación de una estrategia de reposición. La potencia activa
proporcionada por un inversor funcionando como fuente de tensión es
proporcional al la desviación de frecuencia en la microred. Si en el proceso
de arranque la frecuencia se estabiliza en un valor distinto del nominal, los
dispositivos de almacenamiento de energía se mantienen cediendo o
tomando potencia activa de la red aunque durante un tiempo que vendrá
limitado por su capacidad de almacenamiento.
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En relación al sistema informático en que se apoya una microred, es
necesario resaltar la importancia que los controladores locales y las
comunicaciones tienen en el proceso de reposición. Al ser estos equipos los
responsables de enviar las distintas señales de control resto de elementos,
es imprescindible que no se detenga su funcionamiento por lo que son
necesarias pequeñas unidades de almacenamiento de energía que alimenten
el sistema de comunicaciones y control aunque la red de potencia esté fuera
de servicio. La justificación está en que el sistema de control central de la
microred debe ser capaz de [2]:
1. Disponer de información actualizada del estado de la red en el
momento previo a la perturbación, así como la disponibilidad de los
distintos generadores para colaborar en el proceso de reposición.
2. Preparar la red para la reenergización. Cargas y generadores deben
ser deben ser desconectados de la red de baja tensión después de un
fallo general en el sistema. También debe ser desconectado el
transformador de MT para aislar la microred de la red de media
tensión.
Tras detectar cero en la red, el control central en la microed deberá llevar a
cabo la siguiente secuencia de acciones [2]:
1. Maniobrar en la red aislando cada microgenerador con capacidad
para arrancar sin tensión. Esto creará pequeñas islas en la microred
que serán sincronizadas posteriormente.
2. Usar los dispositivos de almacenamiento para energizar una parte de
la microred conectando progresivamente cargas.
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3. Sincronización de pequeñas islas [3], controlando la secuencia de
fase, frecuencia y diferencias de tensión.
4. Conexión de cargas controlables a la red de BT siempre que la
generación sea capaz de suministrar energía suficiente.
5. Conexión de generadores no controlables o sin capacidad de arrancar
en una red no energizada (eólicos, fotovoltaicos).
6. Incremento progresivo de la carga, reponiendo el servicio a la mayor
cantidad de clientes posible, siempre dentro de las posibilidades de
generación.
7. Cambiando el control de los inversores. Inicialmente los inversores
de los dispositivos de almacenamiento son controlados como fuente
de tensión con el objetivo de fijar la frecuencia. Se modifican las
consignas pasando a un control PQ.
8. Sincronización de la microred con la red de MT cuando esta última
esté disponible[3].
Sobre la microred de la Ilustración
19
Ilustración 2se ha analizado el transitorio producido en el proceso de
reposición siguiendo el procedimiento anterior [2].
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Ilustración 2: Microred de test
Las premisas para la realización de las simulaciones son:
• Cero general en la red de distribución
• Desconexión de la red de baja tensión del transformador MT/BT.
• Apertura de todos los dispositivos de maniobre, creando pequeñas
islas dentro de la microred.
Se asume además que las microturbinas logran arrancar con éxito, de forma
que en un primer momento en dispositivo de almacenamiento es el
responsable de energizar la zona principal de la microred, a la que
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posteriormente se irán incorporando las pequeñas islas que forman las
turbinas.
Para comprobar las condiciones de sincronización [3] el controlador central
de la microred envía al inversor que conecta la microturbina 1 instrucciones
para producir un pequeño cambio en la frecuencia, esto puede observarse
en la figura en t = 4 seg. Tras sincronizarla con microred en t = 4,8 s se
conecta una carga controlable (t = 7 s) lo que produce una disminución en
la frecuencia. Este mismo procedimiento se continúa aplicando hasta
conectar la totalidad de cargas y generadores.
Ilustración 3: Evolución de f y V.
22
Hay que tener en cuenta, que este análisis se ha realizado considerando una
red trifásica equilibrada [2], aunque en baja tensión esta no es la situación
más común. En un estudio más profundo se tendrían en cuenta cómo los
desequilibrios afectan tanto al balance de potencia como a la frecuencia.
Estrategias de protección en microredes. Una microred, tanto si opera en modo conectado o aislado de la red de
distribución, debe estar protegida contra todo tipo de faltas. Es sin embargo
necesario tener en cuenta que los valores que toman las magnitudes
eléctricas en presencia de una falta son distintos dependiendo del modo de
funcionamiento. Cuando está conectada a la red de distribución de media
tensión, la microred está expuesta a perturbaciones tales como huecos de
tensión, que pueden ser causa de sobreintensidades. en [6] se expone un
sistema para proteger una microred frente a este tipo de perturbación,
consistente en simular una impedancia en serie con la línea que alimenta la
microred. Por otro, cabe destacar que, en operación en modo aislado, al
estar los microgeneradores están conectados a la red a través de inversores,
las corrientes de falta están limitadas a valores en torno a 2 p.u. [8]. Esto es
debido a las limitaciones intrínsecas de la electrónica de potencia de que
están formados los inversores. En estas condiciones, las protecciones
convencionales de sobreintensidad no funcionarían de forma adecuada. Es
por tanto necesario el empleo de una estrategia de protección ampliada,
siguiendo siempre el mismo criterio tanto para el funcionamiento en modo
isla como en modo conectado.
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En la detección de faltas a tierra, o de alta impedancia, un detector de
intensidad diferencial detectará el problema si este se produce aguas abajo,
de donde está instalado. Sin embargo, si el fallo se produce aguas arriba,
este sistema no es válido, sería entonces necesario el empleo de un
detector de secuencia homopolar. El uso de estos detectores debe estar
además coordinado con la existencia de cargas no balanceadas [8] ya que
son causa de generación de corriente homopolar.
Para la detección de faltas de baja impedancia detectores I2t son efectivos.
Sin embargo, el tiempo que transcurre hasta superar el umbral de detección
es demasiado largo. Se propone en este caso el uso de detector de secuencia
de corriente negativa.
Los trabajos realizados, avanzan el la dirección de, ante cualquier tipo de
falta en la microred, ésta debe ser totalmente aislada del resto de la red de
distribución. Es necesario además tener en cuenta que la electrónica
utilizada para conectar los microgeneradores a la red debe colaborar en la
detección de las faltas producidas sin por ello perder sus caraterísticas de
plug and play.
Reconfiguración óptima de una red de distribución para la creación de microredes.
Los avances en la tecnología y presiones del entorno, hacen que la
implantación la generación distribuida sea cada vez mayor. Sin embargo,
este aumento causa problemas en una red diseñada para una operación
‘convencional’. En este escenario, la agrupación en microredes de cargas
junto con generadores y unidades de almacenamiento acopladas a la red,
haciendo uso de electrónica de potencia [7], permiten que, desde el punto
de vista de la red convencional, una microred sea vista como una carga
variable y controlable.
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Una vez que la implantación de la generación distribuida en las redes
eléctricas actuales alcance el nivel de penetración suficiente, se hará
necesario, el establecimiento de las fronteras que delimitarán las
microredes allí donde la topología de la red, las características de las cargas
y la penetración de la generación distribuida lo permita [9].
Dada una red de distribución, la forma más adecuada de agrupar
generadores y cargas para formar microredes es aquella que permite
maximizar los ahorros en términos de evitar costes de energía e
interrupciones.
Un procedimiento desarrollado [9] consiste en optimizar la función Fobj
dada como la suma de los ahorros en la compra de energía, JE, y el coste
esperado de la energía no suministrada, JEENS.
Maximizar Fobj = (JE + JEENS) (1)
La energía ahorrada JE viene definida por la ecuación (2), donde Nm es el
número de microredes consideradas en en una determinada red de
distribución.
JE = ∑=
Nm
i 1
(CEi + CMi) (2)
CEi es el coste de la energía pagada por los clientes cuando no pertenecen a
una microred. CMi es el balance entre el coste de la energía pagada por esos
mismos nodos y el beneficio obtenido de la venta en el mercado de los
excedentes producidos en la microred.
JEENS es la diferencia entre el coste de la energía no suministrada
considerando o no considerando microredes
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JEENS = ∑=
Nm
i 1
(CEENSi + CEENSMi) (3)
CEENSi representa el coste de la energía no suministrada sin microredes
activas en la red. CEENSMi es el coste de la energía no suministrada calculado
considerando la posibilidad de que los generadores en la microred
proporcionen energía a las cargas durante el funcionamiento en modo
aislado. Este coste está relacionado con el coste en el que incurren los
clientes al producirse la interrupción del suministro, y está relacionado con
la tipología de cliente (industrial, comercial, residencial, etc.).
El máximo de la función objetivo se obtiene con el análisis de cada posible
combinación que proporcione una microred válida (con capacidad de
autoabastecerse).
El diagrama de flujo de la Ilustración 4representa el algoritmo propuesto.
Ilustración 4: Diagrama de flujo
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Tiene las siguientes etapas:
1. Análisis de potenciales microrredes en la red de distribución MT,
analizando cada nodo como posible candidato para ser el punto de
conexión entre la red y la potencial microred. La potencia consumida
por las cargas es comparada con la generación distribuida disponible.
2. Evaluación económica: Consiste en un análisis desde el punto de
vista de los clientes, centrado en el ahorro que para un consumidor
supone el aceptar pertenecer a una microred
3. Estimación de la fiabilidad, analizando estos parámetros en las líneas
dispositivos de maniobra y generadores. En este punto, es importante
la capacidad de una microred para, ante una contingencia, aislarse
rápidamente de la red de distribución para iniciar su funcionamiento
en modo isla. Una vez se ha estimado el nº y la duración de las
interrupciones a clientes asociados a una microred, se calcula el coste
de la energía no suministrada.
Esta metodología ha sido aplicada a una porción de la red de distribución
de 20KV en Italia [9]. La red seleccionada incluye 2 subestaciones AT/MT
que alimentan a 142 nodos de media y baja tensión.
Las simulaciones realizadas muestran que los perfiles de generación y
consumo tienen un papel determinante en la viabilidad de una microred.
Este método de planificación y creación de microrredes tendrá
previsiblemente un importante valor para los operadores de las redes de
distribución, ya que podrán posponer inversiones favoreciendo la
agrupación de clientes y generadores en microredes. Se abren también
nuevas posibilidades de negocio a través del ofrecimiento de servicios de
creación y mantenimiento de microrredes.
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Estabilidad en Microredes En una microred no es común encontrar generadores síncronos
controlables, elementos que normalmente fijan los valores de tensión y
frecuencia en una red convencional [5]. Como se ha expuesto en apartados
anteriores, la mayor parte de los microgeneradores precisan para su
conexión a la red de baja tensión que forma la microred, de un inversor
basado en electrónica de potencia. Estos dispositivos deben ser pues los
responsables de mantener tanto la tensión como la frecuencia estables
durante el funcionamiento en modo aislado.
Los principales factores que tienen influencia en la operación de
microredes son:
a. Las estrategias de control empleadas en las fuentes de generación
b. Los tipos de cargas conectados a la red
c. La localización de las faltas que puedan producirse
d. La constante de inercia de los motores.
En relación a las estrategias de control de los generadores, hay tres
posibilidades a seguir:
• Control PQ, fijando a un nivel constante la salida de las fuentes
conectadas a la red de forma que en base a estos parámetros quede
regulado el punto de funcionamiento, definido como Pdes y Qdes. Ante
cambios en los valores de la frecuencia o tensión, el controlador
desplazará las curvas características para mantenerse en el punto de
funcionamiento, ver Ilustración 5.
28
Ilustración 5: Control P-Q
Cuando el sistema de control detecta que ha aumentado la frecuencia
en el sistema, desplaza la característica de control f-P del punto A al
B, de esta forma mantiene el punto de funcionamiento en Pdes. Si
por el contrario detecta una disminución de f, el desplazamiento de la
característica es del punto A al C.
De forma similar, la característica de control V-Q se desplaza del
punto D al E al detectar un aumento de tensión, y del punto D al F al
detectar una disminución de V.
• Control de pendiente (Droop-control), consistente en un control de
frecuencia y de tensión basado en la posibilidad de variar la
pendiente de la curva f-P y v-Q en el controlador, ver Ilustración 6.
Donde los valores del la pendiente en el control de frecuencia Rf y
control de tensión, Rv, vendrán dados respectivamente por:
Rf = .).(
.).(
upP
upf
∆
∆ x 100% y Rv = .).(
.).(
upQ
upV
∆
∆ x 100%
29
Ilustración 6: Droop control
• Control frecuencia-tensión, cuyo objetivo es mantener estable tanto
la frecuencia como la tensión en el sistema desplazando
horizontalmente las curvas características f-P y V-Q. Ver Ilustración 7
.
Ilustración 7: Contro frecuencia-tensión
Cambios en la carga de una microred, afectan tanto a la frecuencia como a
la tensión del sistema. Como durante el funcionamiento en modo aislado se
producen continuas variaciones de carga, para mantener f y V a sus valores
nominales, es necesario ajustar la salida de los generadores a las
condiciones de funcionamiento. En la figura Ilustración 7. podemos observar
el proceso. En 10.a vemos que si el punto de funcionamiento está en A(P1,
50hz) y la potencia cedida pasa a ser P2 (aumento de potencia) el control
ajusta su característica deslazándola a la derecha de forma que el nuevo
30
punto pasa a ser B(P2, 50hz) de forma similar se desplaza en 10.b, en el eje
horizontal, la curva V-Q para hacer frente variaciones en la potencia
reactiva que el generador cede, manteniendo f estable en 50hz.
Una posible hipótesis [10] en el estudio de la estabilidad de una microred, y
la influencia en la selección de las estrategias de control, es considerar un
dispositivo flywheel como elemento de almacenamiento de energía.
Cuando la microred está conectada a la red de distribución eléctrica, el
esquema de control será del tipo control PQ, esto es debido a que la red de
distribución proporciona las referencias de frecuencia y tensión [5].
Además, las variaciones que puedan producirse en la carga total de la
microred son absorbidas por el punto de conexión con la red de
distribución..
Si se produce la desconexión de la red principal y la microred pasa a operar
en modo aislado, el método de control debe cambiar [10], pasando de
control PQ a control de pendiente.. Finalmente, una vez transcurrida la fase
transitoria el control pasa a ser del tipo control frecuencia tensión [10].
Para el estudio del comportamiento de una microred cuando se sigue la
estrategia de control descrita, se realizan simulaciones de faltas sobre una
red con los siguientes elementos:
• Un microgenerador.
• Un dispositivo flywhel.
• Una carga tipo impedancia.
• Una carga con PQ fija.
Para comparar el comportamiento de la microred en las distintas
situaciones, se realizan simulaciones sobre la red de la Ilustración 8. Se
emplea como parámetro el tiempo crítico de despeje de falta, CCT (critical
31
clearing time), en sus siglas en inglés. Este parámetro mide el tiempo
máximo que puede tardarse en despejar una falta de forma que el sistema
siga siendo estable.
Ilustración 8: Microred para test
Influencia en la estabilidad del tipo de carga:
Cuando se produce de una falta trifásica a tierra producida en la red de
distribución, la microred se desconecta automáticamente y comienza su
funcionamiento en modo isla. La presencia consumos de PQ fijas o cargas
de tipo impedancia no suponen un problema para la estabilidad. Sin
embargo, un motor de inducción conectado a la red si puede comprometer
la estabilidad del sistema [10]. En este caso, simulaciones realizadas
32
muestran que, con un motor de 200kW ante una falta en la red de
distribución con un tiempo de despeje de 0.025 segundos, la velocidad del
motor comienza a disminuir y continua así hasta detenerse. Esto es debido
al elevado consumo de potencia reactiva, que provoca un colapso de
tensiones en la microred mientras la frecuencia permanece en valores
normales.
Influencia de la localización de la falta:
Para el estudio de la influencia de la localización de la falta, se simula el
funcionamiento de la Microred con una combinación de cargas definida
como ( 15% PQ fija, 25% impedancia y 60% motor). Bajo estas
condiciones se simulan faltas trifásicas en distintas localizaciones.
1. Falta en la red de distribución: En este caso, la Microred se
desconecta y continúa su funcionamiento en modo isla. La figura
muestra la evolución del tiempo crítico de despeje en función del
consumo del motor. Ver Ilustración 9.
Ilustración 9: Evolución de CCT frente a la carga del motor
2. Falta en la microred (modo isla): Durante el funcionamiento en
modo aislado el flywheel al tener una rápida respuesta, puede
33
compensar el posible desajuste producido en el balance de potencia.
Sin embargo, la potencia que puede suministrar este dispositivo está
limitada por lo que el funcionamiento puede llegar a ser inestable. En
la Ilustración 10 se representa la evolución del parámetro CCT frente a
la variación de la carga del motor cuando la falta se produce en un
lugar próximo al transformador MT/BT (en el lado de BT) o junto a
una de las cargas.
Ilustración 10: Falta en la microred
3. Si la falta de produce en la microred mientras está conectada a la red
de distribución, no se producen problemas de estabilidad ya que ésta
suministra toda la potencia activa y reactiva necesaria hasta que los
sistemas de protección aislan el problema
Se observa que el caso más crítico se produce ante una falta en la red de
distribución durante el funcionamiento de la Microred en modo conectado.
Es en esta situación cuando la falta debe ser despejada más rápidamente.
Para el estudio del efecto de la constante de inercia del motor en la
estabilidad, se carga la red con la siguiente combinación: 15% PQ
constante, 25% impedancia y 60% motor.
34
Simulando una falta trifásica en la red de distribución, tras la cual la
microred pasa a operar en modo isla. En la figura se muestra la evolución
del parámetro CCT al variar la constante de inercia del motor.
Ilustración 11: Variación de CCT con la constante de inercia del motor
Se observa que la estabilidad de la Microred crece con la constante de
inercia del motor.
Como conclusión, comentar que cargas tipo PQ fijas e impedancias no
tienen efecto sobre la estabilidad en una Microred, sólo los motores
introducen inestabilidad, que puede ser reducida con un adecuado control
de la flywheel.
Gestión de Microredes en entorno de mercado. La progresiva liberalización de los mercados eléctricos y la posibilidad de
que pequeñas unidades de producción puedan vender su energía al
operador de la red, supone un incentivo adicional a la implantación de
generación distribuida y su posterior agrupación en microredes [7]. Desde
el punto de vista del cliente, la microred a la que pertenece cubre sus
necesidades energéticas, da una mayor fiabilidad al suministro eléctrico, y
permite, en determinadas circunstancias, suministrar energía a costes
35
inferiores a los de mercado. Una microred puede participar en el mercado
comprando o vendiendo energía activa y reactiva ya que, si el consumo
interno no alcanza los límites técnicos de los microgeneradores, existe la
posibilidad de vender en el mercado la energía excedentaria obteniendo un
beneficio adicional. Dentro del sistema de control de la microred, estas
tareas se llevan a cabo dentro del nivel de Control Central de la Microred
[4] y [7].
El hecho una microred tienda a autoabastecerse cuando el precio de la
energía es alto, supone una disminución de los costes de operación del que
los clientes pueden también beneficiarse. Esto es debido a que en
momentos de elevada demanda, cuando el precio de la energía eléctrica es
alto, el control central de la microred trata de autoabastecer la demanda de
la microred con generación propia, disminuyendo la carga sobre la re de
distribución de media tensión [11].
El hecho de que la mayor parte de cargas conectadas a una microred estén
equipadas con un controlador que acepte consignas para disminuir el
consumo o incluso su desconexión, permitiría además que un cliente
pudiera tener distintas prioridades a la hora de mantener el suministro, con
la consiguiente repercusión en el precio pagado por la energía consumida.
La capacidad de predicción de la demanda es también un elemento de vital
importancia en una microred, no sólo en la operación en modo isla en el
que el balance de energía debe mantenerse, sino también durante el
funcionamiento conectado a la red de distribución. En este último caso en
base a la predicción realizada se lanzarán al mercado ofertas de compra o
de venta de energía según las necesidades. Las predicciones en microredes
deben ser principalmente de corto plazo, 1 - 4 horas. A diferencia de lo que
ocurre con las herramientas clásicas de predicción, la demanda de la
36
microred, desde el punto de vista de la red de distribución, estará
correlacionada con el precio de la energía. Los modelos de predicción
deberán por tanto incorporar esta información.
Otro parámetro que también deberá ser estimado es el precio de la energía
por cuanto las ofertas de la generación distribuida dependerán de este valor.
Todo lo anterior se ha implementado en un software [11] que incorpora las
siguientes funciones:
Función de commitment: Determina qué microgenerador estará en
funcionamiento en cada intervalo de tiempo. Para ello sigue los siguientes
pasos:
1. Obtiene, para cada generador, los límites técnicos de producción
(máximo y mínimo).
2. Procesa los precios de la energía eléctrica en el mercado libre.
Considera la red de distribución a que está conectada la microred
como un generador más, cuyo coste de operación es el coste de la
energía en el mercado y cuya potencia máxima viene dada por el
límite técnico (o de otro tipo si lo hubiera) del punto de
interconexión entre la microred y la red de distribución.
3. Crea una lista donde se recoge el orden en que deben entrar en
funcionamiento los generadores.
4. Las unidades más baratas son seleccionadas para cubrir la demanda,
más una reserva rodante adicional.
Función de despacho económico: Decide el punto de operación de cada
microgenerador seleccionado para estar en funcionamiento en cada
instante. Sigue los siguientes pasos:
1. Obtiene los límites técnicos de cada generador.
2. Obtiene el precio de la energía en el mercado libre.
37
3. Crea una lista de prioridades de acuerdo con los costes asociados a
cada generador seleccionado en la función anterior.
4. Se arrancan todos los generadores seleccionados en la función
anterior con su punto de funcionamiento al menos en el mínimo
técnico.
5. La demanda es cubierta con los generadores en funcionamiento de
acuerdo con la lista del paso 3.
Implementando estas funciones en el controlador central de la microred,
sería posible una gestión coordinada de los microgeneradores. Se lograría
el doble objetivo de disminuir costes de operación, y una participación
eficiente en el mercado, dentro de un escenario multi-microred.
Empleo de la generación distribuida como respaldo a la generación eólica.
En el Reino Unido se ha incrementado en los últimos años la capacidad de
generación eólica. Actualmente está fijado el objetivo de alcanzar un 10%
de este tipo de generación sobre las necesidades totales, aumentando a un
15,4% en 2016. La localización de Irlanda del Norte y Escocia, hacen de
estos lugares emplazamientos ideales para el aprovechamiento de la energía
del viento en comparación con el resto de Europa. En Irlanda del Norte, la
capacidad actual instalada es de 120MW, esperándose alcanzar los 400MW
a lo largo de 2008.
A la vez que la generación eólica va cobrando más importancia dentro del
balance total de generación, se hace cada vez más necesario tener la
posibilidad de predecir este tipo de fuente de energía [16]. Actualmente, la
baja efectividad de los modelos de predicción eólica, hace que este tipo de
generación no se tenga en cuenta por parte del Operador del Sistema (OS) a
38
la hora de realizar el despacho de las distintas centrales de generación. Aún
en el caso de que la generación eólica sea importante, se obliga a las
centrales convencionales a mantener una reserva rodante suficiente para
cubrir toda la demanda prevista, lo que tiene un impacto negativo en la
eficiencia total del sistema. Una posible solución a este problema es tratar
de predecir la generación eólica de forma que estas estimaciones puedan
ser tenidas en cuenta por parte del Operador del Sistema. En cualquier
caso, se corre el riesgo en este caso de realizar una sobreestimación de la
generación eólica por lo que será siempre necesario disponer de un medio
alternativo para mantener el balance energético (generación-demanda).
En un sistema tradicional hay 4 estrategias para dar solución a este
problema:
1. Mantener una reserva rodante.
2. Hacer uso de interconexiones.
3. Almacenamiento de energía (bombeo).
4. Disponer de sistemas de arranque rápido.
El uso de una reserva rodante hace que la eficiencia energética total del
sistema disminuya notablemente por cuanto es necesario mantener
arrancadas centrales térmicas convencionales únicamente contemplando la
posibilidad de que falle la predicción eólica. Las interconexiones dan
quizás una solución más adecuada, aunque hay que tener en cuenta el coste
de oportunidad que se genera por el hecho de reservar una capacidad de la
que posiblemente no sea necesario hacer uso. En referencia a la alternativa
del almacenar energía para hacer uso de ella en momentos de necesidad,
debe tenerse en cuenta que la construcción de centrales de bombeo sólo es
posible realizarlas en lugares concretos. Además su coste es elevado y su
construcción únicamente para hacer frente a desviaciones en la predicción
39
de la generación eólica haría inviable económicamente el conjunto (eólico-
bombeo). No existe por el momento otro sistema de almacenamiento de
energía disponible a escala suficientemente grande y económicamente
viable. Por último, los sistemas de arranque rápido podrían ser la opción
más adecuada para resolver el problema de la falta de fiabilidad en las
predicciones eólicas.
Tradicionalmente, los sistemas de arranque rápido han estado compuestos
de turbinas de gas con potencias de entre 3 y 200MW, y en menor medida
de sistemas diesel con potencias de 0,05 a 5 MW. Las turbinas de gas,
tienen potencias más elevadas pero los tiempos de arranques, aunque
rápidos (10’ a 1h) pueden no ser suficientes para solventar el problema
eólico. Por el contrario, los generadores diesel pueden arrancar sin
problemas en menos de 1 minuto. La tecnología diesel ha mejorado en los
últimos años en cuanto a emisiones contaminantes se refiere, existiendo
además la posibilidad de usar diesel de origen vegetal como combustible.
El biodiesel es actualmente más caro que el diésel de origen fósil, aunque
la posibilidad de acceder a incentivos por el uso de combustibles
renovables, hace que los costes puedan llegar a ser comparables.
Estudios realizados muestran como, con el apoyo de la generación
distribuida basada en sistemas diésel, la generación eólica puede ser tratada
como una fuente de energía predecible, haciendo innecesario el empleo de
reservas rodantes.
La predicción de la generación eólica, es en la actualidad objeto de
numerosas investigaciones, permitiendo obtener valores esperados con
hasta 48-72 horas de antelación. Los métodos de predicción usan
combinaciones de técnicas de modelado físico combinadas con análisis
estadísticos de forma que el estudio de datos pasados permiten obtener la
variaciones que experimentará la generación eólica en las próximas horas
respecto de la situación actual. Esto es conocido como predicción numérica
40
del tiempo atmosférico [12], NWP en sus siglas en inglés, y conduce a una
importante mejora en la exactitud en las predicciones. En la Ilustración 12:
Desviación estándar del error se compara el valor frente al horizonte de
predicción de la desviación estándar del error obtenido con el método de
predicción numérico frente al mismo parámetro correspondiente al error
cometido suponiendo que el viento se mantendrá constante.
Ilustración 12: Desviación estándar del error
Se observa como, si suponemos que un horizonte de tiempo h la generación
eólica se mantendrá igual a la actual, la variación en el error cometido
aumenta cuanto más nos alejamos en el tiempo, lo cual es lógico. Sin
embargo con sistemas de predicción numérica la desviación estándar del
error se mantiene estable.
Las predicciones pueden obtenerse cada 3 horas en incluyen el siguiente
periodo de 24h. Este horizonte de tiempo es suficientemente largo como
para que casi cualquier central térmica tradicional pueda ser puesta en
marcha si fuera necesario. Aunque la predicción de la generación en un
parque eólico concreto está sujeta a una gran variabilidad, cuando lo que se
intenta predecir es la generación agregada de un gran número de parques,
41
los datos relativos a la generación prevista ganan en exactitud. La bondad
de la predicción es mayor cuanto más grande es el número de parques y
más extenso es el territorio en el que están ubicados.
En la actualidad, por pequeño que pueda ser el nivel de incertidumbre en la
predicción de la generación eólica, el Operador del Sistema está obligado a
mantener una reserva rodante que pueda cubrir el intervalo de
incertidumbre en la predicción eólica. En no pocos casos, el
establecimiento de esta reserva rodante proviene de centrales que podrían
estar fuera de funcionamiento.
Una alternativa al uso de reserva rodante es el empleo de generación diesel
distribuida como sistema para dar una rápida respuesta a desviaciones en la
predicción eólica. La eficiencia económica de esta tecnología es menor que
en las grandes centrales térmicas aunque tiene la ventaja de que el escaso
tiempo de arranque que necesitan los generadores diesel, permite que estén
habitualmente parados y su funcionamiento se limite al mínimo (5’ antes de
ser requeridos). La velocidad del viento en un instante puede ser empleada
para predecir qué ocurrirá en los próximos 5 minutos. En este caso, los
modelos deben tener en cuenta cuál es la máxima variación que puede
experimentar la velocidad del viento en este periodo de 5 minutos.
El uso de generación diesel distribuida ha sido analizado usando el Power
System Scheduling Software (PSSS). El objetivo ha sido la minimización
de la función de coste dada por:
FC = [ ]∑∑= ∈
+M
K Ci
ikiki
K
STTPf1
))((
Dónde M es el número de intervalos en el periodo considerado, Ck es el
conjunto de generadores en funcionamiento en el intervalo k y T es la
42
duración de cada intervalo. Fi(Pik) es el coste del generador i en el intervalo
k. STik es el coste de arranque del generador i en el periodo k.
En cada intervalo k dentro del periodo de tiempo considerado debe
satisfacerse la ecuación de balance energético.
Dk
Ci
ik PPk
=∑∈
Donde PDk es la demanda en el periodo k. Deben además cumplirse las
restricciones técnicas de cada generador.
La Ilustración 13: Potencia eólica necesaria.Ilustración 13 muestra la potencia de
generación diesel que debería estar disponible en función de la generación
eólica instalada.
Ilustración 13: Potencia eólica necesaria.
Para la obtención de unos primeros resultados, se realiza una simulación
sobre el sistema de potencia de Irlanda del Norte, tomando como referencia
datos de marzo de 2006, la potencia eólica máxima obtenida fue de
110MW frente a una potencia instalada de 120MW. La gráfica de la
Ilustración 14 recoge los datos de demanda frente a la generación eólica. Se
43
representa también un escenario futuro multiplicando la producción eólica
actual por 5.
Ilustración 14: Demanda frente a generación eólica
Hay que tener en cuenta la suposición de escenario futuro no considera el
alisamiento que experimentaría la potencia generada debido a que
aumentaría también la dispersión geográfica de los parques eólicos.
Se calculan los costes de operación en el periodo de 15 días para los
siguientes escenarios:
1. Sin considerar generación eólica.
2. Con reserva rodante suficiente para cubrir toda la generación eólica.
3. Despacho económico suponiendo continuidad de generación eólica
en los 5’ previos.
4. Usando predicción numérica en la generación eólica con generación
diesel para cubrir sobre predicciones.
44
5. Usando predicción numérica eólica con reserva rodante para cubrir
sobre predicciones.
6. Igual que en punto 5 pero considerando la generación eólica 5 veces
mayor que la actual.
En la Ilustración 15 se compara el coste de emplear el método mantener
reserva rodante para cubrir toda la generación eólica frente a la
combinación de predicción numérica-generación diésel.
Ilustración 15: Análisis de costes en alternativas 2 y 5
Tras analizar numéricamente las distintas opciones, se obtiene que el uso
de la generación diesel remotamente controlada puede reducir los costes de
operación del sistema. Aunque este tipo de generación es cara, los
pequeños tiempos de arranque junto con la posibilidad de detener los
generadores una vez que la generación eólica vuelve a cubrir la parte de la
demanda asignada, hacen que su uso deba ser estudiado en más
profundidad. Las emisiones contaminantes se disminuyen no sólo por no
ser necesaria mantener reserva rodante para cubrir errores en la predicción
eólica sino también por la posibilidad de uso de combustibles biodiesel.
Todo lo anterior podría se suficiente para permitir un mayor desarrollo de
la generación basada en la energía del viento.
45
Selección de tecnologías de microgeneración.
En la creación de una microred, tiene especia relevancia la adecuada
selección tanto del número de microgeneradores a instalar como su
tecnología. Esto mismo ocurre con los dispositivos de almacenamiento de
energía.
En este sentido, el Berleley Lab ha desarrollado el Distributed Energy
Resources Customer Adoption Model (DER-CAM) [13], que emplea
técnicas de optimización para encontrar la mejor combinación de equipos
de generación distribuida y la mejor forma de operarlos a lo largo de un
periodo de tiempo de forma que se minimice la factura energética. La
selección de equipos y su operación pueden ser económicamente atractivos,
no sólo para un único edificio sino también para los miembros de una
microred.
DER-CAM identifica la mejor inversión en recursos de generación
distribuida así como su operación. Toma como datos de partida los equipos
de generación disponibles, costes de adquisición, además de operación y
mantenimiento, perfiles de carga, estructura de tarifas y precios de
combustible. Tiene también en cuanta las distintas fuentes de energía
disponibles y los posibles usos que puede darse a cada una de ellas.
El diagrama de Ilustración 16 muestra a la derecha los usos finales de la
energía y a la izquierda las distintas fuentes energéticas disponibles.
46
Ilustración 16: Uso de fuentes energéticas
Como ejemplo comentar que la refrigeración puede provenir tanto de la
electricidad procedente de la red de distribución como de la generada en el
interior de la instalación, por ejemplo de una turbina de gas.
DER-CAM resuelve este problema de forma óptima y sistemática. Es
particularmente adecuado en la selección de la adecuada combinación de
generación de calor y electricidad en una instalación dada. El algoritmo
está implementado en GAMS usando el CPLEX solver. En la Ilustración
17 muestra una descripción de alto nivel y el la Ilustración 18 un diagrama
esquemático de las entradas y salidas de DER-CAM.
47
Ilustración 17: Descripción DER-CAM
Ilustración 18: Diagrama de entradas-salidas de DER-CAM
Aplicando el algoritmo a una instalación comercial, por ejemplo un hotel
de 23000m2 de superficie y una carga máxima de electricidad fijada en
690kW usamos los siguientes datos de entrada, relativos a características de
dispositivos de almacenamiento de energía (Ilustración 19), costes de
electricidad y gas (Ilustración 20), coste de inversiones (Ilustración 21) y costes
de operación (Ilustración 22).
48
Ilustración 19: Almacenamiento energético
Ilustración 20: Precio de la energía.
Ilustración 21: Costes de instalación
49
Ilustración 22: Costes de operación
El algoritmo DER-CAM es ejecutado bajo 4 hipótesis:
1. No permitiendo el uso de DER.
2. Inversión óptima en DER.
3. Usando capacidad de almacenamiento de bajo precio.
4. Forzando la misma inversión que en 3. pero en el cual el
almacenammiento está deshabilitado.
En la Ilustración 23 se recogen las soluciones propuestas por DER-CAM ante
las distintas hipótesis. Se observa que la solución óptima respecto de la
opción de no hacer nada supone un ahorro anual de 53.000$ (marcado en
rojo), un 11,5%.
50
Ilustración 23: Resultados obtenidos
Estos resultados demuestras la capacidad de DER-CAM para seleccionar el
mejor mix de fuentes de energía en una microred, la cual puede incluir uno
o varios edificios.
51
PROYECTOS EN CURSO
Conexión de una microturbina a la red de baja tensión.
En 2004 se llevó a cabo en Frielas (Lisboa) un proyecto de conexión de una
microturbina a la red de distribución a la red eléctrica [14] .
En la red de distribución de gas natural, al pasar de la red de transmisión a
la de distribución, se produce una reducción en la presión del gas. Como
consecuencia de este cambio de presión, el gas experimente un fuerte
descenso en la temperatura. Este efecto, que normalmente es compensado
con un proceso de precalentamiento del gas mediante un sistema de
calefacción, es aquí realizado empleando el calor que genera una
microturbina. La energía eléctrica generada en el proceso es vertida a la red
de MT a través de un centro de transformación.
El estudio realizado, contempla la posibilidad de emplear la potencia
generada por la microturbina (80KW) para abastecer la red de BT cercana,
creando una Microred.
Las características técnicas de la microturbina son:
Fabricante: Bowman Power
Modelo: Turbogen TG80RC-G
Tensión de salida: 380-480V, trifásica, 50-60hz
Potencia térmica de salida: 136kW
Potencia eléctrica de salida 80KW
La conexión de la microturbina a la red de baja tensión se realiza a través
de un convertidor AC/DC – DC/AC empleando electrónica de potencia.
52
Los datos de rendimiento obtenidos en los primeros meses de
funcionamiento han sido:
Eficiencia eléctrica: 26.2%
Eficiencia térmica: 58.5%
Eficiencia global: 84.7%
La red de baja tensión a la que se pretende conectar la microturbina consta
de 15 clientes de tipo industrial, comercial y residencial. La demanda
media se situa en 217MWh. Teniendo en cuenta las pérdidas en transporte
y distribución en una red con generación centralizada, sería necesario
generar 238MWh, siendo las pérdidas de 21MWh.
Analizando los datos de consumos del año 2004, se obtiene la siguiente
tabla:
Ilustración 24: Datos de consumo
En este estudio, se supone que la microturbina está permanentemente
disponible cuando hay un fallo en la red de distribución en MT por lo que
el suministro a los clientes no se ve afectado. Las principales mejoras son:
• Reducción del número de interrupciones en el suministro, pasando
de 3 a 1 al año, lo que supone una mejora del 66%.
53
• Reducción del tiempo total de interrupción anual, pasando de 153
minutos a 60, con una mejora del 61%.
• Reducción de la energía no suministrada (ENS) de 33kWh a 13kWh,
mejorando un 61%.
• Reducción de las pérdidas de 21MWh a 5.4MWh, debido a la no
utilización de la red de transporte y distribución cuando es posible
suministrar energía a los clientes sólo empleando la microturbina.
Para que la microturbina pase de ceder la energía eléctrica producida a la
red de media tensión, a la red de BT con 15 clientes estudiada, es necesario
realizar cambios en los criterios de control y protección, teniendo en cuenta
los nuevos criterios cuando la red BT esté funcionando en modo isla.
A continuación se muestran los resultados obtenidos en distintos
escenarios:
a. Transición de modo conectado a modo aislado para evitar
perturbaciones en el suministro: En la Ilustración 25: Evolución de la
tensión en paso a modo isla vemos la perturbación producida cuando la
turbina pasa de generar 79kW en modo conectado, a generar 7kW en
modo aislado.
54
Ilustración 25: Evolución de la tensión en paso a modo isla
Se produce una sobretensión de un 46% y 1100ms de duración,
seguida de una subtensión del 94% y 180ms de duración.
b. Restauración del servicio tras un cero: La microturbina es incapaz de
restaurar el servicio tras un cero debido al pico de intensidad que
precisa al transformador de MT/BT durante su magnetización inicial.
Por ello durante los instantes iniciales de la restauración del servicio
es necesario aislar la microred del transformador.Ver Ilustración 26.
Ilustración 26: Pico de intensidad en proceso de restauración con trafo conectado.
55
Teniendo en cuenta estos aspectos, el uso de una microturbina para
alimentar una microred se debería considerar como una posibilidad que no
sólo mejora la eficiencia energética sino también la calidad del suministro a
los clientes.
Microred en Hachinohe (Japón)
Un ejemplo de Microred en funcionamiento es la instalada en un proyecto
conjunto de Mitsubishi Riesearch Institute, Hachinihe City y Mitsubish
Electric Corp. [15]Ilustración 27 Esta instalación está en funcionamiento
desde octubre de 2005, con unos adecuados resultados en cuanto a calidad
de servicio, y efectividad en coste y emisiones de CO2.
La energía generada por el sistema proviene en su totalidad de fuentes
renovables (energía solar, eólica y biomasa). El sistema de generación está
constituido de cuatro grupos fotovoltaicos con potencia total de 80kW, tres
generadores eólicos con una capacidad total de 20kW y tres turbinas de gas
con capacidad total de 510kW. Se dispone además de un grupo de baterías
de 100kW de potencia para hacer frente a cambios rápidos en la demanda
que los generadores no puedan atender.
Para la alimentación de las turbinas se emplea gas obtenido de la
fermentación de residuos orgánicos. En este proceso es necesario el aporte
de calor, que es obtenido tanto del generado en las turbinas como de la
combustión de astillas de madera.
La distribución de la red es radial, estando conectados los elementos a
través de una línea de 6,6kV con una longitud de 5.4km. Todos los
elementos están conectados por fibra óptica con funciones de
monitorización y control.
56
La microred está conectada a la red de distribución a través de un único
punto, no estando permitido por acuerdo ceder energía de la red de
distribución, únicamente importarla.
En la Ilustración 27: Esquema de la microred vemos el esquema de
funcionamiento de la red.
Ilustración 27: Esquema de la microred
Control del sistema
El sistema de gestión de energía desarrollado para este proyecto, trata de
encontrar el punto óptimo de operación para los generadores que satisfagan
los siguientes requerimientos:
1. Balance entre generación y consumo
2. Eficiencia de costes
3. Minimización de impacto ambiental.
57
Dado el elevado número de variables que deben procesarse (gestión de la
demanda, operación óptima de baterías, etc), el sistema de control se
estructura en 4 capas como se muestra en la Ilustración 28: Sistema de control:
Ilustración 28: Sistema de control
Planificación semanal:
En este nivel se realiza una planificación en un horizonte de siete días, con
una resolución temporal de 30 minutos. Los datos obtenidos, son
actualizados diariamente en función de los cambios previstos en la
demanda. El objetivo principal es optimizar las posibles compras de
energía de la red de distribución, siendo también posible contemplar
variables medioambientales. Es necesario también tener en cuenta la
temperatura en la cámara de fermentación para la producción de gas y las
restricciones de carga y descarga de las baterías.
La función a minimizar en este nivel viene dada por:
Min (aF1+bF2)
Siendo:
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F1 = (compras de energía) + ( compra de astillas de madera)
F2 = (emisiones de CO2)
Las variables de control del sistema son:
• Estado encendido/apagado de los generadores (t)
• Punto de funcionamiento de los generadores (t), si están arrancados
• Compras de energía (t)
Algunas de las restricciones a tener en cuenta son:
• Balance energético del sistema
• Restricciones técnicas de los generadores y punto de conexión con la
red de distribución.
• Límites de temperatura en la cámara de fermentación
• Capacidad de almacenamiento de los depósitos de gas y baterías.
Despacho económico:
El control a este nivel se lleva a cabo en intervalos de 3 minutos, con un
horizonte temporal de 2 horas. Tiene en cuenta las desviaciones producidas
entre las predicciones realizadas por el nivel anterior y las necesidades
reales. Como restricción debe tener en cuenta la energía que el sistema
podrá obtener en los dispositivos de almacenamiento en ese intervalo.
Control del punto de interconexión:
59
El flujo de potencia intercambiado entre la Microred y la red de
distribución está permanentemente monitorizado, siendo comparado a
intervalos de 1 segundo con los valores esperados. El objetivo de este
control es evitar que fluctuaciones en los consumos de las cargas y en las
fuentes de generación dependientes de la climatología (solar, eólica)
puedan propagarse al resto de la red de distribución.
Control de frecuencia:
Este nivel de control entra en funcionamiento únicamente cuando la
Microred está operando en modo aislado. En esta situación, el balance
energético entre demanda y consumo debe ser mantenido únicamente con
la capacidad de generación propia de la instalación. Debido a la lenta
respuesta que tiene el sistema de control de las microturbinas para hacer
frente a cambios en la demanda, es el sistema de control de las baterías, a
través de su inversor, el que debe hacer frente a fluctuaciones en las cargas.
El tiempo de respuesta de este dispositivo es de 10ms.
La figura muestra el resultado real a lo largo de 24h del despacho
económico.
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Ilustración 29: Despacho económico en 24h
Vemos también cómo afectan las variaciones en la carga al control de la
frecuencia cuando el sistema funciona en modo aislado. Las siguientes
figuras muestran el resultado de los test sobre comportamiento del control
de frecuencia a que ha sido sometido el sistema.
Se observa que la inercia de las turbinas de gas no es suficiente para
mantener estable la frecuencia en caso de fluctuaciones importantes en la
carga, por ejemplo arranque de una máquina de aire acondicionado de
50kW y 100kVar. Cuando se produce un pico de tensión importante (en el
arranque de los motores de A/C) hay también una fluctuación en la
frecuencia.
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Ilustración 30:Evolución de f ante picos de consumo
En la ilustración 31 se observa en más detalle el comportamiento del
sistema ante una desviación instantánea en la carga.
En el instante t=0 se produce un importante aumento de la carga (línea
verde). En un primer instante, el exceso de demanda se cubre a costa de la
energía cinética de las turbinas de gas (línea roja). Al ser esta pequeña,
rápidamente se produce una disminución en la potencia que aportan las
turbinas con la consiguiente caída en la frecuencia, que el sistema corrige
empleando la energía almacenada en las baterías (línea roja). A medida que
las turbinas recuperan su funcionamiento normal, disminuye el aporte de
las baterías en el balance energético.
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Ilustración 31: Seguimiento del balance energético
Durante funcionamiento de esta Microred a lo largo 2007, se ha podido
constatar su viabilidad técnica así como los beneficios para el medio
ambiente.
Ilustración 32: Evolución de costes y emisiones de CO2
Antes de la puesta en marcha del sistema, el gas procedente de la
fermentación era empleado únicamente para la producción de calor,
proviniendo la energía eléctrica necesaria de la red de distribución. Desde
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la entrada en funcionamiento del sistema, con el uso de energías renovables
se han logrado importantes reducciones en la emisiones de CO2. En la
Ilustración 32, la línea roja representa el ahorro en la compra de energía
durante un año, la línea azul indica la reducción en las emisiones de CO2
en el mismo periodo.
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CONCLUSIONES
En los últimos años se está produciendo la confluencia de una serie de
factores que favorecen la investigación, desarrollo y puesta en marcha de
nuevos sistemas de generación de energía eléctrica. El interés por la
conservación del medio ambiente, los requerimientos legislativos en
materia de calidad de servicio y la evolución de la tecnología del control
electrónico, crean las condiciones adecuadas para la aparición de sistemas
que permiten acercar la generación a los puntos de consumo. Si esta
generación puede además obtenerse a partir de energías renovables se
consigue no solo favorecer el medio ambiente, sino también disminuir la
carga de las redes de distribución, con el consiguiente ahorro en costes de
operación y mantenimiento.
Conscientes de esta nueva situación, no son pocos los grupos de
investigación y empresas privadas que dedican recursos al desarrollo de lo
que se pretende sea la red del futuro. En líneas básicas se espera que, a la
red de distribución puedan conectarse microgeneradores con
funcionalidades tipo plug and play, de forma que no sea necesario revisar la
ingeniería. Estos generadores deberán en la medida de lo posible funcionar
de forma autónoma fijando su punto de funcionamiento a partir de los
valores de tensiones y frecuencia de la red. Deberán sin embargo recibir
consignas de un elemento de control de la microred a la que se conecten
con el objeto de asegurar el balance energético.
Es necesario además tener en cuenta que, la evolución que experimentará la
distribución de energía eléctrica en los próximos años deberá tener como
base las redes actuales. En este sentido será necesario determinar que partes
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de estas redes son susceptibles de formar microredes, teniendo en cuenta
siempre tanto la tipología de cargas como de futuros microgeneradores
conectados.
Son varias las líneas de avance abiertas aunque en todas ellas será
necesario profundizar para la definición de estándares de funcionamiento
que permitan la fabricación de equipos a escala industrial.
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