https://doi.org/10.37815/rte.v34n4.961
Artículos
originales
Uso
de supercondensadores para brindar soporte de frecuencia en una microrred
aislada
Use of supercapacitors for providing frequency-support in an island-=
mode
microgrid
Danny Ochoa1 <=
/span>https://orc=
id.org/0000-0001-5633-1480,
Edisson Villa1=
https://orcid.org/0000-0002-2766-5913, Vinicio Iñiguez1 https://orcid.org/0000-0001-7494-191X, Ciro Larco1 https://orcid.org/0000-0002-7801-1514, Rodrigo Sempértegui1 https://orcid.org/0000-0002-0764-8657
1Universidad de C=
uenca, Cuenca,
Ecuador
danny.ochoac@ucuenca.edu.ec, edisson.villa2809@ucuenca.edu.ec, vinicio.iniguezm@ucuenca.edu.ec, ciro.larco@ucuenca.edu.ec, rodrigo.sempertegui@ucuenca.edu.ec=
Enviado: 2022/08/07
Aceptado: 2022/12/20
Publicado: 2022/12/30
Resumen
Este artículo presenta la implementación práctica de una técnica de
control de frecuencia (inercia virtual) en un sistema de almacenamiento
energético basado en el uso de supercondensadores (SAE-SC). La propuesta es=
tuvo
diseñada para brindar soporte de frecuencia a una microrred eléctrica aisla=
da
real que integra fuentes de generación renovable (solar fotovoltaica, 15
Sumario: Introducc=
ión, Materiales
y Métodos, Resultados y Discusión y Conclusiones. Como citar: Ochoa , D=
., Villa,
E., Iñiguez, V., Larco, C. & Sempértegui, R.
(2022). Uso de supercondensadores para brindar soporte de frecuencia en
una microrred aislada. Revista Tecnológica - Espol, 34(4), 174-185.=
http://www.rte.espol.edu.ec/index.php/tecnologica/article/view/9=
61
<=
i>Palabras clave: microrred, supercondensadores, respuesta ráp=
ida
de frecuencia, inercia virtual, sistemas de almacenamiento energético.
Abstract
This article presents the
practical implementation of a frequency control technique (virtual inertia)=
in
an energy storage system based on supercapacitors (ESS-SC). The design of t=
his
proposal provides frequency support to a real isolated microgrid that
integrates renewable generation sources (solar photovoltaic, 15 kWp),
conventional synchronous generation (diesel thermal, 44 kVA), and energy
storage systems (ESS-SC, 30 kW). The base case is a hybrid solar-diesel
microgrid (typical situation of insular systems) operating in normal
conditions. Frequency support tasks' effectiveness provided by the SAE-SC
checks out, and the resilience of the microgrid are evaluated in terms of t=
his variable.
The experimental results show that the implementation of the proposal allows
reducing the frequency fluctuations of the microgrid by 30%, representing a
significant improvement in the quality of the electricity supply. The
experiments were carried out in the Microgrid Laboratory of the Centro
Científico, Tecnológico y de Investigación Balzay (CCTI-B) of the Universid=
ad
de Cuenca.
Introducción
En muchas r=
egiones
del mundo, la participación de agentes de generación, basados en el
aprovechamiento de fuentes energéticas renovables, particularmente la energ=
ía
eólica y solar, ha aumentado sustancialmente como resultado de las política=
s,
los incentivos y la economía de escala que ha supuesto una reducción de los
costos de inversión . Este hecho ha dado lugar a que en los
sistemas eléctricos de potencia tradicionales proliferen los recursos
energéticos distribuidos (DER, por sus siglas en inglés) que, de manera
gradual, han ido transfigurando al sistema hacia un modelo más distribuido,=
con
agentes de generación de pequeña y mediana potencia más cerca de los puntos=
de
consumo energético. Este cambio de paradigma en la concepción de un sistema
eléctrico va dando paso, en mayor o menor medida, a la aparición de microrr=
edes
eléctricas .
De acuerdo =
con Stadl=
er
& Naslé (2019), una microrred eléctrica es un grupo =
de
cargas y recursos energéticos distribuidos interconectados, dentro de unos
límites eléctricos claramente definidos, que actúa como una sola entidad
controlable con respecto a la red eléctrica principal. Una microrred puede
conectarse y desconectarse de la red eléctrica principal para operar tanto =
en
modo conectado como en modo isla . Los sistemas eléctricos insulares re=
motos,
que por sus limitaciones geográficas, técnicas y económicas no pueden
conectarse a una red eléctrica continental, suelen también considerarse
ejemplos prácticos de microrredes aisladas: la isla de San Cristóbal=
=
-Ecuador , la isla de El Hierro=
-España , las islas Feroe=
-Dinamarca , etc. En todos estos casos, estos sis=
temas
eléctricos se caracterizan por poseer generación síncrona de pequeña capaci=
dad
y una integración importante de generación renovable, con o sin sistemas de
almacenamiento energético.
El uso cada vez mayor de DERs
con interfaces de conexión a la red basada en convertidores electrónicos de
potencia (inversores) supone un riesgo constante para la estabilidad de
frecuencia en una microrred aislada .
Esto se debe, en primer lugar, a que la incorporación de potencia, provenie=
nte
de generadores renovables no convencionales, reduce la cantidad de unidades=
de
generación tradicionales que pueden proporcionar una reserva de energía
primaria para el control primario/secundario de frecuencia, lo que lleva a =
que
se produzcan mayores desviaciones de frecuencia y al debilitamiento de la
estabilidad de la microrred. En segundo lugar, los DER, normalmente, poseen=
una
inercia baja o inexistente debido al empleo de inversores, lo que implica u=
na
reducción significativa de la inercia total del sistema. Este empobrecimien=
to
inercial provoca que la frecuencia del sistema sufra cambios rápidos y seve=
ros,
incluso ante pequeñas perturbaciones. Estos problemas pueden conducir a la
inestabilidad de la microrred y, en el peor de los casos, a la pérdida total
del suministro .
En respuesta a los desafíos de estabil=
idad
causados por la baja inercia del sistema debido a la alta
penetración de DER, en la literatura se han propuesto nuevos conceptos para=
la
provisión de soporte rápido de frecuencia en el contexto de una microrred <=
/span>.
Casi la totalidad de las soluciones consultadas explotan el concepto de
“inercia virtual” y precisan de un colchón energético (propio o externo) pa=
ra
que factibilicen su implementación práctica. La inercia virtual se consigue
implementando lazos de control adicionales en el controlador de potencia de=
los
inversores tales que ofrezcan, en el punto de conexión a la red, una potenc=
ia
activa que sea sensible a las variaciones de la frecuencia del sistema, sim=
ilar
a como lo haría un generador síncrono convencional. Debido a que la respues=
ta
conseguida por el inversor es forzada, emulada y controlada, de ahí el nomb=
re
de inercia virtual o sintética, como se ha venido acuñando en la literatura=
en
los últimos años. Las pruebas basadas en simulación y en experimentación han
demostrado que la aplicación de estas técnicas consiguen mejorar la inercia=
del
sistema, las propiedades de amortiguación y la estabilidad de frecuencia ,
permitiendo una transferencia de energía ininterrumpida entre generación y
demanda dentro de los distintos agentes de la microrred, tanto en modo isla=
y
como cuando está conectada a la red principal.
Este artícu=
lo
presenta la implementación práctica de una técnica de control de inercia vi=
rtual
en los controladores preexistentes de un sistema de almacenamiento de energ=
ía
basado en supercondensadores (SAE-SC). La propuesta está diseñada para facu=
ltar
al SAE-SC a dar soporte de frecuencia a una microrred aislada real que inte=
gra
fuentes de generación renovables, generación síncrona convencional y sistem=
as
de almacenamiento de energía. El banco de pruebas experimental está montado=
en
el Laboratorio de Micro-Red del Centro Científico, Tecnológico y de
Investigación Balzay (CCTI-B) de la Universidad=
de
Cuenca-Ecuador.
Esta investigación tuvo por objeto estudiar la dinámic=
a de
una microrred operando en modo aislado ante perturbaciones de potencia
ocasionadas por la integración de una cantidad importante de generación sol=
ar
fotovoltaica y evaluar la resiliencia del sistema en términos de frecuencia.
Además, se buscó evaluar una solución basada en el uso de supercondensadores
para contribuir al mejoramiento de la respuesta dinámica de la frecuencia d=
e la
microrred al momento de absorber la inyección de potencia solar fotovoltaica
intermitente. Las labores de experimentación se llevaron a cabo en el
Laboratorio de Micro-Red del Centro Científico, Tecnológico y de Investigac=
ión Balzay (CCTI-B) de la Universidad de Cuenca. Este lab=
oratorio
cuenta con una variedad de agentes de generación, consumo y almacenamiento
energético y con la posibilidad de trabajar conectado a la red principal de
distribución (grid-connected mode)
o en modo isla (island-mode) (Espinoza
et al., 2017; Rey et al., 2022). La Figura 1
muestra una representación esquemática de los principales componentes del
laboratorio.
<=
span
lang=3DES-US style=3D'mso-bidi-font-size:9.0pt;mso-fareast-font-family:"Tim=
es New Roman";
mso-fareast-theme-font:minor-fareast;mso-ansi-language:ES-US;mso-bidi-font-=
style:
italic'>
Figura = 1=
Repr= esentación esquemática de los principales componentes del Laboratorio de Micro-Red del CCTI-B: 1. Red principal de distribución, 2. Barra de conexión a la red (B-= 01), 3. Barra de servicio para operación aislada de la red (B-02), 4. Componente= s de almacenamiento energético, 5. Cargas y fuentes programables, 6. Otras carga= s, 7. Generación solar fotovoltaica, 8. Generación eólica, 9. Generación térmi= ca, 10. Generación hidráulica
Sistema eléctrico en estudio
De acuerdo con los intereses investigativos de este es= tudio, se definió como sistema de pruebas una microrred eléctrica híbrida solar-diésel, como se aprecia en la Figura 2. Esto se consiguió en el laboratorio del CCTI-B transfiriendo a la barra de servicio B-02 los siguientes equipos: un generador diésel de 44 kVA, un sistema de generación fotovoltaica de 15 kWp y una carga trifásica programable de 150 kW. Inicialmente, el sistema de almacenamiento energético, basado en supercondensadores (SAE-SC) de 30 kW, estuvo deshabilitado, hasta cuan= do se implementaron las tareas de compensación. La Figura 3 muestra los componentes del sistema de pruebas en el laboratorio.
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span
lang=3DES-US style=3D'mso-bidi-font-size:9.0pt;mso-fareast-font-family:"Tim=
es New Roman";
mso-fareast-theme-font:minor-fareast;mso-ansi-language:ES-US;mso-bidi-font-=
style:
italic'>
En sistemas eléctricos con estas características es de esperar que el régimen variable de la generación fotovoltaica incorporada introduzca una potencia activa muy cambiante con el tiempo, lo que trae con= sigo una afectación importante a la dinámica de la frecuencia del sistema y a la tensión trifásica en el punto de conexión común (PCC, por sus siglas en inglés). En la microrred en estudio, las labores de control de frecuencia y= de tensión fueron llevadas a cabo únicamente por la generación síncrona diésel, mientras que, la generación fotovoltaica se limitó a inyectar una potencia activa que obedece a criterios de eficiencia mediante la aplicación de un algoritmo de seguimiento del punto de potencia máxima (MPPT, por sus siglas= en inglés). A fin de tener un entorno de pruebas controlado, la carga trifásica programable fue mantenida en un valor constante e igual a 20 kW.
<=
span
style=3D'mso-bidi-font-size:9.0pt;mso-fareast-font-family:"Times New Roman";
mso-fareast-theme-font:minor-fareast;mso-bidi-font-style:italic'>
Como resultado, se esperaría que la operación dinámica=
del
sistema esté caracterizada por un generador diésel procurando en cada momen=
to
mantener el balance entre la potencia total generada y la potencia demandad=
a;
condición que es violada permanentemente por la integración de una potencia
fotovoltaica intermitente. Esta labor de compensación hace que la velocidad=
de
giro del eje del generador diésel sufra constantes desvíos respecto a su va=
lor
nominal, lo que se traduce en una dinámica fluctuante de la frecuencia de l=
as
variables eléctricas trifásicas del sistema. En este estudio, se evaluó la
resiliencia del sistema en términos del desvío máximo de la frecuencia resp=
ecto
a su valor nominal (60 Hz). La prueba experimental aquí descrita constituyó=
el
caso base de estudio. En el esquema de la Figura 3, los interruptores S
<=
span
style=3D'mso-bidi-font-size:9.0pt;mso-fareast-font-family:"Times New Roman";
mso-fareast-theme-font:minor-fareast;mso-bidi-font-style:italic'>
Figura = 2=
Diagrama unifilar de microrred ai= slada en estudio
Figura = 3=
Comp= onentes del sistema de pruebas implementado en el laboratorio: 1. Generador diésel, 2. SAE-Supercondensadores, 3. Carga programable, 4. Módulos fotovoltai= cos e inversor
Soporte de frecuencia provista por el SAE-Supercondensadores
El Laboratorio de Micro-Red del CCTI-B cuenta con un b= anco de supercondensadores (10 unidades de 130 F y 56 V conectadas en serie) con interfaz de conexión a la red basado en convertidor electrónico de potencia (CEP). El CEP asociado al SAE-SC tiene una capacidad de 30 kW y obedece a consignas de potencia activa y reactiva, P*SC,= Q*SC, que son generadas desde la interfaz HMI del sistema SCADA (Figura 1). Para cumplir con los objetivos de este estudio, la señal de referencia P= *SC que se diseñó para contribuir en las tareas de control de frecuencia del sistema, fue generada en tiempo real y de forma controlada por el esquema de control que se describe en la siguiente subsección.
Esquema de control de frecuencia a implementarse en el SAE-SC
La Figura 4 muestra el esquema de control de frecuencia propuesto en esta investigación= , el cual ha sido tomado de Martinez et al. (2019) y acondicionado para las particularidades de esta aplicación. Este esquema = fue implementado en una rutina de MATLAB para generar, en tiempo real, la consi= gna de potencia activa que deberá presentar el SAE-SC en sus bornes con miras a mitigar las fluctuaciones de frecuencia del sistema. Si el lector precisa de mayores detalles respecto a la topología, control y operación del convertid= or electrónico de potencia asociado al SAE-SC y la configuración del lazo de control PQ, puede consultar el trabajo reportado en Ochoa (2021)= .
<=
span
lang=3DES-US style=3D'mso-bidi-font-size:9.0pt;mso-fareast-font-family:"Tim=
es New Roman";
mso-fareast-theme-font:minor-fareast;mso-ansi-language:ES-US;mso-bidi-font-=
style:
italic'>
Figura = 4=
Esquema de la estrategia de contr= ol de frecuencia implementada en el SAE-SC
La rutina de control propuesta inició con la medición =
de la
frecuencia de la microrred en los bornes del inversor del SAE-SC. Este dato=
se
comparó con un valor de referencia correspondiente a la frecuencia nominal =
del
sistema eléctrico ecuatoriano, 60 Hz, a fin de generar una señal de error q=
ue
fue necesaria para el control correctivo. Luego, esta señal de error alimen=
tó
una función de estatismo de ganancia variable, R
Con el objet= o de representar la operación dinámica que tendría un sistema eléctrico de poten= cia débil y aislado que integra cantidades importantes de potencia provenientes= de fuentes energéticas renovables no convencionales, se permitirá que la instalación fotovoltaica del laboratorio de microrred inyecte la potencia máxima disponible en cada instante de tiempo, PFV. La instalación fotovoltaica usada en este estudio tiene una potencia nominal d= e 15 kWp y un perfil temporal como el que se muestra= en la Figura 5. Si se compara esta potencia fotovoltaica máxima con la capacidad del generador diésel del laboratorio (44 kVA= ), se estaría representando un escenario de penetración de energía solar fotovoltaica del 34%.
Figura 5=
Perfil de la potencia fotovoltaica registrado en los experimentos
La REF _Ref122447135 \h = Figura 6 muestra el comportamiento de ciertas variables de interés pa= ra un horizonte temporal de una hora, durante el día en el que se realizaron l= as pruebas experimentales. Esta prueba constituye el caso base de estudio. En = esta figura se evidencian los efectos derivados de la inyección de un recurso energético de alta variabilidad (Figura 5) sobre la potencia activa y veloc= idad de giro (frecuencia) de un generador diésel. La Figura 6(a) muestra la diná= mica de la potencia desarrollada por el generador diésel, PGD,= en su esfuerzo por mantener el balance entre generación y demanda, lo que impl= ica mantener la frecuencia de la red en un valor cercano a 60 Hz. Se observa ad= emás que, en una microrred débil y aislada, la incorporación de generación fotovoltaica cambiante se traduce en importantes fluctuaciones de frecuenci= a en condiciones normales de operación (Figura 6(b)). De estos resultados preliminares, salta a la vista la necesidad de implementar soluciones técni= cas de compensación de potencia a fin de reducir la alta variabilidad de la frecuencia, que en este caso se estima en un = s2 =3D 0.2958 para el horizonte de tiempo graficado.
Figura 6=
Dinámica de las variables de interés obtenida en los experimentos (caso base)=
(a)
(b)
A continuaci= ón, se procede a repetir el experimento en el laboratorio, pero, en este caso, con= la función de compensación del SAE-SC habilitada. En este estudio, se han segu= ido las recomendaciones de Martinez et al. (2019), para definir el valor de la función de estatismo del esquema de la Figura 4, Ri= , quedando como sigue:
Donde, R<= /i>0 es el estatismo fijo del esquema, SOCmax es el estado de carga máximo que admite el SAE-SC y SO= Ci es el estado de carga actual del SAE-SC, que tiene que ser medido en tiempo real.
La REF _Ref122447282 \h = Figura 7 muestra los resultados obtenidos luego de implementar la propuesta en el laboratorio. En esta se observa una respuesta correcta del SAE-SC (Figura 7(c)), en términos de potencia, PSC, ante los desvíos de la frecuencia experimentados por la microrred aislada ( REF _Ref122447282 \h Figura 7(b)). En este caso, la variabilidad de la frecuencia es consi= derablemente menor: s2 =3D 0.2069; un 30% menos fluctuante que en el caso base. El aporte del SAE-SC se refleja también en la nueva dinámica adoptada= por la potencia activa inyectada por el generador diésel (Figura 7(a)), la cual= se percibe menos agresiva que en el experimento anterior. Por último, estos resultados ponen en evidencia que la acción controlada de la propuesta mant= iene el estado de carga del SAE-SC, SoC, en un valor= más o menos constante y próximo a su condición inicial, logrando con esto una operación del SAE-SC lejos de sus límites de carga superior e inferior (Figura 7(d)).
Figura 7=
Dinámica de las variables de interés con la implementación de la propuesta
(a)
(b)
(c)
(d)
Finalmente, = la Figura 8 evidencia la dinámica de las variables de interés: P<= sub>FV, PGD, frecuencia, PSC y SoC para un horizonte temporal más reducido que facilita verificar, con un mayor nivel de detalle, la efectividad del método propuesto.
Figura 8=
Evaluación de la efectividad de la propuesta en el soporte de frecuencia de la microrred aislada para el intervalo (30£t£120= s)
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
Los recursos energéticos distribuidos (DER) con interf= aces de conexión a la red basada en convertidores electrónicos de potencia, han mostrado ser una solución técnica para la integración amigable de agentes de generación eléctrica renovable no convencional en los sistemas eléctricos continentales y en microrredes. No obstante, la presencia cada vez mayor de= DER puede suponer un riesgo latente para la estabilidad de frecuencia de un sis= tema eléctrico débil y aislado, pues su incorporación implica reducir la cantida= d de unidades de generación tradicionales que proporcionan reserva de energía primaria para el control primario/secundario de frecuencia y la inercia necesaria para mantener a la red estable ante la presencia de perturbacione= s de potencia. Esto se traduce en un empobrecimiento inercial que provoca que la frecuencia de tales sistemas sufra cambios rápidos y severos que pueden inc= luso conducir a la inestabilidad de la microrred y, en el peor de los casos, a la pérdida total del suministro eléctrico.
En este trabajo se ha estudiado la dinámica de una mic= rorred operando en modo aislado ante perturbaciones de potencia ocasionadas por la integración de una cantidad importante de generación solar fotovoltaica en = un entorno real de experimentación. Se verifica que en un sistema eléctrico dé= bil y aislado, la incorporación de generación fotovoltaica con un nivel de penetración del 34% y alta variabilidad temporal, empobrece seriamente la característica inercial de la microrred, llevándola a presentar fuertes fluctuaciones de frecuencia en condiciones normales de operación (s2 =3D 0.2958). Ante tal situación, se ha procedido a implementar una técnica = de control de inercia virtual en un sistema de almacenamiento energético basad= o en el uso de supercondensadores (SAE-SC) para respaldar a la generación síncro= na convencional en las labores de control de frecuencia. Los resultados experimentales demuestran que la implementación de la propuesta en el SAE-S= C en tiempo real, le faculta a este sistema de almacenamiento energético a respo= nder con una potencia activa que hace frente al constante desequilibrio introduc= ido por una potencia solar fotovoltaica intermitente. Esto se traduce en una notable reducción de las fluctuaciones de frecuencia de la microrred (s2 =3D 0.2069); un 30% menos que en el caso base, lo que representa una mejora significativ= a de la resiliencia del sistema en términos de frecuencia.
Finalmente, es posible establecer, con base a los resu= ltados alcanzados en el laboratorio, que sí es factible integrar cantidades importantes de generación renovable no convencional en sistemas eléctricos débiles y aislados, siempre y cuando, se cuente con agentes energéticos habilitados para ofrecer una respuesta rápida de frecuencia cuando la natur= aleza real de tales sistemas así lo demande.
Reconocimientos
Los autores agradecen a la Universidad de Cuenca por facilitar el acceso a las instalaciones del Laboratorio de Micro-Red del Ce= ntro Científico, Tecnológico y de Investigación Balzay (CCTI-B), por permitir hacer uso de sus equipos y por autorizar la provisió= n de soporte técnico por parte de su personal para la realización de los experimentos descritos en este artículo.
El trabajo documentado forma parte de las actividades ejecutadas en el proyecto titulado: “Movilidad Eléctrica: retos, limitaciones y plan de implementación en el régimen especial de la Provinci= a de Galápagos enfocada en el desarrollo sostenible y su factibilidad en la Ciud= ad de Cuenca”, dirigido y co-dirigido por los autores R. Sempértegui y D. Ochoa, respectivame= nte, en el marco del II Concurso de Proyectos de Investigación – Vinculación, organizado por el Vicerrectorado de Investigación y la Dirección de Vincula= ción con la Sociedad de la Universidad de Cuenca.
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