Archivo para febrero 8th, 2012


En el futuro desarrollo de la generación distribuida, influirá de forma decisiva la eficiencia con que se consiga transmitir a la red eléctrica, de media o baja tensión, la energía producida en microgeneradores. En este sentido, el uso de sistemas de electrónica de potencia para acoplar a la red generadores y sistema de almacenamiento de energia, permitirá a éstos dar  servicios tales como regulación de tensión (VAR). Se podrà 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 fallas 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.

En la ilustración 1 tenemos un diagrama típico de una interface de electrónica de potencia. Para adaptar la energía procedente de microgeneradores, se procude en primer lugar una rectificación a DC, de la tensión de entrada para luego, mediante un inversor, generar una onda de tensión de las 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 imporatnte que se derivan del uso de la electrónica de potencia son:

  • 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 fallas. La existencia de generación distribuida en un sistema puede afectar negativamente a la coordinación de las protecciones a la hora de despejar una falla. Esto es debido a que disminuye la corriente de falla aguas arriba del generador. La electrónica debe en este caso detectar la presencia de una falla en la red de desconectar el generador.
  • 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 tecnologías. 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, asì como el descenso de los costes de producción.

 

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Se presenta algunos escenarios de simulación propuestos, en función de los estados de la generación de energía a través de la fuente de energía renovable (Potencia Generada) y de la potencia demandada por la red (Potencia Demandada)… tenemos los siguientes:

  1. Potencia generada no nula y potencia demandada nula:
    El sistema de almacenamiento absorbe la totalidad de la potencia entregada por la fuente de energía renovable.
  2. Potencia generada nula y potencia demandada no nula.
    El sistema de almacenamiento es el encargado de suministrar la totalidad de la potencia a la carga.
  3. Potencia generada mayor que potencia demandada.
    El sistema de almacenamiento se carga con la potencia en exceso generado por la fuente de energía renovable.
  4. Potencia demandada mayor que potencia generada.
    El sistema de almacenamiento es el encargado de suministrar la potencia restante para abastecer la demanda de la carga.

El tiempo de simulación en cada uno de los escenarios será de 20 segundos, ejemplo tomado para una instalación de 30 kW… pero yo creo que se puede ampliar el tiempo de simulación dependiendo de la data de velocidad de viento, sol, etc… y también de la capacidad computacional que se tiene.

 

 

 

 


Por lo general los sistemas híbridos es cuando se trata del abastecimiento mediante una planta de aprovechamiento de Fuentes de Energía Renovable (FER) y conexión a la red de distribución. Para el caso especial que estudio, tendrìa una microred con su correspondiente demanda de carga, cuyo abastecimiento viene dado por la generación de energía elèctrica a partir de FER en conjunto con un sistema de almacenamiento, y la posibilidad de conexión con la propia red de distribución. Tomarmos como ejempplo un sistema de almacenamiento híbrido basado en supercondensadores y baterías y su integración en el sistema mencionado con conexión a microred eléctrica y red de distribución.

En este tipo por lo general la energía aprovechada a partir de la fuentes renovable es almacenada temporalmente en un dc-link, para su posterior almacenamiento o suministro a la microred. El control global del sistema es el encargado de gestionar el flujo de potencia mediante el gobierno sobre los controles locales de cada convertidor de potencia. Ello se realiza comandando las potencias de referencia a seguir por cada subsistema para llevar a cabo la gesitòn de energìa de la manera más eficiente posible.

El funcionamiento en isla se basa en la sustentación de la microred mediante la generación por parte de la fuente de energía renovable y el apoyo del sistema de almacenamiento. En el caso de insuficiencia de éstas (conjunto FER y almacenamiento), se llevaría a la conexión con la red de distribución para el consiguiente aporte necesario, llamàndose funcionamiento dependiente de la red de distribución. Por lo tanto, el objetivo es el abastecer la demanda de la microred mediante la fuente de energía en conjunto con el sistema de almacenamiento, minimizando el consumo de la red de distribución, y con la mayor eficiencia posible en la gestión de la genería.

Según el tipo de FER se tendrá la necesidad de convertidores AC/DC y DC/AC para acondionar la energía eléctrica para la interconexión entre los diferentes elementos, su distribución y consumo. El control de convertidor AC/DC permite un funcionamiento en su punto de màximo potencia (es lo deseable), extrayendo la màxima cantidad de energía de la FER, aportàndola al dc-link. Por otro lado, el controlador del equipo DC/AC se encarga de la inyección de la energía almacenada temporalmente en el dc-link a la microred, segùn la potencia de referencia comandada por el controlador global de la planta. Finalmente, el  control del convertidor del sistema de almacenamiento gestiona el almacenamiento o suministro por parte de este último subsistema, según situaciones de funcionamiento. Si la potencia generada por la FER es mayor a la demandada por la microred, el exceso es almacenado en los acumuladres de energía. En el caso contrario, demanda mayor que la generación, el sistema de almacenamiento se encarga de suministrar a la carga la potencia restante.

En todo protecto de este tipo, hay que hacer el diseño y dimensionamiento de la electrónica de potencia asociada al sistema de almacenamiento integrado a la planta estudiada y el càlculo de los almacenadores de energía necesarios para cubrir las especificaciones de diseño.

La elección del almacenamiento híbrido de supercondensadores y baterías tiene su razón en la naturaleza de estos almacenadores. Los supercondensadores tienen una respuesta ràpida ante variaciones en las condiciones de carga y descarga pero no son grandes almacenadores de energía. Por el contrario, las baterías poseen mucha mayor capacidad de almacenamiento pero sus tiempos de respuesta son limitados. En conjunto, el sistema de almacenamiento con su debida gestiòn de la potencia, posee una ràpida respuesta dada por los primeros dispositivos y una alta capacidad de energía, proporcionada por las baterías en régimen permanente.

Por otro lado, el sistema debe poseer un tiempo de actuación lo suficientemente ràpido como para garantizar la calidad en la microred, de forma que sea capaz de proporcionar la demanda de la carga en todo momento.

Como ejemplo para el caso de una carga de 30 kW, en un trabajo han considerado diseñar el almacenamiento de supercondensadores para abastecer la carga durante varias puestas en funcionamiento del sistemas de baterías. Según las especificaciones de las mismas, las baterías tienen un tiempo de respuesta de 3 segundos para dar la potencia nominal desde reposo, es decir, entregarían una rampa ascendente de potencia desde cero hasta la potencia nominal en el tiempo indicado. La especificación de diseño para el banco de supercondensadores será la capacidad de energía para suministrar la potencia restante en al menos 10 puestas en funcionamiento. Ello supone una entrega de 10 veces la potencia de una rampa descendente desde condiciones nominales hasta reposo en 3 segundos.