Archivo para febrero, 2012


PROGRAMA EN PDF:   Programa Energias Renovables Final

LAS ENERGÍAS RENOVABLES HOY

PERSPECTIVAS DE COLABORACIÓN ENTRE AMÉRICA LATINA Y EUROPA

Sede de la Secretaría General de la Comunidad Andina

Lima, 1 y 2 de marzo de 2012

1 de Marzo del 2012

8h15 Acogida y Registro

9h00 Apertura de la Conferencia

  • Adalid Contreras –Secretario General de la Comunidad Andina (CAN)
  • Jean-Jacques Beaussou –Embajador de Francia en el Perú
  • Luis Enrique Berrizbeitia –Vicepresidente Ejecutivo del Banco de Desarrollo de America Latina (CAF)
  • Jorge Merino Tafur –Ministro de Energía y Minas del Perú

9h45 Programas de Desarrollo de Nuevas Energías en America Latina: a cargo de Luis Enrique Berrizbeitia, Vicepresidente Ejecutivo de la CAF

10h15 Pausa Café

10h30 Sesión I : Energía Solar

Moderador : Miguel Pérez de Arce –Ministerio de Energía de Chile

  • Energía Solar Fotovoltaica: Jean-Pierre Joly –Instituto Nacional de Energía Solar (INES), Francia
  • Situación, potencial y perspectivas de las centrales termosolares: Luis Crespo –Protermo Solar, España
  • Solar Concentrado: estado del conocimiento y perspectivas: Gilles Flamant –Centro Nacional de Investigación Científica (CNRS), Francia
  • Energía Solar para regiones rurales remotas: Manfred Horn– Universidad Nacional de Ingeniería (UNI), Perú.

12h40 Almuerzo

14h10 Sesión II : Energías de la Tierra

Moderador : Ezequiel García Ramón –Secretaría de Energía de Argentina

  • Energía eólica : un modo limpio, eficaz y confiable de generación de energía : Sandra Parthie– Alstom, Bélgica
  • Energías Marinas Renovables: Marc Le Boulluec –Instituto Francés para la Explotación del Mar (IFREMER), Francia
  • La geotermia, estado de desarrollo y perspectivas de colaboración: Juan Rojas –Oficina de investigaciones Geológicas y Mineras (BRGM), Chile
  • Energía eólica para le desarrollo rural: Alfredo Oliveros-consultor, Perú

16h15 Pausa Café

16h30 Sesión III : Bioenergías

Moderador: José Eslava Arnao –Ministerio de Energía y Minas del Perú

  • Biocarburantes de microalgas: Marc Rousset –Centro Nacional de Investigación Científica (CNRS), Francia
  • Biocarburantes en el transporte aéreo y de carretera: Carole Molina-Jouve –Instituto Nacional de Ciencias Aplicadas (INSA – Toulouse), Francia
  • Biomasa, Energía y calentamiento global: Javier Verastegui– consultor,Perú

18h00 Debate y conclusiones de las conferencias del día

2 de Marzo del 2012

8h15 Registro

8h45 Sesión IV: Uso y Almacenamiento de la Energía

Moderador : Jorge Alonzo Cano Restrepo –Director de Desarrollo Tecnológico e Innovación del Departamento Administrativo de Ciencia, Tecnología e Innovación (COLCIENCIAS), Colombia

  • Almacenamiento de energía eléctrica: Emilie Barge –Saft, Francia
  • Hidrogeno y pilas a combustibles: Estado del conocimiento, aplicaciones y programas en el mundo: Paul Lucchese –Comisaría para la Energía Atómica y las Energías Alternativas (CEA), Francia
  • Eficiencia energética en las construcciones: Jean-Pierre Joly –Instituto Nacional de Energía Solar (INES), Francia
  • Sistemas de almacenamiento en microredes de Energía: Jorge Mirez, Universidad Nacional de Ingeniería (UNI), Perú.

11h00 Pausa Café

11h15 Sesión V: Nuevas Energías frente a cambios

Moderador: Ubirajara Rocha Meira –Director Tecnológica en Petrobras, Perú

  • La regresión de los glaciares en los Andes, un indicador de cambio climático-evidencia, análisis y proyecciones: Bernard Francou – Instituto de Investigación para el Desarrollo (IRD), Francia
  • Reciclaje, análisis del ciclo de vida, disponibilidad de los materiales: François Piuzzi, Comisaría para la Energía Atómica y las Energías Alternativas (CEA), Francia
  • Las ennergias renovables para le desarrollo sostenible en el Perú: Juan Olazabal. FONAM, Perú
  • Perspectivas de Proyectos con Energías Renovables en el Perú y la Transferencia Tecnológica: Miguel Hadzich, Pontificia Universidad Católica del Perú (PUCP).Perú

13h00 Almuerzo

14h30 Mesa Redonda 1: Aspectos Socioeconómicos

Moderador: Daniel Cámac –ex viceministro de Energía del Perú

  • Aspectos Económicos y recursos humanos: Françoise Roure –Ministerio de Finanzas y Economía, Francia
  • Leyes y políticas para el desarrollo de las energías renovables: Enrique Ramirez. Comisión Nacional de Energía, Republica Dominicana.

16h00 Pausa café

16h15 Mesa Redonda 2: Cooperaciones Internacionales

Moderador: Benjamin Marticorena, PUCP, Perú

  • Presentación de los Sistemas Franceses y Europeos: Evelyne Etchebehere –Ministerio de la Educación Universitaria y de la Investigación de Francia
  • Balance de las Colaboraciones entre Países Andinos, Francia y Europa: Modesto Montoya – Instituto Peruano de Energía Nuclear, Perú
  • Cooperaciones Internacionales en el campo de las Energías: Mauricio Garrón –Coordinador del Programa de Energía Sostenible en la CAF, Venezuela
  • Hacia nuevas colaboraciones: François Piuzzi –Ministerio de Educación Superior y de Investigación, Francia

18h15 Debate y Conclusiones del Encuentro CAF-Embajada de Francia

19h30 CLAUSURA DEL EVENTO

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Una de las principales ventajas de los sistemas de transmisión de corriente continua es su alta controlabilidad. Por medio del control de los ángulos de disparo de los tiristores en las estaciones conversoras se puede modificar de forma casi instantánea el voltaje de salida de las conversoras, variando de esta forma la corriente continua y la potencia transmitida. La alta controlabilidad de los sistemas HVDC puede ser usada, además para controlar la corriente o potencia transmitida, para estabilidad el sistema AC al cual se encuentra conectada, para controlar la frecuencia de la red o para auxiliar al control de frecuencia de los generadores conectados a la estación rectificadora HVDC.

Las estaciones conversoras HVDC tiene normalmente un sistema de control básico encargado de controlar la corriente en el rectificador y el voltaje (por medio del control del ángulo de extinción \gamma) en el inversor. Cuando se desea controlar otras variables, como por ejemplo la potencia transmitida o la frecuencia del sistema, un sistema de control más avanzado debe generar señales adicionales en el sistema de control.

Algunos de los requerimientos más importantes que debe tener el sistema de control en una transmisión HVDC son:

  1. Suficiente rango de estabilidad y velocidad de respuesta en el control, principalmente cuando el enlace se conecta a sistemas débiles.
  2. Operación aceptable del rectificador y del inversor a variaciones de frecuencia. Grandes variaciones de la frecuencia pueden ser obtenidas cuando la transmisión HVDC es la única carga en un sistema de potencia.
  3. Bajos montos de armónicos no característicos generados por las estaciones conversoras.
  4. Un correcto funcionamiento en la operación de la estación inverosra, con el fin de tener la menor tasa de fallas de conmutación posible para distintas condiciones del voltaje.
  5. El menor consumo posible de potencia reactiva, es decir, operando con el menor ángulo de disparo posible \gamma y con el menor ángulo de extinción posible sin incrementar el riesgo de fallas de conmutación.
  6. Suave transición del control de corriente al control de voltaje DC ( o águlo de extinción).

El control rápido de las estaciones conversoras para prevenir fluctuación en la corriente DC es un importante requerimiento para  la operación satisfactoria en los enlaces HVDC. Los requerimientos de velocidad de respuesta son válidos principalmente para el control de corriente, y los requerimientos de una operación segura del inversor sin fallas de conmutación principalmente se refieren al control con ángulo de extinción constante. Los últimos requerimientos son más difíciles de cumplir a cabalidad y son la parte más complicada en los sistemas de control utilizados.

Con el objetivo de entregar una operación estable y eficiente, y maximizar la flexibilidad del control de la potencia sin comprometer la segudidad de los componentes del sistema de transmisión, existen varios elementos de control que son utilizados de una manera jerárquica.


Las conversoras HVDC introducen armónicos tanto AC como DC, los cuales son inyectadas en el sistema AC y a la línea DC respectivamente. Existen varios problemas asociados con la inyección de armónicos, algunos de estos problemas son los siguientes:

  1. Interferencia telefónica.
  2. Pérdidas de potencia y el consecuente calentamiento de las máquinas y capacitores asociados al sistema.
  3. Sobrevoltajes debido a las resonancias.
  4. Inestabilidad en el control de las conversoras, principalmente con control de fase individual (IPC) en la generación de los pulsos de disparo de los tiristores.
  5. Interferencia con los sistemas de control de ripple en gestión de la carga.

FILTROS AC

Los filtros AC poseen normalmente una doble función ya que por una parte se encargan de absorber los armónicos generadores por las conversoras y por otro lado proporcionan una parte de la potencia reactiva necesaria para el proceso de conversión. Los filtros para rectificadores de 12 pulsos se diseñan principalmente para filtras armónicos característicos del orden de 12n+/- 1, sin embargo, en condiciones anormales de funcionamiento de la estación se producen armónicas no características como los de 3er orden que también deben filtrarse.

Los armónicos no característicos son producidas principalmente por: (i) operación no balanceada de los dos puentes conversores que forman los conversores de 12 pulsos (ii) error en los ángulos de disparo (iii) voltajes AC no balanceados o distorsionados y (iv) transformadores con distinta impedancia. Los armónicos producidos debido a la primera causa son llamadas armónicos residuales. Estos se producen principalmente debido a diferencias en los ángulos de disparo de los dos puentes conversores, lo que guía a una desigual cancelación de armónicos de orden 5,7,17,19, etc. La impedancia desigual de los dos transformadores conversores que alimenta a las dos conversoras, también guían a armónicos residuales. Las últimas tres causas pueden guiar a la generación de armónicos de orden triple o doble.

Considerando todas las fuentes posibles de armónicos no característicos, se puede encontrar armónicos a partir del orden 2. La magnitud de éstos, es pequeña si se compara con la de los armónicos característicos. La principal consecuencia de este tipo de armónicos son: el incremento de las interferencias telefónicas e inestabilidad del sistema de control.

FILTROS DC

Estos filtros se encargan de reducir el componente AC de la señal continua que se desea obtener. Básicamente, son filtros pasa bajos diseñados para filtrar armónicos de varios órdenes. Se conectan en paralelo con la línea DC.

Armónicos de voltaje que puedan ocurrir en el lado DC de una estación conversora causan corrientes AC, las cuales pueden sumarse a la corriente DC de la línea de transmisión. Estas corrientes alternas de alta frecuencia pueden crear interferencia en los sistemas telefónicos vecinos a pesar de las limitaciones impuestas por el reactor de alisamiento. Los filtros DC, que son conectados regularmente en paralelo a la estación de los polos, son una efectiva herramienta para combatir estos problemas. La configuración de los filtros DC es muy semejante a la de los filtros AC.


Cuando en una estación conversora se encuentra operando como inversor al término del enlace de corriente continua, una válvula se apagará cuando su corriente conmute a cero y el voltaje a través de la válvula se torne negativo. El período en el cual la válvula se encuentra con una polarización negativa corresponde al ángulo de extinción \gamma, y sun un pulso de disparo, la válvula idealmente se encontrará en un estado no conductivo o bloqueado, incluso si experimenta una polarización positiva.

Todas las válvulas DC requieren que se les remueva la carta interna almacenada en su interior producida cuando la válvula se encuentra conduciendo (período \alpha y \mu en el inversor) antes de que la válvula pueda, exitosamente, establecer su habilidad de bloqueo cuando se encuentra en polarización negativa. EL inversor, por lo tanto, requiere un período mínimo de polarización negativa o un valor mínimo de \gamma para que su capacidad de bloqueo sea conseguida. Si este bloqueo falla y la conducción de la válvula es iniciada sin un pulso de disparo, una falla de conmutación va a ocurrir. Esto también va a resultar en una falla para mantenr la corriente en la siguiente válvula. Fallas en la conmutación las estaciones conversoras operando como inversor son causadas principalmente por alguna de las siguientes razones:

  1. Cuando la corriente AC entrando al inversor experimenta un aumento en magnitud, causará que el ángulo de conmutación \mu se incremente, el ángulo de extinción \gamma por lo tanto se verá reducido, pudiendo alcanzar un punto donde la válvula pierda la capacidad de mantener su capacidad de bloqueo. Al aumentar la inductancia de las estaciones conversoras, principalmente a través de la bobina de aislamiento, se va a conseguir que la tasa de cambio de la corriente DC decrezca lo que va a ayudar a disminuir las fallas de conmutación.
  2. Cuando la magnitud de la tensión AC al lado del inversor se reduce en una o más fases, o si es distorsionado, va a causar que el ángulo de extinción sea inadecuado y por lo tanto puede que ocurra una falla en la conmutación.
  3. Un cambio en las fases del voltaje de conmutación AC puede causar una falla de conmutación. Sin embargo, una reducción en la magnitud del voltaje AC y no un cambio de fase es el factor principal que determina que se produzca una falla de conmutación.
  4. Un valor del ángulo de extinción antes de la contingencia también afecta la sensibilidad del inversor a una falla de conmutación. Un valor de \gamma = 18° es usual para la mayoría de las estaciones inversoras. Al aumentar el valor de \gamma a valores de 25°, 30° o mayoers va a reducir la posibilidad de una falla de conmutación (a expensas de incrementar el consumo de potencia reactiva de la estación inversora).
  5. El valor de la corriente en la válvula antes de la falla de conmutación también afecta las condiciones en las cuales una falla de conmutación puede ocurrir. Una falla de conmutación puede ocurrir con mayor probabilidad si la corriente por la válvula que existía antes de la contingencia es relativamente grande en comparación con la corriente nominal.

En la figura se muestra varios ángulos eléctricos, utilizados comúnmente para definir el modo de operación de las estaciones conversoras. Estos ángulos son medidos utilizando el voltaje trifásico en las válvulas y están basados en condiciones ideales, con el sistema actuando libre de armónicos y el voltaje de conmutación trifásico balanceado. Se aplican tanto al inversor como al rectificador.

Ángulo de retraso \alpha: El tiempo expresado en grados eléctricos medido desde que el voltaje de conmutación sinusoidal idealizado cruza por cero hasta el instante en que la corriente por una válvula comienza a circular. Este ángulo es controlado por el pulso de disparo en la puerta de control del tiristor. Si este ángulo es menor que 90°, actúa como inversor. Este ángulo es a menudo referido como ángulo de disparo.

Ángulo de adelanto \beta: Corresponde al tiempo expresado en grados eléctricos medido desde el instante en que la corriente empieza a conducir por una válvula hasta el próximo cruce por cero del voltaje de conmutación (idealizado). El ángulo de avance o adelanto \beta está relacionado en grados con el ángulo de disprado \alpha por:

\beta = 180 – \alpha

Ángulo de traslado \mu: El tiempo de duración de la conmutación entre dos válvulas expresadas en grados eléctricos.

Ángulo de extinción \gamma: El tiempo expresado en grados eléctricos medido desde el término en la conducción de corriente de una válvula hasta el próximo cruce por cero del voltaje de conmutación idealizado. \gamma depende del ángulo de avance \beta y del ángulo de traslapo \mu según la siguiente ecuación

\gamma = \beta – \mu


Las principales consideraciones medioambientales que se deben tener en cuenta al instalar un sistema de transmisión HVDC, además del impacto visual, están relacionadas con el campo electromagnético y el efecto corona. El campo eléctrico continua encontrado en los alrededores de las líneas de alta tensión, es producida generalmente por las cargas eléctricas en los conductores y, para el caso de las líneas aéreas de HVDC, por las cargas producidas al ionizarse el aire que rodea el conductor. El campo magnético continuo es producido por la corrienet continua que circula a través de las líneas de transmisión. La ionización del aire se produce en las líneas HVDC forma nubes las cuales pueden desplazarse con el efecto del viento y llegar a estar en contacto con personas, animales y plantas que se encuentren lejos de la franja de servidumbre. El efecto corona puede producir interferencias de radiofrecuencia, ruido audible y generación de ozono.

Las líneas de transmisión HVDC se caracterizan por:

  • Para una misma transmisión de potencia, un sistema de transmisión HVDC requiere una menor necesidad de franja de servidumbre y torres más esbeltas ya que, a diferencia de lo ocurrido por HVAC, en corriente continua se requieren un menor número de líneas (generalmente 2 conductores) y por lo tanto, se necesita una menor resistencia mecánica en las torres. en las siguientes figuras se puede ver una comparación entre el tamaño y la franja de servidumbre de las torres utilizadas en HVAC y en HVDC


  • El campo magnético constante en los alrededores de la línea de transmisión es muy semejante al campo magnético producido en su forma natural por la Tierra. Por esta razón, es muy improble que esta pequeña contribución de las líneas de transmisión HVDC al campo magnético de la Tierra puede ser preocupante de alguna forma.
  • Al igual que en el caso del campo magnético, el campo eléctrico estátito experimentdo debajo de las líneas hasta la franja de servidumbre no presenta efecto biológicos negativos. En la actualidad, no existe teoría o mecanismos que puedan verificar si los niveles de campo eléctrico producidos por las líneas HVDC tengan efectos negativos en la salud humana.
  • El efecto corona de las líneas de transmisión producen una pequeña contribución de ozono, la cual es del mismo orden de magnitud que el generado por procesos naturales.
  • En instalaciones monopolares con retorno por tierra, el campo magnético puede modificar la lectura de una brújula en las proximidades de la línea, lo cual se puede solucionar instalando un retorno metálico. Por otra parte, un retorno por tierra pueden inducir una corriente en tubierías o conductores metálicos que se encuentren cerca de las estaciones de conversión, lo cual puede producir la oxidación o corrosión de estos elementos. Esto último es la principal razón por la cual el retorno por tierra puede estar restringida a solamenta algunas horas de uso.

Los costos de las instalaciones son en general las variables más importantes a la hora de escoger una tecnología u otra. Para esto, es usual tomar en cuenta los costos director de una instalación (línea, estaciones conversoras, transformadores, etc) y los costos indirectos (pérdidas capitalizadas de la línea). En general, en los sistemas HVDC los costos directos son mayores a los costos que se incurren en HVAC, en especial los costos de las estaciones conversoras y los transformadores. Esto se ve compensado con los menores costos de la tecnología HVDC en las líenas de transmisión (líneas y las torres) y en las pérdidas capitalizadas.

Se puede apreciar en la figura mostrada que existe una distancia mínima donde comienza a ser económicamente conveniente utilizar un sistemas de transmisión HVDC, esto debido, principalmente, a que más allá de esta distancia las pérdidas producidas en corriente alterna comienzan a ser importantes, con un valor aprocimado del 50% del costo total del sistema de transmisión. Para líneas aéreas, la distancia de quiebre va en el rango de 500 a 800 km, lo que depende de varios factores como, por ejemplo, los costos específicos de los distintos componentes del sistema, tasas de interés de cada proyecto, costos de las pérdidas, costos de la franja de servidumbre, etc. En el caso de cables la distancia es de 40 km o más.

Debo acotar que con el desarrollo de tecnologías en electrónica de potencia, estas distancias se van cada vez más reduciendo, no sólo por la cuestión económica sino las otras ventajas que tienen las HVDC

 


  • Los parámetros capacitivos e inductivos de las líneas y cables en una transmisión AC establecen límites en cuanto al largo del enlace o en la capacidad de transmisión que pueda tener. Estas limitaciones son particularmente importante al utilizar cables si es que se desea un sistema de transmisión subterráneo o bajo el mar, esto debido a que los cables son en general fuente de reactivos, lo que se acrecienta al aumentar su largo o el voltaje del sistema. Por el contrario, en la tecnología HVDC no existen tales limitaciones ya que estos sistemas no se encuentran afectados por la inductancia o capacitancia de las líneas o cables.
  • Un sistema HVDC permite la conexión entre dos sistemas de distinta frecuencia (o fase) o redes diferentes, las cuales estan no sincronizadas por distintos motivos. Esto es imposible de realizar utilizando la transmisión clásica en corriente alterna debido, po ejemplo, a la inestabilidad que se produciría en los sistemas, a niveles de cortocircuito muy elevados o a que se podrían producir flujos de potencia no deseados.
  • La tecnología HVDC entrega una gran ventaja con respecto a la HVAC en cuanto a la posibilidad de poder controlar rápida y de forma seguda la potencia reactiva entregada a un sistema.

El sistemas SMES consta de una bobina que se encuentra en estado superconductor a temperatura criogénica. Esto significa que las pérdidas óhmicas durante la operación son muy bajas, cercanas a cero. Un sistema de almacenamiento de energía de este tipo puede cargarse y descargarse muy rápidamente o, dicho de otra manera, tiene la capacidad de absorber o emitir grandes cantidades de energía.

Otro aspecto positivo sobre SMES es el ciclo de vida. Una bobina de este tipo puede soportar decenas de miles de ciclos de carga. Esto corresponde a varias décadas de operación y, en comparación con los sistemas de almacenamiento con baterías, la vida útil es mucho más larga. Para alcanzar el estado superconductor la bobina tiene que ser enfriada a menos de 9.8K. Esto se logra usando helio líquido, que reduce la temperatura a 4.2K. La necesidad de refrigeración es un aspecto que reduce la eficiencia, pero la energía necesaria para la refrigeración es mucho menor que la potencia de salida del SMES. Combinado con las pérdidas óhmicas en los dispositivos no superconductores la eficiencia puede superar el 90%.

Al decidir la topología de convertidor a usar para conectar el SMES a la red, aspectos como la distorsión armónica, el uso de la energía reactiva y las pérdidas de conducción tienen que ser considerados. Un convertidor basado en tiristores tiene bajas pérdidas de conducción y puede manejar grandes cantidades de energía, pero presenta factor de potencia con atraso y armónicos elevados de bajo orden. Incluso la topología de doce pulsos tiene demasiada distorsión armónica total como para cumplir con los estándares sobre armónicos. Respecto a los convertidores auto-conmutados, a pesar de que las pérdidas de conducción son más altas que para los tiristores, estos tienen mejores características cuando se trata de armónicos y su flujo de potencia reactiva se puede controlar. Entre los convertidores auto-conmutados se encuentran principalmente dos topologías: convertidor en fuente de corriente (Current Source Converter, CSC) y convertidor en fuente de tensión (Voltage Source Converter, VSC). El CSC puede parecer la solución más adecuada ya que el SMES puede ser visto como una fuente de corriente. Este convertidor también ha demostrado ser el más adecuado para la entrega de potencia activa y reactiva rápidamente a la red. Un CSC es también más eficiente
cuando funciona en modo de onda cuadrada que un PWM VSI (Voltage Source Inverter). Por otro lado, un CSC es más complicado de controlar que un VSC, tiene un alto nivel de armónicos de orden inferior y la inductancia en el lado dc hace que la respuesta sea más lenta.


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.

 


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.

 

 

 


Los supercondensadores son dispositivos de almacenamiento de energía eléctrica en forma de cargas electroestáticas confinadas en pequeños dispositivos, formados por pares de placas conductivas separadas por un medio dielèctrico. La construcción y funcionamiento es similar a un condensador convencional a gran escala. Un supercondensador puede llegar a tener capacidades del orden de miles de faradios. Los supercondensadores son caracterizados por poder ser cargados y descargados en brevísimos períodos de tiempo, del orden de segundos o menos, lo cual los hace especialmente apropiados para responder ante necesidades de puntas de potencia o ante interrupciones de suministro de poca duración. Ello es debido a que el almacenamiento de cargas es puramente electroestático.

En los ùtlimos años, los supercondensadores han surgido como una alternativa o complemento imporante para otros dispositivos de producción o almacenaimento de energía eléctrica como las pilas de combustible o las baterías. La principal virtud del primero frente a los dos ùltimos es la mayor potencia que es capaz de inyectar, aunque poseen una menor densidad de energía. Otras características de los supercondensadores son la rapidez de carga y descarga, pueden proporcionar corriente de carga altas, cosa que daña a las baterías, el nùmero de ciclos de vida de los mismos, del orden de millones de veces, no necesitan mantenimiento, trabajan en condiciones de temperatura muy adversas y por ùltimo, no presentan en su composición elementos tóxicos, muy comùn en baterías.

La principal desventaja de los supercondensadores es la limitada capacidad de almacenar energía, y al dìa de hoy, su mayor precio. En realidad debido a sus diferentes prestaciones, condensadores y baterìas no son sistemas que rivalicen entre sí, si no màs bien se pueden considerar en muchas aplicaciones como sistemas complementarios donde la baterìa aporta la energìa mientras el supercondensador aporta los picos de potencia.

Los materiales estudiados como electrodos para supercondensadores son principalmente de tres tipos: óxidos de metales de transisión, polímeros conductores y materiales de carbono activados. Con óxidos metalicos se han conseguido valores de capacidad muy altos, pero estos supercondensadores tienen la desventaja de que son excesivamente caros y por lo tanto sólo se utilizan en aplicaciones militares y en la industria aeroespacial. El uso de polìmeros conductores tambièn puede dar lugar a capacidades relativamente altas, pero estos materiales presentan el inconveniente de que sufren hinchamiento y contracciòn, lo cual es indeseable puesto que pueden ocasionar la degradación de los electrodos durante los ciclos de carga y descarga. Finalmente, los materiales de carbono se presentan como los materiales activos del electrodo más atractivos, debido a su baje coste relativo, elevada área superficial (pueden superar los 2200 m²/g) y gran disponibilidad. Además, los materiales de carbono pueden presentar unas estructuras diferentes (materiales grafìticos, grafitizables o no grafitizables) y estàn disponibles en una gran variedad de formas (fibras, telas, aerogeles o nanotubos).

Se puede decir que, actualmente, sòlo los supercondensadores basados en carbono, o también llamados condensadores de doble capac (double-layer capacitors), han conseguido llegar a la etapa de comercialización.

Las características principales de estos dispositivos se indican a continuación:

  • Altas capacidades: aprox 1 – 5000 F
  • Densidad de energía unitaria: aprox 1 – 10 Wh/kg
  • Densidad de potencia: aprox 1 – 10 kW/kg
  • Tiempos de carga y descarga: aprox minutos, segundos
  • Número de ciclos de carga y descarga: aprox 10⁶
  • Tensión de trabajo limitada: aprox 1 – 500 V
  • Rendimiento elèctrico: aprox 95 – 99%
  • My baja autodescarga
  • Precio relativamente alto
  • No necesitan mantenimiento
  • No poseen elementos tóxicos
  • Resistencia a condiciones adversas de temperatura

Una batería es un elemento acumulador elèctrico que almacena energía eléctrica mediante procesos electroquímicos. Es un generador eléctrico secundario. No produce energía eléctrica en sí, sino que libera la que anteriormente se ha almacenado durante su carga. El número de cargas y descargas vendrá limitado por su vida útil.

La principal virtud de las baterías es la mayor densidad de energía que poseen frente a muchos otros almacenadores, pero tienen ciertas desventajas o restricciones. Una de ellas es la baja velocidad de carga y descarga permitida. Una batería tiene restricciones de tiempos y corrientes de carga y descarga. Por su naturaleza, no son dispositivos capaces de absorber grandes puntas de potencia en las cargas ni proporcionarlas en las descargas sin que ello no repercuta negativamente en su vida útil. Su rendimiento no es muy elevado, del orden del 80%, debido a su resistencia interna, la cual es notable en los procesos de carga y descarga del dispositivo. Otra caracterìstica desfavorable es la propia autodescarga con el tiempo debido a la resistencia de fuga. Algunos tipos de baterìas presentan el llamado “efecto memoria”, en el que en cada recarga se limita el voltaje o la capacidad de almacenamiento, debido a corrientes elevadas, altas temperaturas, al envejecimiento del dispositivo, imposibilitando el aprovechamiento de toda su energía. Un inconveniente no menos importante es la alta toxicidad de los metales pesados que forman parte de algunos tipos de baterìas, que constituyen un problema medioambiental grave. Se estàn intentando reducir esta toxicidad con la sustitución por nuevas sustancias menos contaminantes.

Entre los tipos de baterías existen de Plomo-Ácido, NaS, Ni-Cd, Mi-Mh, Lio-ión y otras varias. Entre ellas, las baterías de plomo han sido las más desarrolladas y utilizadas en sistemas de potencia. El resto de baterías están siendo utilizadas en aplicaciones donde las restricciones de tamaño y peso son críticas. Las baterías de ión litio son las que mayores ventajas presentan, en cuanto a densidades de energía y potencia específica, eficiencia en el almacenamiento, mayor rendimiento en la descarga, ausencia de efecto memoria, pero por contra, dichos dispositivos son caros, y aunque prometen en un futuro próximo, su tecnología aún le queda por madurar. En la actualidad se están llevando a cabo proyectos de ingestigación cuyo objetivo es el aprovechamiento de las ventajas de este tipo de baterías y el desarrollo de la tecnología.

Las baterías más utilizadas en sistemas de almacenamiento de energía de fuentes de energía renovables (solar, eólica, …) son las baterías estacionarias. Son baterías de pomo-ácido de bajo contenido de antimonio. Éstas poseen unos 2000 ciclos de vida cuando la profundidad de descarga es de un 20% (es decir que la batería estará con un 80% de su carga) y unos 1200 ciclos cuando la profundidad de descarga es del 50%. Estas baterías tienen una autodescarga menor del 3% y una eficiencia del 75%. Pueden soportar descargas del 80% y tener una vida ùtil de unos 15 años. Son utilizadas en instalaciones de grandes potencias.

Estas baterías se comercializan en celdas unitarias de 2V, o en bancadas que suelen ser de 12V ó 24V que no es más que una asociación encapsulada de celdas unitarias. Estas celdas son capaces de dar altas tasas de energía (Ah). Se puede conseguir la tensión de trabajo deseada mediante la asociación en serie de estos dispositivos.

Las caracterìsticas principales de estos dispositivos se indican a continuación:

  • Densidad de carga: aprox 20 – 100 Wh/kg
  • Densidad de potencia unitaria: aprox 20 – 200 W/kg
  • Rango de energía: para sistemas de hasta 100 MWh
  • Rando de potencia: aprox 1 kW – 30 MW
  • Tiempos de carga y descarga: aprox horas
  • Nùmero de ciclos de carga y descarga: 1000 – 3000
  • Rendimiento: 75% – 99% según tecnologías
  • Autodescarga: 0 – 20% al mes según tecnologías
  • Precios bajos para Pb-ácido, medios para Ni-Cd y carios para Li-ión
  • Según tipo puede poseer elementos tóxicos

Dada la importancia que está adquiriendo el aprovechamiento de Fuentes de Energía Renovable (FER) en sistemas de generación distribuida, microredes o redes de distribución, es primordial el estudio de la integración de éstas de la manera más eficiente posible.

Debido al carácter intermitente, variable e impredecible de estas fuentes de energía, se hace interesante y a la vez necesario el uso de sistemas de almacenamiento, para poder integrar un sistema de generación de energía eléctrica más robusto, autónomo, fiable y competitivo. Los sistemas de almacenamiento integrados en sistemas de generación con fuentes de energía renovable dotan de mayor autonomía y robustez a los mismos, absorbiendo la energía producida desde fuentes de energía renovables intermitentes, y liberándola en los momentos de mayor demanda, elevado coste de generación o cuando no existe otra fuente de energía disponible.

Estos acumuldores permiten disponer de una reserva de energía, proveniente en principio de la fuente renovable, de forma que siempre se disponga de una backup de energìa, permitiendo abastecer una demanda de potencia mayor que la producida mediante la FER.

Además, ante un posible fallo de la red de distribución, la microred puede desconectarse de ésta y abastecer a las cargas que tiene conectadas mediante la fuente de energía renovable en conjunto con un sistema de almacenamiento. Ello permitirá no dejar de abastecer la microred y facilitar la recomposición del sistema de distribución primario sin desaprovechar la energía aportada por la fuente de energía renovable.

Por tanto, los sistemas de generación mediante energías renovables que incorporan almacenamiento permiten gestionar la energía generada por la fuente renovable de una forma más óptima, aumentando la disponibilidad de éstas. Además, estos sistemas pueden ser capaces de mantener la potencia en un microred ante fallos de la red por lo que aumentan la fiabilidad del sistema global. Igualmente, estos sistemas están capacitados para proporcionar protección contra las perturbaciones de tensión en la red eléctrica reduciendo la distorsion armónica y eliminando los huecos de tensión. Todas estas ventajas hacen que la integración de los sistemas de almacenamiento en estos sistemas de generación sea indispensable para una gestión adecuada y óptima de la energía en una microred.


El estudio de sistemas de generación distribuida de energía eléctrica (GD) es en la actualidad uno de los campos en los que se están invirtiendo los mayores esfuerzos, tanto en recursos humanos como financieros, por parte de gobiernos y compañias elèctricas. Esto es debido, a que la integración en la red eléctrica de distribución de los recursos procedentes de las energías renovables ha propiciado el auge de pequeños sistemas de generación, que se conectan a un sistema de generación centralizado acarreando nuevas problemáticas que deben ser estudiadas y solventadas para poder realizar esta integración con éxito.

Debido a todo ello aparece el concepto de microred. Se trata de pequeños sistemas inteligentes de distribución eléctrica autogestionados localmente, de forma que podrían funcionar tanto conectados a la red pública de distribución como aislados de la misma. Las microredes eléctrias están siendo ampliamente investigadas y comienzan a ser implementadas. Éstas podrían suponer una pequeña revolución energética en la que los consumidores y el medio ambiente serían sus principales beneficiarios.

Las microredes permiten una mayor calidad del suministro, un mayor ahorro y una menor dependencia de la red de distribución, ya que se controla más el consumo y se optimizan los elementos del sistema. Además, la mayor cercanìa entre las fuentes de generación y la demanda, y el aprovechamiento en red de los diversos sistemas de energía y calor aumentan considerablemente la eficiencia energética del conjunto. Otra ventaja de estos sistemas es la reducción de los costes de distribución al encontrarse las fuentes de generación y las cargas más cercanas.

Una microred implica también utilizar la energía de forma descentralizada, lo que reduce la dependencia hacia la red de distribución eléctrica convencional. Ello también permite llevar energía eléctrica donde antes era inviable, funcionamiento en isla, independiente de la red.

Por otro lado, en situaciones de fallo de la red de distribución, los usuarios pueden ser desconectados de la misma y abastecidos mediante el propio sistema. Por ello, la red pública se beneficiaría también de estas microredes, ya que apoyarìan su aoperación. También, los cambios en la regulación del mercado eléctrico y el avance tecnológico de los pequeños sistemas de generación eléctrica crearán nuevas oportunidades de negocio para las distribuidoras actuales o para nuevas iniciativas relacionadas con la implantación, gestión y mantenimiento de las microredes.

La generación de energía eléctrica basada en energías renovables está tomando cada vez más importancia, interés y necesidad. En la actualidad, el aporte de energía de dichas fuentes a la generación glabal se encuentra en torno al 20%. Hasta el momento, dicho aporte se venìa haciendo por medio de inyección de corriente en fase con una tensión impuesta por la red de distribución. Actualmente, como en el caso de los aerogeneradores, se comienza a inyectar también potencia reactiva. Este aporte energético viene condicionado por la naturaleza intermitente de la fuente de energía en cuestión. En ocasiones se dispone de elevadas puntas de producción de energía y, en otros casos, tasas bajas o incluso nulas. Todo ello hace que un sistema de distribución no pueda depender en gran parte de sistemas de generación basada en energías renovables, o al menos, de esta forma.