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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.

 

 

 

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Alrededor del mundo, los sistemas de potencia convencional está enfrente a los problemas de la gradual depleción de los recursos de combustibles fósiles, pobre eficiencia de energía y polución medio ambiental. Estos problemas han llevado a una nueva tendencia de generación de potencia localmente en el nivel de voltaje de distribución por uso de fuentes de energía renovables o no convencionales tales como gas natural, biogas, potencia eólica, células solares fotovoltaicas, células de combustible, sistemas de potencia y calor combinados (CHP), microturbinas y motores Stirling y su integración dentro de la red de distribución de las empresas. Este tipo de generación de potencia es denominado Generación Distribuida (DG) y las fuentes de energía son denominadas como “fuentes de energía distribuida” (DERs). El término “Generación Distribuida” ha sido ideado para distinguir este concepto de generación de la generación convencional centralizada. La red eléctrica de distribución llega a ser activa con la integración de la DG y aquí lo denominado como: red de distribución activa.

A finales de los 90s, la mayor problemas relacionados a la DG fueron intensamente investigados por los grupos de trabajo de la International Council on Large Electric Systems (CIGRE) y la International Conference and Exhibition on Electricity Distribution (CIRED) con sus respectivos reportes.

Varias definiciones estrictas para cada país hay para la DG alrededor del mundo, dependiendo del tamaño de la planta, el nivel de voltaje de generación, etc. Sin embargo, el impacto de DG sobre el sistema de potencia es normalmente el mismo irrespectivamente de las diferentes definiciones. De acuerdo a varios estudios de investigación, algunos universalmente aceptados comunes atributos de las DG son los siguientes:

  1. No es planificado para ser centralizado por la empresa de electricidad, tampoco de despacho centralizado.
  2. Es normalmente más pequeña que 50 MW.
  3. Las fuentes de potencia o generadores distribudiso son usualmente conectados a los sistemas de distribución, el cual son típicamente de voltajes 230/415 V hasta 145 kV.