ESTUDIO DE LA OPERACIÓN DE LAS MICRORREDES CON CONVERTIDORES BACK TO BACK

FERNANDO GUERRERO TORRES

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE ENERGÉTICA Y MÉCANICA PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

SANTIAGO DE CALI 2016

ESTUDIO DE LA OPERACIÓN DE LAS MICRORREDES CON CONVERTIDORES BACK TO BACK

FERNANDO GUERRERO TORRES

Proyecto de Grado para optar el título de Ingeniero Electricista

Director JAIME QUINTERO RESTREPO

Doctor en Ingeniería Eléctrica y Ciencias de la Computación

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE ENERGÉTICA Y MÉCANICA PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

SANTIAGO DE CALI 2016

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Nota de aceptación: Aprobado por el Comité de Grado en cumplimiento de los requisitos exigidos por la Universidad Autónoma de Occidente para optar al título de Ingeniero Eléctrico.

LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL Jurado

JHONNY POSADA CONTRERAS Jurado

Santiago de Cali, 01 de Abril de 2016.

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Dedico este trabajo, producto de mi esfuerzo, interés y voluntad a: Mis padres Fernando Guerrero Burbano y Siomara Helena Torres Arce, quienes siempre me han dado su apoyo incondicional desde mis años de infancia hasta el día de hoy en que logro ser un profesional en mi área. Les expreso mis agradecimientos por brindarme sus sabias enseñanzas y consejos, por la excelente educación que me impartieron y lo más importante, inculcarme los valores de la honestidad y la perseverancia. Mi novia Diana Lucia Martínez Cortes, por apoyarme en mis sueños, en mis proyectos y por acompañarme en éste proceso. Gracias por ser esa persona que me brinda amor y felicidad a mi vida. A mi tío Guillermo Rene Torres Arce (Q.E.P.D.) quien siempre deseo que me graduara como ingeniero, y después de un arduo trabajo por fin lo he logrado. Que Dios te tenga en su gloria eternamente. A mi abuelo Guillermo Torres Morales por su cariño y apoyo incondicional.

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AGRADECIMIENTOS

Para el desarrollo de este proyecto, expreso mis más sinceros agradecimientos: A mi director de proyecto Ing. Jaime Quintero Restrepo, profesor titular de ingeniería eléctrica de la Universidad Autónoma de Occidente, quien no solo me brindo su asesoría para este trabajo, sino a lo largo de mi formación profesional instruyéndome en el área de los sistemas de potencia. Además, le agradezco por toda su paciencia, su constante apoyo y la confianza en mí depositada para ejercer las monitorias académicas de sus cursos. A mi directora de programa de ingeniería eléctrica en la Universidad Autónoma de Occidente Ing. Rosaura Castrillón Mendoza por su gran compromiso con los estudiantes y su excelente trabajo como directora y docente. Le expreso mi enorme gratitud por brindarme su amable colaboración durante toda mi carrera. Al profesor Ing. Johnny Posada por enseñarme acerca de los temas de electrónica de potencia que intervienen en este trabajo, y por hacerme partícipe de sus proyectos de investigación. Al Ing. Andrés Pérez por su acertada y oportuna asesoría en el software NEPLAN, la cual fue fundamental para el desarrollo de este proyecto, así como la parte de su valioso tiempo destinado para la misma.

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CONTENIDO

RESUMEN 13

INTRODUCCIÓN 15

1. ANTECEDENTES 17

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 29

3. JUSTIFICACIÓN 31

4. OBJETIVOS 33

4.1 OBJETIVO GENERAL 33

4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 33

5. MARCO TEÓRICO 34

5.1 ESTUDIO DE LOS FLUJOS DE POTENCIA 34

5.2 ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL 36

5.3 ESTUDIOS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA 39

6. LAS MICRORREDES 41

6.1 DEFINICIÓN DE UNA MICRORRED 41

6.2 CLASIFICACIÓN DE LAS MICRORREDES 43

6.3 COMPONENTES DE UNA MICRORRED 44

6.4 CAPACIDAD ELÉCTRICA DE UNA MICRORRED 45

6.5 BONDADES DE UNA MICRORRED 46

6.6 CONSECUENCIAS DE LOS MODOS DE OPERACIÓN 47

6.7 VISIÓN DE LAS MICRORREDES EN UN FUTURO 48

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7. EL CONVERTIDOR BACK-TO-BACK 51

7.1 DEFINICIÓN DE UN CONVERTIDOR BACK-TO-BACK 51

7.2 MODELO EQUIVALENTE DE UN CONVERTIDOR BACK TO BACK 52

7.3 MODELO EN EL MARCO DQ DEL CONVERTIDOR BACK-TO-BACK 53

7.4 PRINCIPIO DE OPERACIÓN 55

7.5 DIMENSIONAMIENTO DE LAS INDUCTANCIAS 56

7.6 DIMENSIONAMIENTO DEL CAPACITOR 57

7.7 ESQUEMA DE CONTROL PROPUESTO 58

8. SELECCIÓN DE LA MICRORRED 62

8.1 SISTEMA DE DOS ÁREAS DE KUNDUR 63

8.2 CONVERSIÓN A MICRORRED 68

8.3 IMPLEMENTACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES 77

8.4 METODOLOGÍA PARA LOS ESTUDIOS 81

8.4.1 Estático: flujos de carga 81

8.4.2 Dinámico: estabilidad de pequeña señal 83

8.4.3 Dinámico: estabilidad transitoria 84

9. RESULTADOS 86

10. CONCLUSIONES 107

BIBLIOGRAFÍA 109

ANEXOS 115

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LISTA DE CUADROS

Cuadro 1. MR’s reconocidas a nivel mundial. 20 Cuadro 2. Normatividad e Incentivos en Colombia. 22 Cuadro 3. Clasificación de Tamaños de redes. 46 Cuadro 4. Ecuaciones del BtB en el tiempo. 53 Cuadro 5. Datos Líneas de Transmisión sistema de dos áreas de Kundur. 64 Cuadro 6. Datos Transformadores sistema de dos áreas de Kundur. 64 Cuadro 7. Datos Máquinas Sincrónicas sistema de dos áreas de Kundur. 65 Cuadro 8. Datos Cargas y Capacitores sistema de dos áreas de Kundur. 66 Cuadro 9. Datos Líneas de Transmisión de la MR. 69 Cuadro 10. Datos Transformadores de la MR. 70 Cuadro 11. Datos Máquinas Sincrónicas de la MR. 70 Cuadro 12. Datos Cargas y Capacitores de la MR. 71 Cuadro 13. Datos del convertidor Back-to-Back diseñado. 74 Cuadro 14. Algunos datos nominales de la celda SUNPOWER E20-327. 78 Cuadro 15. Algunos datos nominales del inversor SUNNY 78 Cuadro 16. Demanda del sistema. 81 Cuadro 17. Régimen Generación del sistema. 81 Cuadro 18. Comparación de los dos casos. 92 Cuadro 19. Modos de oscilación a comparar. 97 Cuadro 20. Comparación de los casos. 99

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Cuadro 21. Tiempos de respuesta en segundos. Tensión DC/AC. Salida de generador. 101 Cuadro 22. Tiempos de respuesta en segundos. Potencias Activa y Reactiva. Salida de generador. 102 Cuadro 23. Comparación de los casos. 105

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LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Diagrama Unifilar de la MR de la cárcel de Santa Rita. 19 Figura 2. Arreglo por fase del Convertidor Back-to-Back. 25 Figura 3. Sistema HVDC Back-To-Back. 26 Figura 4. DFIG (Superior) y DDSG (Inferior). 27 Figura 5. UPFC. 28 Figura 6. Esquema de flujos de carga en NEPLAN. 36 Figura 7. Mapa de autovalores de un sistema estable en NEPLAN. 37 Figura 8. Modo entre-áreas. 38 Figura 9. Modo local. 39 Figura 10. Clasificación de las MR’s. 43 Figura 11. Componentes de una MR. 45 Figura 12. Modelo actual del sistema energético. 49 Figura 13. Modelo con Generación Distribuida. 50 Figura 14. Modelo equivalente monofásico del BtB. 52 Figura 15. Esquema de control propuesto para el BtB. 59 Figura 16. Esquema de control con bloques y lazos de control. 60 Figura 17. Diagramas de reguladores en NEPLAN. 61 Figura 18. Etapas del proyecto diseñado en NEPLAN. 62 Figura 19. Diagrama sistema de dos áreas de Kundur. 64 Figura 20. Representación NEPLAN del sistema de dos áreas de Kundur 67

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Figura 21. Modelo del convertidor BtB en NEPLAN. 71 Figura 22. Interfaces bloques PWM. 73 Figura 23. Diseño de esquemas de control en NEPLAN. 75 Figura 24. Representación NEPLAN del sistema MR con BtB. 76 Figura 25. Planta Solar en NEPLAN. 79 Figura 26. Planta Eólica en NEPLAN. 80 Figura 27. Representación en NEPLAN de la MR con las plantas solares y eólicas. 80 Figura 28. Porcentaje de importancia de los nodos SLACK. 82 Figura 29. Precisión y número de Iteraciones Flujo de carga. 82 Figura 30. Salida de un generador. 84 Figura 31. Flujos de Carga. Sin BtB (Superior). Con BtB (Inferior) 86 Figura 32. Regulación de Tensión del sistema. Sin BtB (izquierda). Con BtB (derecha). 87 Figura 33. Cargabilidad de líneas y transformadores. Sin BtB (izquierda). Con BtB (derecha). 87 Figura 34. Flujos en modo "isla". 88 Figura 35. Flujos de demanda de potencia activa de la red principal. 89 Figura 36. Flujos de entrega de potencia activa hacia la red principal 91 Figura 37. Sistema MR en modo “Isla” 93 Figura 38. Sistema MR conectado a red principal mediante conductor. 94 Figura 39. Sistema MR conectado a red principal mediante convertidor BtB y compuesto por generadores sincrónicos. 95

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Figura 40. Sistema MR conectado a red principal mediante convertidor BtB y compuesto por dos generadores sincrónicos y dos fuentes renovables. 96 Figura 41. Formas Modales para cada caso. 97 Figura 42. Forma modal del modo "8" del caso D. 99 Figura 43. Tensión barraje DC. 101 Figura 44. Tensión AC barraje Red Principal. 101 Figura 45. Potencia Activa a través del acople. 102 Figura 46. Potencia Reactiva a través del acople. 102 Figura 47. Estatismos de los generadores. Superior (Caso C) e Inferior (Caso D). 103 Figura 48. Variación Recurso Solar. 104

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RESUMEN Ante el resurgimiento con un propósito renovado de la generación distribuida, se da la necesidad de crear pequeños sistemas de potencia denominados microrredes, que permitan el abastecimiento de una demanda energética y que integren fuentes de generación de energías renovables limpias, creando de este modo un umbral para una construcción masiva de ellos, en un futuro muy lejano. Actualmente, se han venido realizando proyectos pilotos sobre microrredes y que comprometen la integración de energías renovables en los mismos. Dicho esto, en este trabajo se realizó la observación y el análisis de los comportamientos operativos que ostenta una microrred en el ámbito estático y dinámico. En orden a singular propósito, fue oportuno conocer que limites o barreras presentan las microrredes a nivel operativo. Con base a lo anterior, se establecieron las metodologías de estudios realizados en este trabajo. Posteriormente, se seleccionó un sistema de potencia ampliamente conocido por el sector eléctrico para ser convertido en una microrred de acuerdo con algunas consideraciones de ámbito operativo. Adicionalmente, se diseña y se incluye el modelo de un convertidor Back-to-Back con sus respectivos esquemas de control, junto con modelos estáticos y dinámicos de fuentes de generación renovables como la solar y la eólica. Una vez realizado lo anterior, este sistema fue sometido a simulaciones, donde intervienen los estudios alusivos a los sistemas de potencia. El software que se usó para el desarrollo fue NEPLAN, el cual ofrece estos análisis de forma amplia. Las contribuciones de este trabajo son las siguientes: Revisión de los avances a nivel mundial en diseño, operación y

modelamiento de las microrredes y dispositivos Back-to-Back.

Desarrollo de un prototipo de microrred utilizando parámetros estándares en la industria, mediante un software comercial como NEPLAN para estudios operativos, tanto estáticos como dinámicos.

Diseño de un modelo del convertidor Back-To-Back con sus respectivos sistemas de control en NEPLAN, dirigidos al control de transferencia de flujos de potencia y mejora en la estabilidad de las microrredes.

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Un análisis comparativo de diferentes condiciones de operación de una microrred (modo isla, conectado a red, con fuentes convencionales y con alta penetración de energías renovables).

Definición de la viabilidad de implementación de los convertidores Back-To-Back, de acuerdo a las mejoras en la operación de una microrred en particular.

PALABRAS CLAVE: microrred, generación distribuida, convertidor back-to-back, flujos de potencia, estabilidad de pequeña señal, estabilidad transitoria, modos de oscilación, fuentes de energía con base en convertidores estáticos.

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INTRODUCCIÓN En los últimos años, y como consecuencia de la creación de nuevas tecnologías para la producción de energía eléctrica, se ha retomado con un propósito renovado la Generación Distribuida (GD) que ha transformado el panorama de los proyectos a futuro sobre la expansión y construcción de sistemas de potencia. Debido a esta tendencia, se incluye el concepto de las Microrredes (MR), que definen el escenario en que interactúan fuentes energéticas tradicionales con fuentes de energías renovables limpias para generar potencia eléctrica1. Las microrredes han surgido debido al ideal de autoabastecimiento de un conjunto de consumidores, que tenga la facultad de administrar la energía y la posibilidad de comercializarla hacia una red principal, haciendo de ella una fuente de generación descentralizada. También trae consigo ventajas como la calidad y la confiabilidad del servicio2. El propósito de la generación distribuida es incluir energías renovables limpias, lo cual es sumamente importante porque reduce los impactos ambientales que han causado problemas, como el calentamiento global, y busca mantener el cubrimiento de la creciente demanda energética a nivel mundial, siendo la energía un servicio de primera necesidad3. Hoy en día muchos proyectos de desarrollo de microrredes han sido implementados en universidades, zonas no interconectadas, industrias, etc. Pero a nivel técnico, aún siguen presentando grandes retos para una operación óptima y deseada, tales como la estabilidad de las mismas ante eventos no deseados y la facultad operativa cuando son conectadas a una red principal, o en modo “Isla”4.

1 DRIESEN, J.; BELMANS, R. Distributed generation: challenges and possible solutions [en línea]. En: Power Engineering Society General Meeting, 2006. IEEE, vol., no., p.8 [consultado 05 de Septiembre de 2015]. Disponible en Internet: htttp://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=1709099 2 WANG Bin; SUN Ming; DONG Baole. The Existed Problems and Possible Solutions of Distributed Generation Microgrid Operation [en línea]. En: Power and Energy Engineering Conference (APPEEC), 2011 Asia-Pacific, vol., no., p 1-4 [consultado 06 de Septiembre de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=5748616 3 ACKERMANN, Thomas; ANDERSSON Göran; SÖDER Lennart. Distributed generation: a definition [en línea]. En: Electric Power Systems Research, 20 Abril 2011, vol. 57, p. 1-2 [consultado 12 de Noviembre de 2015]. Disponible en Internet: https://www.researchgate.net/publication/222533458_Distributed_Generation_A_Definition 4 WANG Bin; SUN Ming; DONG Baole, et al. Op. cit, p.1-2. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=5748616

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Este proyecto surgió como consecuencia del interés de conocer el comportamiento operativo de una microrred, tomando en cuenta que los componentes que conforman su diseño sean lo más reales posible, en dirección a ser implementados en el software de simulación NEPLAN. Igualmente se tuvo el propósito de identificar los factores que intervienen en los ámbitos estáticos y dinámicos de la microrred cuando se encuentra conectada a una red o en modo isla, lo cual es un aporte significativo para aquellas personas del sector eléctrico interesadas en la generación distribuida. Posteriormente al análisis de los comportamientos, se procedió a analizar qué ventajas (y desventajas) trae consigo la implementación de los convertidores Back-To-Back (BtB), siendo este el medio de interacción entre la red principal y la microrred. Este arreglo ya ha sido implementado en otras ramas de la ingeniería eléctrica, obteniendo mejoras a nivel operacional5, y por esa razón uno de los objetivos de este proyecto es mirar su viabilidad.

5 ALCALÁ RODRÍGUEZ, Janeth Aurelia. Estudio de Convertidores Back-to-Back [en línea]. Tesis para optar al grado Doctor en Ingeniería Eléctrica. San Luis Potosí: Universidad Autónoma de San Luis Potosí. Facultad de Ingeniería, 2012. 208 p [consultado 03 Marzo de 2015]. Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/277539414/Back-to-Back-pdf#scribd

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1. ANTECEDENTES

El sector eléctrico en la actualidad, ha experimentado cambios significativos en los mecanismos que hacen referencia a la producción de la energía, los cuales han seguido modelos tradicionales que deben ser revaluados a favor del cuidado del medio ambiente, reduciendo los impactos producidos por las emisiones de gases nocivos debido a las fuentes de energía con base en combustibles fósiles6. Uno de los cambios más importantes actualmente, viene dictado por la tendencia conocida como la Generación Distribuida (GD) que efectivamente ha transformado el panorama de varios proyectos que conciernen a la creación de sistemas de potencia, desde el escenario en los que se desarrollan hasta un cambio de paradigma en los mercados de energía, y que trae consigo aspectos positivos para el cuidado medio ambiental7. La Generación Distribuida se enfoca en la producción de energía descentralizada, y consigo se ha generado el concepto de la Microrred (MR) definido por la U.S. Department of Energy como un grupo de cargas interconectadas y recursos energéticos distribuidos con límites eléctricos claramente definidos, que actúan como una sola entidad controlable respecto a la red. Pueden operar de manera conectada o desconectada (Modo Isla)8. La tecnología de las MR se encuentra en auge, y varios proyectos piloto ya se han implementado alrededor del mundo: Microrred de la Isla de Faial (Portugal) La compañía Suiza ABB implementó una MR con una capacidad de generación eléctrica para abastecer 15.000 habitantes. Inicialmente poseía seis generadores

6 PARHIZI, S.; LOTFI, H.; KHODAEI, A.; BAHRAMIRAD, S. State of the Art in Research on Microgrids: A Review [en línea]. En: Access, IEEE, 2015, vol.3, no., p.890-925 [consultado en 13 Octubre 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=7120901 7 DRIESEN, J.; BELMANS, R., et al. Op. cit, p.2-3. Disponible en Internet: htttp://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=1709099 8 DOE Microgrid. Workshop Report [en línea]. En: San Diego, California: Office of electricity of delivery and energy reliability Smart Grid R&D programa [consultado el 02 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: http://energy.gov/sites/prod/files/Microgrid%20Workshop%20Report%20August%202011.pdf

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Diesel que en conjunto constituían una capacidad instalada de 17 MW. En el 2013, gracias a un sistema de control llamado MicroGridPlus, en el sistema se incorporaron cinco turbinas eólicas, aumentando 4,3 MW más su capacidad, permitiendo así la integración de fuentes convencionales con fuentes renovables limpias. Este sistema opera a 15 kV a una frecuencia de 50 Hz y su rango de régimen de demanda varía entre 3,6 MW hasta 9 MW9 10. Microrred de la cárcel de Santa Rita (Dublín-California) Esta cárcel requiere de un máximo grado de seguridad y sus sistemas deben operar continuamente ante eventos no deseados, como daños o fallas que se presenten en la red. Lo anterior atribuye a ser una de las MR más avanzadas del mundo y su diagrama unifilar se muestra en la figura 1. En el 2012, la compañía ChevronEnergy integro otros tipos de fuentes de generación las cuales son11: Conjunto de paneles solares que generan 1,2 MW. Una pila de combustible de 1 MW. Cinco turbinas Eólicas de 2,3 kW c/u. Dos generadores Diesel de 1,2 MW c/u (operados en emergencia). Esta MR puede operar autónomamente (modo aislado), o puede conectarse a la red principal12. Sin embargo reporta dificultad a realizar la transición hacia el modo aislado13.

9 CÁRDENAS C., H. F.; MONCAYO M., F.A. Reporte sobre microrredes. Universidad Autónoma de Occidente. Santiago de Cali, 2015.1 archivo de computador. 10 Case study: Faial Island wind/diésel/RMC 600 [en línea]. En: Azores Archipielado: ABB [consultado 04 Noviembre de 2015]. Disponible en Internet: https://library.e.abb.com/public/506484bf21544754bd8ac6d557b7b2f0/Faial_Island_Case_Study_EN.pdf 11 MARNAY, C.; DEFOREST, N.; LAI, J., A green prison: The Santa Rita Jail campus microgrid [en línea]. En: Power and Energy Society General Meeting, 2012 IEEE, vol., no., p.1-2, 22-26 [consultado 4 Enero de 2016]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6345235 12 El sistema de administración del almacenamiento PureWave fortalece la microrred de la cárcel de california [en línea]. En: Dublín, California: S&C ELECTRIC COMPANY [consultado 04 de Noviembre de 2015]. Disponible en Internet: http://www.sandc.com/edocs_pdfs/EDOC_077139.pdf 13 DEFOREST, N; LAI, J; STADLER, M; MENDES, G; MARNAY, C; DONADEE, J. Integration & Operation of a Microgrid at Santa Rita Jail [en línea]. En: The Jeju 2011 Symposium on Microgrids,

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Figura 1. Diagrama Unifilar de la MR de la cárcel de Santa Rita.

Fuente: ALEGRIA, E; BROWN, T.; MINEAR, E.; LASSETER, R.H., CERTS microgrid demonstration with large-scale energy storage and renewable generation [en línea] En: Smart Grid, IEEE Transactions on, Marzo 2014, vol.5, no.2, p 937-943 [Consultado en 14 Junio de 2015]. Disponible en Internet:http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6670071 Otros proyectos de MR’s desarrollados se mencionan en el cuadro 1 y que se encuentran en servicio actualmente. Sin embargo, continúa siendo un reto para el sector conseguir la optimización, la eficiencia y la confiabilidad de estos sistemas a nivel técnico.14 27-28 Mayo 2011, p. 5 [consultado 05 de Noviembre de 2015]. Disponible en Internet: http://eetd.lbl.gov/sites/all/files/publications/report-lbnl-4850e.pdf 14 WANG Bin; SUN Ming; DONG Baole, et al. Op. cit, p.3. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=5748616

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Cuadro 1. MR’s reconocidas a nivel mundial.

País Ciudad Capacidad Generación

Fuentes GD Año

Japón Sendai 15 800 KW Fotovoltaica, célula de combustible y

motor

2008

Noruega Utsira Island16 215 KW Turbina Eólica, motor de combustión

interna, Fotovoltaica, Cogeneración

2004

Chile Huatacondo17 150 KW Fotovoltaica, Generador Diesel,

microturbinas eólicas

2011

El propósito actual de la GD, es integrar en las MR fuentes de generación de energía limpias tales como la solar y eólica, que actualmente poseen un alto grado de interés y cuentan con un amplio trabajo investigativo, posicionándolas como las fuentes de energía eléctrica del futuro18. Marco económico y regulatorio sobre la Generación Distribuida En el marco económico, las generaciones descentralizadas o GD ofrece ventajas como19: Anular los cargos por generación, transmisión (y posiblemente distribución) en el costo de energía, ya que es un sistema energético local. 15 The Sendai Microgrid [en línea]. En: Japón: MICROGRIDS AT BERKELEY LAB, [consultado 08 de Noviembre de 2016]. Disponible en Internet: https://building-microgrid.lbl.gov/sendai-microgrid 16 Utsira Wind Power and Hydrogen Plant [en línea]. En: Utsira Island: Statoil ASA & Enercon GmbH ira Island, 2004-2008 [consultado 30 Agosto de 2015] Disponible en Internet: http://www.iphe.net/docs/Renew_H2_Ustira.pdf 17 Proyecto ESUSCON en Huatacondo [en línea]. En: Huatacondo, Chile: Centro de energía [consultado 20 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: http://www.centroenergia.cl/ce-fcfm/?page_id=1004 18 LINDER, S., Power electronics: The key enabler of a future with more than 20% wind and solar electricity [en línea]. En: Power Semiconductor Devices and ICs (ISPSD), 2013 25th International Symposium on , vol., no., p.11-18 [consultado el 21 de Octubre 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6694470 19 Distributed Generation in Liberalised Electricity Markets [en línea]. En: Paris: International Energy Agency (IEA) [consultado 29 Mayo de 2015]. Disponible en Internet: http://library.umac.mo/ebooks/b13623175.pdf

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A nivel estructural, una MR es de menor tamaño comparada con un tramo de una red eléctrica. Por lo tanto su construcción no ocupa mucho terreno (ventaja ambiental). La potencia eléctrica generada, sea residual o no, puede ser aprovechada por otros usuarios, proponiendo claramente un negocio. Las pérdidas de potencia activa y reactiva se disminuyen notablemente. Aun cuando en un sistema de transporte de energía estándar, los grandes generadores producen la electricidad suficiente para mantener la demanda, un estudio realizado por Electric Power Research Institute (EPRI) indica que hasta el 2010, el 25% de la generación eléctrica era distribuida y la Fundación de Gas Natural concluye que al menos este porcentaje ascendió al 30%20. La Unión Europea (UE) ha promovido activamente la liberalización del mercado eléctrico debido a la GD, permitiendo así al consumidor elegir qué proveedor desea le suministre la energía21. Sin embargo, las barreras económicas que presentan las MR conciernen a sus tecnologías asociadas. Aunque algunas de ellas poco a poco se vuelven rentables, tecnologías importantes como los paneles solares, pilas de combustible y almacenamiento siguen siendo costosas. Por tanto, los altos costos de inversión siguen siendo un desafío que requiere de más apoyo financiero por parte de los entes gubernamentales de cada país. El marco regulatorio resulta ser un factor importante para impulsar este tipo de proyectos, ya que pueden proporcionar incentivos para su realización, obteniendo un beneficio para la sociedad. No obstante, la realidad está en la existencia de varios aspectos de legislación que dificultan emprender y utilizar las MR, pero que día a día se vuelven asequibles.

20 SOROUDI, A.; EHSAN, M., Multi objective distributed generation planning in liberalized electricity markets [en línea]. En: Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2008. T&D. IEEE/PES , vol., no., p. 1-7 [Consultado 05 Septiembre 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=4517177 21 ENERGY NEWS. La industria eléctrica europea cree que la generación distribuida mejoraría el sector eléctrico [en línea]. En: Energy News, 23 Junio 2015 [consultado en 22 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: http://www.energynews.es/la-industria-electrica-europea-cree-que-la-generacion-distribuida-mejoraria-el-sector-electrico/

22

En España, el Real Decreto 1663/2000 mencionaba que la energía residual generada por fuentes de energía limpia como paneles fotovoltaicos, debía ser ingresada a la red principal y no almacenarse, es decir que debía ser consumido inmediatamente. Por otro lado el Real Decreto 1699/2011, encargado de regular el balance neto de la electricidad, limitó el concepto de la MR al no permitir la integración de la generación. Por tanto, en España se dificulta el desarrollo de estos proyectos22 23. Ante la fuerte tendencia de la GD, los distribuidores u operadores de red crearon códigos y directrices para gestionar la integración de las generaciones descentralizadas sin que afecte la funcionalidad de la red principal, ya que son catalizados como una fuente potencial de perturbación24. En Colombia, existen aspectos normativos e incentivos que se contemplan en el cuadro 2, y que pueden beneficiar la construcción de las MR. Cuadro 2. Normatividad e Incentivos en Colombia.

Ley 1715 de 2014

Incentivo del uso de energías renovables, mediante financiación de programas de eficiencia energética por parte del Estado Colombiano. El objetivo es reducir progresivamente el uso de fuentes de generación Diésel para minimizar impacto del medio ambiente.25

Resolución CREG 004 de 2014

Nueva metodología de remuneración en cuanto a generación, distribución y comercialización de energía en las ZNI (Zonas No Interconectadas).26

FAZNI Es el Fondo de Apoyo financiero para la energización de las zonas no interconectadas, con la finalidad de ampliar cobertura del servicio. Puede ofrecer incentivos para la construcción de pequeñas MR.

22 VIÚDEZ, Juana. El sol ya no es gratis [en línea]. En: El País, Madrid, 20 Julio 2013 [consultado 14 de Septiembre de 2015]. Disponible en Internet: http://sociedad.elpais.com/sociedad/2013/07/20/actualidad/1374338420_206181.html 23 SANZ, J.F.; MATUTE, G.; FERNANDEZ, G.; ALONSO, M.A.; SANZ, M. Analysys of European policies and incentives for microgrids [en línea]. En: International Conference on Renewable Energies and Power Quality, 10 Abril 2014, no. 12. p. 6 [consultado 12 de Octubre 2015]. Disponible en Internet: http://www.icrepq.com/icrepq'14/516.14-Sanz.pdf 24 LIANG Tao; SCHWAEGERL, C.; NARAYANAN, S.; JIAN Hui Zhang, From laboratory Microgrid to real markets — Challenges and opportunities [en línea]. En: Power Electronics and ECCE Asia (ICPE & ECCE), 2011 IEEE 8th International Conference on , vol., no., p.264-271 [consultado 12 Octubre 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=5944600 25 COLOMBIA. CONGRESO DE LA REPUBLICA. Ley 1715 (2014). Bogotá D.C. 26 p. 26 COLOMBIA. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. CREG 004 (2014). Bogotá D.C. 80 p.

23

Cuadro 2 (continuación). ISO 50 001 Establece marco internacional para el suministro, uso y

consumo de energía.27 IEEE 1547-4 de 2011 Criterios para el diseño, operación e integración de

recursos energéticos distribuidos en una MR.28 Problemas operativos de las microrredes y estado actual de los convertidores Back-to-Back (BtB) Como se mencionó con anterioridad, las MR presentan algunos problemas a nivel operativo, tales como: La frecuencia de los sistemas Este parámetro ha representado un obstáculo significativo en la implementación de la GD en los sistemas de potencia. Una variación amplia en la frecuencia puede traer consecuencias como daños en la estructura de la MR y al usuario final. Pueden ser causados por desequilibrios entre las potencias generadas y demandadas, o bien, al momento de acople entre la red principal y la MR (posibilidad de que operen a frecuencias distintas). Por tanto, este parámetro debe mantenerse en un estrecho margen29, y en este aspecto es donde los distribuidores u operadores de red asumen un papel importante dentro del marco de la GD para la supervisión del mismo. Incluso, puede ser considerado un bien público con costos inmediatos30.

27 Energy managment systems-Requirements with guidance for use [en línea]. En: ISO 50001 de 2011 [consultado 08 Diciembre de 2015]. Disponible en Internet: https://www.iso.org/obp/ui/#iso:std:iso:50001:ed-1:v1:en 28 IEEE 1547-4 de 2011 [en línea]. En: IEEE Standards Association [consultado 09 Diciembre de 2015]. Disponible en Internet: http://grouper.ieee.org/groups/scc21/2030.1/2030.1_index.html 29 WU, C.X.; WEN, F.S.; LOU, Y.L., The existed problems and possible solutions of micro-grid based on distributed generation [en línea]. En: Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies, 2008.Third International Conference on , vol., no., p. 6-9 2008 [consultado 22 Septiembre de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=4523880 30 PARHIZI, S.; LOTFI, H.; KHODAEI, A.; BAHRAMIRAD, S. et al. Op. cit, p.2-3. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=7120901

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Niveles de tensión Los perfiles de tensión pueden verse afectados ante una alta penetración de generación descentralizada o GD. Esto se debe básicamente a la presencia de flujos de potencia bidireccionales y controles enfocados al equilibrio de potencia reactiva (control complejo) entre la MR y la red principal, pues afecta la estabilidad de tensión31. En algunos casos, los reguladores de tensión en los puntos de conexión de la MR puede suponer un problema, sin embargo lo regular es que sean monitoreados por un operador de red.32 La generación de potencia reactiva La insuficiente generación de potencia reactiva acarrea problemas para la correcta operación de la MR. Por ello, en su estructura suele verse al menos un generador sincrónico para el aporte de esta potencia mediante su sistema de excitación33. Con el propósito renovado de la GD, el objetivo es introducir fuentes renovables limpias (como solares y eólicas), cuya estructura operacional se basa en convertidores estáticos de potencia donde el inversor puede entregar una cierta cantidad de potencia reactiva que en muchas ocasiones resulta insuficiente para cubrir la demanda de la misma y mantener una buena regulación de tensión en los sistemas. Igualmente, se debe tomar en cuenta que al implementar etapas de electrónica de potencia en la MR, el contenido armónico aumenta34. Una solución inmediata sería la introducción de bancos de capacitores, sin embargo se deben evaluar los costos. Varias publicaciones han ofrecido posibles soluciones. Por ejemplo, el diseño de un esquema de control en una MR aislada, que se encarga de monitorear flujos de potencia, perfiles de tensión y la variación de la frecuencia, junto con la reducción de las sobretensiones entre los generadores35. Otro caso práctico es el de usar 31 Ibid., p 3. 32 Distributed Generation in Liberalised Electricity Markets, et al. Op. cit, p 5-15. Disponible en Internet: http://library.umac.mo/ebooks/b13623175.pdf 33 Sistemas de excitación [en línea]. En: Madrid: Universidad Carlos III de Madrid. [consultado 03 de Agosto de 2015]. Disponible en Internet: http://ocw.uc3m.es/ingenieria-electrica/operacion-y-control-de-sistemas-electricos/II_OCSE_RT/node16.html 34 WU, C.X.; WEN, F.S.; LOU, Y.L., et al. Op. cit. p.1. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=4523880 35 LIU Zhengyi; ZENG Xiangjun; TAN Shuntao; GUO Zigang, A novel scheme of stability control for distributed generation systems [en línea]. En: Power System Technology, 2004. PowerCon 2004. 2004 International Conference on, 21-24 de Noviembre 2004, vol.2, no., p.1528,1531 [consultado 24 Julio de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=1460245

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convertidores AC-DC hacia el lado de la carga para mejorar la calidad de la energía y que ante una falla en dicha rama o circuito, las demás cargas no sean afectadas36. Los convertidores Back-to-Back (BtB) (figura 2) se han propuesto como una de las mejores alternativas de solución para la regulación y control de los flujos de potencia bidireccionales, y simultáneamente para los perfiles de niveles de tensión en puntos determinados37. Figura 2. Arreglo por fase del Convertidor Back-to-Back.

Fuente: ALCALÁ, J. CHARRE, S; DURÁN, M.; GUDIÑO, J. Análisis del Convertidor CA/CD/CA (Back to Back) para la Gestión del Flujo de Potencia [en línea]. En: Universidad de Colima, Facultad de Ingeniería Electromecánica [consultado 03 Julio de 2015]. Disponible en Internet: http://www.scielo.cl/scielo.php?pid=S0718-07642014000600014&script=sci_arttext Estos convertidores se han reportado en aplicaciones en el sector eléctrico tales como: Sistemas de potencia de tipo HVDC (High Voltage Direct Current). Usado para transporte de energía a grandes distancias, minimizando las pérdidas por efecto Joule e interactuar con otras redes que operen a distintas frecuencias y niveles de tensión (50 Hz y 60 Hz)38. En la figura 3 se muestra el arreglo. 36 WU, C.X.; WEN, F.S.; LOU, Y.L., et al. Op. cit. p.2. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=4523880 37 ALCALÁ, J.; Cárdenas, V.; Ramírez-Lopez A. R.; Gudiño-Lau, J. Study of the bidirectional power flow in Back - to - Back converters by using linear and nonlinear control strategies [en línea]. En: Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE), 2011 IEEE, Phoenix, AZ, 2011, p1. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6063853 38 DJEHAF, M.; ZIDI, S.-A.; HADJERI, S.; KOHIBIi, Y.D.; SLIMAN , S., Steady-state and dynamic performance of asynchronous back-to-back VSC HVDC link [en línea] En: Electric Power and

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Figura 3. Sistema HVDC Back-To-Back.

Fuente: ALCALÁ, J. CHARRE, S; DURÁN, M.; GUDIÑO, J. Análisis del Convertidor CA/CD/CA (Back to Back) para la Gestión del Flujo de Potencia [en línea]. En: Universidad de Colima, Facultad de Ingeniería Electromecánica, p.3 [consultado 03 Julio de 2015]. Disponible en Internet: http://www.scielo.cl/scielo.php?pid=S0718-07642014000600014&script=sci_arttext

Aerogeneradores Eólicos. En la figura 4 se observan las tecnologías de generación eólica conocidas como DFIG (Doubly Fed Induction Generator) y DDSG (Direct Drive Synchronous Generator). Poseen en su estructura un convertidor BtB cuya función en ambos arreglos consiste en controlar el sistema de excitación de los generadores y la entrega/consumo de flujos de potencia con respecto a la red principal.

Energy Conversion Systems (EPECS), 2013 3rd International Conference on , vol., no., p.2-4 [consultado 12 Octubre 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6712997

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Figura 4. DFIG (Superior) y DDSG (Inferior).

Controladores Unificados de Flujos de Potencia (UPFC-FACTS). Este dispositivo FACT tiene como función inyectar tensión de magnitud y ángulo controlables desde el convertidor serie, para definir la dirección y cantidad de flujos de potencia activa y reactiva (figura 5).

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Figura 5. UPFC.

Fuente: RIVERA, Juan Pablo; VALENCIA, Jaime Alejandro. Modificaciones en un Flujo de carga por la inclusión de un control unificado de flujo de potencia [En línea]. En: Medellín: Escuela de Ingeniería en Antioquia. p.79. Disponible en Internet: http://repository.eia.edu.co/revistas/index.php/reveia/article/view/406

Los modelamientos de Convertidores BtB enfocados para el control de flujos de potencia entre una MR y una red principal resultan ser muy atractivos por las bondades que ofrecen. Entre los temas de interés se encuentran diseños de esquemas de control, factores que rigen los marcos de régimen operativo de un BtB39, y las distintas funciones que pueden emplearse dentro de una MR.40 39 ALCALÁ, J.; CARDENAS, V.; ROSAS, E.; NUÑEZ, C., Control system design for bi-directional power transfer in Single-Phase Back-to-Back converter based on the linear operating region [en línea]. En: Applied Power Electronics Conference and Exposition (APEC), 2010 Twenty-Fifth Annual IEEE , Febrero de 2010 vol., no., p 21-25 [consultado 5 Julio de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=5433453 40 ALCALÁ, J; CARDENAS, V.; PEREZ, J; LAU , J; SIERRA, R. Operación del convertidor Back-to-Back trifásico como compensador de potencia activa, reactiva y armónicas de corriente [en línea]. En: Congreso Nacional de Control Automático 2013 Ensenada, Baja California, México, Octubre 16-18, 2013, p [consultado 05 Julio de 2015]. Disponible en Internet: http://amca.mx/memorias/amca2013/articulos/0140.pdf

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2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El interés del sector eléctrico a nivel mundial por estudiar varias alternativas de producción de energía, se ha constituido en un reto que ha conducido a profundas investigaciones hasta el día de hoy. Es importante tener en cuenta que, no solo se buscan novedosas y potenciales fuentes de energía para cubrir la demanda energética mundial, sino que además es relevante que estas alternativas tengan un menor impacto negativo al medio ambiente41. En referencia a lo anterior, estas alternativas de fuente de energía se les denominan energías renovables limpias. La principal necesidad de introducir este tipo de energías a los sistemas de potencia, es la de desplazar aquellas fuentes de generación convencionales, que a gran escala son nocivos para el planeta y sus seres vivos; como por ejemplo las fuentes a base de recursos fósiles como el petróleo y sus derivados, o las geotérmicas que causan el desgaste y provocan daños a la corteza terrestre. Las investigaciones convergen que las energías renovables limpias de tipo solar y eólica, son candidatas a representar un gran porcentaje de la generación eléctrica a nivel global dentro de un futuro no muy lejano42. En vista de este nuevo panorama, países de Europa como Alemania, Austria, Suiza y otros, se han posicionado como pioneros en implementación de estos tipos de generación controlados con base en convertidores estáticos (CCBGs), lo cual ha demostrado al mundo la viabilidad de incluir estos sistemas y finalmente llevado a una tendencia conocida actualmente en el sector eléctrico como la “Generación Distribuida”43 44. La Generación Distribuida (GD) es un modelo de generación cercana al consumidor, la cual trae ventajas como la reducción de pérdidas por transporte y las mejoras ambientales. Dentro de sus características, la conexión de varias fuentes de energía de baja potencia para suplir las cargas conectadas a la misma, 41 Key World Energy Statistics [en línea]. En: INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (IEA) [consultado en 05 Julio de 2015] Disponible en Internet: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/KeyWorld_Statistics_2015.pdf 42 Sistema de información de eficiencia energética y energías alternativas [en línea]. En: Colombia: SIMEC-UPME (SI3EA), 30 Diciembre de 2010, vol. 1 [consultado 02 Febrero de 2015]. Disponble en Internet: http://www.upme.gov.co/Sigic/DocumentosF/Vol_1_Plan_Desarrollo.pdf. 43 Short Assesment of Renewable Energy Sources 2013 [en línea]. En: Europa: Eurostat [consultado 03 Mayo de 2015]. Disponible en Internet: http://ec.europa.eu/eurostat/web/energy/data/shares. 44 Wind in power 2014 European Statitics [en línea]. En: Europa: EWEA [consultado 03 Mayo de 2015]. Disponible en Internet: http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/statistics/EWEA-Annual-Statistics-2014.pdf.

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forman lo que se conoce como microrredes (MR). Ofrece la posibilidad de autoabastecimiento y comercialización una vez conectada a la red. El propósito de la GD es fomentar la implementación de las fuentes solares y eólicas45. La modernización de las redes que apuntan a las mejoras en la comunicación y a la integridad de una mayor inteligencia (SmartGrids), atribuyen al modelo de GD las bases de los futuros desarrollos de los sistemas de potencia. Por ello es importante entender, que las MR deben operar de forma aislada o conectadas a la red, por lo que es pertinente conocer sus características de operación dentro de los ámbitos dinámicos y estáticos. Una vez distinguidas las características de operación anteriores, se prosigue a observar qué oportunidades existen para mejorar sus características de funcionamiento. Para ello, ante los problemas de los sistemas de potencia más complejos, se han usado como solución unos convertidores de electrónica de potencia denominados convertidores Back-to-Back (BtB), con una potencial mejora en los perfiles de los flujos de potencia, y a su vez los niveles de estabilidad del sistema46. Para el control de estos flujos, los BtB están compuestos por dos convertidores que sirven como inversor o rectificador según sea la dirección del flujo que se requiera. Hoy en día, se han instalado estos dispositivos en los nuevos proyectos de expansión de los sistemas de potencia, siendo prometedores para el futuro de esta rama de la Ingeniería Eléctrica. Este trabajo estudia las MR cuando se encuentran aisladas o conectadas a la red, y a su vez observa las ventajas (o desventajas) que trae la implementación de los BtB, formulando la siguiente hipótesis: ¿Cómo operan las microrredes en ámbitos dinámicos y estáticos, y qué efectos trae la implementación de los convertidores Back-to-Back en su funcionamiento? 45 WENTZEL, J.; USTUN, T.S.; OZANSOY, C.; ZAYEGH, A., Investigation of micro-grid behavior while operating under various network conditions [en línea]. En: Smart Grid Engineering (SGE), 2012 IEEE International Conference on, vol., no., p.1,5 [consultado el 12 Septiembre de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6463973 46 ALCALÁ, J.; CARDENAS, V.; ROSAS, E.; NUÑEZ, C., et al. Op. cit. p.1-2. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=5433453

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3. JUSTIFICACIÓN

El concepto de Generación Distribuida (GD) es un modelo de generación de energía cercana al consumidor. Ha permitido cambiar el panorama de los sistemas de potencia a futuro, ya que trae consigo ventajas como el ahorro económico tanto en construcción como operación de los sistemas eléctricos, la disminución de gases nocivos cuando se hace uso de las fuentes de energía renovables limpias y en la reducción del impacto ambiental por cuenta de la infraestructura necesaria para transportar la electricidad47. Todas las ventajas anteriores aportan una fuerte solución a los problemas que afronta la humanidad actualmente; como el calentamiento global y la conciencia por el uso racional de la energía. Por ello esta tendencia ha cobrado mucha importancia en los últimos años. Actualmente, los proyectos que tienen como objetivo implementar sistemas de generación de energía mediante fuentes limpias como la solar y la eólica a la red principal, son requeridos por la sociedad y son respaldados por incentivos dados por los entes gubernamentales de algunos países. Sin embargo, estos proyectos como cualquier otro, deben asumir medidas preventivas ya que no pueden ser implementados sin tomar en cuenta los efectos que pueden traer al ser acoplados. Por lo tanto, deben realizar previamente unos estudios que involucren los comportamientos estáticos y dinámicos que toma el sistema cuando opera su diseño en el punto de red donde será conectado48. El escenario físico ideal para la implementación de este tipo de generación descentralizada son las microrredes (MR). Una MR es un sistema de potencia eléctrico a baja escala que tiene la capacidad de generar, distribuir y consumir energía en sus cargas. Una de sus características de operación es trabajar acoplado a una red principal o aislada de la misma49. Lo anterior permite que el consumidor pueda autoabastecerse energéticamente o si lo desea, tener la oportunidad de comercializar energía hacia otros sectores de la red, dando umbral 47 YADAV, A.; SRIVASTAVA, L., Optimal placement of distributed generation: An overview and key issues [en línea]. En: Power Signals Control and Computations (EPSCICON), 2014 International Conference on , vol., no., p.1,6, 6-11 [consultado en 22 Junio de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6887517 48 QUINTERO, J.; VITTAL, V.; HEYDT, G.T.; HUI ZHANG, The Impact of Increased Penetration of Converter Control-Based Generators Power System Modes of Oscillation [en línea]. En: Power Systems, IEEE Transactions on , Septiembre de 2014,vol.29, no.5, p.2248-2256 [consultado 22 Mayo de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6737307 49 SHAH, J.; WOLLENBERG, B.F.; MOHAN, N., Decentralized power flow control for a smart micro-grid [en línea]. En: Power and Energy Society General Meeting, 2011 IEEE , vol., no., pp.1,6, 24-29 [consultado 22 Mayo de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6039396

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a la posibilidad de reformar los marcos económicos del mercado de la energía eléctrica, como el fomento de la competitividad50 51. Otras grandes ventajas de las MR, son los altos índices de confiabilidad y eficiencia del sistema al ser puntos de generación descentralizados y que en determinados momentos operen de manera aislada52. Las pérdidas por transmisión y distribución se mitigarán a una alta penetración de centros de GD. Por lo tanto, las MR siendo semejantes a sistemas de transporte de energía a escala, requieren también de un estudio con cierto grado de profundidad sobre la manera en la que operan. Además se debe tener presente que la intención de la GD es integrar un alto número de fuentes de energías renovables limpias, las cuales en sus tecnologías de conversión de energía, contienen etapas de electrónica de potencia que se basan en convertidores estáticos (CCBGs). Con base a lo anterior, es de interés conocer los comportamientos en estado estático, analizando los perfiles de flujos de potencia y de tensión, como a su vez conocer los comportamientos en estado dinámico al observar los límites operacionales de la MR (estabilidad), para garantizar la seguridad en el servicio eléctrico de las mismas. Con base a los resultados de los estudios, se busca evaluar qué mejoras se pueden lograr en la operación de las MR mediante el convertidor Back To Back (BtB), que controla los flujos de potencia y mejora la regulación de tensión, haciéndolo una opción viable. También como consecuencia de ello, observar qué aportes pueden ofrecer a la estabilidad de los sistemas53.

50 DUQUE Cristhian;MARMOLEJO Eduardo Felipe; RUEDA DE TORRES María Teresa. ANÁLISIS DE PROSPECTIVA DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA (GD) EN EL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO [en línea]. En: Universidad de los Andes. Facultad de Ingeniería [consultado 24 Agosto de 2015]. Disponible en Internet: https://ojsrevistaing.uniandes.edu.co/ojs/index.php/revista/article/view/442 51 DRIESEN, J.; BELMANS, R. et al. Op. cit. p.4. Disponible en Internet: htttp://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=1709099 52 SHAH, J.; WOLLENBERG, B.F.; MOHAN, N., et al. Op. cit. p.1. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6039396 53 ALCALÁ, Janeth., et al. Op. cit. p. 1-25 Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/277539414/Back-to-Back-pdf#scribd

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4. OBJETIVOS 4.1 OBJETIVO GENERAL Estudiar el comportamiento de las microrredes aisladas o conectadas a la red en el ámbito dinámico y estático usando los convertidores Back-to-Back.

4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Conocer las generalidades y funcionalidades de las microrredes cuando se encuentran aisladas o conectadas a la red. Definir qué es un convertidor Back-To-Back, conocer su operación y las ventajas que ofrecen a las microrredes. Seleccionar y reducir un sistema de potencia ampliamente investigado a una microrred, procurando mantener escalarmente sus regímenes de operación, junto con un convertidor Back-To-Back en su estructura. Analizar el comportamiento dinámico y estático de la microrred seleccionada, y a su vez verificar las funciones que brindan los convertidores Back-to-Back mediante el uso de un software comercial para observar sus ventajas y mejoras al funcionamiento de la misma.

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5. MARCO TEÓRICO Para comprender los comportamientos estáticos y dinámicos de los sistemas de potencia, se emplean diversos estudios cuyos modelos matemáticos permiten observar, evaluar y finalmente dar juicio a la situación descrita. Cuando se requiere diseñar un sistema de potencia, o adicionar cierta extensión del mismo, es necesario determinar qué consecuencias o impactos recaen sobre su funcionamiento. Por lo tanto, siendo una MR compuesta por fuentes CCBGs, convertidor BtB y cargas requiere también de la realización de estos estudios: 5.1 ESTUDIO DE LOS FLUJOS DE POTENCIA El estudio de los flujos de carga o flujos de potencia consiste en observar cómo se comporta el sistema en estado estacionario o estático. Da a conocer la operación normal del sistema bajo cierto régimen de generación y carga en un instante de tiempo. El sistema se considera en equilibrio y se representa como diagrama unifilar, tal como se muestra en la figura 654. Previamente al estudio, es importante definir qué tipo de barrajes o nodos hay en el sistema. Se consideran entonces tres tipos55: Nodo Slack o de referencia: Es aquel donde se define una magnitud y un ángulo de tensión en p.u. el cual servirá como referencia para el cálculo de los perfiles de flujos presentes en el sistema. Las potencias de entrada al barraje no son programadas. Usualmente este tipo de barrajes son asignados a donde está acoplado un generador, o un nodo determinado para considerar el equivalente de red de un sistema externo. También se les conoce como “nodos que asumen las pérdidas del sistema”. Nodo PV o de regulación: Es aquel donde se define la magnitud de tensión y la potencia activa que entra en dicho barraje. Dentro de esta categoría, los nodos de generación asumen este papel. 54 SAADAT, H. Power Systems Analysis: Power flow analysys [en línea]. 2 Ed: McGraw-Hill, 2002, p. 189 [consultado 23 Noviembre de 2014]. Disponible en Internet: http://es.slideshare.net/surenthar6/power-system-analysis-hadi-saadat 55 Ibid., p 208

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Nodo PQ o de carga: Son aquellos en los cuales se define perfiles de potencia activa y reactiva que pueden salir (consumir) o entrar (entregar). Todo nodo o barraje que tenga una carga conectada se le asigna esta categoría. De otra parte, existen métodos matemáticos iterativos que conllevan a una solución regida por la precisión deseada, determinando los perfiles de tensión y flujo de carga presentes en el sistema en un instante de tiempo (estacionario). El método más común para los estudios de flujo de potencia es el de Newthon-Raphson. Su modelo matemático permite obtener la solución más rápidamente que otros métodos, como el de Gauss-Seidel56, ya que posee una convergencia cuadrática57. Una vez realizado el estudio de flujo de carga, podemos determinar: Sobrecargas en líneas y transformadores, entre otros elementos. Regulación de tensión en cada barraje o nodo. Estado del Régimen de generación. Pérdidas de Potencias activa y reactiva. Flujos Bidireccionales de potencia.

56 Ibid., p 209 57 Ibid., p 232

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Figura 6. Esquema de flujos de carga en NEPLAN.

5.2 ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL La estabilidad de pequeña señal es la habilidad del sistema para mantener el sincronismo ante pequeños disturbios. En este sentido, un disturbio debe ser suficientemente pequeño, permitiendo la linealización del sistema de ecuaciones para su análisis. Este estudio es importante en virtud a que permanentemente los sistemas de potencia experimentan pequeñas variaciones en el lado de generación y en el lado de carga. La inestabilidad de los sistemas para este caso se da desde el generador de dos formas: por incremento del ángulo del rotor o por el incremento de las oscilaciones crecientes del rotor, ambas situaciones por falta de potencia de amortiguamiento del mismo58.

58 KUNDUR, P. Power System Stability and Control: Small Signal Stability [en línea]. 1 Ed: McGraw-Hill, 1994, p. 699 [consultado 10 Marzo de 2014]. Disponible en Internet: http://es.slideshare.net/surenthar6/power-system-analysis-hadi-saadat

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El modelo matemático de este análisis se basa en el cálculo de auto valores (análisis modal) debido a los generadores que constituyen el sistema, permitiendo conocer el grado de estabilidad de sus modos de oscilación. Cada auto valor es producto de la intervención de uno o más generadores y se le denomina factor de participación. Se grafican en un mapa de polos y ceros como el de la figura 7, donde la inestabilidad se determina si uno de estos se ubica en el lado derecho (positivo) del eje real59. Figura 7. Mapa de autovalores de un sistema estable en NEPLAN.

59 Ibid., p 699

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El análisis modal trae consigo información acerca de las frecuencias de oscilación de un sistema eléctrico de potencia en un punto de operación específico. Con base en este parámetro los tipos de oscilación se clasifican en varias categorías, no obstante se pueden contemplar en dos grandes grupos. Modo entre-áreas (Interarea): Son los modos que se relacionan con la oscilación de un área de generación de una parte del sistema, con respecto a otras áreas de generación del mismo (figura 8). El rango de frecuencia asociado a este modo comprende entre 0,1 Hz a 0,8 Hz60.

Figura 8. Modo entre-áreas.

Fuente: RAMÍREZ CASTAÑO, Mauricio; DUQUE TORRES, Luz Adriana. Análisis de estabilidad de pequeña señal en el sistema eléctrico de Pereira [en línea]. Tesis para optar al grado Tecnólogo Eléctrico. Pereira: Universidad Tecnológica de Pereira. Facultad de Tecnologías, 2009. p. 26 [consultado 03 Agosto de 2015]. Disponible en Internet: http://repositorio.utp.edu.co/dspace/bitstream/11059/1986/1/6213743D946.pdf Modo local: Son los modos oscilatorios que se presentan entre un generador o un conjunto de generadores contra el sistema de potencia (figura 9). Hace alusión a una planta de generación, o una pequeña parte del sistema compuesta por generadores. El rango de frecuencia asociado a este modo comprende entre 0,8 Hz a 2 Hz61.

60 RAMÍREZ CASTAÑO, Mauricio; DUQUE TORRES, Luz Adriana. Análisis de estabilidad de pequeña señal en el sistema eléctrico de Pereira [en línea]. Tesis para optar al grado Tecnólogo Eléctrico. Pereira: Universidad Tecnológica de Pereira. Facultad de Tecnologías, 2009. p. 26 [consultado 03 Agosto de 2015]. Disponible en Internet: http://repositorio.utp.edu.co/dspace/bitstream/11059/1986/1/6213743D946.pdf 61 Ibid., p 26.

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Figura 9. Modo local.

Fuente: RAMÍREZ CASTAÑO, Mauricio; DUQUE TORRES, Luz Adriana. Análisis de estabilidad de pequeña señal en el sistema eléctrico de Pereira [en línea]. Tesis para optar al grado Tecnólogo Eléctrico. Pereira: Universidad Tecnológica de Pereira. Facultad de Tecnologías, 2009. p. 26 [consultado 03 Agosto de 2015]. Disponible en Internet: http://repositorio.utp.edu.co/dspace/bitstream/11059/1986/1/6213743D946.pdf

5.3 ESTUDIOS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA La estabilidad transitoria, a diferencia de la estabilidad de pequeña señal, es la habilidad del sistema para mantener el sincronismo ante grandes disturbios, tales como fallas en líneas o subestaciones, pérdida o interrupción de generación y salida de grandes cargas. Para la estabilidad transitoria, se debe recurrir a las características no lineales del sistema. Si la separación angular resultante entre máquinas sincrónicas permanece entre unos ciertos límites, se mantiene el sincronismo62. El estudio de estabilidad transitoria atiende muchos casos que pueden ocurrir en un sistema de potencia y depende de varios factores63: Que tan pesada es la carga asumida por el generador.

62 KUNDUR, P. et al. Op. cit. p.827. Disponible en Internet: http://es.slideshare.net/surenthar6/power-system-analysis-hadi-saadat 63 KUNDUR, P. et al. Op. cit. p.835. Disponible en Internet: http://es.slideshare.net/surenthar6/power-system-analysis-hadi-saadat

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La salida de un generador durante la falla. Depende de la distancia y del tipo. El tiempo de despeje de la falla. La reactancia vista desde el generador después de la falla (postfalla). La reactancia del generador. Entre más pequeña, más grande la potencia mecánica y reduce el ángulo inicial del rotor. La constante de inercia del generador. Entre más grande sea, más lenta es la velocidad de cambio en el ángulo (menor energía cinética). Magnitud de tensión interna del generador la cual depende del sistema de excitación.

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6. LAS MICRORREDES El cubrimiento de la demanda energética a nivel mundial siempre ha estado enmarcado dentro de los grandes retos del sector eléctrico, y por consiguiente se han buscado y propuesto varias alternativas para atender esta necesidad. Como consecuencia de lo anterior, se han creado nuevas tecnologías de generación de energía con la particularidad de que son amigables con el medio ambiente, a diferencia de las fuentes convencionales. Dentro de estas novedades, se encuentran los paneles fotovoltaicos, aerogeneradores, biomasa, turbinas hidráulicas, mecanismos de electrolisis, entre otros. Estas alternativas de generación han permitido reavivar nuevamente el concepto de Generación Distribuida (GD).64 La GD, junto con el auge de las energías renovables limpias ha creado un escenario ideal para la implementación de las microrredes (MR). Una MR se puede ver como un sistema de potencia a escala, la cual integraría fuentes de energía renovables (e incluso tradicionales), para alimentar cierto número de cargas. Posee funciones como operar interconectada a una red principal o de forma aislada o independiente. 6.1 DEFINICIÓN DE UNA MICRORRED En general, el concepto de la MR puede diversificarse de acuerdo con la aplicación que se otorgue y al contexto de implementación. Se presenta tres definiciones dadas por entes reconocidos y expertos en el tema: U.S. Department of Energy Microgrid Exchange Group, define una MR como un grupo de cargas interconectadas y recursos de energía distribuida dentro de los límites eléctricos claramente definidos que actúa como una única entidad controlable con respecto a la red. Una MR puede conectarse y desconectarse de la red para que pueda funcionar tanto en modo isla como conectada a la red65. 64 XIALING Xu; XIAOMING Zha, Overview of the researches on distributed generation and microgrid [en línea]. En: Power Engineering Conference, 2007. IPEC 2007. International, vol., no., p.966-971 [consultado en 14 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=4510165 65 Microgrids Defintions [en línea]. En: ,.Microgrid at Berkeley Lab [consultado en 14 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: https://building-microgrid.lbl.gov/microgrid-definitions

42

CIGRÉ C6.22 Working Group, Microgrid Evolution Roadmap, define que las MR’s son sistemas de distribución de electricidad que contienen cargas y los recursos energéticos distribuidos (como generadores distribuidos, dispositivos de almacenamiento, o cargas controlables) que pueden funcionar de una manera controlada, coordinada ya sea mientras está conectado a la red de alimentación principal o aislada.66 IEEE Standard 1547.4, 2011, define la MR como una parte del sistema eléctrico de potencia que tiene las siguientes características67: Contiene carga y recursos distribuidos (como GD, elementos de almacenamiento o cargas controlables). Tiene la habilidad de operar conectada o aisladamente de la red de suministro. Incluyen sistemas eléctricos de distribución o partes de sistemas eléctricos de potencia. Son intencionalmente planeadas.

66 Microgrids Defintions [en línea]. En: ,.Microgrid at Berkeley Lab [consultado en 14 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: https://building-microgrid.lbl.gov/microgrid-definitions 67 IEEE Guide for Design, Operation, and Integration of Distributed Resource Island Systems with Electric Power Systems [en línea] En: IEEE Std 1547.4-2011 , vol., no., p.1-54 [consultado en 15 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=5960751

43

6.2 CLASIFICACIÓN DE LAS MICRORREDES Figura 10. Clasificación de las MR’s.

La figura 10 expone que las MR’s pueden clasificarse: De acuerdo con el tipo de tensión. Existen MR’s de tipo AC o DC. Se emplean de acuerdo al tipo de cargas que se requieran alimentar. La tecnología de inversores y rectificadores es ampliamente usada. De acuerdo al nivel de tensión, ya que las MR’s pueden emplearse a nivel residencial o comercial (13,2 kV), y también en las grandes industrias (34,5 kV).

Microrred

Tipo Tensión

AC

DC

Nivel de Tensión

Media Tensión

Baja Tensión

Estructura

Anillo

Radial

Mercado

Campus (Institucionales)

Zona no Interconectada

Bases Militares

Industriales

Comunidad

44

De acuerdo al diseño del circuito de la MR’s. Se evalúan factores como la confiabilidad, seguridad y flexibilidad del sistema que vienen regidos por las necesidades establecidas de la zona a suministrar. De acuerdo al mercado. Una MR’s puede emplearse para alimentar zonas no interconectadas y fomentar un mayor cubrimiento de demanda, en las universidades con fines investigativos, en bases militares para atender cualquier emergencia, en el sector industrial para mantener constante la producción y finalmente en el sector residencial para un buen servicio de energía. 6.3 COMPONENTES DE UNA MICRORRED Existen gran variedad de elementos que pueden componer una MR para caracterizarla como una SMART GRID, tal como se muestra en la figura 11. Sin embargo, las componentes básicas son68: Recursos energéticos: Viento, luz solar, recurso hídrico, combustibles fósiles, entre otros. Sistemas de generación distribuida: Aerogeneradores, paneles fotovoltaicos, turbinas hidráulicas, generadores diésel, entre otros. Sistemas de almacenamiento distribuido: Baterías. Cargas: Electrodomésticos, sistemas de producción, etc. Sistemas de control para la gestión de flujos de carga.

68 SANCHEZ, Ivette. Microgrid Technology: Enabling Energy Reliability and Security – Opportunities in Campus, Commercial & Industrial Communitites [en línea]. En: ,. Smart Energy Consulting [consultado el 10 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: http://www.districtenergy.org/assets/pdfs/03AnnualConference/Monday-A/A5.2SANCHEZIvette-Sanchez-IDEA.pdf

45

Figura 11. Componentes de una MR.

Fuente: MORALES RODRÍGUEZ, Jairo Andrés. Operación y control de micro-redes en modo aislado [en línea]. Trabajo de grado para optar al grado Ingeniero Electricista. Pereira: Universidad Tecnológica de Pereira. Facultad de Ingeniería, 2015. 79 p [consultado 05 Enero de 2016]. Disponible en Internet: http://repositorio.utp.edu.co/dspace/bitstream/11059/5472/1/621312M828.pdf

6.4 CAPACIDAD ELÉCTRICA DE UNA MICRORRED No hay un indicador definido sobre la capacidad de potencia que catalogue un sistema como una MR. La importancia de este parámetro radica en el momento de enfrentar las barreras regulatorias para su implementación. Por ejemplo, en Suecia dan un tratamiento especial para aquellas generaciones consideradas pequeñas con una capacidad de generación máxima de hasta 1,5 MW69.

69 SWEDEN. Electricity Act 857 (1997). Estocolmo, 38 p.

46

De acuerdo a una investigación70, se menciona que existen varias definiciones para categorizar una MR, pero que varían en función de los países y sus marcos regulatorios. Los autores sugieren esta clasificación en el cuadro 3. Cuadro 3. Clasificación de Tamaños de redes.

Micro 1 W – 5 kW Pequeña 5 kW – 5 MW Mediana 5 MW – 50 MW Grande 50 MW en adelante.

Sin embargo, en la misma investigación se menciona que algunos autores consideran una MR dentro de un rango de 1 kW hasta 1 MW. 6.5 BONDADES DE UNA MICRORRED Mejora de la confiabilidad La generación distribuida permite que algunas zonas del sistema (aún con características críticas de diseño) puedan operar de forma independiente de la red, ante un suceso o evento no deseado en la operación. Cuando se presenta una suspensión en el suministro de energía por ejemplo, la MR debe tener la capacidad de mantener el servicio a los usuarios y que no se vea afectada por dicho evento. Sin lugar a dudas, es una característica muy atractiva para los operadores de red y consumidores como quiera que se traduce en beneficios económicos tales como la reducción de interrupciones, costes y energía no suministrada71.

70 ACKERMANN, Thomas; ANDERSSON Göran; SÖDER Lennart. et al. Op. cit. p. 2-3 Disponible en Internet: https://www.researchgate.net/publication/222533458_Distributed_Generation_A_Definition 71 PARHIZI, S.; LOTFI, H.; KHODAEI, A.; BAHRAMIRAD, S. et al. Op. cit. p. 1-25 p.890-925 [consultado en 13 Octubre 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=7120901

47

La resiliencia en el suministro de energía Las MR’s también representan una gran ayuda para mantener el suministro de energía cuando suceden catástrofes naturales como terremotos, huracanes, tsunamis, etc. En países donde frecuentemente están expuestos a estos tipos de catástrofes, como Estados Unidos por ejemplo, han discutido la viabilidad de implementar una MR para la continuidad de suministro de energía y poder minimizar significativamente los sectores económicos y sociales afectados72. Calidad de la Potencia Eléctrica La necesidad de que el suministro de energía sea de alta calidad, es un factor que ha cobrado gran importancia en los últimos años, en razón a que, los avances tecnológicos en los elementos de consumo tales como celulares, televisores LED, iluminación LED, bombillos ahorradores, etc. afectan la calidad de la energía, ya que aportan armónicos. Las MR proporcionan una respuesta rápida y eficiente para la calidad de la energía mediante mecanismos de control local de frecuencia y tensión73. 6.6 CONSECUENCIAS DE LOS MODOS DE OPERACIÓN Como se ha mencionado anteriormente, una de las características atractivas de las MR’s es la capacidad de operación cuando se encuentra conectada a una red, o aislada de la misma (modo isla). Esta función facilita los mantenimientos y brinda seguridad en su composición al aislar una falla proveniente de la red o viceversa. Sin embargo, realizar esta transición de modos de operación ha planteado grandes retos debido a que pueden afectar los rangos de estabilidad del sistema. Dentro del marco electrónico, se han diseñado esquemas de control que son capaces de mantener sincronizados ambos sistemas para su posterior reconexión. Como caso real, se ha reportado que la MR de la cárcel de Santa Rita experimenta dificultad al realizar el cambio a modo isla debido a los tiempos de respuesta de los controladores74. 72

Ibid., p 7 73 Ibid., p 7-8 74 DEFOREST, N.; LAI, J.; STADLER, M.; MENDES, G.; MARNAY, C.; DONADEE, J. Integration & Operation of a Microgrid at Santa Rita Jail [en línea]. En: Dublín, California: ERNEST ORLANDO LAWRENCE BERKELEY NATIONAL LABORATORY [consultado en 23 de Octubre de 2015]. Disponible en Internet: http://escholarship.org/uc/item/7tr6z6zp#page-1

48

Varias investigaciones han propuesto esquemas de control para una solución inmediata a este problema. Entre ellos está la implementación de un control estratégico MultiAgente75, control que se fundamenta por los estados de predicción, transmisión de información, cálculos e implementación de varias directrices. Dentro de sus características se encuentran la coordinación entre la red y la MR, la optimización de la calidad de la energía, y fortalecimiento de la MR como aporte a la estabilidad del sistema principal. Las consecuencias más significativas que pueden derivar en el cambio de los modos de operación son: El desgaste y reducción de la vida útil de componentes tales como una pila de combustible o baterías (Las cuales son costosas), posibles daños a las cargas debidas a una mala maniobra de transición (fenómenos transitorios fuertes) asociado con una errada coordinación de protecciones. 6.7 VISIÓN DE LAS MICRORREDES EN UN FUTURO Modelo actual del sistema energético. El modelo actual (figura 12) se caracteriza por poseer una generación centralizada, que hace que el flujo de energía únicamente sea unidireccional desde las fuentes a los consumidores mediante etapas de transmisión y distribución. Los consumidores se caracterizan por ser pasivos, lo cual se traduce en que consumen la energía ofrecida.

75 DUO Shao; QI Wei; TINGZHI Nie, A Multi-Agent control strategy in microgrid island mode [en línea]. En: Strategic Technology (IFOST), 2011 6th International Forum on , vol.1, no., p.429-432 [consultado en 20 Octubre de 2015]. Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6021056

49

Figura 12. Modelo actual del sistema energético.

Fuente: VILLAFÁFILA ROBLES, Roberto. Microrredes: Sistema energético futuro [en línea]. En: Jornada monográfica sobre Smart Grids, 2013, p.21 [consultado en 20 de Octubre] Disponible en Internet: http://www.eic.cat/gfe/docs/14863.pdf Modelo planteado por la aplicación de la Generación Distribuida (Futuro) La tendencia de la Generación Distribuida, valga la pena mencionar resulta inminente, habida cuenta que modificará en grandes rasgos el modelo actual del sistema energético. Gracias a las MR’s, la generación eléctrica será descentralizada a niveles de distribución y permitirá que los consumidores se conviertan en activos, ya que adquirirán poder para cambiar las ofertas de acuerdo con las necesidades energéticas que requieran (figura 13). Fomentará la competitividad y el flujo de información entre ellos.

50

Figura 13. Modelo con Generación Distribuida.

Fuente: VILLAFÁFILA ROBLES, Roberto. Microrredes: Sistema energético futuro [en línea]. En: Jornada monográfica sobre Smart Grids, 2013, p.21 [consultado en 20 de Octubre] Disponible en Internet: http://www.eic.cat/gfe/docs/14863.pdf

51

7. EL CONVERTIDOR BACK-TO-BACK El intento de controlar la transferencia de los flujos de potencia dentro de un sistema eléctrico, ha sido una idea cuyo grado de interés representa un alto nivel investigativo, ya que el avance de la tecnología en dispositivos semiconductores, ha permitido que los convertidores electrónicos incursionen en sus ámbitos operativos. Se han concebido los FACTS (Flexible AC Transmission System), que son dispositivos o arreglos cuyos componentes son convertidores electrónicos de potencia con el fin de controlar los flujos en los sistemas eléctricos76. Es así como, uno de los arreglos electrónicos que ha tenido mayor impacto en relación con el control del flujo de potencia es el convertidor Back-to-Back (BtB), ya que ofrece la facultad de interconectar dos sistemas AC y controlar la transferencia de flujos entre ambos. Incluso, poder conectar dos sistemas AC a distinta tensión y frecuencia de operación77. 7.1 DEFINICIÓN DE UN CONVERTIDOR BACK-TO-BACK El término “Back-To-Back” se emplea cuando en determinada situación dos sujetos o dos elementos trabajan u operan en modo de cooperación. De este modo, un convertidor BtB está conformado por dos convertidores cuya función es transformar corriente DC/AC o viceversa. Ambos convertidores pueden actuar como rectificador o inversor, condicionados por la dirección del flujo de potencia en un instante de tiempo y comparten un bus o barraje en común DC con un capacitor paralelo en su composición para el almacenamiento de energía. Considerado como un FACT, una de sus principales funciones es el control de la potencia activa y reactiva de manera independiente. Lo anterior tomando en cuenta que los convertidores que lo componen, están basados en tecnología VSC (Voltage Source Converter) que permiten considerar la bidireccionalidad de los flujos78. Cuenta con nuevos desarrollos de técnicas de conmutación PWM (Pulse Width Modulation).

76 ALCALÁ, Janeth., Estudio de convertidores Back-to-Back, et al. Op. cit. p. 1-25. Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/277539414/Back-to-Back-pdf#scribd 77 AREDES, M.; DIAS, R.; DA CUNHA DE AQUINO, A.F.; PORTELA, C.; WATANABE, E., Going the Distance. En: Industrial Electronics Magazine, IEEE , Marzo de 2011,vol.5, no.1, p.36-48, Disponible en Internet: http://ezproxy.uao.edu.co:2068/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6222077 78 Ibid., p 2

52

7.2 MODELO EQUIVALENTE DE UN CONVERTIDOR BACK TO BACK

En la figura 14, se muestra el arreglo en fase de un convertidor BtB. Está conformado por dos convertidores (𝑉𝑆𝐶1 , 𝑉𝑆𝐶2) conectados a dos redes AC que pueden ser distintas (frecuencia y tensión). Los extremos red pueden comportarse como una carga pasiva, activa o un punto de generación, regido por la dirección del flujo. Tanto 𝑉𝑆𝐶1 como 𝑉𝑆𝐶2 comparten un barraje DC a través de un capacitor 𝐶𝑑𝑐 (ó 𝐶𝑐𝑑). En los lados AC de cada convertidor se considera una inductancia, la cual puede ser un reactor o un conductor. Este arreglo permite que cada convertidor pueda ser controlado de manera independiente79. Figura 14. Modelo equivalente monofásico del BtB.

Fuente: ALCALÁ RODRÍGUEZ, Janeth Aurelia. Estudio de Convertidores Back-to-Back [en línea]. Tesis para optar al grado Doctor en Ingeniería Eléctrica. San Luis Potosí: Universidad Autónoma de San Luis Potosí. Facultad de Ingeniería, 2012. 30 y 39 p [consultado 03 Marzo de 2015]. Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/277539414/Back-to-Back-pdf#scribd 79 ALCALÁ, Janeth. CHARRE, Saida. DURÁN, Miguel “Análisis del Convertidor CA/CD/CA(Back to Back) para la gestión del flujo de potencia. Tesis para título de Doctor en Ingeniería Eléctrica. Universidad San Luis Potosí. Estado de San Luis Potosí (México). 29 Febrero de 2012. 22 p.

53

Para el análisis matemático del modelo de este arreglo, es necesario dividir el circuito en tres secciones: Lado izquierdo, centro y el lado derecho del BtB80. Esta división de secciones se realiza solamente si el valor de capacitancia 𝐶𝑐𝑑 del barraje DC, es lo suficientemente grande para ser representado como una fuente de tensión controlada. En el anexo A, se explica la formulación de las ecuaciones que describen el comportamiento del convertidor BtB. En el cuadro 4, se muestran las ecuaciones en el dominio del tiempo del BtB. Cuadro 4. Ecuaciones del BtB en el tiempo.

Lado Izquierdo 𝑣1

𝑎 = 𝐿1

𝑑𝑖1𝑎

𝑑𝑡+ 𝑅1𝑖1

𝑎 + 𝑚1𝑎𝑉𝑑𝑐

(2.1)

Lado Derecho 𝑣2

𝑎 = 𝐿2

𝑑𝑖2𝑎

𝑑𝑡+ 𝑅2𝑖2

𝑎 + 𝑚2𝑎𝑉𝑑𝑐

(2.2)

Centro 𝐶𝑑𝑐

𝑑𝑉𝑑𝑐

𝑑𝑡 +

𝑉𝑑𝑐

𝑅𝑃− 𝑚1

𝑎𝑖1𝑎 − 𝑚2

𝑎𝑖2𝑎 = 0

(2,3)

7.3 MODELO EN EL MARCO DQ DEL CONVERTIDOR BACK-TO-BACK El modelo DQ, también conocido como marco de referencia síncrono o simplemente como transformada DQ, es una transformada aplicada a los sistemas eléctricos trifásicos con el objetivo de convertir las componentes “abc” variables senoidalmente en el tiempo, a valores constantes “dq0” en régimen permanente. Las componentes d y q hacen referencia a los ejes directos y de cuadratura respectivamente, mientras que 0 hace referencia a la secuencia zero81. Por ello, cuando un sistema trifásico se encuentra balanceado, sus componentes “abc” se reducen a dos componentes con información de amplitud y fase. La transformada DQ permite expresar el modelo del convertidor BtB mediante dos componentes. Para el diseño del control de flujos de potencia, esta herramienta se emplea para convertir las tensiones y corrientes que son variables en el tiempo a valores constantes en magnitud. Esto se consigue mediante la transformada de invariantes en magnitud dada por: 80 ORTEGA VELÁSQUEZ Isaac. Control no lineal de convertidores estáticos bi-direccionales de potencia [en línea]. Tesis para optar por el título de Ingeniero Eléctrico Electrónico, Universidad Nacional Autónoma de México, Facultad de Ingeniería, 84 p. Disponible en Internet: http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/2592/martinezperez.pdf?sequence=1 81

Ibid., p 175

54

𝑇 =2

3

[ sin(𝜔1,2𝑡) sin(𝜔1,2𝑡 −

2

3𝜋) sin(𝜔1,2𝑡 +

2

3𝜋)

cos(𝜔1,2𝑡) cos(𝜔1,2𝑡 −2

3𝜋) cos(𝜔1,2𝑡 +

2

3𝜋)

1

2

1

2

1

2 ]

El proceso matemático de conversión se puede ver en más detalle en el documento citado82. Finalmente el modelo del convertidor BtB en marco de referencia DQ queda dado por los siguientes términos: Lado izquierdo del convertidor BtB

𝑑𝑖1𝑑

𝑑𝑡= −

𝑅1

𝐿1𝑖1𝑑 + 𝜔1𝑖1

𝑞 +1

𝐿1𝑣1

𝑑 −1

2𝑈𝑇1𝐿1𝑣𝑑𝑐𝑚1

𝑑 (2.4)

𝑑𝑖1𝑞

𝑑𝑡= −

𝑅1

𝐿1𝑖1𝑞 + 𝜔1𝑖1

𝑑 +1

𝐿1𝑣1

𝑞 −1

2𝑈𝑇1𝐿1𝑣𝑑𝑐𝑚1

𝑞 (2.5)

Lado derecho del convertidor BtB

𝑑𝑖2𝑑

𝑑𝑡= −

𝑅2

𝐿2𝑖2𝑑 + 𝜔2𝑖2

𝑞 +1

𝐿2𝑣2

𝑑 −1

2𝑈𝑇2𝐿2𝑣𝑑𝑐𝑚2

𝑑 (2.6)

𝑑𝑖2𝑞

𝑑𝑡= −

𝑅2

𝐿2𝑖2𝑞 + 𝜔2𝑖2

𝑑 +1

𝐿2𝑣2

𝑞 −1

2𝑈𝑇2𝐿2𝑣𝑑𝑐𝑚2

𝑞 (2.7)

Centro del convertidor BtB

𝐶𝑑𝑐

𝑑𝑣𝑑𝑐

𝑑𝑡=

3

2[

1

2𝑈𝑇1(𝑚1

𝑑𝑖1𝑑 − 𝑚1

𝑞𝑖1𝑞) +

1

2𝑈𝑇2(𝑚2

𝑑𝑖2𝑑 − 𝑚2

𝑞𝑖2𝑞)]

(2.8)

Donde los términos 𝑚1

𝑑 , 𝑚1𝑞 ,𝑚2

𝑑, 𝑚2𝑞 son las entradas de control de las señales de

modulación, normalizados por 𝑈𝑇1, 𝑈𝑇2 los cuales representan los valores pico de la señal portadora.

82

Ibid., p 175

55

7.4 PRINCIPIO DE OPERACIÓN Una de las ventajas más importantes que ofrece el convertidor BTB hace alusión a que 𝑉𝑆𝐶1, 𝑉𝑆𝐶2 se pueden considerar desacoplados en un rango de potencia si el valor del capacitor es lo suficientemente grande para representar la tensión de barraje DC como una fuente ideal de tensión (inversor), o como una carga resistiva constante (rectificador)83. Se plantearan las ecuaciones en base a 𝑉𝑆𝐶1, las cuales son similares a las de 𝑉𝑆𝐶2. La tensión en terminales de los convertidores viene dado por:

𝑣𝑝𝑤𝑚1,2 = 𝑉𝑝𝑤𝑚1,2𝑠𝑒𝑛(𝑤1,2𝑡 + 𝜃1) + ∑ 𝑉𝑝𝑤𝑚1,𝑘𝑠𝑒𝑛(𝑘𝑤𝑘𝑡 + 𝜃𝑘)

∞

𝑘=2

(2.9)

Donde la primera componente es la fundamental, y la segunda componente hace referencia a los armónicos84. El flujo de potencia aparente, considerando que no existen pérdidas en la línea, inductor o conductor 𝑋𝐿1 es:

𝑆1 = 𝑉1𝑉𝑝𝑤𝑚1 sin(𝜃1 − 𝜃2)

𝑋𝐿1+ 𝐽

𝑉12 − 𝑉1𝑉𝑝𝑤𝑚1 cos(𝜃1 − 𝜃2)

𝑋𝐿1

(2.10)

Siguiendo la ecuación convencional en forma compleja de la potencia aparente:

𝑆1 = 𝑃 + 𝑗𝑄 (2.11) La potencia activa y reactiva viene dadas por las siguientes variables:

𝑃1 = 𝑉1𝑉𝑝𝑤𝑚1 sin(𝜃1 − 𝜃2)

𝑋𝐿1

(2.12)

𝑄1 = 𝑉1

2 − 𝑉1𝑉𝑝𝑤𝑚1 cos(𝜃1 − 𝜃2)

𝑋𝐿1

(2.13)

𝑽𝟏 Tensión de la red 1. 𝑽𝒑𝒘𝒎𝟏 Tensión en terminales de 𝑉𝑆𝐶1.

𝜽𝟏 Angulo de tensión de la red 1. 𝜽𝟐 Angulo de tensión de 𝑉𝑆𝐶1. 𝑿𝑳𝟏 Impedancia de la línea o conductor.

83

Ibid., p 30 84

Ibid., p 30

56

El flujo de potencia activa es proporcional a la fuente de tensión del convertidor y la tensión de la red. La dirección de ambos flujos se controla variando la diferencia entre los ángulos de la tensión de red y convertidor. Una variación significativa para la magnitud de los flujos, viene dada por la caída de tensión producida por la inductancia de la red 𝑋𝐿1.85 En el modelo DQ del convertidor BtB, los flujos de potencia vienen dados por:

𝑃1,2 =3

2(𝑣1,2

𝑑 𝑖1,2𝑑 + 𝑣1,2

𝑞 𝑖1,2𝑞 )

(2.14)

𝑄1,2 =3

2(𝑣1,2

𝑞 𝑖1,2𝑑 − 𝑣1,2

𝑑 𝑖1,2𝑞 )

(2.15)

7.5 DIMENSIONAMIENTO DE LAS INDUCTANCIAS El convertidor BtB en su estructura posee dos inductores de enlace 𝐿1, 𝐿2 que conectan las dos redes externas respectivamente. La elección del valor de estos parámetros compromete tres aspectos fundamentales que varían en gran medida la operación del convertidor BtB y el tema de la calidad de energía86: Dado que los VSC del convertidor BtB, son dispositivos que usan la técnica de conmutación mediante IGBT, se presentan los armónicos de la señal de corriente o tensión, los cuales son nocivos para la calidad de la energía. Uno de los objetivos principales de las inductancias es operar como filtro de armónicos y la efectividad depende de su valor. De acuerdo a las ecuaciones de flujos de potencia de BtB (2.12) (2.13), las potencias activa y reactiva se ven restringidas por el valor de las inductancias. Poseen una relación inversamente proporcional. Cuando los VSC operan como rectificadores, es importante medir el rizo de corriente. El valor de estas inductancias compromete este parámetro. La discusión de este valor se relaciona entonces con el tamaño, nivel de THD (Total Harmonic Distortion – Distorsión armónica total) y rizo de corriente. Un

85 ALCALÁ, Janeth., Estudio de convertidores Back-to-Back, et al. Op. cit. p. 208. Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/277539414/Back-to-Back-pdf#scribd 86

Ibid., p 63-71

57

inductor de valor pequeño genera un rizo elevado y puede producir alto porcentaje de THD. Un inductor de valor grande genera rizo pequeño además de reducir el contenido armónico, sin embargo limita la transferencia de potencia87. Un inductor de gran tamaño puede limitar la respuesta dinámica del convertidor BtB e indirectamente la operación de los controladores. De acuerdo a lo anterior, el valor de la inductancia de valor máximo viene dado por:

𝐿𝑖 = 𝑉𝑑𝑐 − √6𝑉𝑖

2𝜔𝑖𝐼𝑖

(2.16)

𝑽𝟏 Tensión de la red. 𝑰𝒊 Corriente de línea de la red.

7.6 DIMENSIONAMIENTO DEL CAPACITOR El nodo DC del BtB posee un ramal conformado por un condensador y una resistencia en paralelo la cual equivale a las pérdidas del mismo y a la de los convertidores. Este capacitor debe ser lo suficientemente grande para que proporcione la energía necesaria durante fenómenos transitorios para mantener el balance de energía en el convertidor BtB (Entre los convertidores). También reduce el contenido armónico y el rizo de tensión en el barraje DC. El análisis de los modelos del convertidor BtB responde ante la necesidad de tener un capacitor de un valor grande, ya que desacopla la parte rectificadora con la inversora y puede representar la tensión 𝑉𝑐𝑑 como una fuente ideal para el inversor, o una carga resistiva para el rectificador88. Tomando en cuenta la energía necesaria para mantener el balance en el barraje DC, se define un tiempo de descarga del capacitor en un rango estimado de 15 ms- 30 ms. El valor del capacitor se puede determinar por la ecuación89:

𝜏𝑟 =

12𝐶𝑐𝑑𝑉𝑑𝑐

2

𝑆𝑛

(2.17)

87

Ibid., p 63-71 88

ORTEGA VELÁSQUEZ Isaac. et al. Op. cit. p. 30. Disponible en Internet: http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/2592/martinezperez.pdf?sequence=1 89

ALCALÁ, Janeth., Estudio de convertidores Back-to-Back, et al. Op. cit. p. 61. Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/277539414/Back-to-Back-pdf#scribd

58

Dónde: 𝝉𝒓 Tiempo de descarga del capacitor. 𝑪𝒄𝒅 Valor del Capacitor. 𝑽𝒄𝒅 Tensión Barraje DC. 𝑺𝒏 Potencia aparente nominal.

7.7 ESQUEMA DE CONTROL PROPUESTO El esquema propuesto por este documento90 se muestra en la figura 15. Hace referencia a que 𝑉𝑆𝐶1 𝑦 𝑉𝑆𝐶2 se controlan como dos convertidores independientes, lo que se traduce a un beneficio operativo al poder tener más objetivos de control. Se establecerán controles lineales para este trabajo, los cuales se basan en arreglos PI y se emplean para tensiones en puntos locales o remotos AC, tensiones DC, potencia activa y potencia reactiva. Cabe recordar la importancia de recurrir a la transformada DQ para obtener entradas constantes en los respectivos diagramas de control. Los objetivos de control se clasifican en tres: Regulación de potencias activa y reactiva. Regulación de la tensión AC de la red. Regulación de la tensión del barraje DC.

90

Ibid., p 23

59

Figura 15. Esquema de control propuesto para el BtB.

Fuente: ALCALÁ RODRÍGUEZ, Janeth Aurelia. Estudio de Convertidores Back-to-Back [en línea]. Tesis para optar al grado Doctor en Ingeniería Eléctrica. San Luis Potosí: Universidad Autónoma de San Luis Potosí. Facultad de Ingeniería, 2012. 43 p [consultado 03 Marzo de 2015]. Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/277539414/Back-to-Back-pdf#scribd Dicho esquema propone que un convertidor controle simultáneamente la tensión del barraje DC y la potencia reactiva o la tensión AC de su red correspondiente, mientras que el otro se encarga de regular las potencias activa y reactiva o tensión AC de su red. El criterio de selección de los objetivos de control para cada convertidor se realiza de manera arbitraria, aunque en algunas ocasiones puede depender del escenario en donde se vaya a implementar91. No obstante, se debe tener en cuenta que en términos de confiabilidad para la operación correcta del BtB, el objetivo de control 𝑉𝑑𝑐 debe ser asignado al convertidor que interconecte al sistema de mayor robustez. Por lo tanto, en un escenario donde una MR se acopla a una red principal, el VSC conectado hacia la red debe ser el que se encargue de regular la tensión en el barraje DC. En la figura 16 se muestra en mayor detalle el esquema aplicado al BtB con los respectivos objetivos de control.

91

Ibid., p 78

60

Figura 16. Esquema de control con bloques y lazos de control.

Fuente: ALCALÁ RODRÍGUEZ, Janeth Aurelia. Estudio de Convertidores Back-to-Back [en línea]. Tesis para optar al grado Doctor en Ingeniería Eléctrica. San Luis Potosí: Universidad Autónoma de San Luis Potosí. Facultad de Ingeniería, 2012. 94 p [consultado 03 Marzo de 2015]. Disponible en Internet: http://es.scribd.com/doc/277539414/Back-to-Back-pdf#scribd Se observa los diagramas de control de cada convertidor VSC. En este caso, 𝑉𝑆𝐶1 regula la tensión DC y la potencia reactiva, mientras que 𝑉𝑆𝐶2 controla la potencia activa y reactiva. Cada regulador está compuesto por un lazo externo y un lazo interno de control que corresponde a los controladores de corrientes. Finalmente cada regulador a su salida obtiene un valor de señal de modulación 𝑚1,2

𝑎𝑏𝑐 hacia el convertidor correspondiente92. En la figura 17, se presenta los diagramas de control que se implementaran en el NEPLAN para el control de la transferencias del flujo del convertidor BtB.

92

Ibid., p 79-92

61

Figura 17. Diagramas de reguladores en NEPLAN.

Fuente: Diagramas de Regulación predeterminados por NEPLAN.

62

8. SELECCIÓN DE LA MICRORRED En este capítulo se llevó a cabo la selección de la MR, la cual fue sometida a simulaciones para analizar su comportamiento en el ámbito estacionario y dinámico en el software NEPLAN. Este software ofrece los soportes suficientes para realizar los estudios de flujo de carga, estabilidad de pequeña señal, estabilidad transitoria, entre otros análisis pertinentes a la operación del sistema. Si bien, resulta sencillo diseñar una MR con todas las componentes básicas tal como se describió en el capítulo 1, sin embargo la mayoría de artículos, trabajos de grado e investigaciones con referencia a los sistemas eléctricos de potencia por formalidad se apoyan en sistemas reconocidos ampliamente en el sector, por sus características especiales y/o nivel de profundización investigativo que conllevan, haciendo que dichos trabajos adquieran un nivel de credibilidad mayor. En los documentos consultados, no se encontró una metodología de selección de una MR que tenga una intención tan especifica como en la que se presentó en este trabajo. Por lo tanto, se creó una metodología que parte de un sistema eléctrico conocido, el cual se verá sometido a modificaciones de manera sutil. Es decir, se realizaron cambios procurando afectar levemente las características iniciales del sistema original; entre ellos se consideran los niveles de tensión, la distancia de los conductores, el dimensionamiento de elementos y la reducción proporcional de los flujos de potencia. En la figura 18, se muestra de manera frívola las etapas de la metodología Figura 18. Etapas del proyecto diseñado en NEPLAN.

El proyecto realizado en NEPLAN recibe el nombre de “SistemaTesis”. La versión en la cual se creó es la 5.5.3. Este proyecto se realizó en cuatro etapas siguiendo la metodología empleada para la selección de la MR. La primera variante recibe el nombre de “Sistema Original”, la cual contiene el sistema de dos áreas de Kundur

63

tomado de los ejemplos del software. Luego, se encuentra una segunda variante llamada “Sistema Trabajo” que consiste en sistema de dos áreas reducido proporcionalmente, convertido en una MR. Posteriormente, la tercera variante recibe el nombre de “con BTB”, cuyo contenido se encuentra la MR conectada a una red principal a través de un convertidor BtB. Finalmente, la cuarta variante recibe el nombre de “Renovables”, con la misma configuración de la variante “con BTB”, pero se remplazan generadores sincrónicos por una planta solar y una planta eólica. 8.1 SISTEMA DE DOS ÁREAS DE KUNDUR El sistema de dos áreas es un sistema de potencia creado por Prahba Kundur93 y es conocido ampliamente en el sector como un modelo realista debido a su estructura y por servir como referencia para el estudio de los modos de oscilación en un área o entre áreas. En la figura 19 se observa la disposición de este sistema. Se caracteriza por tener dos áreas simétricas topológicamente, unidas por un vínculo o un enlace débil. Bajo condiciones normales de operación, el área 1 provee 400 MW al área 2 a través de dicho enlace. Posee banco de capacitores para mantener una regulación de tensión apta para los barrajes PQ o de carga. Posee niveles de tensión de 20kV para subestaciones de generación y 230kV para el transporte de energía. La frecuencia del sistema es 60 Hz. En la figura 20, se presenta el sistema de dos áreas en NEPLAN.

93

KUNDUR, P. et al. Op. cit. p.813. Disponible en Internet: http://es.slideshare.net/surenthar6/power-system-analysis-hadi-saadat

64

Figura 19. Diagrama sistema de dos áreas de Kundur.

Fuente: KUNDUR, P. Power System Stability and Control: Small Signal Stability [en línea]. 1 Ed: McGraw-Hill, 1994, p. 813 [consultado 10 Marzo de 2014]. Disponible en Internet: http://es.slideshare.net/surenthar6/power-system-analysis-hadi-saadat

Cuadro 5. Datos Líneas de Transmisión sistema de dos áreas de Kundur.

Línea entre

barrajes Distancia

(Km) Resistencia

(Ω/Km) Inductancia

(Ω/Km) Capacitancia

(μF/Km)

5-6 25 0,0529 0,529 0,0105 6-7 10 0,0529 0,529 0,0105

10-11 25 0,0529 0,529 0,0105 9-10 10 0,0529 0,529 0,0105

7-8 (2) 110 0,0529 0,529 0,0105 8-9 (2) 110 0,0529 0,529 0,0105

Cuadro 6. Datos Transformadores sistema de dos áreas de Kundur.

Transformador Resistencia (Ω)

Reactancia (p.u.)

Potencia Nominal (MVA)

T1 25 0,15 900 T2 10 0,15 900

T3 25 0,15 900

T4 10 0,15 900

65

Cuadro 7. Datos Máquinas Sincrónicas sistema de dos áreas de Kundur.

Parámetro Máquinas Sincrónicas

Generador 1

Generador 2

Generador 3

Generador 4

Tensión Nominal (kV) 20 20 20 20

Potencia Nominal (MVA) 900 900 900 900

𝑋𝑑 (p.u.) 1,8 1,8 1,8 1,8

𝑋𝑑′(p.u.) 0,33 0,33 0,33 0,33

𝑋𝑑′′(p.u.) 0,25 0,25 0,25 0,25

𝑋𝑞(p.u.) 1,7 1,7 1,7 1,7

𝑋𝑞′(p.u.) 0,55 0,55 0,55 0,55

𝑋𝑞′′(p.u.) 0,25 0,25 0,25 0,25

𝑋𝑙(p.u.) 0,2 0,2 0,2 0,2 𝑇𝑑𝑜′(s) 8 8 8 8 𝑇𝑞𝑜′(s) 0,4 0,4 0,4 0,4 𝑇𝑞𝑜′′(s) 0,05 0,05 0,05 0,05

Constante de Inercia (𝐻(𝑠))

6,5 6,5 6,175 6,175

Tensión en bornes (p.u.) 1,03 1,01 1,03 1,01 Potencia Generada (MW) 700 700 700 700 Potencia Sincronizante

(MW/Hz) 0 0 0 0

𝑋𝑑 (p.u.) Reactancia sincrónica de eje directo. 𝑋𝑑′(p.u.) Reactancia transitoria de eje directo. 𝑋𝑑′′(p.u.) Reactancia subtransitoria de eje directo. 𝑋𝑞(p.u.) Reactancia sincrónica de eje cuadratura. 𝑋𝑞′(p.u.) Reactancia transitoria de eje cuadratura. 𝑋𝑞′′(p.u.) Reactancia subtransitoria de eje cuadratura. 𝑋𝑙(p.u.) Reactancia de dispersión del estator (Potier). 𝑇𝑑𝑜′(s) Constante de tiempo transitorio de circuito abierto de eje directo.

𝑇𝑑𝑜′′(s) Constante de tiempo subtransitorio de circuito abierto de eje directo.

𝑇𝑞𝑜′(s) Constante de tiempo transitorio de circuito abierto de eje cuadratura.

𝑇𝑞𝑜′′(s) Constante de tiempo subtransitorio de circuito abierto de eje directo

66

Cuadro 8. Datos Cargas y Capacitores sistema de dos áreas de Kundur.

Barrajes Carga

Potencia Activa (MW)

Potencia Reactiva (MVar)

Compensación Reactiva (MVar)

7 1003,71 107,73 - 7 - - 200

9 1814,27 105,42 -

9 - - 350

67

Figura 20. Representación NEPLAN del sistema de dos áreas de Kundur

68

8.2 CONVERSIÓN A MICRORRED Para el cumplimiento del objetivo trazado en éste trabajo, se procedió a realizar la conversión de algunos parámetros del sistema de dos áreas de Kundur; siendo el anterior un sistema eléctrico de potencia que tiene características eléctricas de gran dimensión. El propósito fue reducir algunos parámetros proporcionalmente para no afectar en gran medida las características eléctricas que el sistema originalmente posee; esto con el fin de procurar mantener un punto de referencia. Los parámetros que se modificaron son los siguientes: Infraestructura: Existe el interés por modelar este sistema con parámetros reales. De esta manera, los elementos tales como transformadores, conductores, generadores, entre otros fueron modificados con características de dispositivos que existen en el mercado con su respectiva ficha técnica. Por otro lado, se incorporó el convertidor BtB que serviría como enlace entre este sistema y una red principal. Específicamente la conexión de este dispositivo se realizó en el barraje 8. La red principal fue modelada como un equivalente de red. Las distancias de las líneas se redujeron de manera proporcional. Originalmente el sistema tiene conductores cuyas distancias están en el orden de los kilómetros (Km). Entonces, partiendo que una MR es un sistema de potencia seis veces más pequeño, se consideró reducir estas distancias proporcionalmente a un factor de 0,001, manejando el orden de los metros. Ámbito Operativo: Para la conversión a MR, fue necesario cambiar los valores de algunos parámetros. Tensiones en bornes de los generadores: El sistema de dos áreas alimenta dos cargas relativamente pesadas con respecto a su régimen de generación. Adicionalmente, cuenta con líneas de transmisión de gran distancia y con transformadores más robustos. Por lo tanto, mantener tensiones en bornes de las máquinas sincrónicas por encima de sus nominales, es una necesidad para establecer una buena regulación de tensión. No obstante, al reducir las dimensiones del sistema, no existe la necesidad de mantener una tensión elevada y, por consiguiente, se fijó a sus valores nominales. Régimen de generación-carga: Los flujos de potencia del sistema de dos áreas originalmente se encuentran en el orden de los MW y MVar. Para reducirlos escalarmente se empleó un factor de 0,0001 en generación y carga, por lo tanto se presentaran flujos en el orden de los kW y kVar. En cuanto a la compensación

69

reactiva de los bancos de capacitores, se fijo de manera conveniente de acuerdo al comportamiento estático del sistema; incluso pueden ser excluidos, aunque no se realizó por mantener las referencias del sistema de dos áreas. Niveles de Tensión en el sistema: Las MR por lo general, se encuentran en la etapa de distribución, por lo tanto al reducir los perfiles de los flujos, también se debe realizar una reducción de los niveles de tensión en los barrajes del sistema. Aquellas barras que poseen un generador conectado, se les asignó una tensión de 220 V y las barras que componen la etapa de distribución, un nivel de tensión de 13,2 kV. Así mismo, se asignó una tensión a la red principal de 34,5 kV. Ocho Conductores N2XSY 1X35 12/20 kV. Ficha técnica disponible en: http://files.kabelmetal-indonesia.com/contents/IEC/MV/CPConductor/N2XSY.pdf Cuadro 9. Datos Líneas de Transmisión de la MR.

Línea entre

barrajes Distancia

(Km) Resistencia

(Ω/Km) Inductancia

(Ω/Km) Capacitancia

(μF/Km)

5-6 0,025 0,518 0,152 0,159 6-7 0,01 0,518 0,152 0,159

10-11 0,025 0,518 0,152 0,159

9-10 0,01 0,518 0,152 0,159

7-8 (2) 0,11 0,518 0,152 0,159

8-9 (2) 0,11 0,518 0,152 0,159

Cuatro transformadores DIELCO de 75 kVA, 13,2 kV / 440Y-254 V. Ficha técnica disponible en: http://www.dielco.net/doc/ptabb.pdf Un transformador SUNTEC de 30 kVA, 34/15 kV, ubicado hacia el lado de la red principal. Ficha técnica disponible en: http://www.suntec.com.co/~suntec8/sites/default/files/documentos/catalogo_transformadores_en_aceite.pdf

70

Cuadro 10. Datos Transformadores de la MR.

Transformador Reactancia (p.u.)

Potencia Nominal

(kVA) T1 0,45 75 T2 0,45 75

T3 0,45 75

T4 0,45 75

T5 0,3 30 Cuatro generadores sincrónicos hidráulicos MJT 250 MA 4 - MarelliMotori de 440 V, 163 kVA para plantas hidráulicas, con sus respectivos controladores AVR. Ficha Técnica disponible en: http://www.marellimotori.com/files/SELHYDIS000.pdf Cuadro 11. Datos Máquinas Sincrónicas de la MR.

Parámetro Máquinas Sincrónicas

Generador 1

Generador 2

Generador 3

Generador 4

Tensión Nominal (V) 440 440 440 440

Potencia Nominal (kVA) 163 163 163 163

𝑋𝑑 (p.u.) 1,8 1,8 1,8 1,8

𝑋𝑑′(p.u.) 0,3 0,3 0,3 0,3

𝑋𝑑′′(p.u.) 0,25 0,25 0,25 0,25

𝑋𝑞(p.u.) 1,7 1,7 1,7 1,7

𝑋𝑞′(p.u.) 0,5 0,5 0,5 0,5

𝑋𝑞′′(p.u.) 0,25 0,25 0,25 0,25

𝑋𝑙(p.u.) 0,2 0,2 0,2 0,2 𝑇𝑑𝑜′(s) 8 8 8 8 𝑇𝑑𝑜′′(s) 0,03 0,03 0,03 0,03 𝑇𝑞𝑜′(s) 0,4 0,4 0,4 0,4 𝑇𝑞𝑜′′(s) 0,03 0,03 0,03 0,03

Constante de Inercia (𝐻(𝑠)) 8 8 8 8 Tensión en bornes (p.u.) 1 1 1 1 Potencia Generada (MW) 0,07 0,07 0,07 0,07

Potencia Sincronizante (MW/Hz) 6,25 6,25 6,25 6,25

71

Cuadro 12. Datos Cargas y Capacitores de la MR.

Barrajes Carga

Potencia Activa (kW)

Potencia Reactiva

(kVar)

Compensación Reactiva

(kVar) 7 100,372 10,774 - 7 - - 2

9 181,428 10,542 -

9 - - 2

Parametrización del convertidor Back-to-Back en NEPLAN En la figura 21 se presenta el modelo del convertidor BtB en NEPLAN. El área encerrada en rojo contiene la estructura del convertidor BtB. Sus barrajes extremos corresponden a las tensiones AC, mientras que el barraje central indica la tensión DC. El arreglo de convertidores VSC se realiza mediante bloques PWM que pueden actuar como inversor o rectificador en función de la dirección del flujo de potencia. En cualquier lado extremo se podrán interconectar la MR y la red principal cuyo modelo se caracteriza en un “equivalente de red”. Para fines realísticos, se ubicaron dos transformadores en cada lado, ya que los convertidores operan a una tensión más baja que la del nivel de distribución (13,2kV para la MR). Figura 21. Modelo del convertidor BtB en NEPLAN.

72

El software NEPLAN se caracteriza por ser un software funcional, es decir, este simulador no exige en algunos elementos un nivel de profundidad complejo para caracterizarlos con los parámetros correspondientes, sino que ya traen consigo unos modelos predeterminados por el mismo, permitiendo al usuario indicar parámetros netamente relacionados al régimen operativo y que sean lo suficientemente relevantes para ejercer cambios en el comportamiento del sistema; este caso se aplica para los bloques PWM. La figura 22 hace referencia a las interfaces de los bloques PWM en NEPLAN. En ellas, se pueden digitar parámetros que comprometen estrictamente al análisis de los estudios de los sistemas de potencia; tales como potencia nominal y tensión nominal del convertidor. De estos bloques se entiende que implican una técnica de conmutación definida, por lo que el software puede obviar parámetros como señales portadoras u otros relacionados con PWM. Por consiguiente, el simulador aprueba al usuario proponer qué objetivos de control deben ser atendidos por cada convertidor; y entre ellos están la tensión AC, tensión DC, potencia activa, potencia reactiva, señales de modulación de eje directo y cuadratura. Del mismo modo, cuando estos bloques controlan potencia activa y reactiva, la interfaz exige al usuario un valor definido, por lo que no es necesario implementar un reactor o un conductor en serie con ellos, y es por esa razón que el modelo diseñado en NEPLAN del BtB no contiene los inductores de enlace.

73

Figura 22. Interfaces bloques PWM.

La selección de los objetivos de control se asignó de la siguiente forma: 𝑉𝑆𝐶1, el cual se conecta hacia la red principal, controlará las tensiones AC de su respectivo barraje y la tensión DC del enlace del BtB. 𝑉𝑆𝐶2, aquel conectado hacia el lado de la MR, se encargará de controlar la magnitud y dirección del flujo de potencia activa y reactiva. 2 convertidores Schneider Electric ATV61HC11Y trifásicos de 110kW (fp aprox. 1), 400 Vdc. Ficha técnica disponible en: http://download.schneider-electric.com/files?p_Reference=8+P02+513+EN.04-04&p_EnDocType=Technical%20leaflet&p_File_Id=755959320&p_File_Name=8_P02_513_EN_04-04.pdf 2 transformadores ABB para fabricación. 45 kVA, 13 200 kV / 380 kV. Ficha técnica disponible en: http://www.interelectricas.com.co/pdf/distribucion2%20abb.pdf

74

Cuadro 13. Datos del convertidor Back-to-Back diseñado.

Parámetro Convertidores VSC VSC 1 VSC 2

Tensión Nominal AC (kV) 380 380

Potencia Nominal (kVA) 110 110

Tensión de DC (V) 400 400

Banco de Capacitores (mF) 40* 40* *Este valor de capacitancia tiene un tiempo de descarga de 29 ms de acuerdo a la ecuación (2,27). Como se describió en el capítulo 2, para cada objetivo de control del convertidor BtB, se diseñó entonces un diagrama de control con controladores PI en NEPLAN (Ver anexo B). En la figura 24 se aprecia el sistema de dos áreas reducido a MR acoplado a una red principal mediante un convertidor BtB.

75

Figura 23. Diseño de esquemas de control en NEPLAN.

76

Figura 24. Representación NEPLAN del sistema MR con BtB.

77

8.3 IMPLEMENTACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES La generación distribuida surge nuevamente por la creación y avances de las tecnologías de generación de energías limpias. Por ello, es de suma importancia observar cómo se comportó estáticamente y dinámicamente una MR que contiene este tipo de fuentes de generación en su estructura. Una vez realizada la conversión a MR del sistema de dos áreas, se procedió a remplazar dos de las cuatro máquinas sincrónicas por fuentes de energía renovables a base de convertidores estáticos, como la solar y la eólica (figura 27). Se conservaron dos máquinas sincrónicas, ya que sus características dinámicas contribuyen a la amortización de pequeñas perturbaciones o eventos relativamente magnos no deseados que puedan suceder dentro de la MR. Posteriormente, se realizó el dimensionamiento de estas plantas renovables: Diseño de la planta solar: Se desea diseñar una planta solar cuya potencia activa a entregar debe ser de 70 kW. La planta solar debe operar a 220 𝑉𝑎𝑐. Para el diseño de la matriz de paneles, se usa la celda solar SUNPOWER E20-327. Ficha técnica disponible en:http://www.sunpowercorp.es/cs/Satellite?blobcol=urldata&blobheadername1=Content-Type&blobheadername2=Content-Disposition&blobheadervalue1=application%2Fpdf&blobheadervalue2=inline%3B+filename%3Dsp_E20_327_320_ds_ES_A4MC4_505813A_web_Resi.pdf&blobkey=id&blobtable=MungoBlobs&blobwhere=1300288713309&ssbinary=true Un transformador ABB de 75kVA, 13,2 kV / 220 Y -127 V. Ficha técnica disponible en: http://www.interelectricas.com.co/pdf/caracteristicas%20tecnicas%20de%20los%20transformadores%20trifasicos%20serie%2015%20kv%20fabricados%20por%20abb.pdf El inversor empleado para esta planta solar es el SUNNY TRIPOWER 10000TL. Ficha técnica disponible en: http://www.gehrlicher.com/fileadmin/content/pdfs/en/wechselrichter/SMA_Tripower_en.pdf

78

Cuadro 14. Algunos datos nominales de la celda SUNPOWER E20-327 .

Parámetro Tensión en punto de

máxima potencia (𝑉𝑑𝑐) 54,7

Corriente Nominal (A) 5,98 Potencia Nominal (W) 327

Cuadro 15. Algunos datos nominales del inversor SUNNY

Parámetro Potencia de Salida (kW) 10

Tensión nominal de entrada (𝑉𝑑𝑐)

600

Tensión nominal de salida (𝑉𝑎𝑐) 220

Para obtener una planta solar con los requerimientos dados, entonces la corriente necesaria es:

𝐼 =70 𝑘𝑊

600 𝑉= 116,66 𝐴

La cantidad de ramales para proveer 116,66 A serían:

116,66 𝐴

5,98 𝐴~ 20 𝑟𝑎𝑚𝑎𝑙𝑒𝑠

Para establecer un nivel de tensión aproximadamente de 600 𝑉𝑑𝑐 en terminales de la planta, entonces se emplean:

600 𝑉

54,7 𝑉~ 11 𝑐𝑒𝑙𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 + 1 𝑐𝑒𝑙𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑠𝑝𝑎𝑙𝑑𝑜

Finalmente, la planta solar tendrá una matriz de paneles SUNPOWER E20-327 de 12x20. Debe entregar 70 kW, por lo que se emplea un conjunto de siete inversores SUNNY TRIPOWER 10000TL conectados en paralelo. En la figura 25, se diseña la planta solar en NEPLAN, cuya matriz de paneles se resume en un bloque llamado “Gen. Fotovoltaico DC” y el conjunto de inversores será equivalente a un bloque PWM que actuara como inversor. La batería se seleccionó de manera arbitraria y tiene un valor de 0,2 F.

79

Figura 25. Planta Solar en NEPLAN.

Diseño de la planta eólica: Se desea diseñar una planta eólica cuya potencia activa a entregar debe ser de 70 kW. La planta eólica debe operar a 220 V. Se consideró un tipo de arreglo para fuentes eólicas conocido como DDSG (Direct Drive Source Generator). Esta clase de aerogeneradores son también unas máquinas de velocidad variable equipados con un convertidor BtB que interconecta el estator de la máquina a la red. El generador o bien podría ser de inducción, sincrónico, o un generador síncrono de imanes permanentes. Estos tipos de generadores tienen una amplia gama de velocidades y son capaces de extraer la potencia máxima. Este arreglo tiene la facultad de controlar potencia activa y reactiva de forma independiente, no obstante al tener dos convertidores, lo hacen ser costoso94. En la figura 26, se presenta el diseño de la planta eólica DDSG. Los aerogeneradores seleccionados son INNOVA i25Power cuya potencia nominal es de 50 kW, y el INNOVA i20Power que posee potencia nominal de 20kW. Fichas técnicas disponible en: http://myslide.es/documents/catalogo-aerogeneradores-2009.html. Ambos aerogeneradores operan a una tensión de 400 V. El transformador que se usará para elevar de 220 V a 13,2 kV es del mismo tipo usado en la planta solar.

94

VITTAL, Vijay; AYYANAR, Raja. Grid Integration and Dynamic Impact of Wind Energy. En: New York: Springer. p. 7.

80

Figura 26. Planta Eólica en NEPLAN.

Figura 27. Representación en NEPLAN de la MR con las plantas solares y eólicas.

81

8.4 METODOLOGÍA PARA LOS ESTUDIOS 8.4.1 Estático: flujos de carga Para la elaboración del estudio de flujo de carga, previamente se estableció un régimen de generación y demanda en un instante de tiempo. El sistema opera a su máxima capacidad. Posteriormente se clasificó las barras del sistema: Barras de carga: 7 y 9 (con compensación reactiva) Barras de regulación PV: 1,2 y 4. Barras Slack: 3 y 12. Cuadro 16. Demanda del sistema.

Demanda del sistema

Barrajes Potencia Activa (kW)

Potencia Reactiva

(kVar)

Compensación Reactiva (kVAr)

7 100,372 10,774 - 7 - - 2

9 181,428 10,542 -

9 - - 2

Cuadro 17. Régimen Generación del sistema.

Generación del sistema

Barrajes Potencia

Activa (kW)

Tensión en bornes (p.u.)

Comentario

1 70 1 Nodo PV 2 70 1 Nodo PV 3 SLACK 1 Nodo SLACK 4 70 1 Nodo PV

12 SLACK 1 Nodo de la red principal.

82

Por lo regular, en los estudios de flujo de carga se emplea un barraje de referencia para el cálculo correcto de todos los perfiles de flujos presentes en el sistema. Sin embargo, para este trabajo se seleccionaron dos barrajes de tipo slack. La razón consiste en que la barra 12 es aquella que interconecta la red principal con el convertidor BtB, y se debe hacer la salvedad sobre el convertidor VSC que tiene la potencia activa y reactiva como objetivos de control, ya que estos valores son fijados por el usuario, y no por el simulador. Si este barraje fuese clasificado como PQ o PV, crearía conflicto con el cálculo y por tanto no convergería el resultado. El equivalente de red debe estar sujeto a los cambios de los flujos que se programen desde el convertidor BtB, catalogándolo como un barraje slack. Afortunadamente, NEPLAN tiene una opción la cual permite fijar el porcentaje (%) de importancia en el estudio que tiene cada nodo de referencia presente en el sistema. Por lo tanto, para el barraje 12 se fijó una importancia del 0%, como se muestra en la figura 28. Figura 28. Porcentaje de importancia de los nodos SLACK.

El modelo matemático empleado para el cálculo es el de Newthon-Raphson y se determinó el nivel de precisión del cálculo y el máximo número de iteraciones que puede realizar el simulador. Estos parámetros son fijados como se presenta en la figura 29. Figura 29. Precisión y número de Iteraciones Flujo de carga.

El objetivo de este estudio es observar la magnitud y dirección de los flujos de potencia en una MR cuando: (1) en su interconexión con su red principal se realiza mediante un conductor (sin BtB) o (2) mediante un convertidor BtB. Para el primer

83

caso, se expondrá el comportamiento estático inherente de la MR y para el segundo caso se evaluará dicho comportamiento en tres escenarios: MR en modo “isla” (figura 34). MR demandando flujos de potencia desde la red principal (figura 35). MR entregando flujos de potencia hacia la red principal (figura 36). Para el segundo caso, el convertidor BtB tendrá una transferencia de flujo de potencia controlada de 10 kW y 0 kVar para los dos últimos escenarios. 8.4.2 Dinámico: estabilidad de pequeña señal Se presentaron cuatro casos para los análisis de estabilidad de pequeña: Sistema MR en modo “isla” (Caso A-figura 37).

Sistema MR conectado a red principal mediante conductor (Caso B-figura 38). Sistema MR conectado a red principal mediante convertidor BtB y compuesto por generadores síncronos (Caso C- figura 39). Sistema MR conectado a red principal mediante convertidor BtB y compuesto por dos generadores síncronos y dos fuentes de energía a base de convertidores estáticos (solar y eólica) (Caso D- figura 40). Se expusieron los mapas de polos y ceros para cada caso, junto con los modos de oscilación (figura 41) para observar los niveles de estabilidad del sistema ante pequeñas perturbaciones. Posteriormente se identificaron los modos entre-áreas y locales para cada caso, con el fin de comparar los cambios que se dieron en cada caso.

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8.4.3 Dinámico: estabilidad transitoria El objetivo del estudio de estabilidad transitoria es observar cómo se comportan las transferencias de flujos de potencia ante un evento no deseado o una falla (figuras 45 y 46). Es importante observar la regulación de los perfiles de tensión AC (figura 44) y, para las MR que poseen convertidores BtB, el comportamiento de la tensión del enlace DC (figura 43). Se consideraron de igual manera los casos presentados en el estudio de estabilidad de pequeña señal. Para su elaboración, se prosiguió a describir el evento que sería simulado en NEPLAN (ver anexo C). Salida de un generador: Este evento es bastante común en la práctica, para gestionar los despachos de los generadores en los grandes sistemas eléctricos de potencia, o cuando suceden eventos de contingencia. Por consiguiente, este tipo de eventos no afectaría mucho a estos sistemas que son de gran robustez. Sin embargo, si suceden en una MR cuya disposición de infraestructura es bastante pequeña, resulta ser un caso interesante de estudio. Además, cabe recordar que la MR dispuso de fuentes renovables como la solar y la eólica, en las cuales su régimen de generación no es constante. El objeto de simular este acontecimiento estriba en los comportamientos de los flujos de potencia transferidos de la red principal a la MR mediante el convertidor BtB, cuando el sistema requiera cubrir la demanda exigida en ese instante. Adicionalmente para los casos C y D, se observaron los regímenes de estatismos de cada uno de los generadores después de sucedido el acontecimiento (figura 47). Esta situación se simuló sobre el generador 2 como se muestra en la figura 30, el cual es una máquina sincrónica. Este elemento simplemente sale de servicio al cabo de los 3 segundos de simulación. Figura 30. Salida de un generador.

Variación del recurso solar: Cuando una planta solar es puesta en operación, la radiación solar varía continuamente, por lo que su régimen de generación no será constante. Es importante simular este evento para observar el comportamiento de la transferencia de flujos del convertidor BtB, en el momento en que dicha fuente de generación no trabaje en sus condiciones normales.

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Únicamente, este evento se aplico para el caso de la MR que en su composición posee fuentes renovables (Caso D). Esta situación se simuló sobre la planta solar, donde se indica que a los 10 segundos se reducirá la radiación, pero al cabo de los 15 segundos volverá a recuperarla (figura 48).

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9. RESULTADOS Comportamiento estático Para interpretar las tablas de resultados por flujos de carga en NEPLAN, se recurre a la figura 31 y se toma en cuenta lo siguiente: La primera columna hace alusión al barraje origen de ese flujo de potencia. Si la magnitud de los flujos P y Q tienen un signo (-) indica que entran a dicho barraje, mientras que si no tienen el signo, indica que estos flujos salen del mismo. Nota: Para ser comparados los perfiles de tensión y cargabilidad de los dos casos explicados en la metodología (pag. 81), el convertidor BtB debe entregar la misma cantidad de flujos que en el comportamiento inherente de la MR conectada a una red principal mediante un conductor. Figura 31. Flujos de Carga. Sin BtB (Superior). Con BtB (Inferior)

La regulación de tensión y cargabilidad de elementos (tales como transformadores y líneas), se presentaron en la figura 32 y 33 respectivamente. Para evaluar la regulación de tensión, este valor debe estar comprendido en un rango delimitado por el 95% y el 105% de su nominal en cada barraje.

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Figura 32. Regulación de Tensión del sistema. Sin BtB (izquierda). Con BtB (derecha).

Figura 33. Cargabilidad de líneas y transformadores. Sin BtB (izquierda). Con BtB (derecha).

Se prosiguió a realizar el análisis del segundo caso, evaluando el comportamiento estático del sistema mediante la transferencia de los flujos de potencia a través del

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convertidor BtB. Como se había mencionado (pag. 82), se transfirieron un total de 10 kW para los casos de demanda y entrega de la MR. Visualmente, estas variaciones se presentan en dos zonas de la misma: El enlace que une las dos áreas simétricas y en el generador 3 slack, el cual se encargaría de cubrir la demanda restante del sistema. MR en modo isla En la figura 34, se presenta la operación de la MR cuando se encuentra aislada de la red principal y por lo tanto, el convertidor BtB no estará transfiriendo.

Figura 34. Flujos en modo "isla".

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El enlace que une ambas áreas simétricas transfiere un total de 39,4 kW del área A al área B. Los flujos que pasan a través del transformador “BtB Tr1” son nulos, lo que indica que la MR opera en modo “isla”. El generador 3 siendo el slack y el encargado de cubrir la demanda residual, opera dentro de sus condiciones normales (71,9 kVA). La MR demanda potencia activa de la red principal En la figura 35, se muestra la operación cuando el convertidor BtB es programado para absorber o demandar potencia activa de la red principal. Este caso sucede cuando alguna de las cargas exige más demanda de energía que en condición normal, o bien cuando uno de los generadores no puede operar en condiciones normales. Figura 35. Flujos de demanda de potencia activa de la red principal.

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El flujo de potencia que se transfiere desde la red principal hacia la MR es de 10kW definidos por el convertidor BtB. Se aprecia que esta cantidad de flujo se dirige hacia la carga más pesada “LOAD 9”. A diferencia del escenario en modo isla, el área 1 junto con la red principal transfiere un total de 49,4 kW al área 2 a través del enlace. El generador 3 “alivia” su carga correspondiente (61,9kW). La MR entrega potencia activa a la red principal Finalmente, en la figura 36, se observa la operación de la MR cuando el convertidor BtB es programado para entregar potencia activa hacia la red principal. Este escenario puede simular el momento en el que se desea vender energía a la red principal, y que en algún momento la carga no demande la energía en condiciones normales.

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Figura 36. Flujos de entrega de potencia activa hacia la red principal

El flujo de potencia que se transfiere desde la MR a la red principal es de 10 kW. El generador 3 siendo el slack y el encargado de cubrir la demanda restante, es el que debe producir los 10 kW de potencia activa, lo cual hace que se sobrecargue un poco más. Para este escenario, el área 1 transfiere 10 kW hacia la red y el residual de flujo hacia el área B, siendo este específicamente un total de 29,4 kW.

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Cuadro 18. Comparación de los dos casos. MR conectada a Red

principal mediante conductor

MR conectada a Red principal mediante BtB

Regulación de Tensión

Son similares. Son similares. La mínima diferencia se da por la impedancia representada por los transformadores a los extremos del convertidor BtB la cual no es significativa.

Control de flujos de potencias.

La cantidad de flujo de activa y reactiva es determinada por el comportamiento inherente del sistema y de su respectivo régimen de generación y demanda.

La cantidad de flujo de activa y reactiva es determinada por un valor fijado en el convertidor BtB. De acuerdo a ello, el régimen de generación de las máquinas sincrónicas o fuentes de energía renovable pueden variar en función de ello. Resulta atractivo controlar los flujos de potencia para una gestión del sistema, contribuyendo enormemente al propósito de la generación distribuida.

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Comportamiento dinámico: Estabilidad de pequeña señal. Caso A Figura 37. Sistema MR en modo “Isla”

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Caso B

Figura 38. Sistema MR conectado a red principal mediante conductor.

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Caso C Figura 39. Sistema MR conectado a red principal mediante convertidor BtB y compuesto por generadores sincrónicos.

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Caso D Figura 40. Sistema MR conectado a red principal mediante convertidor BtB y compuesto por dos generadores sincrónicos y dos fuentes renovables.

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Posteriormente se prosiguió a graficar un modo de oscilación para cada caso. El criterio de selección de dicho modo se basa en que deben ser electromecánicos, cuyo interés radica en qué manera oscilan los generadores. Para la identificación de estos, se observaron los autovalores más cercanos al eje imaginario. Cuadro 19. Modos de oscilación a comparar.

Modo de Oscilación Caso A 9 Caso B 9 Caso C 9 Caso D 7

Figura 41. Formas Modales para cada caso.

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Figura 41 (continuación).

Nótese que para el caso D (figura 40), aparece un nuevo modo de oscilación (modo 8), el cual resulta ser interesante. En la figura 42 se presenta la forma modal.

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Figura 42. Forma modal del modo "8" del caso D.

Este modo al tener una frecuencia de 0,416 Hz se podría categorizar como un modo entre-área. Sin embargo, el comportamiento de su forma modal donde solo interviene la participación de un generador eólico que opera con convertidores estáticos, se le atribuye más a que sea un modo de control. Cuadro 20. Comparación de los casos. Caso A, B y C Caso D Nivel de estabilidad.

Para los casos A, B y C, los modos de oscilación electromecánicos (cercanos al eje imaginario) se tratan de mantener, pues su variación es mínima y despreciable. Se concluye que el remplazo o implementación de un convertidor BtB que interconecte la MR con una red principal, no afecta los modos electromecánicos del sistema, lo cual es positivo en términos de operación y estabilidad.

Este caso en particular si presenta una variación significativa. Aparecen modos de oscilación con una componente imaginaria considerable, lo que conlleva a que el sistema tenga comportamientos más oscilatorios. Los modos electromecánicos cambian ligeramente. Se concluye que reemplazar generadores sincrónicos por fuentes de generación a base de convertidores estáticos (como la solar), tiende a que el sistema pierda sus características de amortiguamiento iniciales. El modo 8 del caso D, hace que el sistema sea mas estable.

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Cuadro 20 (continuación). Caso A Caso B Caso C Caso D Modos de Oscilación

Los modos de oscilación en general, se mantienen con respecto al caso B.

Los modos de oscilación en general, se mantienen con respecto al caso A.

Los modos de oscilación en general, se mantienen con respecto al caso A y B. Sin embargo, se debe notar que empiezan a aparecer modos de oscilación de baja frecuencia que se atribuyen a los controladores que hacen parte del convertidor BtB.

Aparecen más modos de oscilación de baja frecuencia con respecto al caso C. Son asociados a los controladores del convertidor BtB y los convertidores electrónicos de las plantas eólicas y solar.

Formas modales.

Para los casos A, B y C, el generador 3 oscila en contra del generador 4 a una frecuencia de 1,26 Hz. Se considera local, ya que estos generadores se encuentran en el área 2. Para los modos de oscilación 10 en cada caso. Aparecen los generadores 1 y 2 oscilando en contra a una frecuencia de 1,26 Hz, por lo que también se considera local al ser del área 1.

Para este caso, el generador 3 oscila junto con el generador 4 eólico a una frecuencia de 1,26 Hz. El generador 1, representado por la planta solar, no tienen ningún nivel de participación en los modos electromecánicos.

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Comportamiento dinámico: Estabilidad Transitoria Figura 43. Tensión barraje DC.

Figura 44. Tensión AC barraje Red Principal.

Cuadro 21. Tiempos de respuesta en segundos. Tensión DC/AC. Salida de generador.

Caso B Caso C Caso D Tensión DC 5,16 5,16 Tensión AC 3 5 5

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Figura 45. Potencia Activa a través del acople.

Figura 46. Potencia Reactiva a través del acople.

Cuadro 22. Tiempos de respuesta en segundos. Potencias Activa y Reactiva. Salida de generador.

Caso B Caso C Caso D Potencia Activa 3 1,75 1,75

Potencia Reactiva 3 5 7

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De acuerdo a los flujos de potencia activa mostrados en la figura 47, se grafican las curvas de las potencias activas de los generadores sincrónicos con el fin de conocer cuanta carga asumen después de la salida de uno de ellos mediante su parámetro de estatismo. Figura 47. Estatismos de los generadores. Superior (Caso C) e Inferior (Caso D).

Se debe recordar que todo lo anterior, fue simulado tomando en cuenta que cada planta entrega su máxima capacidad de generación. Si bien para el caso D, la idea de que las plantas renovables operen a su máxima capacidad resulta ser un poco irreal, ya que es poco probable que alguna de estas fuentes se encuentre en este

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estado debido a la intermitencia de su recurso. Sin embargo, si alguna de esas fuentes se encuentra aportando energía por debajo de su máxima capacidad, el convertidor BtB debe estar en facultad para transferir la cantidad de flujos necesarios para mantener el balance de generación y demanda. De acuerdo con lo anterior, se simulará la transferencia de los flujos en el BtB cuando la planta solar opera a 50 kW de sus 70 kW nominales. Figura 48. Variación Recurso Solar.

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Cuadro 23. Comparación de los casos. Caso B Caso C Caso D Tensión Barraje DC.

No aplica. Ante una salida de un generador, la tensión DC tiene una variación significativa pero que retoma su condición normal rápidamente. Se garantiza la buena operación del convertidor BtB al mantener controlado este objetivo de control.

Tensión AC Barraje Red Principal.

Después del suceso, el valor de esta tensión retorna con un error estacionario de aproximadamente 0,16% donde permanecerá indefinidamente hasta que el generador inactivo vuelva a entrar en servicio.

Mediante el convertidor BtB, se observa que después de este suceso y mediante su control de regulación, la tensión AC retorna a sus condiciones normales. Por lo tanto, el convertidor BtB es un dispositivo de gran ayuda para la regulación de tensión.

Potencias Activas.

La transferencia de flujo de potencia mediante un conductor no es tan abundante, ya que los generadores sincrónicos mediante su característica de estatismo, distribuyen el porcentaje de generación que se dejó de aportar por la salida de uno de ellos.

La transferencia de flujo de potencia crece un poco más debido a que no solamente busca cubrir lo que se dejó de generar, sino que además busca mantener la regulación en el barraje AC y DC de la red principal y del BtB respectivamente. De igual modo, las características de estatismo de los generadores

Para este caso, la transferencia de flujo mediante el convertidor BtB asume casi todo lo que se deja de generar. El sistema al estar constituido por dos fuentes renovables de tipo estáticas, pierde en gran medida sus características de estatismo. Se debe tener en cuenta que, aunque para este caso las fuentes renovables

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intervienen. entreguen su máxima capacidad, no es algo que suceda en la realidad, pues sus recursos son intermitentes. De acuerdo a lo anterior, es más probable que el convertidor BtB asuma más transferencia de flujo, lo cual crea sinergia con las fuentes renovables.

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10. CONCLUSIONES Se desarrolló un modelo de microrredes basado en modelos estándares y en el software comercial NEPLAN, que puede ser utilizado para el planeamiento y operación de microrredes conectadas a la red o de forma aislada. Se diseñó un modelo del convertidor Back-To-Back, con sus respectivos esquemas de control en el software NEPLAN y se analizó su operación en régimen estacionario y en régimen transitorio. En régimen estacionario, el convertidor Back-to-Back mostró el control de magnitud y dirección de la transferencia del flujo de potencia según la condición dada en un instante de tiempo. El convertidor se ajusta a los cambios de los flujos que vienen determinados por una condición de demanda o de entrega hacia la red principal. Por lo tanto, si en una microrred se integra fuentes de generación solar o eólica, las cuales presentan gran variación en su régimen de generación, el convertidor Back-to-Back opera de manera eficaz para mantener el balance de generación-demanda en el sistema. De igual forma, la transferencia de flujos puede ser fijada, fomentando el posicionamiento de las microrredes dentro del marco de las SMART GRIDS y que representa inmediatamente una ventaja sobre la interconexión mediante un conductor o línea. En régimen transitorio, el convertidor Back-to-Back mediante sus esquemas de control, ofrece una buena regulación de tensión en un determinado punto del sistema en un evento de post-falla. Adicionalmente, se muestra la capacidad propia para controlar la tensión DC que hace parte de su estructura, garantizando la buena operación del mismo para la transferencia de los flujos de potencia. Ante una salida repentina de una fuente de generación, se evidencia que el convertidor Back-to-Back opera de tal manera que transfiere flujos de potencia de la red hacia la microrred, apoyado o no por los fenómenos de estatismo de cada generador. De igual modo, ante la variación del recurso solar en particular, se presenta el comportamiento bidireccional de la trasferencia de flujos dados por el dispositivo. Se analizó el comportamiento de una microrred operando en forma aislada o conectada a la red, teniendo en cuenta que en su estructura puede tener únicamente generadores sincrónicos, o puede ser mixto con fuentes a base de convertidores estáticos (energía solar y eólica).

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Desde el punto de vista estático, se observó que esta microrred en particular, independientemente del tipo de fuentes y tomando en cuenta que el sistema se simula su máxima capacidad de generación, los cambios en la transferencia de flujos se evidencian en el enlace de conexión de un área a otra. Cuando la microrred es interconectada a la red principal, los perfiles de flujos existentes en el enlace cambian en función de la demanda o entrega de energía hacia la red mediante un convertidor Back-to-Back. Si algún generador sincrónico puede brindar más energía por encima de sus condiciones normales sin que cambie el régimen de demanda, será enviada a la red, mientras que si algún generador por algún motivo, reprime su capacidad de generación por debajo de condiciones normales, la microrred demandará energía para mantener cubierta la carga. Desde el punto de vista de estabilidad de pequeña señal, la microrred compuesta únicamente por generadores sincrónicos, conserva sus modos de oscilación electromecánicos estando conectadas o no a una red principal. Incluso, estos modos de oscilación no son afectados por la instalación de un convertidor Back-to-Back, aunque aparezcan más modos de baja frecuencia debidos a los sistemas de control del mismo. Cuando en la microrred se remplazan generadores sincrónicos por una planta solar y eólica de la misma capacidad, los modos de oscilación electromecánicos ya no se conservan y tienden a ser más oscilantes. Sin embargo, el nuevo modo de control que aparece en el caso D (modo 8), permite que el sistema sea más estable que los casos anteriores. En general, de acuerdo a este estudio se puede concluir que las microrredes se ven altamente beneficiadas en el ámbito operativo por los convertidores Back-To-Back, ya que aportan a la gestión de la energía y crean una sinergia operativa con las fuentes de energía renovables tales como la solar y la eólica. Se hace relevante el tema del análisis del nivel de estabilidad para próximos proyectos de implementación de microrredes que integran fuentes renovables en su estructura, ya que dependen de una buena parametrización de los controles de las fuentes a base de convertidores estáticos y del mismo dispositivo Back-to-Back. Finalmente, este trabajo representa un aporte más a favor de la tendencia de la generación distribuida, la cual se considera el futuro de los sistemas eléctricos de potencia.

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115

ANEXOS

Anexo A. Modelamiento del convertidor Back-to-Back.

Para hallar el modelo matemático del convertidor Back-to-Back, se debe partir de su modelo equivalente en fase. Posteriormente puede ser analizado, seccionándolo en tres partes: Lado izquierdo, centro y Lado derecho. Esta división solo se realiza si la capacitancia de la etapa DC es lo suficientemente grande para ser modelada como una fuente de tensión controlada.

116

Lado izquierdo.

Se aprecia la tensión de la red 1, una impedancia dada por un conductor o un reactor 1 y una fuente de tensión controlada indicando el convertidor 𝑉𝑆𝐶1. Como se muestra en la figura anterior, aplicando las leyes de tensiones de Kirchhoff obtenemos:

𝑣1𝑎 = 𝑉𝐿1 + 𝑉𝑅1 + 𝑚1

𝑎𝑉𝑑𝑐 (A1.1)

Donde la caída de tensión en una resistencia y en una inductancia vienen representados por:

𝑉𝐿1 = 𝐿1

𝑑𝑖1𝑎

𝑑𝑡 ; 𝑉𝑅1 = 𝑅1𝑖1

𝑎 (A1.2)

Sustituyendo las ecuaciones de (A1.2), en la ecuación de leyes de tensión (A1.1), finalmente95:

𝑣1𝑎 = 𝐿1

𝑑𝑖1𝑎

𝑑𝑡+ 𝑅1𝑖1

𝑎 + 𝑚1𝑎𝑉𝑑𝑐

(A1.3)

95

Ibid., p 10

117

Lado derecho.

Análogamente con el anterior análisis, en el lado derecho del convertidor se aprecia la tensión de la red 2, una impedancia dada por un conductor o un reactor 2 y una fuente de tensión controlada indicando 𝑉𝑆𝐶2 Aplicando las leyes de tensiones de Kirchhoff obtenemos:

𝑣2𝑎 = 𝑉𝐿2 + 𝑉𝑅2 + 𝑚2

𝑎𝑉𝑑𝑐 (A1.4)

Donde la caída de tensión en una resistencia y en una inductancia vienen representados por:

𝑉𝐿2 = 𝐿2

𝑑𝑖2𝑎

𝑑𝑡 ; 𝑉𝑅2 = 𝑅2𝑖2

𝑎 (A1.5)

Sustituyendo las ecuaciones de (A1.5), en la ecuación de leyes de tensión (A1.4), finalmente96:

𝑣2𝑎 = 𝐿2

𝑑𝑖2𝑎

𝑑𝑡+ 𝑅2𝑖2

𝑎 + 𝑚2𝑎𝑉𝑑𝑐

(A1.6)

96

Ibid., p 10

118

Centro

En esta sección del circuito, se debe considerar el cambio de las fuentes de tensión controladas a fuentes de corriente controladas. La resistencia 𝑅𝑝, hace alusión a la resistencia del capacitor y a las pérdidas de los convertidores97. Aplicando nuevamente leyes de corrientes de Kirchhoff tenemos que:

𝑖𝑑𝑐 + 𝑖𝑅𝑝 = 𝑚1𝑎𝑖1

𝑎 + 𝑚2𝑎𝑖2

𝑎 (A1.7)

Las corrientes que pasan a través de un capacitor y una resistencia viene representados por:

𝑖𝑑𝑐 = 𝐶𝑑𝑐

𝑑𝑉𝑑𝑐

𝑑𝑡 ; 𝑖𝑅𝑃 =

𝑉𝑑𝑐

𝑅𝑃 ;

(A1.8)

Sustituyendo las ecuaciones de (A1.8), en la ecuación de leyes de corrientes de Kirchhoff (A1.7) finalmente98:

𝐶𝑑𝑐

𝑑𝑉𝑑𝑐

𝑑𝑡 +

𝑉𝑑𝑐

𝑅𝑃− 𝑚1

𝑎𝑖1𝑎 − 𝑚2

𝑎𝑖2𝑎 = 0

(A1.9)

Análisis de variables de estado 97

Ibid., p 30 98

Ibid., p 11

119

Se define las variables de estado

𝑥1= 𝑖1𝑎 Corriente Lado Izquierdo

𝑥2= 𝑖2𝑎 Corriente Lado Derecho

𝑥3= 𝑉𝑑𝑐 Tensión del barraje DC Si se remplazan dichas variables de estado en las ecuaciones (A1.3), (A1.6) y (A1.9) obtenemos:

𝑣1𝑎 = 𝐿1�̇�1 + 𝑅1𝑥1 + 𝑚1

𝑎𝑥3 (A1.10) 𝑣2

𝑎 = 𝐿2�̇�2 + 𝑅2𝑥2 + 𝑚2𝑎𝑥3 (A1.11)

0 = 𝐶𝑑𝑐�̇�3 + 1

𝑅𝑃𝑥3 − 𝑢1𝑥1 − 𝑢2𝑥2 (A1.12)

Las ecuaciones se pueden expresar como:

𝐷�̇� + 𝐽(𝑢)𝑥 + 𝑅𝑥 = 𝑄 (A1.13) Donde:

𝐷 = [𝐿1 0 00 𝐿2 00 0 𝐶𝑑𝑐

] ; 𝐽 = [

0 0 𝑚1𝑎

0 0 𝑚2𝑎

−𝑚1𝑎 −𝑚2

𝑎 0] ; 𝑅 =

[ 𝑅1 0 00 𝑅2 0

0 01

𝑅𝑃] ; 𝑄 = [

𝑣1𝑎

𝑣2𝑎

0

] ;

𝑥 = [

𝑖1𝑎

𝑖2𝑎

𝑉𝑑𝑐

]

120

Anexo B. Controladores en NEPLAN y cómo sintonizarlos. Para saber si un proyecto o un ejemplo de NEPLAN poseen esquemas de control, basta con observar en el escritorio de trabajo lo siguiente:

Si el usuario visualiza uno de los dos bloques que se encuentran encerradas en círculo rojo en la figura, significa que el sistema tiene controladores. El bloque de la izquierda, hace alusión a diagramas de control predeterminados por el simulador; estos bloques reciben el nombre de “reguladores”. El bloque de la derecha hace referencia a un diseño de control hecho por otros usuarios y recibe el nombre de “CCT”. Para ver los detalles de parametrización de los “reguladores”, debe pulsar doble clic sobre él y aparecerá la siguiente interfaz:

En el apartado “Tipo Regulador”, el usuario le indica al NEPLAN que controlador desea aplicar. Una vez seleccionado, en el botón “Editar Datos Regulador”, aparece los respectivos parámetros los cuales pueden ser modificados y su

121

respectivo diagrama de bloques. Para ver los detalles de parametrización de los “CCT”, debe pulsar clic derecho sobre el bloque y seleccionar “Subsistema”:

Se encontrará con el diagrama de control y podrá sintonizar los parámetros, dando doble clic en cada bloque. A diferencia del anterior, el usuario puede modificar a su interés este esquema y simularlo. Se recomienda verificar si los controladores están activos. Para saberlo, en el escritorio de trabajo debe dirigirse al menú superior “Editar”, luego en “Datos” y finalmente “Circuitos de Control”.

En ello se indica el nombre del controlador, elemento a controlar y al final un recuadro que muestra si está activo o no. En algunas ocasiones NEPLAN predetermina controladores como no activos, por lo que es importante tener en cuenta esto para una correcta simulación.

122

Anexo C. Cómo crear eventos transitorios para la simulación de Estabilidad Transitoria.

Para crear eventos transitorios a simular, primero se debe seleccionar el estudio “Simulador Dinámico/Transitorio EMT” y luego al botón parámetros:

Luego se abre la interfaz y se selecciona la pestaña “Perturbaciones”:

Para crear un evento se remite al botón “Nuevo”. En el seleccionamos el nombre de la perturbación y nuevamente clic en el botón “Nuevo”.

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En esta interfaz, se selecciona dónde desea el usuario que suceda algún acontecimiento transitorio. Pueden ser generadores, cargas, líneas, transformadores, etc. Posteriormente se configura un elemento de ese tipo existente en el proyecto diseñado. En el apartado “Disturbio”, NEPLAN ofrece una lista de acontecimientos los cuales puede simular y finalmente en el apartado “Tiempo” es el momento en donde sucede este acontecimiento dentro del tiempo de simulación.