Atenuación de Fluctuaciones de Potencia en Plantas de Generación

Atenuación de Fluctuaciones de Potencia
en Plantas de Generación Fotovoltaicas
M.A. Guerrero, E. Romero, M. Milanés, V. Miñambres, E González, P. González
Sistemas Eléctricos y Electrónicos de Potencia (PE&ES), Escuela de Ingeniería Industriales, Universidad de Extremadura,
Badajoz, España
I. INTRODUCCIÓN
En los últimos años, el número de plantas de generación
fotovoltaica (Photovoltaic Generation System, PVGS)
conectadas a red está experimentando un vertiginoso
incremento, debido entre otros factores al marco regulatorio de
este tipo de generación.
Para que las PVGS no afecten al funcionamiento de la red
eléctrica no sólo deben cumplir las especificaciones de calidad
y fiabilidad de suministro a la red eléctrica, sino que deben
conseguir su correcta integración, controlando su curva de
generación de potencia. Dicha curva de generación es
altamente dependiente de las condiciones climáticas [1]
haciendo difícil su predicción e integración en un sistema
planificado de generación [2],[3].En la actualidad estos
problemas no afectan gravemente al funcionamiento de la red,
pero podrían llegar a ser importantes en un futuro próximos,
con la actual previsión de incorporación de fuentes de energía
renovables no gestionables.
Las fluctuaciones de potencia generada por las PVGSs
producen, en muchos casos inversiones, de los flujos de
potencia netos en las cabeceras de las líneas en las que se
conectan. Este hecho ha sido medido, durante un día nublado,
en una subestación, en la cabecera de una línea de distribución
rural mallada, con menos de 200 clientes, con potencia
contratada total de unos 5 MW, en la que se encuentra
conectada una planta fotovoltaica de 1 MWp de potencia
(Fig.1). En la Fig.2 se muestra la curva de potencia neta en la
cabecera de línea, recogidos con un analizador de redes (Topas
1000), donde se observan no sólo rápidas fluctuaciones de
potencia, sino también inversiones en el flujo de potencia neto
en la línea.
Los sistemas de inyección de potencia (PIS) de las PVGSs,
no están, en principio, diseñados para evitar estas
fluctuaciones. Estos sistemas están habitualmente constituidos
por un convertidor CC-CC, que eleva la tensión del sistema
fotovoltaico y realiza el seguimiento del punto de máxima
potencia (MPPT), y por un inversor que transforma está
tensión de continua a tensión alterna, controlando la corriente
que se inyecta en la red y buscando que el factor de potencia
CONEXIÓN
CLIENTE
SUBESTACION
66/20 kV
20MVA
Analizador
Interruptor
general
Protección
LÍNEA MT 20 kV
Protección
Barra 66 kV
Barra 20 kV
Proteccion AC
Protección
Inversor
Proteccion DC
CONEXIÓN
CLIENTE
CONEXIÓN
CLIENTE
Planta fotovoltaica
Fig. 1. Esquema de colocación de los analizadores en la Subestación.
1,00
0,80
0,60
0,40
P ( MW )
Resumen - Los inconvenientes derivados de las variaciones en
la producción de energía de las plantas de generación
fotovoltaica, justifican la búsqueda de sistemas de inyección de
potencia que sean capaces de amortiguarlas. En este trabajo se
presenta un sistema de inyección dotado con la capacidad de
almacenamiento de energía necesaria para suavizar las
fluctuaciones en la potencia generada. Se explora el
funcionamiento y control del sistema de almacenamiento de
energía construido con supercondensadores, que son cargados y
descargados por medio de un convertidor CC-CC bidireccional
conectado entre las células fotovoltaicas y el inversor.
0,20
0,00
-0,20
-0,40
-0,60
-0,80
-1,00
04:00
08:00
12:00
16:00
20:00
00:00
04:00
Tiempo
Potencia
Fig. 2. Potencia medida en una línea eléctrica con conexión de una PVGS
(día con nubes).
sea la unidad [4]. En este trabajo el PIS utilizado no dispone
de convertidor CC-CC, ya que no es necesario elevar la
tensión, realizando el inversor la función de MPPT.
Para dotar al PIS de la capacidad de atenuar las
fluctuaciones de potencia, es necesario incluir en su estructura
algún elemento de almacenamiento de energía capaz de
absorberlas.
En este trabajo se presenta un PIS que incorpora un
sistema de almacenamiento de energía construido a partir de
módulos de supercondensadores [5], y se analiza su
funcionamiento y control con el objeto de determinar su
capacidad para atenuar fluctuaciones como las presentadas en
la Fig.2.
II. ALMACENAMIENTO EN PVGS
Para garantizar la continuidad del suministro en un entorno
en el que un porcentaje considerable de la generación
provenga de fuentes de energías renovables, es necesario
disponer de sistemas de almacenamiento de energía (Energy
Storage System, ESS). Estos sistemas evitarían flujos
innecesarios de energía, y por tanto, disminuirían las pérdidas
en el transporte y distribución de la energía excedentaria o
deficitaria. Esta es una de las ideas que sustentan el
establecimiento de micro-redes. Además al disponer de un
ESS podría paliarse el carácter no gestionable de estas fuentes
de energía, permitiendo que el conjunto de PVGS más ESS
generase una potencia constante, eliminando o atenuando las
fluctuaciones en la potencia generada por el PVGS.
A. Sistemas de almacenamiento en PVGS
posible obtener la energía disponible (cuando el SESS se
Actualmente, se está analizando la viabilidad de las micro- encuentra completamente cargado) como:
  ∆ 2 
redes, que se podrían gestionar como islas (o zonas de gestión
N
2
=
W
C
V
1 − 
(1)
SESS
max
 ,
en las que intenta equilibrar la generación con el consumo).
2
 100  

Estas micro-redes estarían interconectadas entre sí, y
dispondrían de sistemas de generación, principalmente de donde N es el numero de módulos de SC en serie que contiene
origen renovable (eólico, fotovoltaico,…), con los el SESS.
De la ecuación anterior es posible deducir el número de SC
correspondientes ESS. Estos ESS podrían realizarse con
que
son necesarios para construir el SESS:
distintas tecnologías, como por ejemplo: baterías, volates de
inercia, supercondensadores, imanes superconductores [1],[6]  ∆ 2 
2
=
N
2
W
C
V
1−
.
(2)
SESS
max 
[8].
  100  


En el diseño de los futuros PIS para PVGS, en un contexto
de aumento gradual del porcentaje de generación mediante Por ejemplo, para realizar un SESS que permita mantener
este tipo de plantas, serán de gran importancia los ESS. constante la inyección de potencia de una PVGS de 100 kW
Principalmente por la necesidad de gestionar y optimizar el durante intervalos de 1 h [18], se requieren 16 módulos
flujo de energía procedente de dichas fuentes. Los últimos BMOD018-P390 de Maxwell Technologies de 17,8 F y
estudios consultados utilizan sistemas con baterías, 390 V, que proporcionan una capacidad de almacenamiento de
4,8 kWh.
supercondensadores o híbridos de ambos [9]-[11].
También es importante evaluar la eficiencia energética del
En este trabajo se considera que el ESS está construido a
SESS,
considerado incluido el convertidor electrónico, para
partir de supercondensadores (SC), que pueden trabajar con
garantizar
que el máximo de la energía almacenada es
altas corrientes y presentan una alta densidad de potencia [5].
devuelta
a
la
red y no disipada en pérdidas en el propio SESS.
Se hace necesario para el control del ESS, emplear
La energía total que sale del SESS, WT, es la diferencia
convertidores que operen correctamente cuando la tensión
entre la energía proporcionada por los SC, WSESS, y la energía
varía por cambios en la energía almacenada.
disipada. La eficiencia energética de las descargas, a corriente
B. Sistema de almacenamiento de energía construido con constante, puede expresarse como
supercondensadores
WT
C 100 -Δ
η=
= 1- 2 R
,
Los SC constituyen una tecnología emergente que se está
(3)
WSESS
Tdes 100 +Δ
empezando a aplicar para la realización de ESS para PVGS.
Estos dispositivos pueden implantarse fácilmente en los donde Tdes es el tiempo de descarga del SESS, y R es la suma
actuales sistemas de inyección de potencia ya que su de las resistencia serie equivalentes de los distintos elementos
comportamiento es semejante al de un condensador que componen el SESS: SC, bobina del convertidor,
interruptores electrónicos,… El tiempo de descarga del SESS
convencional.
Las propiedades más relevantes de los SC, con respecto a será función de la corriente de descarga (a mayor corriente,
los condensadores convencionales, son sus altos valores de menor es el tiempo de carga-descarga) y, a su vez, la
capacidad (del orden de miles de Faradios); una mayor eficiencia es función del tiempo de descarga (a mayor tiempo
densidad de energía (10Wh/kg) y de potencia (50kW/kg), una de descarga mayor eficiencia), por este motivo no es
eficiencia elevada (superior al 95 %) y un bajo coste de recomendable la carga/descarga de la SESS a la máxima
corriente [16].
mantenimiento y una vida útil más larga [5],[12]-[16].
Los módulos de SC (Maxwell Technologies [17]) están
equipados con un circuito activo de equilibrado de tensión que
III. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO
protege y monitoriza cada célula dentro del modulo. El
El esquema propuesto para la PVGS conectada a la red, se
equilibrado entre distintos módulos de SC que componen el muestra en la Fig. 3. El inversor que se utiliza es de alta
EES se realiza a través de un cable de equilibrado previsto frecuencia de conmutación (10-20 kHz). El control del SESS
para tal fin.
se realiza utilizando un convertidor CC/CC bidireccional.
La energía almacenada en el sistema de almacenamiento
El principal objetivo del sistema propuesto es mantener
de energía basado en supercondensadores (Supercapacitor constante la potencia inyectada en la red siguiendo una
ESS, SESS) dependerá de la tensión en sus extremos.
consigna preestablecida, cargando o descargando el SESS en
La tensión del SESS debe ser limitada a un valor máximo, función de que la potencia generada por la PVGS sea mayor o
Vmax, para evitar acortar su vida útil, por lo que también existe menor que la consigna de potencia.
un límite a la cantidad máxima de energía, Wmax, que es
A. Inversor de alta frecuencia de conmutación
posible almacenar en el SC.
De forma semejante es conveniente limitar la mínima
El objetivo del inversor es inyectar la energía generada por
tensión del SESS, Vmin, para garantizar que el convertidor la PVGS en la red, produciendo corrientes senoidales en fase
encargado del control del SESS funcione en un margen con las tensiones de red. Para controlar la potencia activa
operación correcto. Por tanto existe también un valor de inyectada es suficiente, suponiendo que la tensión de red es
energía almacenada residual, Wmin.
perfectamente senoidal, con controlar la componente
Definiendo un índice de variación de tensión, Δ, como el fundamental de la tensión que produce el inversor.
cociente entre Vmin y Vmax, expresado en tanto por ciento, es
PVGS
idc=iSC
...
ns
+
-
-
-
+
+
+
+
-
-
-
+
...
...
2
+
...
1
+
+
+
2
vdc
iS
+
C
vdc
-
-
+
v2
-
L/2
L/2
+
vS
-
Red
eléctrica
-
...
iSC
np
iSC
+
vsc
-
Supercondensador
T1
RL LSC
+
vs
T2
-
D2
T2
RL LSC
+
+
vs
vsc
Fig. 3. Esquema del sistema propuesto.
Como se ha dicho, el inversor controla la corriente
inyectada en la red eléctrica iS, realizando un control de
corriente por banda de histéresis síncrona [1],[4],[19]-[21] con
una frecuencia de conmutación de 20 kHz. El inversor debe
construir la corriente de suministro con la calidad deseada.
B. BiDDC: Convertidor DC/DC bidireccional
Para el control del SESS se ha elegido BiDDC, que
permite un funcionamiento correcto del sistema frente a las
variaciones en los terminales de los SC al variar la energía
almacenada en ellos, permitiendo además el flujo bidireccional
de potencia y por tanto la carga y descarga del SESS.
Una condición que debe cumplir el sistema para el
funcionamiento correcto de este convertidor es que la tensión
en el bus de continua sea siempre mayor que la tensión en
bornes del SESS (dado que si esto no ocurre el SESS se
descargaría hacia el bus de continua, a través del diodo D2).
El convertidor tiene tres modos de funcionamiento: un
primer modo de carga, en el que el flujo de energía es desde la
el PVGS hacia el SESS (que se producirá cuando la potencia
generada por el PVGS sea mayor que la consigna de
funcionamiento o cuando la tensión del SESS sea inferior a la
de puesta en marcha); un segundo modo, de descarga, en el
que el flujo de energía va desde el SESS hacia la red (a través
del inversor, que se producirá cuando la potencia generada por
el PVGS sea menor que la consigna de potencia de
funcionamiento); y un tercer modo, stand-by, donde no hay
flujo de energía (que se produce cuando la potencia generada
por el PVGS es menor que la de consigna y la tensión del
SESS en menor que la de puesta en marcha).
B.1 Modo carga
En este modo de operación, la energía va desde el PVGS (a
través del bus de continua) hacia la SESS, realizando el
control por medio de la conmutación de T2.
Al cerrar el interruptor T2 la corriente pasa a través de LSC
hacia el SC (Fig. 4a). En ese intervalo, parte de la energía se
disipa en RL, parte se acumula en LSC (aumentando la
corriente), y el resto, la mayor parte, se almacena en el SESS.
Cuando se abre el interruptor T2 (Fig.4c), la corriente que
circulaba por la bobina LSC continúa circulando por el diodo de
libre circulación D1.
En régimen permanente, considerando que no hay
pérdidas, el incremento de iL durante el cierre del interruptor
debe ser igual al decremento cuando el interruptor se abre. La
potencia de entrada debe ser la misma que la de salida del
D2
D1
-
+
vsc
-
+
vs
+
+
vs
T1
-
D2
D1
T1
-
-
T2
RL LSC
T2
RL LSC
vsc
D2
+
vdc
-
D1
b) Modo descarga con flujo de energía
idc=0
iSC
iSC
+
vdc
a) Modo carga con flujo de energía
D1
Convertidor
Bidireccional
DC-DC
T1
-
-
-
-
-
1
idc=iSC
PIS
+
idc=0
iSC
+
vdc
-
+
vsc
-
T2
RL LSC
+
vs
-
T1
D2
D1
+
vdc
-
d) Modo descarga sin flujo de energía
c) Modo carga sin flujo de energía
Fig. 4. Modos de operación del BiDDC
convertidor. Debido a esto, se obtiene que el ciclo de trabajo
del interruptor T2 cumple la siguiente relación
=
D2
Ton ,T2
VSC I dc
.
= =
T
Vdc
I SC
(4)
Este índice representa el porcentaje de tiempo que permanece
cerrado T2 durante cada ciclo de conmutación.
En este modo de operación, el convertidor se comporta
como un transformador de continua (de relación de
transformación, a=D2) y para que funcione debe cumplirse que
D2 ≥ VSC / Vdc.
El rizado de la corriente del SESS se calcula a partir de la
pendiente positiva de la misma que se produce cuando el
interruptor T2 se encuentra cerrado, despreciando la resistencia
de la bobina RL:
=
∆i
Vdc
LSC f
D2 (1 − D2 ) ,
(5)
donde f es la frecuencia de conmutación. Es conveniente un
rizado pequeño. El máximo rizado se produce para D2=0.5. y
se produce cuando la tensión VSC<Vdc/2. Las variables de
diseño para controlar este rizado son la frecuencia de
conmutación f y el valor de la inductancia LSC.
Para controlar la transferencia de energía, se controla la
corriente del SESS con un controlador de banda de histéresis
síncrona, que controla la tensión aplicada al terminal de la
bobina.
Si la tensión aplicada es menor que VSC no circulará
corriente ya que ésta no puede pasar por el diodo D1 (sentido
inverso), ni por T1 (apagado). Si la tensión modulada es mayor
que VSC, la corriente promediada en un periodo de
conmutación que circule depende de estas tensiones y de la
resistencia RL. La siguiente expresión establece este valor.
V D − VSC
.
I L = dc 2
(6)
RL
De esta ecuación se deduce que para que exista una
transferencia de energía a VSC, se necesita un índice de
modulación D2 mayor que VSC /Vdc [22].
B.2 Modo descarga
En este modo de operación, la energía va desde el SESS
hasta la red eléctrica (a través del bus de continua y del
inversor). En este modo el control se realiza por la
conmutación de T1.
Este modo de operación, aumenta la corriente en la bobina
LSC cuando el interruptor T1 está cerrado (Fig. 5d). Al abrirse
el interruptor T1 (Fig. 5b), la corriente por LSC disminuye y
pasa a través del diodo D2 hacia la el bus de continua.
Al igual que en el modo de operación anterior, se controla
la corriente que circula por el SESS, a través de la tensión
aplicada al terminal de la bobina LSC.
El incremento del iL durante el cierre del interruptor tiene
que ser igual al decremento experimentado por la misma
cuando el interruptor se abre. Y considerando que no existen
pérdidas, la potencia de entrada debe ser la misma que la de
salida del convertidor. Se llega a la relación de transformación
V
I
1
= dc = SC .
(7)
1 − D1 VSC
I dc
El índice de modulación D1 representa el porcentaje de
tiempo que permanece cerrado T1 durante cada ciclo de
conmutación.
En este modo de operación, el convertidor se comporta
como un transformador de continua (con relación de
transformación a= 1/(1- D1)) y funciona siempre y cuando
(1 -D1) ≥ VSC/Vdc.
Operando de igual forma que en el caso anterior [22], se
puede calcular el valor de corriente en el bus de continua

 V
 
RL
I L =  SC − Vdc  
.
(8)
2 

 1 − D1
  (1 − D1 ) 
En realidad, el interruptor T1 se dispara en forma
complementaría a T2, por lo que es posible definir un único
ciclo de trabajo:
D = D2 = 1 − D1 .
(9)
IV. SISTEMA DE CONTROL
El control se puede dividir en los bloques que se muestran
en el diagrama que se presenta en la Fig. 5.
A. Seguimiento del punto de máxima potencia
El bloque de seguimiento del punto de máxima potencia
(Maximum Power Point Tracking, MPPT) tiene como
objetivo encontrar y mantener el punto de máxima potencia
(Maximum Power Point, MPP) del PVGS para cualquier
situación de irradiancia y temperatura [4].
B. Generación de la corriente de suministro de referencia
El bloque de generación de la corriente de suministro de
referencia (Reference Supply Current Generation, RSCG)
obliga a que la corriente extraída del PVGS sea la necesaria
para seguir al MPP [4].
C. Generación de señales de conmutación para los
inversores
Este bloque genera las señales de conmutación del inversor
mediante una banda de histéresis síncrona que compara con
cero, en cada período de muestreo, el error existente entre la
iS
vS
vpv
vpv
ipv
iESS
1
MPPT
ipv,ref
Bloque de
seguimiento del punto
de máxima potencia ipv
+
+
2
ESS
Bloque de
generación de la
corriente de
referencia del
supercondensador
Pg,ref
idc,ref
-
idc
-
2
iS,ref
RSCG
Bloque de
generación
de la
corriente de
referencia de
suministro
iESS,ref
3.1
Señales de
Generación de las
conmutación
señales de control
para el inversor
para el inversor
con alta
frecuencia de
conmutación
3.2
Generación de las
señales de control
para e convertidor
bidireccional
Señales de
conmutación
para el
convertidor
bidireccional
Fig. 5. Esquema del sistema de control del PVGS.
iSC
SSC
+
>=0
ZOH
iSC,ref
ZOH
Fig. 6. Generación de la señal de control para el BiDDC.
Red
vS
v1 Transformador v2
i2
1:a
i1
iS
PVGS
Perfil de
temperatura
Perfil de
irradiancia
Ipv (A)
16 serie x 1 paralelo células
W (W/m ) Modelo de la célula:
Vpv (V)
Shell SP150-P
2
T (ºC)
Vpv = 694 V
Ipv = 5 A
Ppv = 2.4 kW
Ppv (W)
iS (A)
vS (V)
PIS
Vpv (V) Etapa de
potencia
Ipv (A) y etapa de
control
idc (A)
Pp,ref (W)
Condensador
Inversor
Ipv (A)
idc (A)
Estimación de la
potencia generada
Fig. 7. Esquema del sistema simulado.
corriente referencia de suministro y la corriente de suministro
medida[4].
D. Generación de señales para conmutación del
convertidor bidireccional
Las señales de conmutación del convertidor DC/DC
bidireccional se generan mediante una banda de histéresis
síncrona que compara con cero, en cada período de muestreo,
el error existente entre la corriente referencia del SESS y la
corriente del SESS medida (Fig.6).
La corriente de referencia del SESS se obtiene como la
corriente que tendríamos que inyectar al SESS para igualar el
error existente entre la potencia de consigna, potencia inyecta
por el sistema, y la potencia generada por PVGS.
V. RESULTADO DE LAS SIMULACIONES
En la Fig. 7, se muestra el esquema del sistema simulado,
que simula un PIS, capaz de establecer y mantener la PVGS en
su MPP e inyectar la consigna de potencia establecida. El
modelo del PVGS utilizado en la simulación ofrece las
propiedades expuesta en [23]. Las características principales
del PVGS y del PIS se muestran en la Tabla I y II.
TABLE I
CARACTERÍSTICAS DEL PVGS
Parámetro
Valor
Cantidad de células conectadas en serie
Cantidad de células conectadas en paralelo
Referencia de la célula fotovoltaica
Corriente de cortocircuito (25ºC, 1000W/m2)
Tensión en circuito abierto (25ºC, 1000W/m2)
Corriente del MPP (25ºC, 1000W/m2)
Tensión del MPP (25ºC, 1000W/m2)
16
1
SHELL SP150-P
4.8 A
43.4 V
4.4 A
34 V
TABLE II
PARÁMETROS DEL PIS PARA LAS SIMULACIONES
50 mH*2
64.36 μF*2
100 mH
0.01 Ω
20 kHz
El PVGS simulado tiene 16 células fotovoltaicas
conectadas en serie (Shell SP-150-P), cuyo máximo punto de
tensión de alimentación es de 544V para condiciones
nominales de irradiancia de 1000 W/m2 y 25 ºC de
temperatura, satisfaciendo
Vdc = 1, 41VS ,
(10)
condición que debe cumplir para obtener valores válidos de
LSC [4].
En la Fig.9 se muestra la evolución de la tensión del SESS,
constituido por 6 módulos en serie con una capacidad de
1.65 F (100 veces menor capacidad que la del módulo
comercial de referencia BMOD165P048 de Maxwell
Technologies, para reducir la duración de las simulaciones),
cuando se utiliza como patrón de potencia para dicho sistema
la curva mostrada en la Fig.8. Esta figura nos permite evaluar
de forma aislada el propios SESS. El patrón considerado
realiza carga y descarga del SESS a potencia constante. El
control del sistema evita que la SESS se descargue
completamente, actuando cuando la tensión del SESS alcanza
un valor mínimo. Es posible comprobar los tres modos de
funcionamiento.
En la Fig.10 se puede comprobar la evolución dinámica de
la corriente del SESS. Como la potencia es directamente
proporcional a la tensión y la corriente, para que la potencia
sea constante, cuando la tensión en SESS aumenta tiene que
disminuir la corriente en el SESS y a la inversa. En otras
palabras, como puede observarse en la Fig. 9 y Fig. 10, cuando
el SESS se carga el sistema requiere menor corriente para
mantener el mismo aporte de potencia.
En la Fig. 10 se muestra un detalle de la corriente del
SESS que permite observar el rizado de esta corriente a la
frecuencia de conmutación, y que depende del valor de la
bobina LSC, que ha sido elegido atendiendo al compromiso
entre un rizado pequeño (LSC alta) y una respuesta rápida los
cambios de corriente (LSC baja).
En la simulación del sistema completo (Fig.7), se siguen
las condiciones de irradiancia que se muestran en el perfil de
la Fig. 11. Este perfil de irradiancia se ha seleccionado para
evaluar el comportamiento del sistema ante variaciones en la
potencia generada (simulando, por ejemplo, paso de nubes por
la PVGS). La tensión para entrada en modo stand-by es el 1 %
de la nominal (6x48 V).
En la Fig. 12 se observa que el sistema cumple con las
especificaciones de no inyectar potencia a la red eléctrica
hasta que el SESS no consigue una tensión mínima. Una vez
alcanza esta tensión el SESS tiene capacidad para absorber e
inyectar energía y controlar la potencia inyectada en la red. En
este punto el sistema comienza a inyectar la potencia constante
(o de consigna) aunque existan variaciones en la irradiancia.
4
Potencia (KW)
Filtro inductivo L
Filtro capacitivo C
Filtro inductivo LC
Resistencia de la bobina RL
Frecuencia de conmutación
6
2
0
-2
-4
-6
-8
-10
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Tiempo (s)
0.6
0.8
0.9
1
0.7
0.8
0.9
1
0.7
0.8
0.9
1
0.7
Fig. 8. Patrón de potencia para el SESS.
Tensión en la batería de supercondensadores
400
350
300
Tensión (V)
Valor
8
250
200
150
100
50
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Tiempo (s)
0.6
Fig. 9. Tensión en los bornes del SESS.
Corriente de referencia y del SC
150
100
50
Corriente (A)
Parámetro
Patrón de potencia absorbida o inyectada por el SC
10
0
-50
-100
-150
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Tiempo (s)
0.6
Fig. 10. Corriente de referencia y corriente en el SESS.
En las Fig. 13 y 14 se muestran respectivamente la
corriente y la tensión del SESS. En la Fig.15 se muestra un
detalle de la corriente inyectada en la red por el inversor que
se encuentra en fase con la tensión.
VI. CONCLUSIÓN
En este trabajo se ha realizado un análisis de una nueva
topología para un sistema de inyección de potencia para
sistemas de generación fotovoltaica que incluye un sistema de
almacenamiento de energía, así como de la estrategia de
control para el mismo.
Al añadir un sistema de almacenamiento de energía, el
sistema es capaz de seguir la consigna de potencia demandada
por la red eléctrica, pudiendo entregar potencia constante
evitando que las fluctuaciones de la potencia generada por el
PVGS lleguen a la red eléctrica.
La vialidad de implementación del SESS propuesto,
aumentará cuando los SC que aún se encuentran en fase
experimental salgan al mercado. Esta última generación de SC
triplicará
su
densidad
de
energía,
aumentando
consecuentemente su capacidad de almacenar energía y su
autonomía.
REFERENCIAS
[1]
J. M. Carrasco, L. G. Franquelo, J. T. Bialasiewicz, E. Galvan, R. C.
Portillo Guisado, M. A. M. Prats, J. I. Leon, and N. Moreno-Alfonso, "
Power-electronic systems for the grid integration of renewable energy
sources: A survey," IEEE Trans Ind. Electron., vol. 53, nº. 4, pp. 1002–
1016, June 2006.
[4]
Irradiancia
1100
1000
900
Irradiancia(W/m2)
800
700
[5]
600
500
400
300
[6]
200
100
0
0
1
2
T iempo (s)
3
4
5
Fig. 11. Perfil de irradiancia utilizado para prueba de simulación.
2
Potencia (KW)
[7]
Potencia generada e inyectada
2.5
[8]
1.5
[9]
1
0.5
0
0
1
2
T iempo (s)
3
4
5
Fig. 12. Potencia generada por la PVGS y potencia inyectada a la red
eléctrica.
Corriente en el SESS
5
[10]
[11]
4
Corriente (A)
3
[12]
2
[13]
1
0
[14]
-1
-2
1.5
2
3.5
3
2.5
T iempo (s)
4
4.5
5
[15]
Fig. 13. Corriente en el SESS.
Tensión en el SESS
60
[16]
50
Tensión (V)
40
[17]
30
20
[18]
10
0
1.5
2
2.5
3
3.5
T iempo (s)
4
4.5
5
[19]
Fig. 14. Tensión en la SESS.
Corriente inyectada a la red eléctrica
15
10
[20]
5
0
-5
[21]
-10
-15
4.96
4.965
4.97
4.975
4.98
4.985
T iempo (s)
4.99
4.995
5
Fig 15. Corriente inyectada a la red eléctrica.
[2]
[3]
Kern, E.C., Jr.; Gulachenski, E.M.; Kern, G.A.,” Cloud effects on
distributed photovoltaic generation: slow transients at the Gardner,
Massachusetts photovoltaic experiment”IEEE Transaction on Energy
Conversion, vol. 4, Issue 2, Page(s):184 – 190, June 1989
A. Woyte, Vu Van Thong, R. Belmans, J. Nijs, “Voltage Fluctuations on
Distribution Level Introduced by photovoltaic Systems”, IEEE
Transactions on Energy Conversion, Vol. 21, nº 1, March 2006
[22]
[23]
E. Romero-Cadaval,M.I. Milanés-Montero, E. González-romera, F.
Barrero-González, “Power Injection System for Grid-Connected
Photovoltaic Generation Systems Base don Two Collaborative Voltage
Source Inverters” IEEE Transactions on Industrial Electronics. Vol. 56,
no. 11, pp. 4389-4398, 2009
M.A. Guerrero, E. Romero, F. Barrero, M. I. Milanés, E. González,
“Supercapacitors: Alternative Energy Storage Systems” Przeglad
Elektrotechniczny Electrical Review, page(s):188-195, Octubre 2009
Dong-Jing Lee, Li Wang, "Small-Signal Stability Analysis of an
Autonomous Hybrid Renewable Energy Power Generation/Energy
Storage System Part I: Time-Domain Simulations", IEEE Transactions
on Energy Conversion, vol. 23, nº 1, March 2008
C. Abbey, J. Robinson, G. Joos,” Integrating renewable energy sources
and storage into isolated diesel generator supplied electric power
systems”,IEEE Conference on Power Electronics and Motion Control,
September 2008
Wei Li, G. Joos,"Comparison of Energy Storage System Technologies
and Configurations in a Wind Farm", IEEE Conference on Power
Electronics Specialists, Page(s)1280-1285, June 2007
Jinhui Xue, Zhongdong Yin, Bingbing Wu, Ziping Wu, Jun
Li,"Technology Research of Novel Energy Storage Control for the PV
Generation System", IEEE Conference on Power and Energy
Engineering, Page(s):1 - 4, March 2009
T.A. Singo,A. Martinez, S. Saadate,"Using ultracapacitors to optimize
energy storage in a photovoltaic system", IEEE Symposium on Power
Electronics, Electrical Drives, Automation and Motion, Page(s):229 234, June 2008
C.Abbey,J.Robinson,G.Joos,"Integrating renewable energy sources and
storage into isolated diesel generator supplied electric power systems"
IEEE Conference on Power Electronics and Motion Control, page(s):
2178-2183, Sept. 2008
A. Burke, “Ultracapacitors: Why, how, and where is the technology”, J.
Power Sources, vol. 91, pp. 37–50, 2000
Y. Y. Yao, D. L. Zhang, and D. G. Xu, “A Study of Supercapacitor
Parameters and Characteristics”, IEEE Conference on Power System
Technology, Page(s):1 - 4, October 2006
Tongzhen Wei, Sibo Wang, Zhiping Qi, “A Supercapacitor Based RideThroungh System for Industrial Drive Applications”, IEEE Conference
on Mechatronics and Automation, Page(s):3833 - 3837, August 2007
G. Alcicek, H. Gualous, P. Venet, R. Gallay, A. Miraoui, “Experimental
study of temperatura effect on ultracaapcitor ageing”, IEEE Conference
on Power Electronics and Applications, Pages(s):1-7, September 2007.
A. B. Cultura II, and Z. M. Salameh, “Performace Evaluation of a
Supercapacitor Module for Energy Storage Applications”, IEEE Power
and Energy Society General Meeting, Page(s):1-7, July 2008
R. Maher, “High reliability backup for telecommunications using
ultracapacitors”, IEEE Conference on Telecommunications Energy,
Page(s): 623 – 625, Sept. 2004
M.A. Guerrero, E. Romero, M. Milanés, V. Miñambres, E. González,
“Aplicación de Sistemas de Almacenamiento de Energía con
Supercondensadores en Plantas de Generación Fotovoltaica”, Seminario
anual de automática, electrónica industrial e instrumentación, Julio 2009
Tekwani, P. N.; Kanchan, R. S.; Gopakumar, K. “Novel Current Error
Space Phasor Based Hysteresis Controller Using Parabolic Bands for
Control of Switching Frequency Variations”. IEEE Transactions on
Industrial Electronics, vol. 54, issue 5, Page (s) 2648 - 2656. October
2007
Baumann, M.; Kolar, J. W. “Parallel Connection of Two Three-Phase
Three-Switch Buck-Type Unity-Power-Factor Rectifier Systems With
DC-Link Current Balancing”. IEEE Transactions on Industrial
Electronics, vol. 54, issue 6, Page(s) 3042 – 3053. December 2007
Bor-Jehng Kang; Chang-Ming Liaw. “A robust hysteresis currentcontrolled PWM inverter for linear PMSM driven magnetic suspended
positioning system”. IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol.
48, issue 5, page(s) 956 – 967. October 2001
M. Ortúzar, J. Moreno, J. Dixon, “Implementation and Evaluation of an
Ultracapacitor-Based Auxiliary Energy System for Electric Vehicles”
IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 54, issue 4,
Page(s)2147-2156, July 2007
Rico, Amparo; Cadaval, Enrique Romero; Montero, Maria Isabel
Milanes. “Power Injection Control System and Experimental Model
based on Manufacturer Characteristic Curves for a Photovoltaic
Generation System”. Compatibility in Power Electronics, 2007. CPE '07,
pages 1 – 7. June 2007.