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Tercer Congreso Nacional – Segundo Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2009
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SISTEMA AUTÓNOMO EÓLICO-DIESEL CON MAQUINA DE INDUCCIÓN Y
ALMACENAMIENTO EN BATERÍAS / ULTRACAPACITORES / INERCIA
Toccaceli G.M.(1,2), Cendoya M.G.(1,2), Battaiotto P.E.(1)
(1) Facultad de Ingeniería - UNLP, Calle 1 y 47, 1900, La Plata, Argentina.
(2) Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Tecnológicas. CONICET, Argentina.
[email protected]
RESUMEN
La disponibilidad de recursos renovables en regiones remotas hace que los Sistemas Autónomos de
Generación Eólica-Diesel/Gas sean una ventajosa alternativa para la provisión de energía eléctrica en
corriente alterna. En estos casos se requiere una potencia en la carga de tensión y frecuencia fijas.
Orientado a esta situación, se propone un Sistema de Generación Eólica-Diesel/Gas (50/150KW), con
una Estrategia de Conversión y Control basada en el empleo de un Aerogenerador de Inducción de
velocidad variable y un Sistema Modular de Almacenamiento. El Generador Diesel/Gas opera
solamente cuando el consumo excede la máxima potencia disponible en el canal eólico y en el sistema
de almacenamiento. Los valores de tensión, frecuencia y potencia reactiva en la red son provistos por
un módulo del Sistema de Almacenamiento o, en su defecto, por el Generador Sincrónico Diesel/Gas.
El Aerogenerador, controlado para proveer un valor de potencia de CA constante, está constituido por
una turbina de eje horizontal con paso fijo, y un generador asincrónico de rotor bobinado con un
accionamiento tipo Kramer estático.
Los Módulos del Sistema de Almacenamiento operan directamente sobre la red de CA, mediante un
inversor de tensión ó corriente, según corresponda, controlado con una estrategia diferente y
compatible con las características eléctricas de los componentes de almacenamiento. Se combinan
módulos con Bancos de Baterías/Ultracapacitores/Volantes de Inercia. El Banco de Baterías, debido a
su gran densidad de energía, se emplea para mantener la tensión en la red, compensando los
desbalances de potencia ante variaciones lentas de carga o disminución del recurso eólico. Los Bancos
de Ultracapacitores o Volantes de Inercia, debido a su gran densidad de potencia, colaboran con el
Banco de Baterías suministrando los niveles de corriente que exceden la capacidad de este último,
frente a cambios abruptos y elevados de la carga.
La operación de todo el sistema se realizada con un Control Supervisor que determina: -La Potencia
del Canal Eólico en correspondencia con la Potencia de Carga - El estado de carga los Elementos de
Almacenamiento - El estado de arranque-parada del Generador Diesel/Gas.
Se simula el Sistema para distintas condiciones de viento y carga, en ambiente MATLAB®-Simulink.
Palabras Claves: Autónomo, Remoto, Eólica, Diesel-Gas, Batería, Ultracapacitor, Supercapacitor.
1. INTRODUCCIÓN
En regiones remotas donde no accede la red de
distribución, los Sistemas de Generación
Autónomos constituyen una importante y
ventajosa alternativa para la provisión de energía
eléctrica residencial. La misma, siendo que la
mayoría de las cargas o dispositivos a ser
alimentados son comerciales y normalizados,
deberá ser de CA con tensión y frecuencia fijas.
En estos casos también se requiere una provisión
de potencia no fluctuante con la variabilidad de
la velocidad del viento y con las fluctuaciones de
carga.
Orientada a este tipo de demanda energética, de
carga eléctrica y de situación geográfica, en este
trabajo se propone y analiza un Sistema de
Generación Eólica-Diesel/Gas, basado en el
empleo de un Aerogenerador de Velocidad
Variable para el mejor aprovechamiento del
recurso eólico, y un Sistema Modular de
Almacenamiento de Energía, para compensar las
fluctuaciones de potencia. El Generador
Diesel/Gas opera solamente cuando el consumo
excede la máxima potencia disponible en el canal
eólico y en el sistema de almacenamiento. El
sistema de almacenamiento proveerá energía
durante un período de tiempo relativamente
corto, cuando la demanda de carga de CA supere
la potencia eólica disponible, y podrá almacenar
energía, si su estado de carga lo requiere, cuando
la potencia disponible supere a la carga de CA.
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Se ha optado, para analizar el Sistema, la
utilización de solamente dos Módulos de
Almacenamiento, uno basado en Baterías de
Ciclo Profundo y otro en Ultracapacitores. Al
Banco de Baterías se le ha asignado la tarea de
mantener fijas la tensión y la frecuencia cuando
el Generador Diesel/Gas está fuera de operación.
Su gran densidad de energía resulta ideal para
compensar desbalances en la red ante variaciones
lentas de carga ó insuficiencia del recurso eólico.
El Banco de Ultracapacitores, o el Volante de
Inercia en su defecto, con su gran densidad de
potencia suministra/absorbe el exceso de
corriente que el Banco de Baterías no debe
manejar para no reducir su vida útil (arranque de
motores, por ejemplo).
Todas las acciones de supervisión y control se
tomarán a partir de la medición de variables
eléctricas y de la velocidad de rotación de la
turbina.
La propuesta que se realiza y los resultados
obtenidos en una primera etapa de I+D, son
presentados en este trabajo bajo la forma de:
- ESTRUCTURA DEL SISTEMA
- MODO DEOPERACIÓN Y CONTROL
- MODELADO
- EVALUACIÓN POR SIMULACIÓN
- CONCLUSIONES
2. ESTRATEGIA DE CONVERSION
Una estrategia de conversión está constituida por
dos aspectos centrales que son, la configuración
o estructura del sistema físico de conversión y el
modo en que se operan y controlan las partes
constitutivas del mismo
2.1 Estructura del sistema
El sistema de conversión se presenta en la Fig.1.
Una turbina de eje horizontal tripala con paso
fijo realiza la conversión eólico-mecánica y un
generador asincrónico trifásico de rotor
bobinado, con un accionamiento Kramer
estático, realiza la conversión mecánicoeléctrica. Actuando sobre el ángulo de disparo Į
del rectificador controlado se puede variar el
aporte de potencia del aerogenerador. En esta
topología de conversión la potencia que maneja
el convertidor es una fracción de la potencia total
generada, resultando un sistema económico y de
sencilla implementación. Además, es posible
aprovechar aerogeneradores usados, provenientes
de países que están realizando recambios
tecnológicos.
Figura 1. Estructura del Sistema Autónomo
El Banco de baterías se vincula a la red mediante
un inversor trifásico de tensión, modulado con
técnica PWM sinusoidal. Un filtro pasabajos
evita contaminar la red con armónicos de alta
frecuencia, producto de la conmutación. Un lazo
cerrado de control, fija la tensión y frecuencia en
la red de CA.
El banco de Ultracapacitores se conecta a la red a
través de un inversor trifásico de tensión, con
inductores en serie en cada fase. Un lazo cerrado
de control determina la corriente inyectada a la
red, siguiendo una referencia. Ambos módulos
de almacenamiento son capaces de entregar o
recibir potencia,
Un Generador Sincrónico, impulsado por un
motor Diesel o una Turbina de Gas, alimenta la
red en forma directa y tiene asociados los
sistemas usuales de control de tensión y
frecuencia, que actúan sobre el campo y la
velocidad de rotación.
Por último, un sistema Control Supervisor se
encarga de operar el sistema en su conjunto.
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2.2 Modo de Operación y Control
TG Re f
2.2.1 Control del Aerogenerador
La potencia que desarrolla una turbina eólica es:
PT
CP O PW
1
CP O U Av 3
2
(1)
donde:
Cp(Ȝ): coeficiente de potencia.
Ȝ=rȦ/v.
r: radio de pala.
Z: velocidad de rotación.
PW: potencia del viento.
U: densidad del aire.
A=S r2: área de captura.
v: velocidad del viento.
La cupla producida por la turbina será entonces:
CP O 1
(2)
U Arv 2
O 2
La PTmax se obtiene con CPmax=CP(Oo). En el
plano T-Ȧ los puntos correspondientes a Oo
PT
TT Z Ÿ TT
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2
, Z Zcruce
°­ KT Z
(6)
®
°̄ PRe f /(KconvZ ) , Z ! Zcruce
con:
Zcruce
3
PRe f /(Kconv KT )
Șconv: rendimiento de conversión.
La curva de trabajo del generador queda formada
por la conjunción de la parábola de PTmax, a la
izquierda, y la hipérbola de PRef, a la derecha. Se
excluye de esta forma, todo punto de operación
(transitorio o estacionario), que pueda provocar
un eventual bloqueo de la turbina por operar en
zona no controlable.
En la Fig. 2 se muestran TT=f(Ȧ,v) y TG=f(Ȧ,PRef)
Dependiendo de v y PRef , el punto de operación
(intersección de TT con TG), caerá sobre la
parábola de PTmax, o sobre la hipérbola de PRef. Es
decir, que con v suficiente se genera PRef, en caso
contrario, se entrega una potencia menor, PTmax.
describen una parábola, dada por:
TT P max (Z )
KT Z 2
(3)
con:
KT
1
U Ar 3C P max / Oo3
2
Despreciando el roce, el punto de operación del
aerogenerador en estado estacionario (Ȧ=cte.),
queda definido por:
TT TG
(4)
donde:
TG: cupla del generador.
Para trabajar en un punto deseado, se debe
imponer TG, lo que se consigue mediante un lazo
de control que actúa sobre Į. TG se mide en
forma indirecta, sensando variables eléctricas. En
máquinas asincrónicas, si se desprecian las
pérdidas en hierro y en cobre de estator, se
cumple que:
PS PGap TG ZS
Ÿ TG
(va ia vb ib vc ic ) / ZS
(5)
Figura 2. Curvas de la turbina y del generador.
2.2.2 Control del Banco de Baterías
Cuando el Generador Diesel-Gas no opera, el
Banco de Baterías fija la tensión y frecuencia de
la red. La referencia del lazo de control de
tensión del inversor asociado deberá ser
compatible con los requerimientos de las cargas
residenciales a alimentar (amplitud y frecuencia).
con:
PS: potencia en estator.
PGap: potencia en entrehierro.
va, vb y vc: tensiones estatóricas.
ia ,ib e ic: corrientes estatóricas.
Ȧs=2ʌf/p: velocidad sincrónica.
f: frecuencia de la red, p: pares de polos.
La cupla de referencia se determina a partir de Ȧ
y PRef, (potencia generada deseada), como:
2.2.3 Control del Banco de Ultracapacitores
La corriente que entrega/absorbe el banco de
baterías depende del balance de potencias
circunstancial del sistema. Si la misma excede el
valor máximo recomendado por el fabricante, se
acorta su vida útil. Para evitar esto, el banco de
capacitores entrega/absorbe la corriente en
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exceso. La referencia del lazo de control de
corriente del inversor asociado es:
I SC Re f
, iB I B max
°­0
®
°̄ K SC iB , iB ! I B max
3.2 Banco de Baterías - Inversor de tensión
(7)
donde:
iB: corriente del banco de baterías.
IBmax: valor máximo de iB.
KSC: factor de ajuste.
VBat
EBat RBat iBat 1
iBat dt
C Bat ³
(10)
iBat
(va ia vb ib vc ic ) / KinvVBat
(11)
B
VˆCA
B
2.2.3 Sistema de Control Supervisor
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mV VBat
­ va
°°
o ®vb
°
°̄vc
VˆCA sen(2S ft )
VˆCA sen(2S ft 120º )
Vˆ sen(2S ft 120º )
(12)
CA
con:
El sistema de Control Supervisor controla al
sistema autónomo en su conjunto, teniendo bajo
su dominio el aporte de potencia de cada módulo
del sistema. Se calcula la potencia media de la
carga y el estado de carga del sistema de
almacenamiento (mediante VBat, IBat y VSC, ISC).
Las acciones tomadas por el mismo son:
x Sist. de almacenamiento con carga nominal
ĺPRef=PCarga
x Sist. de almacenamiento subcargado
ĺPRef=PCarga+ǻP
x Sist. de almacenamiento sobrecargado
ĺPRef=PCarga-ǻP
x Sist. de almacenamiento subcargado y
energía eólica insuficiente
ĺpuesta en marcha Diesel-Gas.
Mediante la variable ǻIB, Fig.1; el sistema
supervisor puede controlar la carga/descarga de
los ultracapacitores en forma independiente de
las baterías.
mV=VCARef/VBat: índice de modulación,
satura en mVmin y mVmax.
Șinv: rendimiento del inversor.
3.3 Banco de Ultracapacitores – Inversor
VSC
iSC
IˆSC
RSC iSC 1
iSC dt
C SC ³
(13)
(va ia vb ib vc ic ) / K invVSC
­ia
°°
2 Kinv I SC Re f VSC
o ®ib
3
VˆCA
°
°̄ic
(14)
IˆSC sen(2S ft )
IˆSC sen(2S ft 120º )
Iˆ sen(2S ft 120º )
SC
(15)
4. EVALUACIÓN DE LA ESTRATEGIA DE
OPERACIÓN PROPUESTA
B
3. MODELADO DEL SISTEMA
Modelos matemáticos de los componentes del
sistema.
3.1 Aerogenerador
4
Sistema mecánico
TT TG
J
dZ
BZ
dt
(8)
donde:
J: momento de inercia, turbina+generador
B: coeficiente de roce, turbina+generador
TT calculada mediante (2) y CP(O) en tabla o
curva de ajuste. TG =TRef calculada con (6).
Generador - Accionamiento Kramer
IˆW
­ia
2 KconvTGZ
°°
o ®ib
ˆ
3 VCA
°
°̄ic
La evaluación del sistema propuesto se realizó
mediante simulación en ambiente MATLAB®Simulink. Para ello se emplearon los modelos
presentados en el inciso 3, y se dimensionó un
canal de generación eólica con una potencia de
100KW para un viento de v=14m/s. Los valores
empleados para los parámetros de los modelos se
presentan seguidamente:
Turbina: Tripala, eje horizontal, paso fijo,
r=7m, U=1.2242 Kg./m3.Cp dado por:
C p O c1 ª¬c2 1/ O 0.0035 c3 º¼ e c / O c5O (16)
IˆW sen(2S ft )
IˆW sen(2S ft 120º )
Iˆ sen(2S ft 120º )
W
(9)
con: c1=0.5176; c2=116, c3=5, c4=21, c5=0.0068.
Resulta Cpmax = 0.48, (Oo= 8.1)
Banco de Baterías: Pb-ácido, tensión nominal
VBat=60x12V, RBat=1ȍ. CBat=5040F.
Banco de ultracapacitores: tensión nominal
VSC=1000V, RSC=0,1ȍ. CSC=10F.
Se evaluaron dos situaciones de test diferentes,
considerando en ambas que la tensión y
frecuencia en la línea de corriente alterna se
mantienen en los valores nominales. Esto último
implica que el sistema de almacenamiento deberá
en todo momento tomar ó entregar la potencia
necesaria para mantener el balance de potencia
en la red de CA. Los resultados son presentados
en el plano cupla-velocidad de la turbina, como
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trayectorias indicativas de la variación transitoria
de potencia en las diferentes partes del sistema.
Conjuntamente se representan, bajo la forma de
diagramas temporales, las potencias mecánicas y
eléctricas instantáneas asociadas a los componentes del sistema, en correspondencia con
dichas trayectorias.
Caso 1 Viento variable - Potencia de Carga cte.
Se analizan las evoluciones transitorias de
potencia frente a variaciones escalonadas de
viento según Fig. 4. Los resultados se presentan
en Fig. 5,6 y 7. La Fig. 3 muestra la evolución de
los puntos de operación de la turbina eólica y del
generador eléctrico, y el aporte de potencia del
sistema de almacenamiento. El punto A en la
Fig. 3 representa el estado estacionario inicial.
La potencia de CA entregada por el
aerogenerador es de 50KW. El viento inicial es
de 11m/s. En estas condiciones se somete al
sistema a las variaciones de la Fig. 4. En la Fig. 7
se comprueba que mientras la potencia CA del
generador es igual a la de carga, la contribución
del sistema de almacenamiento es nula. En el
trayecto (Y,D,D’,Y) el generador entrega la PTmáx
correspondiente y el almacenamiento entrega la
Potencia restante para completar los 50KW de
carga. Durante la evolución transitoria entre
puntos de estado estacionario (A,B,C,D,E), la
diferencia entre potencia de generador y de
turbina, es entregada o absorbida por la inercia J
de todo el sistema rotante, según Fig. 6.
Figura 5. Potencia de Turbina.
Figura 6. Potencia de Generador, Batería+UC.
Figura 7. Potencia de Inercia.
Caso 2 Viento cte. – Potencia de Carga variable
Figura 3. Evolución de los puntos de operación.
Figura 4. Perfil de velocidad de viento.
Se analiza la evolución transitoria de potencia en la
turbina, en la inercia J, en el generador y en el sistema
de almacenamiento, frente a variaciones escalonadas
de la Potencia CA según Fig. 9. Los resultados se
presentan en Fig. 10-11-12. El punto A en la Fig. 8
representa el estado estacionario inicial. La Fig. 8
muestra la evolución de los puntos de operación de la
turbina eólica, y del generador eléctrico, y el aporte de
potencia del almacenamiento. En la Fig. 12 se
comprueba que la potencia del generador, igual a la
de la carga, y la de almacenamiento es nula, mientras
la PTmáx>PCA. Para velocidades en que resulta
PTmáx<PCA, como en el segmento Y-Z, el generador
entrega la PTmáx correspondiente y el sistema de
almacenamiento entregan la potencia restante para
completar la requerida PCA. Durante las trayectorias
entre puntos de estado estacionario (A,Z,C,D,E), la
diferencia entre la potencia entregada por el generador
y por la turbina, es entregada o absorbida por la
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inercia J de todo el sistema rotante, según se observa
en la Fig. 11.
Figura 12. Potencia de Inercia.
5. CONCLUSIONES
Figura 8. Evolución de los puntos de operación.
-Resultados validan propuesta en forma integral.
-Los componentes del sistema son de tecnología
estándar y bajo costo.
-La medición de velocidad de turbina solamente,
reduce costos y aumenta la confiabilidad.
6. REFERENCIAS
Figura 9. Perfil de la potencia de carga.
Figura 10. Potencia de Turbina.
Figura 11. Potencia de Generador, Batería+UC.
[1] Zhang Y., Jiang Z., Yu X., “Control
Strategies
for
Battery/Supercapacitor
Hybrid Energy Storage Systems”, IEEE
Energy 2030, Atlanta, GA USA, 17-18
November 2008, pp. 1-6.
[2] Li W. and Joós G., “A Power Electronic
Interface for a Battery Supercapacitor
Hybrid Energy Storage System for Wind
Applications”, IEEE PESC 2008, 15-19
June 2008, pp. 1762-1768.
[3] van Voorden A.M., Elizondo L.M.R., Paap
G.C., Verboomen J., van der Sluis L., “The
Application of Super Capacitors to relieve
Battery-storage systems in Autonomous
Renewable Energy Systems”, IEEE Power
Tech 2007, Lausanne, 1-5 July 2007, pp.
479-484.
[4] Jia Y., Oti K., Yamamura N., Ishida M., “A
Study on Electric Power Smoothing System
for Lead-acid Battery of Stand-alone
Natural Energy Power System Using
EDLC”, PCC '07, Nagoya, 2-5 April 2007,
pp. 236-242.
[5] Bludszuweit H., Fandos J.M., Domínguez
J.A., Llombart A., Sanz J., “Simulation of a
Hybrid System Wind Turbine-BatteryUltracapacitor”, ICREPQ'05 Zaragoza, 1618 March 2005. Paper No. 270.
[6] Chen Z, Hiu Y, “A hybrid generation
system using variable speed wind turbine
and diesel units”, The 29th Annual
Conference of the IEEE, IECON´03, 2-6
Nov. 2003, pp. 2729-2734.