Atenuación de Fluctuaciones de Potencia en Plantas de Generación Fotovoltaicas

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1 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 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 CCCC bidireccional conectado entre las células fotovoltaicas y el inversor. 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 [],[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 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. se muestra la curva de potencia neta en la cabecera de línea, recogidos con un analizador de redes (Topas 1), 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 CCCC, 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 Barra 66 kv SUBESTACION 66/ kv MVA Analizador Interruptor general Barra kv LÍNEA MT kv CONEXIÓN CLIENTE Protección Protección Planta fotovoltaica CONEXIÓN CLIENTE Proteccion AC Protección Inversor Proteccion DC CONEXIÓN CLIENTE Fig. 1. Esquema de colocación de los analizadores en la Subestación. P ( MW ) 1,,8,6,4,,,,4,6,8 1, 4: 8: 1: 16: : : 4: Tiempo Potencia Fig.. 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 CCCC, 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.. 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 microredes. 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.

2 A. Sistemas de almacenamiento en PVGS Actualmente, se está analizando la viabilidad de las microredes, que se podrían gestionar como islas (o zonas de gestión en las que intenta equilibrar la generación con el consumo). Estas microredes estarían interconectadas entre sí, y dispondrían de sistemas de generación, principalmente de origen renovable (eólico, fotovoltaico, ), con los correspondientes ESS. Estos ESS podrían realizarse con distintas tecnologías, como por ejemplo: baterías, volates de inercia, supercondensadores, imanes superconductores [1],[6] [8]. En el diseño de los futuros PIS para PVGS, en un contexto de aumento gradual del porcentaje de generación mediante este tipo de plantas, serán de gran importancia los ESS. Principalmente por la necesidad de gestionar y optimizar el flujo de energía procedente de dichas fuentes. Los últimos estudios consultados utilizan sistemas con baterías, supercondensadores o híbridos de ambos [9][11]. En este trabajo se considera que el ESS está construido a partir de supercondensadores (SC), que pueden trabajar con altas corrientes y presentan una alta densidad de potencia [5]. Se hace necesario para el control del ESS, emplear convertidores que operen correctamente cuando la tensión varía por cambios en la energía almacenada. B. Sistema de almacenamiento de energía construido con supercondensadores Los SC constituyen una tecnología emergente que se está empezando a aplicar para la realización de ESS para PVGS. Estos dispositivos pueden implantarse fácilmente en los actuales sistemas de inyección de potencia ya que su comportamiento es semejante al de un condensador convencional. Las propiedades más relevantes de los SC, con respecto a los condensadores convencionales, son sus altos valores de capacidad (del orden de miles de Faradios); una mayor densidad de energía (1Wh/kg) y de potencia (5kW/kg), una eficiencia elevada (superior al 95 %) y un bajo coste de mantenimiento y una vida útil más larga [5],[1][16]. Los módulos de SC (Maxwell Technologies [17]) están equipados con un circuito activo de equilibrado de tensión que protege y monitoriza cada célula dentro del modulo. El equilibrado entre distintos módulos de SC que componen el EES se realiza a través de un cable de equilibrado previsto para tal fin. La energía almacenada en el sistema de almacenamiento de energía basado en supercondensadores (Supercapacitor ESS, SESS) dependerá de la tensión en sus extremos. La tensión del SESS debe ser limitada a un valor máximo, V max, para evitar acortar su vida útil, por lo que también existe un límite a la cantidad máxima de energía, W max, que es posible almacenar en el SC. De forma semejante es conveniente limitar la mínima tensión del SESS, V min, para garantizar que el convertidor encargado del control del SESS funcione en un margen operación correcto. Por tanto existe también un valor de energía almacenada residual, W min. Definiendo un índice de variación de tensión, Δ, como el cociente entre V min y V max, expresado en tanto por ciento, es posible obtener la energía disponible (cuando el SESS se encuentra completamente cargado) como: N W SESS = CVmax 1, 1 (1) donde N es el numero de módulos de SC en serie que contiene el SESS. De la ecuación anterior es posible deducir el número de SC que son necesarios para construir el SESS: N WSESS CV = max 1. 1 () Por ejemplo, para realizar un SESS que permita mantener constante la inyección de potencia de una PVGS de 1 kw durante intervalos de 1 h [18], se requieren 16 módulos BMOD18P39 de Maxwell Technologies de 17,8 F y 39 V, que proporcionan una capacidad de almacenamiento de 4,8 kwh. También es importante evaluar la eficiencia energética del SESS, considerado incluido el convertidor electrónico, para garantizar que el máximo de la energía almacenada es devuelta a la red y no disipada en pérdidas en el propio SESS. La energía total que sale del SESS, W T, es la diferencia entre la energía proporcionada por los SC, W SESS, y la energía disipada. La eficiencia energética de las descargas, a corriente constante, puede expresarse como WT C 1 Δ η = =1R 1 Δ, (3) WSESS Tdes donde T des es el tiempo de descarga del SESS, y R es la suma de las resistencia serie equivalentes de los distintos elementos que componen el SESS: SC, bobina del convertidor, interruptores electrónicos, El tiempo de descarga del SESS será función de la corriente de descarga (a mayor corriente, menor es el tiempo de cargadescarga) y, a su vez, la eficiencia es función del tiempo de descarga (a mayor tiempo de descarga mayor eficiencia), por este motivo no es recomendable la carga/descarga de la SESS a la máxima corriente [16]. III. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO El esquema propuesto para la PVGS conectada a la red, se muestra en la Fig. 3. El inversor que se utiliza es de alta frecuencia de conmutación (1 khz). El control del SESS se realiza utilizando un convertidor CC/CC bidireccional. El principal objetivo del sistema propuesto es mantener constante la potencia inyectada en la red siguiendo una consigna preestablecida, cargando o descargando el SESS en función de que la potencia generada por la PVGS sea mayor o menor que la consigna de potencia. A. Inversor de alta frecuencia de conmutación El objetivo del inversor es inyectar la energía generada por la PVGS en la red, produciendo corrientes senoidales en fase con las tensiones de red. Para controlar la potencia activa inyectada es suficiente, suponiendo que la tensión de red es perfectamente senoidal, con controlar la componente fundamental de la tensión que produce el inversor.

3 1 PVGS ns 1 np C vdc vsc isc Supercondensador Como se ha dicho, el inversor controla la corriente inyectada en la red eléctrica i S, realizando un control de corriente por banda de histéresis síncrona [1],[4],[19][1] con una frecuencia de conmutación de khz. El inversor debe construir la corriente de suministro con la calidad deseada. B. BiDDC: Convertidor DC/DC bidireccional RL LSC 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 D ). 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, standby, 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 T. Al cerrar el interruptor T la corriente pasa a través de hacia el SC (Fig. 4a). En ese intervalo, parte de la energía se disipa en, parte se acumula en (aumentando la corriente), y el resto, la mayor parte, se almacena en el SESS. Cuando se abre el interruptor T (Fig.4c), la corriente que circulaba por la bobina continúa circulando por el diodo de libre circulación. En régimen permanente, considerando que no hay pérdidas, el incremento de i L 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 PIS Convertidor Bidireccional DCDC Fig. 3. Esquema del sistema propuesto. vs T1 T D D1 vdc v L/ L/ is vs Red eléctrica T i dc = D a) Modo carga con flujo de energía i dc = T D convertidor. Debido a esto, se obtiene que el ciclo de trabajo del interruptor T cumple la siguiente relación T V I D = = = (4) on, T SC dc. T Vdc ISC Este índice representa el porcentaje de tiempo que permanece cerrado T durante cada ciclo de conmutación. En este modo de operación, el convertidor se comporta como un transformador de continua (de relación de transformación, a=d ) y para que funcione debe cumplirse que D V SC / V dc. El rizado de la corriente del SESS se calcula a partir de la pendiente positiva de la misma que se produce cuando el interruptor T se encuentra cerrado, despreciando la resistencia de la bobina : Vdc i = D( 1 D), (5) L f SC donde f es la frecuencia de conmutación. Es conveniente un rizado pequeño. El máximo rizado se produce para D =.5. y se produce cuando la tensión V SC <V dc /. Las variables de diseño para controlar este rizado son la frecuencia de conmutación f y el valor de la inductancia. 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 V SC no circulará corriente ya que ésta no puede pasar por el diodo (sentido inverso), ni por (apagado). Si la tensión modulada es mayor que V SC, la corriente promediada en un periodo de conmutación que circule depende de estas tensiones y de la resistencia. La siguiente expresión establece este valor. Vdc D VSC I L =. (6) RL De esta ecuación se deduce que para que exista una transferencia de energía a V SC, se necesita un índice de modulación D mayor que V SC /V dc []. T i dc = D b) Modo descarga con flujo de energía i dc = T D c) Modo carga sin flujo de energía d) Modo descarga sin flujo de energía Fig. 4. Modos de operación del BiDDC

4 B. 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. Este modo de operación, aumenta la corriente en la bobina cuando el interruptor está cerrado (Fig. 5d). Al abrirse el interruptor (Fig. 5b), la corriente por disminuye y pasa a través del diodo D 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. El incremento del i L 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 1 Vdc ISC. 1 D = 1 V = (7) SC Idc El índice de modulación representa el porcentaje de tiempo que permanece cerrado 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 )) y funciona siempre y cuando (1 ) V SC /V dc. Operando de igual forma que en el caso anterior [], se puede calcular el valor de corriente en el bus de continua V SC R L I L = Vdc. (8) 1 D ( ) 1 1 D 1 En realidad, el interruptor se dispara en forma complementaría a T, por lo que es posible definir un único ciclo de trabajo: D = D = 1 D. (9) 1 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 1 MPPT vpv Bloque de ipv,ref idc,ref ipv seguimiento del punto de máxima potencia ipv idc iess ESS Bloque de iess,ref generación de la Pg,ref corriente de referencia del supercondensador is,ref RSCG Bloque de generación de la corriente de referencia de suministro Fig. 5. Esquema del sistema de control del PVGS.,ref ZOH ZOH Fig. 6. Generación de la señal de control para el BiDDC. Perfil de temperatura Perfil de irradiancia Red vs v1 Transformador v 1:a i i1 Ipv (A) PVGS 16 serie x 1 paralelo células Modelo de la célula: Shell SP15P Vpv (V) Vpv = 694 V Ipv = 5 A T (ºC) Ppv =.4 kw Ppv (W) W (W/m ) is 3.1 Generación de las señales de control para el inversor con alta frecuencia de conmutación 3. Generación de las señales de control para e convertidor bidireccional Señales de conmutación para el inversor Señales de conmutación para el convertidor bidireccional 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 [3]. Las características principales del PVGS y del PIS se muestran en la Tabla I y II. TABLE I CARACTERÍSTICAS DEL PVGS Parámetro >= vs (V) PIS is (A) Vpv (V) Ipv (A) Etapa de potencia y etapa de control Pp,ref (W) idc (A) Estimación de la potencia generada Valor S SC Condensador Inversor idc (A) Ipv (A) Cantidad de células conectadas en serie 16 Cantidad de células conectadas en paralelo 1 Referencia de la célula fotovoltaica SHELL SP15P Corriente de cortocircuito (5ºC, 1W/m ) 4.8 A Tensión en circuito abierto (5ºC, 1W/m ) 43.4 V Corriente del MPP (5ºC, 1W/m ) 4.4 A Tensión del MPP (5ºC, 1W/m ) 34 V

5 TABLE II PARÁMETROS DEL PIS PARA LAS SIMULACIONES 1 8 Patrón de potencia absorbida o inyectada por el SC Parámetro Valor 6 4 Filtro inductivo L Filtro capacitivo C Filtro inductivo L C Resistencia de la bobina Frecuencia de conmutación 5 mh* μf* 1 mh.1 Ω khz Potencia (KW) El PVGS simulado tiene 16 células fotovoltaicas conectadas en serie (Shell SP15P), cuyo máximo punto de tensión de alimentación es de 544V para condiciones nominales de irradiancia de 1 W/m y 5 ºC de temperatura, satisfaciendo Vdc = 1, 41 VS, (1) condición que debe cumplir para obtener valores válidos de [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 (1 veces menor capacidad que la del módulo comercial de referencia BMOD165P48 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.1 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. 1, cuando el SESS se carga el sistema requiere menor corriente para mantener el mismo aporte de potencia. En la Fig. 1 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, que ha sido elegido atendiendo al compromiso entre un rizado pequeño ( alta) y una respuesta rápida los cambios de corriente ( 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 standby es el 1 % de la nominal (6x48 V). En la Fig. 1 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 Fig. 8. Patrón de potencia para el SESS. Tensión (V) Tensión en la batería de supercondensadores Fig. 9. Tensión en los bornes del SESS. Corriente (A) Corriente de referencia y del SC Fig. 1. 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. MorenoAlfonso, " Powerelectronic systems for the grid integration of renewable energy sources: A survey," IEEE Trans Ind. Electron., vol. 53, nº. 4, pp , June 6.

6 Irradiancia (W/m ) Fig. 11. Perfil de irradiancia utilizado para prueba de simulación. Potencia (KW) Fig. 1. Potencia generada por la PVGS y potencia inyectada a la red eléctrica. Corriente (A) Fig. 13. Corriente en el SESS. Tensión (V) Fig. 14. Tensión en la SESS. Irradiancia Potencia generada e inyectada Corriente en el SESS Tensión en el SESS Corriente inyectada a la red eléctrica Fig 15. Corriente inyectada a la red eléctrica. [] 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, Page(s):184 19, June 1989 [3] A. Woyte, Vu Van Thong, R. Belmans, J. Nijs, Voltage Fluctuations on Distribution Level Introduced by photovoltaic Systems, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 1, nº 1, March 6 [4] E. RomeroCadaval,M.I. MilanésMontero, E. Gonzálezromera, F. 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