26, May, 2024

Control en la generación de energía eléctrica y los generadores síncronos virtuales (GSV)

Institución: Tecnológico de Monterrey, Campus Ciudad de México

Nombre: Rafael Escudero Armillas

Ingeniero Mecánico Electricista, Estudiante de Maestría

Correo: A01333707@itesm.mx

Desde el siglo XX el incremento en el consumo de la energía eléctrica ha sido continuo y también acelerado, lo cual ha conllevado a la situación actual en la que existe una preocupación latente con respecto al agotamiento de los combustibles fósiles, las altas emisiones de gases contaminantes y la creciente brecha entre la demanda y la oferta de potencia eléctrica [1], [2].

Una posible solución puede ser el desarrollo de las redes eléctricas inteligentes, conocidas en inglés como smart grids, que consisten en la modernización de la red eléctrica actual a partir de la integración de tecnologías de comunicación en las tres etapas de la red (generación, distribución y consumo de electricidad) para optimizar los recursos, mejorar su eficiencia y reducir el impacto ambiental [3]. No obstante, una red inteligente parece ser más bien un término de mercadotecnia que una definición técnica puesto que existen en la actualidad diversas barreras tecnológicas que impiden su implementación [3].

Quizá, el paso previo requerido para la creación de una red eléctrica inteligente sea el desarrollo de una microred, la cual consiste en un conjunto de cargas y recursos energéticos distribuidos que están interconectados entre sí y que actúan como una entidad independiente de la red eléctrica central, con la capacidad de conectarse y desconectarse de ella, es decir, pueden consumir o proveer energía eléctrica [4].

Un aspecto importante de las microredes es que es posible optimizar sus recursos gracias a que éstas pueden conectarse a la red central cuando necesitan consumir energía o desconectarse cuando sus fuentes distribuidas son lo suficientemente capaces de satisfacer la demanda de las cargas conectadas.

Además, los recursos energéticos distribuidos pueden incorporar el uso de fuentes renovables (como las celdas fotovoltaicas o los aerogeneradores), lo que supone una disminución en las emisiones contaminantes [2]. Es por estas y otras ventajas que países como Estados Unidos ya han comenzado a impulsar diversos proyectos de investigación sobre las microredes [5].

Sin embargo, las microredes también tienen ciertos obstáculos técnicos que dificultan su implementación actualmente, por lo que es necesario resolverlos antes de proponer su construcción [4]. Uno de estos problemas yace en la etapa de generación de potencia eléctrica y tiene que ver con cómo controlar la unidad generadora (o simplemente, el generador) para que pueda proveer potencia eléctrica en función de los cambios en la demanda de las cargas conectadas a la microred y su modo de operación.

Hay que recordar que la microred puede operar conectada a la red eléctrica central o desconectada de ella y, dependiendo de en qué estado se encuentre, el generador deberá hacer distintas tareas. Si la microred está trabajando en “modo conectado” entonces la unidad generadora deberá de operar de manera que su potencia de salida no sea inferior a la potencia eléctrica que maneja la red central, ya que de lo contrario éste estará consumiendo energía en lugar de suministrarla [6].

Por otro lado, si la microred está operando en “modo desconectado”, también llamado “modo isla”, entonces el generador deberá satisfacer ciertos requisitos con respecto a los niveles máximos y mínimos permisibles de voltaje y frecuencia para no dañar a las cargas conectadas a la microred [6].

En una red eléctrica tradicional, las unidades generadoras consisten en máquinas eléctricas conocidas como generadores síncronos y éstos pueden conectarse de forma relativamente directa a la red, sólo necesitan operar a la misma frecuencia y cumplir con los requisitos de potencia.

En cambio, en una microred, los recursos energéticos distribuidos requieren de una interfaz de electrónica de potencia (que usualmente consta de un subsistema llamado inversor) para poder conectarse a la red eléctrica y es aquí donde se presenta el problema del control de la unidad generadora [6].

Si ocurren variaciones repentinas en la red eléctrica, un generador síncrono también hará cambios en su modo de operación, pero éstos no serán abruptos, sino que serán graduales y esta suavidad en su respuesta termina por proveer estabilidad a la red eléctrica a la que está conectado.

Por otro lado, una fuente energética distribuida con una interfaz de electrónica de potencia responderá de forma abrupta a cualquier cambio repentino en la red eléctrica, por lo que su respuesta desproveerá de estabilidad a la red [6]. Lo anterior es indeseable ya que implica un riesgo para las cargas conectadas (la etapa de consumo), las líneas de transmisión (la etapa de distribución) y los propios generadores (la etapa de gene- ración) de la microred y, si este mismo problema se repite en varias microredes conectadas a la misma red central, probablemente para una parte significativa del sistema eléctrico.

Entonces, para resolver el problema de la inestabilidad “inyectada” por las fuentes de energía en las microredes, varios ingenieros e investigadores europeos comenzaron a trabajar en el año 2007 en un proyecto para desarrollar un sistema que fuese capaz de incorporarse en las fuentes energéticas distribuidas con interfaces electrónicas y que proporcionara estabilidad a la red eléctrica. Este proyecto recibió el nombre de “VSYNC” y dicho sistema fue llamado el generador síncrono virtual (GSV) [7].

Los investigadores de VSYNC se dieron cuenta de que la solución al problema consistía en aplicar una serie de técnicas de control al patrón de conmutación del inversor de la interfaz electrónica para que así lograra imitar el comportamiento de un generador síncrono [6].

A partir de la aparición del generador síncrono virtual se comenzaron a proponer diversas técnicas de control para ir mejorando su desempeño y muchas probaron ser funcionales, aunque el inconveniente con las primeras propuestas es que presuponían condiciones balanceadas de la red eléctrica a la que estaría conectado el GSV. En la Figura 1 se ilustra de manera general cómo se incorpora el generador síncrono virtual en una red eléctrica.

A saber, la red eléctrica consiste en un sistema trifásico que en cierto sentido puede entenderse como un conjunto de tres líneas (llamadas fases) a las que se conectan las cargas, donde éstas pueden ser por ejemplo casas, departamentos, oficinas, etc. Por cada línea fluye una corriente alterna que usualmente se modela como una función sinusoidal.

Si las corrientes tienen la misma frecuencia (se repiten el mismo número de veces por segundo), la misma amplitud (la diferencia entre el valor máximo y mínimo de la onda) y están desfasadas simétricamente (que el tiempo entre la aparición del punto máximo o cresta de cada corriente es el mismo) entonces se dice que la red está balanceada, justo como se muestra en la Figura 2.

Si alguna de estas condiciones no se satisface entonces se dice que la red está desbalanceada. Las corrientes están directamente relacionadas con el consumo de potencia de las cargas conectadas a la red, así que una red eléctrica tendrá condiciones balanceadas sólo si las cargas conectadas consumen la misma potencia.

Sin embargo, en un escenario realista la demanda de cada una de las cargas será diferente y, de hecho, éstas variarán su consumo constantemente, por lo que las corrientes en la red diferirán en amplitud, no estarán desfasadas simétricamente y, por consiguiente, las propuestas de control que presuponen condiciones balanceadas no serán las adecuadas para poner en funcionamiento a un generador síncrono virtual en condiciones realistas.

En consecuencia, las nuevas propuestas de técnicas de control para los generadores síncronos virtuales ya están considerando escenarios con redes eléctricas desbalanceadas, lo que permite estar cada vez más cerca de su posible implementación en ambientes un tanto más “hostiles” (más cercanos a la realidad). Algunas de estas propuestas son:

  • Inyección de una corriente de secuencia positiva en el GSV [8].
  • Rechazo activo de las perturbaciones [9].
  • Control de la corriente del GSV basado en observadores [10].
  • Control de modo deslizante [11].
  • Control robusto basado en redes de hidrocarburos artificiales (las cuales forman parte de los modelos de inferencia difusa) [12].
  • Control multiobjetivo [13].

Lo que resta es determinar cuál de esas técnicas de control de los generadores síncronos virtuales podría ser la más adecuada de implementar en una microred, es decir, debe hacerse una comparación entre ellas para elegir la más apropiada bajo un conjunto de condiciones dadas.

Esta comparación puede lograrse, por ejemplo, mediante algún tipo de banco de pruebas cuyos resultados permitan tener información objetiva y completa sobre el desempeño de un GSV con cada técnica de control. Así, el ingeniero o investigador que eventualmente desee poner en funcionamiento a un generador síncrono virtual sabrá cuál de todas las técnicas existentes es la que más le conviene utilizar.

Con ello, probablemente se logre estar más cerca del desarrollo de una microred y avanzar hacia el futuro diseño de las redes inteligentes.

Referencias:

  • J. G. Velasco, Energías renovables. Reverte, google-Books-ID: 09zeD- wAAQBAJ.
  • S.   Sen   and   V.   Kumar,    “Microgrid    control:    A    comprehensive survey,” vol. 45, pp. 118–151. [Online]. Available: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1367578818300373
  • M.  E.  El-hawary,  “The  smart  grid—state-of-the-art  and   future trends,” vol. 42, no. 3, pp. 239–250, publisher: Taylor & Francis _eprint: https://doi.org/10.1080/15325008.2013.868558. [Online]. Available: https://doi.org/10.1080/15325008.2013.868558
  • S. Parhizi, H. Lotfi, A. Khodaei, and S. Bahramirad, “State of the art in research on microgrids: A review,” vol. 3, pp. 890–925, conference Name: IEEE Access.
  • W. Feng, M. Jin, X. Liu, Y. Bao, C. Marnay, C. Yao, and J.  Yu,  “A  review  of   microgrid   development   in   the   united   states  –  a  decade  of  progress  on  policies,  demonstrations,  controls,  and software tools,” vol. 228, pp. 1656–1668. [Online]. Available: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0306261918309644
  • K.  M.  Cheema,  “A  comprehensive   review   of   virtual   synchronous generator,” vol. 120, p. 106006. [Online]. Available: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0142061519342723
  • K. Visscher and S. De Haan, “Virtual synchronous machines (VSG’s) for frequency stabilisation in future grids with a significant share of decentralized generation,” in CIRED Seminar 2008: SmartGrids  for  Distribution, pp. 1–4, ISSN: 0537-9989.
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  • Y. Yu and X. Hu, “Active disturbance rejection control strategy for grid- connected photovoltaic inverter based on virtual synchronous generator,” vol. 7, pp. 17 328–17 336, conference Name: IEEE Access.
  • A. Moulichon, M. Alamir, V. Debusschere, L. Garbuio, M. A. Rahmani, M. X. Wang, and N. Hadjsaid, “Observer-based current controller for virtual synchronous generator in presence of unknown and unpredictable loads,” vol. 36, no. 2, pp. 1708–1716, conference Name: IEEE Transactions on Power Electronics.
  • A. Rosales, Z. Yu, P. Ponce, A. Molina, and R. Ayyanar, “VSG scheme under unbalanced conditions controlled by SMC,” vol. 13, no. 16, pp. 3043–3049, publisher: IET Digital Library. [Online]. Available: https://digital-library.theiet.org/content/journals/10.1049/iet-rpg.2019.0245
  • A. Rosales,  P.   Ponce,  H.  Ponce,  and  A.  Molina,  “A  robust  con-    trol scheme for renewable-based distributed generators using artificial hydrocarbon networks,” vol. 12, no. 10, p. 1896,  number:  10  Publisher: Multidisciplinary Digital Publishing Institute. [Online]. Available: https://www.mdpi.com/1996-1073/12/10/1896
  • J. Wu, T. Liu, T. Qiu, and D. Xu, “Current and power quality multi-objective control of virtual synchronous generators under unbalanced grid conditions,” vol. 20, no. 2, pp. 580–589. [Online]. Available: https://doi.org/10.1007/s43236-020-00040-8

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