14 julio 2010

Discusión de aspectos técnicos en el diseño de MicroGrids (II)


(Ver 1ª PARTE)

B) MÚLTIPLES MICROGRIDS CONECTADAS A RED

En la mayoría de las aplicaciones, múltiples unidades de generación distribuida se usan para poner en marcha un MicroGrid. De forma similar a una unidad de generación distribuida (DG), la instalación de MicroGrid debe detectar aislamiento no intencional y poder aislarse a sí misma en el punto de acoplamiento común. Sin embargo, la mayoría de las protecciones anti funcionamiento en isla y los esquemas de control se desarrollaron y probaron para una única unidad DG aislada de otra DG.


 Las interacciones y efectos en la detección total en el punto de acoplamiento común no han sido completamente investigados cuando múltiples unidades DG operan en paralelo. Un ejemplo es el esquema de detección de impedancia. Este esquema requiere una inyección de la señal de corriente, una medición del voltaje del terminal, y luego el cálculo de la impedancia. Cuando múltiples unidades DG en el mismo esquema operan en paralelo, el voltaje medido puede diluirse y no cambiar la impedancia resultante bajo condiciones de aislamiento. Para evitar esto, toda la DG se sincronizará con sus señales de inyección. Sin embargo, la sincronización de las señales de inyección pueden ser impracticable por dos motivos:
  • Desalienta operaciones autónomas plug-and-play debido a la conexión de sincronización.
  • A menos que las unidades DG provengan del mismo vendedor, las señales de inyección serán diferentes a frecuencias o magnitudes particulares, lo cual hace que el efecto de dilución sea más impredecible.
El control activo anti funcionamiento en isla es otra aproximación comúnmente usada en DG. La interacción entre múltiples unidades DG con control activo anti funcionamiento en isla no ha sido aún completamente explorado, y se requieren sistemas efectivos de protección.

Las MicroGrid normalmente se conectan a la red principal, o sistema de energía eléctrica de área (Area EPS). Dependiendo del diseño, la filosofía de operación, y los acuerdos contractuales con la red principal, la MicroGrid es probable que dependa de la red principal para una parte de la potencia suministrada, con el equilibrio generado por la DG embebida en la MicroGrid. Un problema que puede surgir es cuando la MicroGrid está sometida a perturbaciones de la red principal. En estos casos la respuesta de la MicroGrid afectará la dinámica de la red principal.

Uno de los aspectos más atractivos de las MicroGrid es su potencial para separar, o aislarse, de la red general. En el sentido más simple, esto proporciona un mayor nivel de fiabilidad del que puede obtenerse tan solo de la red. Esta fiabilidad extra es a menudo la motivación primaria para considerar aplicaciones individuales de DG, y es fácil expandir la MicroGrid. Pero para comprender estos beneficios, la Microgrid debe tener, al menos, controles adicionales.

C) PROTECCIÓN DE LA MICROGRID FUNCIONANDO EN ISLA

Típicamente, la MicroGrid tiene múltiples generadores distribuidos. La protección con funcionamiento en isla desarrollada para una unidad DG simple puede no trabajar cuando múltiples unidades DG trabajan en paralelo.

Experiencias llevadas a cabo con diferentes supuestos y simulaciones obtuvieron los siguientes resultados:
  • Cuando las unidades DG están equipadas con control anti funcionamiento en isla, el funcionamiento en isla no intencionado puede detectarse con éxito.
  • Cuando las unidades DG múltiples con control anti funcionamiento en isla, la impedancia entre los terminales DG tiene poco efecto en los esquemas. Esto indica que la separación geográfica de las unidades DG dentro de una MicroGrid son insignificantes en lo relativo a la protección anti funcionamiento en isla.
  • Incluso aunque cada esquema trabaje para una única unidad DG, la detección del funcionamiento en isla puede fallar cuando algunas unidades DG no tienen control anti funcionamiento en isla activo o usan diferentes esquemas.

D) GENERACIÓN DISTRIBUIDA BASADA EN MÚLTIPLES MÁQUINAS

Otro sistema típico en generación distribuida es el basado en máquinas síncronas, el cual dispone también de controles anti funcionamiento en isla.

Los resultados de simulaciones don DG de esta configuración son los siguientes:
  • De la misma forma que los DG basados en inversores, cuando las unidades DG basados en máquinas están equipados con el mismo control anti funcionamiento en isla, el funcionamiento en isla no intencionado puede detectarse con éxito.
  • Incluso aunque cada esquema trabaja con una única unidad DG, la detección de funcionamiento en isla no intencionada puede falla cuando algunos DG no tienen el mismo control anti funcionamiento en isla.

E) GENERACIÓN DISTRIBUIDA BASADA EN MÚLTIPLES MÁQUINAS E INVERSORES

Es la situación más compleja, aunque cada vez será más común conforme aumente la penetración de la generación distribuida.

Esta configuración aún no se conoce con exactitud. Primero, la interacción entre DG basada en inversor y DG basada en máquinas en la isla es desconocida. Segundo, los esquemas anti funcionamiento en isla activos han sido desarrollados con la asunción de que la DG basada en la máquina o DG basada en inversor. Los esquemas para DG basados en máquinas y DG basados en inversor no son necesariamente compatibles por sus diferentes mecanismos.

Bibliografía: Facility Microgrids. NREL National Renewable Eenergy Laboratory. May 2005
Palabras clave: Active anti-islanding control, area electric power system (Area EPS)
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