Título del Proyecto: Nuevas Técnicas de Conexión de ...bibing.us.es/proyectos/abreproy/70075/descargar... · investigación. En primer lugar me gustaría mencionar a Juan Manuel

Título del Proyecto:

Nuevas Técnicas de Conexión de Convertidores Electrónicos en Aplicaciones de Microrredes

Eléctricas

Autor : Oliver Martínez Vitoriano Tutor : Dr. Juan Manuel Carrasco Solís

Proyecto: Nuevas Técnicas de Conexión de Convertidores Electrónicos en Aplicaciones de Microrredes Eléctricas

Grupo de Tecnología Electrónica - Página 2

AGRADECIMIENTOS Quisiera mostrar mi agradecimiento a todas aquellas personas que una manera u otra,

no necesariamente técnica, han hecho posible que pudiera realizar este proyecto de investigación. En primer lugar me gustaría mencionar a Juan Manuel Carrasco Solís por brindarme la oportunidad de estar hoy aquí firmando estas líneas y por confiar en el trabajo que he realizado. Me gustaría ante todo resaltar toda la ayuda, apoyo y paciencia de Sergio Vázquez por todas las horas que pasa sentado a mi lado enseñándome a entender el mundo de la electrónica de potencia. Gracias también a todas aquellas personas que han trabajado el camino antes de que yo llegara y facilitar la realización de este trabajo. Gracias Buge, Nacho, Campos, Tino, Juan. Mencionar también a todas aquellas personas que tantas horas pasan a a mi lado en sus puestos de trabajo aguantando mis días buenos y los no tan buenos, Guillén, Manolo, Emi, María, Deivi, Migue, Hugo… y al resto de gente del grupo de potencia que son muchos.

Por último, y no por ello menos importante, quiero dedicar con especial cariño este trabajo a mis padres Agustín y Almudena, por todos los sacrificios que han tenido que hacer para que esto haya llegado a ser un hecho, y a mi hermana Virginia por aguantar mis malos ratos y soportarme.

Gracias Noa, por estar a mi lado durante tantas horas simplemente por estar conmigo e intentando entender un mundo del que no sabes nada. Gracias por entenderme como lo haces y gracias por tu incondicional apoyo para esto… y para todo lo demás.



Índice

1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................................4

2 ¿QUÉ ES LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA?...............................................................................................7

3 SISTEMAS PARA LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA ..................................................................................9

3.1 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN ..................................................................................................................9

3.1.1 Motor Alternativo ......................................................................................................... 11

3.1.2 Turbina de Gas ............................................................................................................. 12

3.1.3 Mini-Hidraúlica ............................................................................................................ 12

3.1.4 Eólica ........................................................................................................................... 14

3.1.5 Solar Térmica ............................................................................................................... 14

3.1.6 Solar Fotovoltaica ........................................................................................................ 15

3.1.7 Residuos Urbanos ......................................................................................................... 17

3.1.8 Biomasa........................................................................................................................ 18

3.1.9 Microturbinas ............................................................................................................... 20

3.1.10 Pilas de Combustible..................................................................................................... 21

3.1.11 Tecnologías Emergentes ................................................................................................ 23

3.2 SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO .......................................................................................... 25

3.3 SISTEMAS DE INTERCONEXIÓN DE RED ....................................................................................................... 27

4 ESCENARIO DE ESTUDIO. SISTEMA ........................................................................................................ 28

4.1 CONVERTIDORES DE POTENCIA. SISTEMA ................................................................................................... 28

4.2 ESPECIFICACIÓN DE LOS REQUISITOS DE LOS ALGORITMOS DE CONTROL ....................................................... 31

4.3 DISEÑO Y SIMULACIÓN DE LOS ALGORITMOS DE CONTROL ........................................................................... 33

5 FUENTE DE ENERGÍA RENOVABLE FUNCIONANDO COMO FUENTE DE CORRIENTE ................ 35

5.1 POTENCIA ACTIVA DEMANDADA POR LA CARGA MENOR QUE LA PRODUCIDA POR LA FUENTE

45

5.2 POTENCIA ACTIVA DEMANDADA POR LA CARGA MAYOR QUE LA PRODUCIDA POR LA FUENTE

49

6 FUENTE DE ENERGÍA RENOVABLE FUNCIONANDO COMO FUENTE DE TENSIÓN ...................... 52

7 ESTUDIO DE LA TRANSICIÓN DE FUENTE DE CORIENTE A FUENTE DE TENSIÓN ...................... 56

8 ESTUDIO DEL REPARTO DE POTENCIA ENTRE DOS FER FUNCIONANDO COMO FUENTES DE

TENSIÓN ............................................................................................................................................................ 61

9 CONCLUSIONES ........................................................................................................................................... 70

10 REFERENCIAS ........................................................................................................................................ 71



1 INTRODUCCIÓN

La energía se ha convertido en uno de los pilares que soportan el desarrollo de la

sociedad actual, por lo que su disponibilidad y buen uso son ya una pieza clave a la hora de

determinar el éxito o el fracaso de las economías mundiales. Muy a pesar del mundo

occidental, los años de energía barata y aparentemente infinita que se dieron durante gran

parte del siglo XX han quedado definitivamente atrás. El nuevo siglo XXI ha dado paso a

una época en la que las reservas probadas de petróleo y gas natural han dejado de aumentar

año a año y el horizonte del 2050 para el primero de estos productos y 2075 para el segundo,

se baraja ya como una posibilidad real para el agotamiento total de este tipo de recursos.

A estos hechos se suma, además, la creciente conciencia del poder que representa para

algunos de los países productores el tener en sus manos la llave del suministro de las

principales potencias mundiales y la aparentemente incontrolable inestabilidad de Oriente

Medio, donde a los tradicionales conflictos árabeisraelíes se han sumado en la última década

la guerra de Irak y la actual crisis iraní.

Todos estos factores, así como la incorporación de enormes superpotencias como China

al mercado energético, han dado como resultado una sucesión aparentemente interminable

de mini-crisis del petróleo y la consiguiente tendencia alcista de los precios del gas natural,

que por razones históricas suele ligar en cierta medida su precio al de este otro combustible.

Las líneas para poder enfocar este problema es clara, uso de energías renovables e

impulsar las medidas de ahorro y eficiencia energética.

La electricidad representa, actualmente, la forma más útil de energía, estando presente

en todos los sectores de la sociedad gracias a su gran variedad de aplicaciones, alumbrado,

calefacción o ventilación, campo de las telecomunicaciones, tecnologías de la información,

procesos industriales, etc.

El objetivo de un sistema de potencia es suministrar electricidad a todos los

consumidores conectados a la red, en cualquier instante y con la capacidad necesaria para

cubrir las puntas de demanda. Asimismo, la energía eléctrica debe cumplir unos estrictos

requisitos de calidad que garanticen la estabilidad del nivel de tensión, así como su

frecuencia, y la continuidad del servicio.

A partir de los incipientes años 20, la capacidad de los centros de producción de energía

eléctrica comenzó una escalada aparentemente imparable, experimentando un crecimiento



espectacular a partir de la década de los 50. Así, se pasó de una potencia máxima instalada

por unidad en el entorno de 150 MW y potencias medias de unas decenas de MW, a

unidades que alcanzan y superan con facilidad los 1.000 MW con potencias medias

próximas a los 500 MW a comienzos de los 70.

No obstante, esta línea de imparable crecimiento en la capacidad de generación de las

centrales eléctricas no ha sido constante ni ha estado exenta de debates técnicos o políticos a

lo largo de los últimos noventa años, y de hecho, sufrió un significativo retroceso durante

los años 70, a raíz de la crisis del petróleo. Posteriormente, esta nueva tendencia a la

reducción de la potencia media de las unidades de generación se reafirmó a lo largo de la

década de los 90, durante la cual se llegaron a alcanzar niveles de potencia máxima instalada

por unidades similares a los de los años 40.

En la actualidad, el desarrollo tecnológico y la progresiva implantación de nuevas

fuentes de micro y mini generación, unidos a los procesos de liberalización del mercado

eléctrico en los países desarrollados y los condicionantes de respeto al medio ambiente,

hacen que no sea esperable una nueva inversión de esta tendencia en la entrada del nuevo

siglo.

No obstante lo anterior, a pesar de este cambio de filosofía de funcionamiento, hoy en

día la mayor parte de la potencia eléctrica consumida en el mundo es producida en grandes

instalaciones centralizadas, en las cuales fuentes de energía diversas son transformadas en

energía eléctrica para su posterior transporte a largas distancias hacia los consumidores

finales.

La mayoría de las plantas de generación se encuentran situadas a grandes distancias de

los centros de consumo. Por ello, es necesario dotar al sistema de una compleja

infraestructura que permita transportar la energía y hacerla llegar a los usuarios en óptimas

condiciones para su consumo.

Frente a este modelo tradicional, implantado en las últimas décadas, surge un modelo

alternativo en el que la generación de energía se acerca al consumidor. Nace así la

denominada Generación Distribuida. La complementariedad entre ambos modelos será la

base para el desarrollo de los futuros sistemas eléctricos de potencia.

En este documento se pretende definir que es la generación distribuida (GD) y los

diferentes sistemas relacionados con ella así como las nuevas tecnologías de conexionado

entre dichos sistemas.





2 ¿QUÉ ES LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA?

No existe consenso sobre qué es exactamente la Generación Distribuida, puesto que son

múltiples los factores que afectan a su definición: tecnologías empleadas, límite de potencia,

conexión a red, etc.

El DPCA (Distribution Power Coalition of América) la define como, cualquier

tecnología de generación a pequeña escala que proporciona electricidad en puntos más

cercanos al consumidor que la generación centralizada y que se puede conectar directamente

éste o a la red de transporte o distribución. Por otro lado, la Agencia Internacional de la

Energía (IEA, International Energy Agency) considera como GD, únicamente, la que se

conecta a la red de distribución en baja tensión y la asocia a tecnologías como los motores,

mini- y microturbinas, pilas de combustible y energía solar fotovoltaica.

Se trata pues de un campo de actuación en el que se intentan aprovechar algunas nuevas

tecnologías para acercar la producción de energía, electricidad y calor, al consumidor.

Su definición se basa en la generación de energía cerca del punto de consumo, pero no

implica el uso de una tecnología en particular.

Asimismo, existe una cierta disparidad de criterios a la hora de establecer el límite de

potencia para la GD. El Departamento de Energía (DOE) de Estados Unidos establece unos

límites que van desde 1 kW hasta decenas de MW. En España, el Régimen Especial

contempla un límite máximo de potencia de 50 MW. EscoVale Consultancy, prestigiosa

consultoría del Reino Unido, amplía el rango de potencias hasta 100 MW, limitando a 10

MW la potencia máxima para instalaciones basadas en fuentes de energía renovable.

La IEEE la define como la generación de electricidad mediante instalaciones que son

suficientemente pequeñas (3 kW – 10 MW) en relación con las grandes centrales de

generación, de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico.

Considerando diversos rangos de potencia se habla de microgeneración-para

instalaciones de potencia inferior a 5 KW-, minigeneración -entre 5 kW y 5 MW- y

generación de media y gran escala para sistemas cuya potencia esté entre 5 y 50 MW y 50-

100 MW respectivamente.

Las aplicaciones de la GD van desde la generación en base, generación en punta,

cogeneración, hasta la mejora de la calidad de suministro, respaldo y soporte a la red de



transporte y distribución. Ninguna tecnología abarca todo el rango de beneficios por sí

misma, sino que cada una se ajusta mejor a unas aplicaciones que a otras.

Figura 1. Concepto de Generación Distribuida

La interconexión de pequeñas fuentes modulares de generación a los sistemas de baja

tensión, puede formar un nuevo sistema de energía, la Microrred Eléctrica. Las Microrredes

pueden con la red de alimentación principal o funcionar de forma autónoma si se aíslan de la

misma.

Ventajas:

o Fiabilidad, especialmente en aquellas zonas donde los fallos son frecuentes. o La gran variedad de tecnologías permiten al usuario elegir la mejor opción

para un lugar determinado. o Alta calidad del suministro eléctrico o Reducción de pérdidas en las redes de transmisión y distribución. o Reducción de costes debido a la reducción de la demanda pico en la red de

distribución o Mejoras en la eficiencia cuando se usan junto con sistemas de cogeneración

(calefacción, frío …) o Suministro energético en aquellos lugares donde la red convencional no es

una opción (microrredes, sistemas aislados) o Beneficios medioambientales. Reducción de emisiones por algunas

tecnologías de generación distribuida (solar, eólica)



3 SISTEMAS PARA LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

En este apartado se pretende dar una visión general de los aspectos tecnológicos que

caracterizan hoy en día el desarrollo de cada una de las tecnologías de GD, así como otros

aspectos importantes relacionados, como son los sistemas de almacenamiento e

interconexión.

Tecnologías De

Generación Distribuida

Maduras

o Motor alternativo o Turbina de Gas o Minihidráulica o Eólica o Sola Térmica o Fotovoltaica o Residuos

Semi-Maduras o Biomasa o Pilas de combustible o Microturbina

Emergentes o Marina o Geotérmica

Sistemas De

Almacenamiento

Maduras o Bombeo o Batería

Semi-Maduras

o Térmico o Volante o Aire a Presión

Emergentes

o Hidrógeno o SMES o Supercondensadores

Sistemas de Interconexión

Tabla 1. Sistemas de Generación Distribuida

3.1 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN

Se presenta a continuación una descripción de las tecnologías de generación que existen

en la actualidad, ordenadas teniendo en cuenta su madurez y grado de penetración en el

mercado, de mayor a menor. También es importante resaltar que, si bien algunas de las



tecnologías se utilizan principalmente para generación a gran escala, se dan casos en que su

aprovechamiento a pequeña escala puede ser una solución viable.

En función de la energía primaria que utilicen, estas tecnologías se pueden clasificar en dos

grandes categorías: GD no renovable y GD renovable.

El primer grupo comprende aquellas tecnologías que utilizan como energía primaria

combustibles fósiles: motores alternativos, turbinas de gas, pilas de combustible y micro

turbinas.

La Tabla 2, muestra un resumen de las características más importantes de las tecnologías

de generación consideradas maduras y semi-maduras.

Tabla 2. Tecnologías de Generación

1. Se considera como rendimiento eléctrico la relación entre energía eléctrica que se genera y la energía primaria aportada. Esta magnitud tiene más relevancia a la hora de comparar tecnologías de generación en las que la energía primaria aportada no sea renovable. Es por ello, que las tecnologías renovables se han marcado con letra cursiva. 2. Datos de 2004 (conversión 1€ = 1,3666 $) y 2005. 3. Dentro de la tecnología solar térmica se han considerado todos los tipos de sistemas existentes en la actualidad, incluyendo los más experimentales. Esto da lugar a amplios rangos potencias, rendimientos y costes de inversión (de hasta 8.000 €/kW). En la Figura 2 se comparan los costes mínimos de inversión y los rendimientos

eléctricos medios de las tecnologías de GD más desarrolladas, de los ciclos combinados de



gas y las centrales nucleares, que no entran en la categoría de GD, pero permiten comparar

la GD con la generación centralizada.

Figura 2. Comparativa de costes de inversión y rendimiento eléctrico

Asimismo, algunas de estas tecnologías se utilizan para la obtención simultánea de

electricidad y calor -en forma de agua caliente, vapor, aire caliente- (cogeneración) o calor,

frío y electricidad (trigeneración). Las tecnologías más utilizadas para cogeneración son los

motores alternativos, las turbinas de gas, las micro turbinas y las pilas de combustible.

También se utilizan turbinas de vapor, aunque en menor medida.

3.1.1 Motor Alternativo

Los motores alternativos de combustión interna son motores térmicos en los que los

gases resultantes de un proceso de combustión empujan un émbolo o pistón que se desplaza

en el interior de un cilindro haciendo girar un cigüeñal y obteniendo un movimiento de

rotación. Se emplean principalmente en plantas de cogeneración en sectores tan diversos

como el agroalimentario, construcción, pasta y papel o textil.

Poseen una mayor flexibilidad ante variaciones de carga que las turbinas de gas y son

capaces, en función de su diseño, de utilizar diversos combustibles como energía primaria.

El más empleado es el gas natural.



El 75 % de las plantas de cogeneración existentes en España (según datos de 2004)

utilizan motores alternativos, de los cuales, la gran mayoría (70 %), son de gas natural y el

28 % diesel. En muy pocas ocasiones se utilizan combinaciones: motor diesel motor de gas

natural, motor de gas-turbina de vapor, motor diesel-turbina de vapor.

3.1.2 Turbina de Gas

La turbina de gas es una máquina térmica que desarrolla trabajo al expandir un gas. El

aire comprimido se mezcla con combustible y se quema bajo condiciones de presión

constante.

Básicamente, se compone de un compresor, la cámara de combustión y la turbina de gas

propiamente dicha. Se pueden utilizar en varias configuraciones: ciclo simple (que es una

turbina produciendo sólo electricidad), cogeneración (en la que se añade a la turbina de ciclo

simple un recuperador de calor que permite obtener vapor o agua caliente del calor de los

gases de escape) y ciclo combinado turbina de gas-turbina de vapor (añadiendo una turbina

de vapor que aprovecha el calor recuperado para obtener más energía eléctrica).

El tamaño de las turbinas varía entre 0,25-500 MW, con algunas aplicaciones

comerciales entre 1 y 2 MW, y su eficiencia ronda el 40 %, en ciclo simple; entre el 40-60

%, en ciclo combinado; y entre el 70-90 %, en cogeneración.

La configuración de ciclo simple es la más común en instalaciones de menos de 40 MW.

Por otro lado, la cogeneración es una aplicación muy apropiada para consumidores con

demandas eléctricas por encima de los 5 MW y se utiliza frecuentemente en sistemas de

"district heating" o "calefacción colectiva" que son redes de distribución de calor.

En 2006, más del 32 % de las plantas de cogeneración en España eran de turbina de gas.

3.1.3 Mini-Hidraúlica

El fundamento básico de este tipo de generación consiste en el aprovechamiento de la

energía potencial del agua, almacenada en un embalse o procedente de un río, para producir

energía eléctrica. La energía potencial del agua se transforma en energía cinética en su

camino descendiente por las tuberías forzadas. A continuación, se transforma la energía

cinética en energía de presión, energía mecánica y, finalmente, en energía eléctrica. Dentro



de este tipo de generación, únicamente se consideran como GD las llamadas centrales mini-

hidráulicas, es decir, aquéllas cuya potencia máxima instalada no supera los 10 MW,

definiéndose la potencia de la instalación como el producto del caudal por el salto.

Los caudales pueden variar desde 0,4 hasta 200 m3/s y los saltos desde 3 hasta 250 m,

empleándose, en cada caso, la turbina más apropiada. Asimismo, entre la toma de agua y el

punto en el que se restituye de nuevo al cauce no suele haber más de un kilómetro.

Las centrales mini-hidráulicas para generación eléctrica pueden ser de dos tipos:

a) Central de agua fluyente o en derivación: son aquellas en las que parte del agua del río

se desvía de su cauce por medio de un azud y de uno o varios canales, siendo devuelta al río

aguas abajo. En este tipo de centrales, el caudal del agua varía durante el año, en función del

régimen hidrológico del curso de agua.

b) Central de embalse o de regulación: en este caso, se construye una presa en el cauce

del río formándose un embalse en el que se almacena agua. Puede estar situada a pie de

presa o más alejada para mejorar el salto (mixta).

Los elementos básicos de una central mini-hidráulica no difieren de los empleados en

una central hidráulica de gran potencia

Figura 3. Potencia mini-hidraúlica instalada en España (MW). Fuente IDAE



3.1.4 Eólica

En las instalaciones de aprovechamiento de la energía eólica, la fuente primaria de

energía es el viento, aire en movimiento originado por la diferencia de presión provocada

por el calentamiento desigual de la superficie terrestre por efecto del Sol. Al incidir sobre las

palas del aerogenerador (elementos móviles), la energía cinética del viento se transforma en

energía de presión, transmitiendo un giro al eje. Finalmente, un generador transforma esta

energía mecánica en energía eléctrica. Hoy en día, la gran mayoría de las aplicaciones de la

energía eólica son consideradas generación centralizada -por tratarse de grandes parques

eólicos- o generación remota -por estar situados lejos del punto de consumo. En España, se

ha pasado de una potencia instalada de 7 MW en 1990 a 10.941 MW en Julio de 2006

(aproximadamente, el 17 % de la capacidad instalada en todo el mundo), convirtiéndose en

la segunda potencia a nivel mundial, después de Alemania.

Como GD puede considerarse, únicamente, las pequeñas instalaciones de

aerogeneradores instaladas cerca del consumo que pueden servir para llevar suministro

eléctrico a lugares aislados, alejados de la red eléctrica, y utilizadas comúnmente para el

bombeo de agua, etc.

Aparte de las aplicaciones para lugares remotos, una aplicación emergente es la

integración de eólica a pequeña escala en edificios.

3.1.5 Solar Térmica

La energía solar térmica se basa en la conversión de la energía procedente de la

radiación solar en calor transferido a un fluido (normalmente agua). En el caso de pequeñas

instalaciones, no se produce electricidad de forma directa, aprovechándose la energía en su

forma térmica.

En función de la temperatura máxima que alcanza el fluido, se distinguen tres tipos de

sistemas: de baja (captadores planos y captadores con tubo de vacío), media (espejo

cilindro-parabólico) y alta temperatura (discos parabólicos y centrales de torre). Sólo se

puede considerar GD los sistemas de baja temperatura y los discos parabólicos, pues las

potencias de generación, en los otros casos, son superiores a los 10 MW y no están situados

cerca de los puntos de consumo. Para aplicaciones individuales o pequeños sistemas



eléctricos aislados, los sistemas de disco parabólico son una opción viable, con eficiencias

teóricas muy altas. Sin embargo, se encuentran actualmente en fase de experimentación,

siendo los sistemas que más alejados están de la comercialización.

Los sistemas de baja temperatura (por debajo de 100 ºC) se utilizan en aplicaciones tales

como calefacción, climatización de piscinas, agua caliente sanitaria (ACS), etc.

Los receptores más habituales son los captadores planos vidriados y los captadores con

tubo de vacío. Cabe señalar que, si bien con estos últimos se pueden alcanzar temperaturas

más elevadas, los captadores planos son los más utilizados debido, principalmente, a que se

consiguen aumentos de temperatura importantes (del orden de 60 ºC) a un coste reducido.

Los sistemas de captador plano disponen, básicamente, de una placa absorbente –por

ejemplo, cromo negro-, un aislamiento térmico, un fluido portador del calor, un sistema de

conducción del fluido y un tanque de almacenamiento térmico convenientemente aislado.

Figura 4. Superficie instalada de Captadores Solares (miles de m2). Fuente IDEA

3.1.6 Solar Fotovoltaica

La energía fotovoltaica aprovecha la radiación solar para producir energía eléctrica. Se

basa en la absorción de la radiación solar por parte de un material semiconductor, que

constituye las denominadas células fotovoltaicas, provocando un desplazamiento de cargas

en su interior y originando la generación de una corriente continua.

Originalmente orientada al suministro eléctrico en zonas de difícil acceso para la red



de distribución y con pequeños consumos, está evolucionando por una lado hacia

instalaciones de generación de gran extensión (Huertas Solares) y por otro hacia la

integración arquitectónica.

Existen grandes instalaciones fotovoltaicas que podrían considerarse generación

centralizada; sin embargo, la mayoría tienen potencias bajas y pueden encontrarse

conectadas a la red de baja tensión o aisladas de la red (conectadas directamente a las

cargas) por lo que pueden considerarse incluidas en el concepto de la GD.

La integración arquitectónica, siguiendo las indicaciones del nuevo Código Técnico de

la Edificación, donde se exige una producción mínima de energía solar fotovoltaica para

todos los nuevos edificios comerciales a partir de Septiembre de 2006. La potencia pico

mínima a instalar será de 6,25 kWp y el inversor tendrá una potencia mínima de 5 kw Se

recogen, además, ciertas exenciones: cuando la producción eléctrica se cubre con otras

fuentes renovables, cuando no se cuente con suficiente acceso al sol o cuando existan

limitaciones no subsanables derivadas de la configuración del edificio o de la normativa

urbanística aplicable.

Básicamente, una instalación fotovoltaica se compone de:

a) Sistema de generación: consiste en paneles o módulos compuestos por células

fotovoltaicas de material semiconductor conectadas entre sí, encapsuladas para formar un

conjunto estanco y resistente. Aunque, por razones de eficiencia, las células fotovoltaicas

más utilizadas están fabricadas en silicio monocristalino (rendimiento 15-17 %), existen

otros tipos de semiconductores: silicio policristalino (rendimiento 12-14 %), silicio amorfo

(rendimiento menor del 10 %), teluro de cadmio (Cd Te), diseleniuro de indio-cobre (Cu In

Se2 o CIS) y arseniuro de galio (Ga As), algunos de ellos en periodo de experimentación.

El rendimiento de estas células viene a ser de entre un 12 % y un 25 % y es menor

cuanto más alta es la temperatura.

b) Sistema de regulación de carga: asociado al sistema de acumulación de energía,

controla la carga y descarga de las baterías y las protege frente a la sobrecarga y la

sobredescarga.

c) Sistema de acumulación: se trata de un elemento opcional para sistemas conec-tados a

la red. El sistema que mejor se adapta a este tipo de generación es la batería de plomo-ácido.

Ésta se encarga de proporcionar energía en horas de baja o nula insolación, almacenar la

energía que excede la demanda y satisfacer picos instantáneos de demanda.



d) Sistema de interconexión (inversor, protecciones y contador).

Actualmente se están desarrollando sistemas de generación híbrida fotovoltaica-eólica,

fotovoltaica-diesel o fotovoltaica-eólica-diesel. La combinación de diversas fuentes de

energía renovable y/o energía eficiente basada en el gas natural, apoyadas habitualmente en

sistemas de almacenamiento de energía, hace posible un aprovechamiento energético óptimo

de los recursos disponibles.

Figura 5. Potencia fotovoltaica instalada en España (MWp). Fuente: IDAE

3.1.7 Residuos Urbanos

Dado el crecimiento real que se está produciendo en la generación de residuos urbanos,

se hace necesaria una adecuada gestión de los mismos, apostando por la utilización de

métodos que permitan su reutilización o eliminación en el mayor grado posible, además de

la modificación de los hábitos sociales para disminuir su producción.

Existen varios métodos para la eliminación o disposición final de los residuos sólidos

urbanos que, con distinto grado de desarrollo tecnológico, permiten, unos la obtención de

energía (digestión anaerobia, incineración, gasificación o pirólisis y valorización energética

del gas obtenido, etc.), y otros contribuir directamente a ahorros energéticos o a la

conservación de los recursos (reciclaje y compostaje).

El vertido controlado o relleno sanitario consiste en el almacenamiento de residuos en

terrenos amplios que se excavan y se rellenan con capas alternativas de basura y de tierra

compactadas. Posteriormente, una vez sellados, estos terrenos se pueden convertir en áreas

recreativas o zonas industriales.



Debido a la descomposición anaeróbica de los desechos orgánicos almacenados, se

genera el llamado biogás de vertedero. Su recuperación energética, debido a su menor coste,

es el procedimiento más generalizado en los países de nuestro entorno.

La incineración en hornos consiste en quemar los residuos en hornos especiales,

reduciendo el volumen de basura y obteniendo gran cantidad de calor que puede

aprovecharse para calefacción urbana o para generar energía eléctrica. El inconveniente está

en los gases que se generan en la combustión (fundamentalmente dióxido de carbono,

óxidos de nitrógeno y de azufre y cenizas volátiles) que deben controlarse mediante sistemas

de lavado y filtrado para evitar la emisión de sustancias tóxicas a la atmósfera. Éste es el

proceso más utilizado -después del vertido- en la Unión Europea.

Figura 6. Potencia eléctrica con residuos sólidos urbanos (MW). Fuente:IDAE

3.1.8 Biomasa

Se denomina biomasa a toda aquella materia orgánica cuyo origen está en un proceso

biológico y a los procesos de reciente transformación de esta materia que se pro-duzcan de

forma natural o artificial, excluyendo, por tanto, de este grupo a los combustibles fósiles,

cuya formación tuvo lugar hace millones de años.

Al estar constituida básicamente por carbono e hidrógeno, la energía química de la

materia orgánica, producida en las plantas verdes a través de la fotosíntesis, puede ser

transformada en energía eléctrica, térmica o combustible mediante diversos procesos.



Según su origen, la biomasa se puede clasificar en dos grandes grupos: la biomasa

vegetal y los cultivos energéticos.

La Biomasa Vegetal incluye los excedentes agrícolas, constituidos por los productos

agrícolas que no emplea el hombre, y la biomasa residual, que incluye:

a) Residuos forestales y agrícolas: se consideran residuos forestales la leña, la madera y

los desechos madereros. En cuanto a los residuos agrícolas, pueden estar compuestos por las

podas de los olivos, viñedos y frutales; por la paja de los cereales de invierno (trigo, cebada,

etc.) o por residuos de otros cultivos como el cañote de maíz.

b) Residuos ganaderos: en este grupo se encuentran el purín, el estiércol y los desechos e

los mataderos.

c) Residuos industriales: pueden provenir de industrias forestales, agrícolas (residuos de

la industria del aceite de oliva -orujillo-, etc.) o del sector agroalimentario.

d) Residuos Urbanos: residuos sólidos urbanos (RSU) y aguas residuales urbanas

(ARU).

Los Cultivos Energéticos son plantaciones realizadas con la única finalidad de ser

utilizadas como fuente de energía (calor) o como materia prima para la obtención de

combustibles (biocarburantes). Se caracterizan, por una parte, por su alta producción por

unidad de superficie y año y, por otra, por los pocos requerimientos que exige su cultivo.

Según el grado de humedad con el que se ha obtenido, la biomasa sigue tratamientos

diferentes, distinguiéndose, por un lado, los procesos termoquímicos y, por otro, los

químicos y bioquímicos.

En general, la biomasa presenta unas características de combustión inferiores,

comparada con los combustibles fósiles, debido a su baja densidad energética y alta

humedad, además de la imposibilidad de almacenarla durante mucho tiempo porque se

deteriora. Sin embargo, su potencial es lo suficientemente elevado como para justificar el

estudio y desarrollo de tecnologías que permitan un uso eficiente de la misma como fuente

de energía.

A pesar de que el aprovechamiento de la biomasa en los países industrializados es aún

muy escaso (del orden del 3-4 %), en los países en vías de desarrollo constituye la principal

fuente de energía. Se trata de una tecnología que favorece el reciclaje de residuos,

contribuyendo a una mayor limpieza de los bosques y disminuyendo así el riesgo de

incendio. Sin embargo, la necesidad de grandes superficies de cultivo infraestructuras de



transporte y el estado de desarrollo de la tecnología hace que se presenten inconvenientes

para su utilización masiva.

Figura 7. Potencia instalada en Biomasa (MW). Fuente IDEA

3.1.9 Microturbinas

Las microturbinas son turbinas de pequeño tamaño (25-500 kW) que permiten obtener

calor y electricidad (cogeneración) para aplicaciones industriales y comerciales, con

eficiencias térmicas en el rango del 50-60 % y eléctricas entre el 15-30 %. Se trata de una

tecnología emergente y las más desarrolladas son las microturbinas de potencia inferior a

200 kW, aunque se están haciendo grandes avances en las de mayor potencia.

Su funcionamiento es similar al de una turbina de gas convencional con la particularidad

de que los elementos adicionales para la generación eléctrica se encuentran acoplados en la

propia turbina.

Las microturbinas de gas tienen una aplicación directa en la GD, bien como elementos

independientes de generación, o bien como integrantes de instalaciones híbridas con pilas de

combustibles, micro-cogeneración o, en el terreno del transporte, vehículos eléctricos

híbridos.



3.1.10 Pilas de Combustible

Las pilas de combustible son dispositivos electroquímicos que transforman la energía

química de un combustible rico en hidrógeno, en electricidad, agua y calor. Esta

transformación tiene lugar por medio de un proceso de electrólisis inversa, aportando

oxígeno al cátodo e hidrógeno al ánodo en presencia de un electrolito. En el proceso también

se generan gases procedentes de la extracción del hidrógeno del gas natural u otros

combustibles. Se trata de una tecnología en fase experimental, pero con un gran potencial de

desarrollo.

Se clasifican por el tipo de electrolito empleado y por la temperatura de trabajo. La

Tabla 3 resume los diferentes tipos de pilas existentes (las que están más desarrolladas),

atendiendo a estas dos clasificaciones, así como las características más importantes de cada

una de ellas.



Tabla 3. Características de las pilas de combustible

AFC: alcalinas.

PEMFC: de membrana polimérica.

DMFC: conversión directa de metanol.

PAFC: ácido fosfórico.

MCFC: carbonato fundido.

SOFC: óxido sólido.

Las pilas de combustible están formadas por "stacks" de conexión modular, por lo que la

potencia de salida -tensión y corriente- es adaptable en función del número de módulos y las

conexiones empleadas.

Actualmente, los principales inconvenientes de las pilas son su elevado coste y la

degradación del electrolito, que no permite alcanzar una vida útil en el límite de la

rentabilidad. Por otro lado, mantienen una eficiencia constante en un amplio rango de carga

(desde el 30 hasta el 100 %), poseen un bajo impacto medioambiental, puesto que no hay

combustión a alta temperatura, y su eficiencia máxima teórica puede llegar a alcanzar,

teóricamente, el 95 %.



3.1.11 Tecnologías Emergentes

MARINA

La energía marina comprende el aprovechamiento de la energía cinética de las olas -

producida por la acción del viento-, la energía cinética de las corrientes y el desnivel de las

mareas -debidas a efectos gravitatorios- y la energía térmica debida al gradiente de

temperatura existente a diferentes profundidades como consecuencia de la irradiación solar.

Esta tecnología aún presenta bajo grado de desarrollo tecnológico y elevados costes de

instalación.

Así, los tipos de aprovechamiento energético de la energía del mar son:

a) Energía de las mareas (mareomotriz): se basa en el movimiento periódico alternativo

de ascenso-descenso del nivel del mar debido a la fuerza de atracción gravitacional entre la

Tierra y la Luna. Su rendimiento es de un 25 % y su principal inconveniente es el reducido

número de horas en que se puede utilizar. En el estuario del río Rance (Francia), EDF

(principal empresa generadora y distribuidora de electricidad en Francia) instaló una central

de este tipo, con una producción media de unos 500.000 kWh al año.

b) Energía de las corrientes marinas: se basa en aprovechar el flujo de la corriente

marina para generar electricidad. Uno de los métodos usados consiste en utilizar la corriente

para hacer girar un rotor, de manera análoga a como lo hacen los aerogeneradores eólicos.

Para ello, se emplean las llamadas turbinas marinas.

c) Energía de las olas (undimotriz): aprovecha la acción del viento sobre la superficie del

mar que provoca el movimiento del agua en forma de olas. Se trata de un recurso de

densidad energética débil.

d) Energía térmica oceánica (maremotérmica): aprovecha las diferencias de temperatura

del agua, entre la superficie y las profundidades, para producir energía eléctrica. El agua

superficial actúa, en este caso, como fuente de calor, mientras que el agua extraída de las

profundidades actúa como refrigerante. El gradiente térmico mínimo aprovechable es de 18

ºC, que es el que se alcanza en zonas próximas al trópico (a 1 kilómetro de profundidad). El

rendimiento de esta instalación apenas supera el 2 % y no existe ninguna en la actualidad.



GEOTÉRMICA

La energía geotérmica consiste en el aprovechamiento del calor acumulado en rocas o

aguas que se encuentran a elevada temperatura en el interior de la Tierra. La energía térmica

de un yacimiento es extraída haciendo circular agua o vapor a su través, transportando así el

calor almacenado en las zonas calientes hasta la superficie. Sólo es aprovechable en lugares

muy concretos del planeta. De acuerdo con el Instituto Geológico y Minero de España

(IGME), se trata de una fuente de energía renovable abundante y de explotación viable,

técnica y económicamente y su existencia en nuestro subsuelo está probada.

Dependiendo del nivel térmico del fluido, hay tres formas de aprovechamiento. Los

procesos de alta temperatura (entre 150 y 400 ºC) se emplean para la producción directa de

electricidad. Los de media temperatura (entre 70 y 150 ºC) se pueden emplear para producir

electricidad mediante el uso de ciclos binarios, con aplicación en procesos industriales. Por

último, los de baja temperatura (por debajo de 70 ºC) se emplean en usos directo del calor,

como calefacción de viviendas, procesos industriales, usos agrícolas, y cuando la

temperatura es muy baja (20-30 ºC), agua caliente sanitaria y aire acondicionado con el

empleo de bomba de calor.



3.2 SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO

La variabilidad temporal de las fuentes de energía renovable hace indispensable la

utilización de sistemas de almacenamiento que permitan disponer de energía de forma

continua. Estos sistemas permiten colaborar en el seguimiento de la demanda por parte de la

generación, evitando el arranque de grupos térmicos en emergencias breves, cubriendo las

irregularidades de suministro y optimizando la planificación de los sistemas de generación.

Asimismo, es posible reducir la demanda máxima y optimizar los consumos,

desplazándolos a horas en que el precio sea menor.

A la hora de elegir un sistema de almacenamiento, habrá que tener en cuenta diversos

aspectos:

o Capacidad de almacenamiento adecuada.

o Potencia aportada.

o Respuesta suficientemente rápida, modulada y controlada.

o Vida útil suficiente para reducir la amortización.

o Costes de mantenimiento y consumibles reducidos.

o Coste compatible.

o Bajo impacto ambiental.

Tabla 4. Puntos fuertes y débiles de los diversos sistemas de almacenamiento

Mejor: *****. Medio: ***. Peor: *.



Las características y aplicaciones de los diferentes sistemas de almacenamiento se

resumen en la Tabla 5.

Tabla 5. Características y aplicaciones de los diferentes sistemas de almacenamiento

Los sistemas de almacenamiento más desarrollados y utilizados son las baterías,

bombeo, almacenamiento térmico, aire a presión y volantes de inercia.



3.3 SISTEMAS DE INTERCONEXIÓN DE RED

Muchos equipos de generación distribuida operan en paralelo con la red eléctrica, para lo

cual necesitan estar conectados a ella de forma adecuada. El sistema de interconexión está

formado por una serie de equipos (hardware y software) que permite realizar la conexión

física del generador distribuido y los equipos de almacenamiento con la red eléctrica

(normalmente, la red de distribución local) y con las cargas locales (consumidores).

Proporciona acondicionamiento y conversión de la energía (en caso necesario), protección,

monitorización, control, medida y despacho de la unidad de GD.

Cabe señalar, no obstante, que algunos equipos de GD no se conectan a la red,

trabajando en todo momento en "modo aislado".

En el primer caso, la complejidad de la conexión dependerá del nivel de interacción que

se necesite entre los generadores, las cargas y la red eléctrica, permitiendo:

Operar el equipo de GD como la principal fuente de energía y comprar energía al

sistema en las horas en que se produzcan picos de demanda.

Obtener energía de la red en caso de que se produzca una indisponibilidad en el sistema

de GD.

Exportar energía, proporcionar servicios auxiliares al sistema eléctrico o vender energía

en el mercado liberalizado.

Mejorar la fiabilidad proporcionando una fuente de energía alternativa.

Figura 8 Sistema de Interconexión



4 ESCENARIO DE ESTUDIO. SISTEMA

El objetivo global de este trabajo es el diseño de nuevos equipos de electrónica de

potencia que puedan ser integrados dentro de las microrredes, permitiendo un aumento de la

calidad del servicio prestado por las mismas, incluyendo un aumento de la estabilidad y de

la fiabilidad de las mismas.

Con este objetivo como finalidad, las actividades a desarrollar se han desglosado en

cuatro puntos, de los cuales no todos se llevan a cabo en el presente documento, Dejando,

por tanto, alguno de ellos como futuras líneas de trabajo:

1. Especificación de los requisitos de los algoritmos de control

2. Diseño y simulación de los algoritmos de control

3. Fabricación de los convertidores de potencia

4. Validación de los algoritmos de control en los prototipos de laboratorio

5. Estudio de las mejores condiciones de trabajo de estos prototipos

6. Inserción de sistemas de almacenamiento de energía a los sistemas desarrollados

4.1 CONVERTIDORES DE POTENCIA. SISTEMA

En primer lugar se va a llevar a cabo una descripción del sistema. Es necesario

diferenciar entre el sistema con el que se va a trabajar en las simulaciones y el que se

pretende construir.

En la Figura 12 y la Figura 26, se puede ver como en función del modo de

funcionamiento de la FER esta se ha modelado como una fuente de corriente o de tensión

con o sin presencia de la red. Dicha fuente se conecta al bus de AC mediante un convertidor

de potencia que mediante el algoritmo de control oportuno cede la energía almacenada en la

fuente al punto de demanda energético.

Para la construcción física del sistema, en el caso de una sola FER, se ha optado por la

configuración representada en la Figura 9



Figura 9. Esquema del Sistema

Donde en mayor detalle encontramos los componentes que se representan en la Figura

10, se debe indicar que en ésta no se representa la carga ni el interruptor de estado sólido

empleado para el bypass.

Figura 10. Esquema eléctrico del Sistema



En lo que sigue se indican los diferentes criterios empleados para la elección de los

diferentes elementos del sistema.

En primer lugar es conveniente conocer la potencia máxima, sin sobre carga, a la que

va a trabajar el equipo. Si se observa el Data-Sheet, anexo A, de los satck’s (SKS 22F

B6U+E1CIF+B6CI 13 V12 de SEMIKRON), se tiene que la máxima corriente, en valor

rms, que puede circular por estos es de 22A, para un tensión de línea de 380V. Lo cual sitúa

la potencia máxima del equipo según la ecuación (4.1) en 15kVA.

= √3 · · (4.1)

Por tanto, las protecciones escogidas deben proteger al equipo para corrientes

superiores a esos 22A. Observando de nuevo el Data-Sheet de los stack’s se puede ver que

la sobrecarga máxima a la que se puede someter el equipo es del 200%, fijándose para ese

caso la corriente en 30A.

Atendiendo a esto, se pueden fijar finalmente los valores nominales del

Magnetotérmico y del Interruptor Diferencial en 32A, ambos de 4 polos.

A continuación se estudiarán los valores de los diferentes contactores presentes en el

sistema, que como queda reflejado en la Figura 10 son 3, el de precarga y los de entrada y

salida del sistema.

En el caso del contactor de precarga su valor ha sido elegido en base a la tensión del

DC-LINK en rectificación no controlada, 565V, y al valor de la resistencia de precarga,

220Ω. Teniendo en cuenta estos dos valores, la corriente que circularía por el sistema

durante el proceso de precarga sería de 2.57A. Por tanto, aprovechando material que ya

existía anteriormente, se ha optado por colocar un contactor de 6A.

Los contactores elegidos para comandar la entrada y salida del sistema, han sido

escogido en base a la corriente máxima que circulará por el sistema, 30A. A la hora de

seleccionar este tipo de elementos se debe tener en cuenta que tipo de carga se conectará al

sistema, por ese motivo el fabricante define dos tipos de funcionamiento AC1 y AC3.

El primero de los casos se refiere a cargas cuyo facto de potencia (FDP) sea inferior

a 0.80, esto puede ser motores, cargas inductivas…

Dejando el funcionamiento AC3 para el otro caso. Para nuestra aplicación se debe

optar por el funcionamiento AC3, pues aunque la carga tiene una determinada inductancia



nuestro FDP es mayor al indicado. No obstante, cuando se elije el contactor se hace en

referencia a el funcionamiento AC1, siendo la corriente tolerada para AC3 mucho mayor

que en AC1. Con todo esto, se ha escogido un contactor de 15A para funcionamiento en

AC1, asegurándonos que la corriente en funcionamiento AC3 sea mayor de 30A.

Por último se debe indicar que la sección de cable seleccionada ha sido de 4mm2.

Con dicha sección aseguramos, que para un cable unipolar al aire, la corriente máxima que

pude circular por el sistema es de 35A.

4.2 ESPECIFICACIÓN DE LOS REQUISITOS DE LOS

ALGORITMOS DE CONTROL

Atendiendo al objetivo anteriormente citado, este documento se ha centrado en el

estudio de convertidores de potencia y de sus algoritmos de control, para la integración de

las Fuentes de Energía Renovable (FER) en microrredes.

En primer lugar cabría preguntarse por los diferentes escenarios que se pueden presentar

en el funcionamiento de una FER integrada en una microrred. Dependiendo de éste

funcionamiento se presentan diferentes estrategias de control para los convertidores de

potencia, las cuales permiten emplear la energía procedente de las FER de los siguientes

modos:

1. En primer lugar se presenta el comportamiento convencional de una FER, el

cual no es otro que la integración de éstas como fuentes de corriente. Cuando se

operan de este modo, el convertidor es conectado a la red y toda energía procedente

de la FER es inyectada a la red en forma de potencia activa. En este caso, la fuente se

comporta como un esclavo del sistema eléctrico gobernado por el generador

correspondiente a la generación centralizada.

2. Por otro lado también sería posible la integración de las FER como fuentes de

tensión, en este caso no existe red eléctrica como producto de una generación

centralizada. Para este escenario, el convertidor es el que impone la tensión AC en el

bus de conexión y el que proporciona la potencia que consumen las cargas, tanto la

potencia activa como la reactiva.



Además, se ha planteado el desarrollo de controladores que permitan a los convertidores

de potencia operar del siguiente modo:

3. Cambio en el modo de operación del convertidor, de forma que este pueda

pasar de funcionar como una fuente de corriente a operar como una fuente de

tensión. En este caso, el objetivo es permitir que mientras existan fuentes de energía

disponible la red siga operando, de forma que ante un fallo de los generadores

convencionales, la potencia consumida por las cargas sea proporcionada por las

FER.

4. Operación en paralelo de los convertidores de potencia cuando funcionan

como fuentes de tensión. Este escenario se plantea cuando los generadores

convencionales fallan y los convertidores del las distintas FER pasan a operar en

modo fuente de tensión, el objetivo es que el sistema siga funcionando de modo

estable.

Figura 11. Esquema del Sistema para el caso de funcionamineto en paralelo

Hay que indicar, que la operación de una red eléctrica, empleando únicamente FER no

es posible debido a la naturaleza variable de este tipo de fuente de energía. Para conseguir

una operación de este tipo, habría que considerar sistemas de almacenamiento de energía,

que permitiesen suplir la falta de ésta cuando las FER no proporcionaran toda la demanda.

Por otro lado sería conveniente, y se deja como futura línea de trabajo, estudiar en caso

de fallo de la red, y con varias FER conectadas en paralelo, qué configuración sería la más

apropiada para gestionar el bus de AC, si la presentada en el punto 4 o:



5. De todas las fuentes que se encuentren integradas como fuente de corriente,

sólo una de ellas conmute a fuente de tensión, siendo ésta la que gobierne el bus de

AC, fijando la amplitud de la tensión y su frecuencia. El resto de las FER existentes

seguirían funcionando como fuentes de corriente, inyectando toda su energía en

forma de potencia de activa.

4.3 DISEÑO Y SIMULACIÓN DE LOS ALGORITMOS DE

CONTROL

En esta sección se muestran los resultados de simulación obtenidos en la fase de diseño

de los algoritmos de control. La simulaciones han sido desarrolladas mediante el software

PSCAD 4.1 ®, y su objetivo es validar a nivel de simulación los algoritmos desarrollados.

En cada uno de los apartados se muestra un esquema del sistema simulado, un diagrama de

bloques que describe el controlador propuesto y capturas con los resultados obtenidos.

Se han realizado cuatro estudios diferentes. En primer lugar se ha estudiado el

comportamiento del sistema cuando la FER se comporta como una fuente de corriente. Para

este primer caso, a su vez, se han evaluado dos situaciones distintas, en primer lugar se ha

supuesto que la potencia de la carga, 5kVA por rama, es superior a la potencia que es capaz

de suministrar la fuente de energía renovable, 5kW, de tal forma que el resto de potencia

demandada por ésta será suministrada por la Red. En segundo lugar la potencia suministrada

a través del inversor es de 30kW, de tal forma que la FER no sólo cede potencia a la carga

sino que vuelca potencia activa a la Red. La carga con la que se ha trabajado está constituida

por una resistencia y una inductancia, de tal forma que la potencia activa y reactiva

consumida por la misma son de igual valor, de esta forma se obtiene una R de 7.48Ω y una

L de 0.024H.

En el caso de funcionamiento de la FER como una fuente de tensión no existe la red y

será la fuente a través del inversor la que se encargue de alimentar de forma completa a la

carga.

En tercer lugar se ha estudiado el transitorio existente cuando la Red es desconectada

estando ésta alimentando a la carga, y pasando a ser la FER la única responsable de

cumplimentar dicha demanda, cuando la primera es desconectada.



Por último se ha llevado a cabo el estudio de alimentación de un bus de alterna mediante

dos inversores pertenecientes a dos FER independientes, de esta manera se busca un

algoritmo eficiente para el reparto de potencia entre ambos.

Finalmente indicar que algunos de los resultados presentados se han hecho en ‘por

unidad’, para lo cual se ha tomado como potencia base 15kVA o 21kVA, dependiendo del

estudio, y como tensión base 230Vrms.

ESTUDIO

CARGA POTENCIA

INVERSOR (kW)

POTENCIA CARGA

R(Ω) L(H) P(w) Q(Var)

FER funcionando

como fuente de

tensión

7.48

0.024

30

3535

3535 5

FER funcionando

como fuente de

corriente

7.48

0.024

3.535

3535

3535

Paso de FER como

fuente de corriente

a funcionamiento

como fuente de

tensión

7.48

0.024

Potencia extraída a

través del inversor,

15kW. Suministro a

la carga e inyección

a la red

3535

3535

Reparto de potencia

entre dos FER

3.74

0.024

-

7070

3535

Tabla 6. Resumen de los estudios realizados



5 FUENTE DE ENERGÍA RENOVABLE FUNCIONANDO

COMO FUENTE DE CORRIENTE

En primer lugar se va a proceder a estudiar el funcionamiento habitual de una FER,

esto es, como fuente de corriente. En esta situación, la fuente cede su energía en forma de

potencia activa. Para ello, la corriente inyectada en el bus de alterna estará en fase con la

tensión impuesta por el generador convencional en el mismo.

A continuación se expone el desarrollo llevado cabo para la obtención de la ley de

control que gobierna este tipo de funcionamiento.

RED

FERDC

AC380V/380V

380V/380V

FiltroRC

CargaP,Q

Modelado como Fuente de Corriente

CONTROLVdcVbusIconv

Disparos IGBT

Ia

Iag

Iac

Vac

Figura 12. Esquema eléctrico del sistema simulado. FER como fuente de corriente



El sistema sobre el que se va a llevar a cabo tal desarrollo se representa en la Figura

12. En concreto el estudio se centrará en el convertidor de potencia, el cual aparece

representado junto a la FER en al Figura 13.

Figura 13 . Convertidor de potencia FER fucnionando como fuente de corriente

)4.5()(21

)3.5(2

)2.5(2

)1.5(2

crbrarsdc

ondc

rc

cn

ondc

rb

bn

ondc

ra

an

iSiSiSidt

dVC

VVSdtdiLV

VVSdtdiLV

VVSdtdiLV

++−=

++−=

++−=

++−=

En estas ecuaciones, el punto neutro del sistema se denota por n. Los posibles

estados para los semiconductores quedan definidos por los valores de Sr, Ss y St. La tabla 7

presenta el estado de los interruptores superiores e inferiores de cada rama en función de

Sbranch donde el índice Branco es r, s o t.

Sbranch Interruptor Superior Interruptor Superior

1 On Off

-1 Off On

Tabla 7. Estados de Conmutación



Si se supone que el sistema es de 3 hilos, se verifica que la suma de las tres tensiones

respecto al neutro así como la suma de las tres corrientes es nula. En este caso, sumando las

ecuaciones (5.1), (5.2) y (5.3) se obtiene (5.5).

)5.5(23

)( dctsron

VSSSV ⋅++

−=

Introduciendo (5.5) en (5.1), (5,2) y (5.3)

23)2(

)6.5(23

)2(23

)2(

dctsracn

dctsrabn

dctsraan

VSSSdtdiLV

VSSSdtdiLV

VSSSdtdiLV

⋅−−

+−=

⋅−−

+−=

⋅−−⋅

+−=

Escribiendo esto en notación vectorial

)7.5()()()(

=

=

=

t

s

r

c

b

a

cn

bn

an

SSS

tiii

tiVVV

tv δ

Con todo esto, las ecuaciones que definen el sistema son

)9.5()()(21

)8.5(2

)()()(

titidt

dVC

VtBdt

tdiLtv

ts

c

dc

δ

δ

⋅−=⋅

⋅+−=

Donde la matriz B se define como

)10.5(211121112

31

−−−−−−

=B

Asumiendo que la frecuencia de conmutación empleada es suficientemente alta, es

posible sustituir el vector )(tδ , discreto por los valores continuos del vector u(t) que

representa el radio de acción del actual controlador. Bajo estas consideraciones se puede

modelar finalmente el sistema como



)13.5()()(21

)12.5(2

)()()(

)13.5()(

tituidt

dVC

VtBudt

tdiLtv

uuu

tu

ts

c

dc

t

s

r

⋅−=⋅

+−=

=

Con el fin de obtener la ley de control se define la siguiente variable de control

)14.5(2

)()( dcVtut ⋅=ϑ

Introduciendo (5.14) en (5.12) y (5.13) se obtienen finalmente las ecuaciones que

modelan el sistema en las coordenadas de referencia abc.

)16.5()()(

)15.5()()()(

titdt

dVC

tBdt

tdiLtv

isc ϑ

ϑ

−=⋅

+−=

Por último, se realiza la transformación dada por la matriz A (5.17) pasando las

ecuaciones a las coordenadas estacionarias αβ .

)19.5(2

·

)18.5(·

)17.5(

23

230

21

211

32

,

2

αβαβαβ

αβαβ

αβ

ϑ

ϑ

ipVdtdC

dtdi

L

A

ts

dc

v

−=

+−=

−−

−−⋅=

Se asume que tanto la corriente iαβ, como la tensión V αβ

son señales periódicas no

balanceadas que contiene armónicos impares de alta frecuencia respecto de la fundamental

ω .

( )( ) )21.5(

)20.5(

∑

∑

∈

−

∈

−

+=

+=

Hk

nk

tJkpk

tJkHk

nk

tJkpk

tJk

IeIei

VeVev

ωωαβ

ωωαβ



Donde tJke ω es la matriz de rotación

)22.5()cos()sin()sin()cos(

−=

ktktktkt

e tJk

ωωωωω

)24.5(0110

)23.5()(

−== JTtJktJk ee ωω

Siendo los valores que aparecen multiplicando en (5.20) y (5.21) a la matriz de

rotación, los coeficientes de los armónicos para la secuencia positiva y negativa de la

tensión y de la corriente respectivamente. Estos coeficientes se suponen desconocidos,

constantes o que varían muy lentamente. En lo que sigue se asume que la dinámica de la

corriente de la inductancia es mucho más rápida que la de la tensión del condensador. Esto

suele se habitualmente satisfecho, y simplifica el diseño del controlador, dividiéndolo en dos

fases: un bucle interno, de corrientes, y otro externo, de tensiones.

En primer lugar se va a comenzar con la ley de control para el bucle interno. El

objetivo de dicho bucle es garantizar el seguimiento de αβi hacia su referencia *αβ

i . En el

caso de que los parámetros fueran conocidos es posible la aplicación del procedimiento

propuesto en [1], the energy shaping plus camping inyection. De esta manera se llega a

(5.25).

)25.5(~··*

αβαβ

αβαβ

αβ ϑ iKdt

diL

dtdi

Lv p±⋅±+−=

Se define el error en corriente )26.5(~ *αβαβαβ iii −=

Empleando dicha definición en (5.25) y definiendo la variable de tensión según

(5.27) se consigue que la dinámica del error tienda exponencialmente a cero como se puede

observar en (5.28), cumpliéndose el objetivo de control propuesto que no era otro que

garantizar el seguimiento de αβi hacia su referencia *αβ

i .

)28.5(~·

~0

)27.5(~·*

αβαβ

αβαβ

αβαβϑ

iKdtid

L

iKdt

diLv

p

p

+⋅=

+⋅+=



Si se observa la ecuación para determinar la variable de control, (5.27), viene dada

en función de .,,*

Lydt

diiv αβαβαβ Donde las dos primeras son medidas en el sistema, mientras

que la derivada junto al valor de la inductancia, L, deberán ser estimados.

Asumiendo que αβ*i es una señal periódica no balanceada que contiene armónicos de

alto orden de la frecuencia fundamental denotada por ω , se puede escribir que

( )

( ) )30.5(

)29.5(

***

***

∑

∑

∈

−

∈

−

−=

+=

Hk

nk

tJkpk

tJk

Hk

nk

tJkpk

tJk

IeIekJdt

di

IeIei

ωωαβ

ωωαβ

ω

Introduciendo (5.30) en (5.27) llegamos a

( )

)33.5()32.5(

)31.5(~·

*

*

**

pk

nk

pk

pk

pHk

nk

tJkpk

tJk

kILJkILJ

iKkILJekILJev

ωφ

ωφ

ωωϑ αβωω

αβαβ

−=

=

+−+= ∑∈

−

&

&

Donde (5.32) y (5.33) representan los nuevos coeficientes de los armónicos de alto

orden, introduciendo ambas expresiones en (5.31) se obtiene que

( ) )34.5(~· αβωω

αβαβ φφϑ iKeev pHk

nk

tJkpk

tJk +++= ∑∈

−

Estos nuevos coeficientes definidos anteriormente se consideran aproximadamente

constantes. A partir de (5.34) y asumiendo que el valor de la inductancia L así como el valor

de los coeficientes son desconocidos, se presenta el siguiente controlador (5.35)

( ) )35.5(~·ˆˆαβ

ωωαβαβ φφϑ iKeev p

Hk

nk

tJkpk

tJk +++= ∑∈

−

donde los valores nk

pk φφ ˆ,ˆ representan el valor estimado de los coeficientes de los

armónicos. Cerrando el bucle de control de (5.35) con la dinámica de la corriente (5.18) se

tiene que la dinámica del error viene dada por (5.36).

( ) )36.5(~·~~~

0 αβωωαβ φφ iKee

dtid

L pHk

nk

tJkpk

tJk +++−= ∑∈

−

siendo pkφ

~ y nkφ

~ el error de los parámetros



)38.5(ˆ~)37.5(ˆ~

nk

nk

nk

pk

pk

pk

φφφ

φφφ

−=

−=

Para poder llevar a cabo la estimación de los parámetros buscamos una función de

Lyapunov, con lo que se necesitaría una función definida positiva y decreciente a lo largo de

las trayectorias, esto es el error de i y el error de los parámetros. Para que esto último sea así,

su derivada debe ser semidefinida negativa, para ello en la expresión de la derivada de H1

(5.41) se definen pkφ&~ y n

kφ&~ como se muestra en (5.42) y (5.43) obteniendo finalmente la

ecuación (5.44) para la derivada de H1.

)40.5()~)~(~)~((1~·~

)39.5())~()~((21~·~·

2

1

221

nk

nk

pk

pk

Hk k

tp

nk

pk

Hk k

t

iikH

iiLH

φφφφγ

φφγ

αβαβ

αβαβ

&&&& ++−=

++=

∑

∑

∈

∈

Introduciendo en la ecuación (5.40) la expresión dada por (5.36) se llega a

( ) )41.5()~)~(~)~((1~~~~·~1

nk

nk

pk

pk

Hk kHk

nk

tJkpk

tJkttp eeiiiKH φφφφ

γφφ ωω

αβαβαβ&&& ++++−= ∑∑

∈∈

−

)44.5(~·~·

)43.5(~~)42.5(~~

1 αβαβ

αβω

αβω

γφ

γφ

iiKH

ie

ie

tp

tJkk

nk

tJkk

pk

−=

−=

−=

&

&

&

Al asumir que pkφ

~ y nkφ

~ , eran dos vectores constantes se llega a que pk

pk φφ &&& ˆ~ = y

nk

nk φφ &&& ˆ~ = .

)46.5(~ˆ

)45.5(~ˆ

αβω

αβω

γφ

γφ

ie

ietJk

knk

tJkk

pk

−=

−=&

&

Por el teorema de Lasalle [2] se tiene que 0~ →αβi cuando ∞→t asintoticamente. El

hecho de que 0~ ≡αβi implica que según las ecuaciones (5.42) y (5.43) pkφ

~ y nkφ

~ son

constantes. Para que la ecuación (5.36) se cumpla, la suma de los dos vectores rotando en

direcciones opuestas debería ser cero. Esto sólo se cumplirá para 0~ =pkφ y

.0~ HKnk ∈∀=φ Lo cual nos garantiza que los valores estimados tienden a sus valores

reales.



Para simplificar la notación del controlador dado por (5.35) definimos (5.47) y

(5.48).

( ) )49.5(~·ˆ

)48.5(ˆˆ

)47.5(ˆˆ

, αβαβαβαβ

ω

ω

ψϑ

φψ

φψ

iKvee

pHk

k

nk

tJknk

pk

tJkpk

+−=

−=

−=

∑∈

Empleando la teoría de control, αβψ ,ˆ k , se puede expresar como una función de

transferencia en función de la variable de Laplace (5.50)

)51.5(~·~2

)50.5(~2ˆ

222

222,

αβαβαβαβ

αβαβ

ωγ

ϑ

ωγ

ψ

iKiks

sv

iks

s

pHk

k

kk

+

+−=

+=

∑∈

Este controlador incluye un filtro resonante sintonizado a la frecuencia de cada

armónico bajo estudio [3]-[4], para cada armónico el filtro tiene una ganancia diferente kγ ,

con el fin de disminuir el coste computacional, se lleva a cabo el siguiente cambio de

variable k=2l-1. Esto nos lleva a nueva expresión para el controlador.

)52.5(~·~)12(

2222

1αβαβαβαβ ωπ

ωϑ iKi

lsskv p

l

r +−+

−= ∑∞

=

La expresión de dentro del sumatorio representa una tangente hiperbólica, quedando

)53.5(~·~

1

1αβαβ

ωπ

ωπ

αβαβϑ iKie

ekv ps

s

r +

+

−−= −

−

Un esquema de control se presenta en [5]-[6] para un filtro activo monofásico, el

controlador se puede implementar como una realimentación negativa de una línea de

retrasos más retroalimentación. Finalmente, con el fin de limitar la ganancia de los picos de

resonancia, la cadena de retardos es multiplicada por una ganancia, k / 0<k<1.

Con todo esto, el controlador buscado queda como (5.54).

)54.5(~·~

1

1αβαβ

ωπ

ωπ

αβαβϑ iKiKe

Kekv ps

s

r +

+

−−= −

−



Figura 14. Diagrama de bloques para el controlador propuesto para el bucle de control externo

El bucle de control externo se diseña para asegurar que la tensión del condensador

del DC-LINK permanece igual a un valor de referencia fijado, además a partir de este

controlador se obtiene la referencia de corriente empleada en el bucle de control interno.

La dinámica de la tensión del condensador se define en (5.19), como se indicó

anteriormente, si se asume que la dinámica de la corriente es mucho más rápida que la de la

tensión, entonces se puede asumir que *αβαβ ii ≅ . Si se introduce esto en (5.54).

)55.5(αβαβϑ V=

Si empleamos esta igualdad, se puede reescribir la ecuación (5.19) como

)56.5(2

· ,

2

αβαβαβ iViVdtdC T

sdc −=

A partir de la teoría de la potencia de Akagi [7], la potencia activa instantánea se

define como p= αβαβ iV T .

)57.5(2

·2

ppVdtdC s

dc −=

Con la finalidad de reducir la notación se definen las siguientes variables

)60.5(2

)()59.5(~

)58.5(2

2**

2

dc

dc

Vzsiendozzz

Vz

=−=

=

&&

&



Introduciendo estas nuevas variables en (5.57)

( ) )58.5(· zdtdCpp s −=

Donde p es la potencia que se quiere determinar y sp es la potencia de la fuente, la

cual puede ser tratada como una perturbación de un valor constante. Para determinar la ley

de control que proporcione el valor de la potencia buscada manipulamos (5.58) como se

presenta en (5.59).

( )

( )

( )

( ) )62.5(~~·

)61.5(~~·

)60.5(~·

)59.5(~·

*

**

*

zKzdtdCpp

zKdtdzCz

dtdCpp

zKdtdzCzz

dtdCpp

zKdtdzCz

dtdCpp

s

s

s

s

±−=

±−−=

±−+−+=

±±−=

Para asegurar que la dinámica del error tienda exponencialmente a cero, se puede

definir la potencia buscada como

)63.5(~zKpp s +=

y por tanto

( ) )64.5(~~·0 zKzdtdC −−=

Para definir completamente (5.63) se calcula sp como se indica en (5.65)

)65.5(~dtzKp is ∫=

Finalmente el controlador propuesto para el bucle de control externo viene dado por

(5.66).

)66.5(~~* zbsaK

zs

Kp pi

++=

Como ya se indicó la corriente de referencia necesaria para el bucle interno de

control se obtiene a partir del controlador que se presenta en (5.66). Según la teoría de

Akagi, las potencias instantáneas reactiva y activa se pueden expresar como

)67.5()()(

−

=

β

α

αβ

βα

ii

vvvv

tqtp



)68.5(0

1 *

22*

*

−

+=

pvvvv

vvii

αβ

βα

βαβ

α

Figura 15. Esquema de control para el bucle externo de control propuesto

Figura 16. Esquema de Control Completo

5.1 POTENCIA ACTIVA DEMANDADA POR LA CARGA MENOR QUE LA

PRODUCIDA POR LA FUENTE

A continuación se presentan los resultados obtenidos en las diferentes simulaciones

realizadas.

En la Figura 17 se muestran la corriente medida a la salida del generador (Iag) y la

tensión impuesta por el mismo en el Bus (Vac), están desfasadas aproximadamente unos

180º, esto es debido a que al ser la potencia activa cedida por la FER mucho mayor que la

demandada por la carga, el excedente de la misma será volcado a la red.



Figura 17. Corriente medida a la salida del generador. Inversor de 30 kW

En la Figura 18, se observa que existe un determinado desfase entre la tensión y la

corriente de la carga, el cual es introducido por la inductancia que compone a ésta.

Por otro lado, en la Figura 19 son destacables dos datos de la corriente del inversor,

en primer lugar se puede ver como la corriente de salida del mismo aparece algo

distorsionada en los picos como consecuencia de la conmutación producida en éste y en

segundo lugar es interesante comentar el desfase visto entre ambas ondas. Como se puede

ver en la Figura 12, la corriente medida en el inversor es referida hacia dentro del mismo,

por tanto un desfase de aproximadamente 180º como muestra la Figura 18 equivale a un

desfase real de aproximadamente 0º, lo que nos lleva a un factor de potencia muy cercano a

la unidad.



Figura 18. Corriente medida a la entrada de la carga. Inversor de 30kW

Figura 19. Corriente medida a la salida del inversor. Inversor de 30kW



Figura 20. Visión conjunta de las tres corrientes estudiadas. Inversor de 30kW



5.2 POTENCIA ACTIVA DEMANDADA POR LA CARGA MAYOR QUE LA

PRODUCIDA POR LA FUENTE

Figura 21. Corriente medida a la salida del generador. Inversor de 5kW

En la Figura 21 se puede observar como el generador debe producir el resto de

potencia que no es capaz de suministrar la FER a través del inversor. En la Figura 23 se ve

como la corriente extraída de la fuente de energía renovable es un valor muy inferior a la del

apartado anterior y como se acusa más la presencia de los harmónicos de conmutación.



Figura 22. Corriente medida a la entrada de la carga. Inversor de 5kW

Figura 23. Corriente medida a la salida del inversor. Inversor de 5kW



Figura 24. Visión conjunta de las tres corrientes estudiadas. Inversor de 5kW

En la Figura 24, se refleja como la corriente extraída a través del inversor es mucho

menor que la demandada por la carga y como suple esta carencia el generador.



6 FUENTE DE ENERGÍA RENOVABLE FUNCIONANDO

COMO FUENTE DE TENSIÓN

El hecho de que exista un fallo en el generador convencional no tiene porque ser

sinónimo de un corte en el suministro de potencia a las cargas que a él estuvieran

conectadas. Si en el entorno de las mismas existen FER cuya capacidad para aportar

potencia sobrepasa la demanda de las cargas colindantes, ¿Por qué no seguir suministrado

potencia a partir de estas fuentes?. Para que esto fuera así, la FER debería funcionar como

fuente de tensión, lo que la llevaría a gobernar el Bus de AC a la vez que suministra la

potencia activa y reactiva demandada por las cargas.

Al igual que se hizo en al apartado anterior se va a llevar a cabo, en primer lugar, un

estudio del controlador empleado para tal propósito. En este caso, y por la similitud con el

controlador desarrollado en el apartado anterior se van a obviar la mayoría del desarrollo

realizado marcando tan sólo los puntos clave del mismo.

El sistema objeto de estudio se representa en la Figura 26, y más en concreto en la

Figura 25.

Figura 25 . Convertidor de potencia FER fucnionando como fuente de tensión



Figura 26. Esquema eléctrico del sistema simulado. FER como fuente de tensión

En primer lugar se presentan las ecuaciones que gobiernan la dinámica del sistema,

(6.1) para la de la inductancia y (6.2) para la del condensador. Por otro lado (6.3) expresa el

parámetro de corriente con el que se va a llevar a cabo el controlador.

)3.6(

)2.6(

)1.6(2

ocm

cc

cdcL

iii

idtdvL

vuVdtdiL

βα +=

=

−=

α y β son pesos cuyo significado es el siguiente. La corriente del condensador puede

ser fácilmente medida, o estimada a partir de la medida de su tensión, y realizar en base a

ésta un control para el sistema. Sin embargo como no se mide la corriente de la carga este

controlador es incapaz de medir anomalías es el lado de ésta. Para evitar esto se pretende

emplear una medida que se la suma ponderada de ambas y usarla como variable de control

del bucle. Cuando el peso de amabas sea uno se obtiene la corriente por la inductancia. Si



por el contrario, el peso de la corriente por la carga es nulo, se estará trabajando con la

medida de la corriente del condensador.

Por tanto, asignándole un peso pequeño a la corriente de la carga, se podría tener en

cuenta para apreciar fallos en el lado de ésta y por otro lado se tiene también una buena

medida de la corriente del condensador.

El objetivo de control es garantizar el seguimiento de cv hacia su referencia *cv .

En base a lo expuesto en el apartado 5 y al control adaptativo presentado en [8]. La

ley de control que se obtiene viene dada por (6.4).

)4.6(~2)1(~)2(~222

22*2

21 cAk

k

Akcoockmo v

kskvCLvRiR ∑∑

∈∈ ++−++−−=

ωωγ

ωαγαϑ

Siendo Lo y Co los valores nominales de la inductancia y el condensador, supuestos

conocidos.

Figura 27. Lazo de Control para el funcionamiento como fuente de tensión



Figura 28. Corriente cedida desde el inversor a la carga. FER como fuente de tensión

En la Figura 28, se puede observar como tanto la tensión y la carga, se encuentran

ajustadas al rango de 1± , debido a que en este caso la potencia cedida por la FER a través

de su inversor es la demandada por la carga, la cual es de 15kVA, siendo dicha potencia la

elegida como base. El desfase existente ente ambas ondas es debido a la existencia de la

inductancia de la carga.

Mediante un control adecuado del inversor, éste llevará a cabo una imposición

correcta de la tensión del Bus de alterna (Vac), de tal forma que quede fijada la frecuencia y

amplitud de la onda.



7 ESTUDIO DE LA TRANSICIÓN DE FUENTE DE

CORIENTE A FUENTE DE TENSIÓN

Como ya se ha visto para el caso de redes distribuidas, el hecho de que el generador

convencional deje de funcionar, no es razón para dejar de abastecer a las cargas, ya que la

existencia de una o varias FER en las inmediaciones de éstas pueden cumplir con la labor de

abastecimiento. Cuando esto suceda, las fuentes de energía renovable, o al menos una de

ellas, debe dejar de funcionar como fuente de corriente y pasar a hacerlo como fuente de

tensión gobernando así la tensión del bus de alterna.

Para llevar a cabo esta transición, el esquema de control propuesto se presenta en la

Figura 29

Figura 29. Esquema de control propuesto para e Funcionamiento durante el transitorio

Como se puede ver existe un observador de red, filtro PLL, que controla en todo

momento que los parámetros de ésta estén dentro de sus valores correctos, si en algún

instante la frecuencia o la amplitud de la tensión sobrepasaras por exceso o por defecto el



rango establecido se procedería a la transición de fuente de corriente a fuente de tensión

imponiendo de nuevo en el bus de AC un voltaje de acuerdo con el funcionamiento correcto

de la red.

El controlador implementado es un híbrido de los anteriormente expuestos de tal

forma que dependiendo de si se funciona como fuente de corriente, funcionamiento normal

de la red, o como fuente de tensión, funcionamiento anómalo, se lleva cabo de forma

diferente el cálculo de las corrientes de referencia.

Figura 30. Esquema eléctrico del sistema simulado. Funcionamiento durante el transitorio

En la figura 31, se observa que el instante de desconexión de la red se produce en el

segundo 6.166 de la simulación. La corriente que circula desde ésta a la carga, no se anula

de manera instantánea al no ser el interruptor empleado ideal.

Sin embargo, como muestra la figura 32, la corriente de la carga permanece

invariante durante dicho transitorio, de esta manera la carga no sufrirá daños ante tal

contingencia. Se puede ver en la figura 33, como el inversor sufre una variación brusca en la



corriente extraída, corrigiendo el efecto del desenganche, de esta forma la corriente que

circula por la carga sigue siendo la misma que sino hubiera existido dicha desconexión.

Figura 31. Corriente medida a la salida del generador. Funcionamiento durante el transitorio

Figura 32. Corriente medida a la entrada de la carga. Funcionamiento durante el transitorio



Figura 33. Corriente medida a la salida del inversor. Funcionamiento durante el transitorio

Figura 34. Representación conjunta de las tres corrientes. Funcionamiento durante el transitorio



Figura 35. Tensión Fase-Neutro en el Bus de alterna. Funcionamiento durante el transitorio



8 ESTUDIO DEL REPARTO DE POTENCIA ENTRE DOS

FER FUNCIONANDO COMO FUENTES DE TENSIÓN

Como ya se ha indicado, el motivo por el cual una fuente de energía renovable

funciona como fuente de tensión, abandonando su funcionamiento habitual como fuente de

corriente, no es otro que el de gobernar el bus de alterna de tal forma que la alimentación de

cargas colindantes no cese a pesar de la existencia de una fallo en el generador

convencional. Cuando el sistema se enfrenta a este tipo de fallos se pueden dar diferentes

escenarios:

o No existencia de FER en las inmediaciones de las cargas. Este llevaría a un

corte en el suministro de potencia a las cargas hasta que se reestableciese el

sistema eléctrico.

o Existencia de una FER de menor potencia que la demandada por las cargas.

El efecto sobre el sistema sería el mismo que el del punto anterior.

o Existencia de una fuente de energía renovable cuya potencia nominal sea

mayor que la demandada por la carga. En este caso, como ya se vio en el

punto 6, la fuente podrá variar su funcionamiento pasando de fuente de

corriente a fuente de tensión y llevando a cabo el gobierno del bus de alterna

suministrando la potencia necesaria a la carga.

o Existencia de varias FER. Donde al menos una de ellas, o la suma de varias

de éstas, puede responder ante la demanda de potencia de las cargas. En este

punto se presentan dos posibilidades. En primer lugar podría darse el caso en

el que una de ellas, la de mayor potencia, se hiciera cargo del gobierno del

bus de alterna, fijando la frecuencia y la amplitud de la tensión de éste,

funcionando por tanto como fuente de tensión. El resto de las FER existentes

se comportarían como fuentes de corriente inyectando potencia activa al

sistema. Otra opción sería que varias de ellas trabajasen como fuentes de

tensión en paralelo, aportando cada una de ellas potencia activa y reactiva en

función de unos parámetros prefijados. La discusión entre cual de estos dos

escenarios es el más eficiente queda fuera del propósito de documento y



queda presentado como objeto de estudio siendo el segundo de los casos

presentados el que se lleva a cabo en este apartado

A la hora de trabajar con inversores en paralelo se han desarrollado dos tendencias:

o Control de reparto de corriente activa

o Técnicas de caída de pendiente. (Droop Method) [9]

Figura 36. Esquema eléctrico del sistema simulado. Dos FER funcionando como fuentes de tensión

La finalidad de hacer que dos FER, funcionando como fuente de tensión (UPS),

trabajen en paralelo es la de dotar al sistema de mayor eficacia y capacidad.

Cuando dos o más inversores trabajan de esta forma deben estar perfectamente

sincronizados en frecuencia, fase y amplitud asegurando además el control la igualdad en las

potencias de salida. Si esto no es así aparecerán circulaciones de corriente entre módulos

que disminuirán la capacidad del sistema. Se puede pensar en el PLL para llevar a cabo

dicha sincronización entre módulos, pero estos tienen una respuesta transitoria muy lenta y

poseen un pequeño retardo que puede degradar el sistema.

Los métodos Q/P droop implican un control de los flujos de potencia activa y

reactiva controlando la amplitud y la frecuencia de la tensión de referencia.



Cuando existen diferentes UPS trabajando en paralelo, el reparto de potencia

depende de la impedancia de línea y de la salida de los módulos que son determinados por

los parámetros de cada módulo, lo cual es incontrolable. Para hacer esto más controlable,

una posible solución sería añadir una inductancia en serie con el inversor, de tal manera que

quedase fijado, al menos, la impedancia de salida del inversor. Sin embargo esto aumentaría

el peso y el tamaño del módulo. El método de caída, ha ido evolucionando en los últimos

años hacia controles más robustos y eficaces a la hora de llevar a cabo el reparto de

potencia, ya que tradicionalmente venían presentando diversos problemas:

o Transitorios lentos, lo que llevaba al sistema a desviaciones de frecuencia y

corriente.

o Reparto no balanceado de los armónicos de corriente.

o Alta dependencia de la impedancia de salida del inversor.

o Mal funcionamiento ante cargas no lineales, ya que el control debería tener

en cuenta los armónicos de la corriente y al mismo tiempo balancear la

potencia.

o La dependencia de la carga de la frecuencia, hace que desviaciones en la

frecuencia de ésta puedan provocar pérdidas de sincronización que pueden

llevar al sistema a sobrecarga o fallos.

Con la finalidad de solventar estos puntos aparecen mejoras sobre el método

tradicional que aseguran tanto el estado de equilibrio como las propiedades dinámicas del

sistema.

o Transitorio rápido

o Reparto eficaz de potencia tanto para cargas lineales como no lineales

o Frecuencia de operación estable

o Buena sincronización entre la tensión de salida de la UPS y la de entrada a la

carga.



En la Figura 37 se representa un esquema simplificado de un inversor conectado a un

bus de AC.

Figura 37. Circuito equivalente de un inversor conectado a un bus AC

Donde P y Q viene dada por las expresiones (8.1) y (8.2)

)2.8()(

)1.8(cos)cos(

2

2

θφθ

θφθ

senZ

VsenZ

EVQ

ZV

ZEVP

−−=

−−=

Siendo E la tensión de salida del inversor y V la del bus AC. Z y θ son la magnitud y

fase de la impedancia de salida y φ el ángulo de potencia.

Atendiendo a la naturaleza de la impedancia de salida las ecuaciones (8.1) y (8.2) se

pueden simplificar como se muestra a continuación.

En primer lugar se podría pensar que las características de dicha impedancia podrían

ser de origen inductivo debido a la presencia de los filtro de salida que presentan este tipo

de equipos. De esta manera, si consideramos por tanto este tipo de comportamiento se

obtiene que

)4.8(cos

)3.8(

º90

2

xVEVQ

senx

EVP

−=

=

≈

φ

θ

φ

siendo x la reactancia del inversor.

Con estas ecuaciones y considerando la poca diferencia de fase entre E y V



)6.8(

)5.8(

2

xVEVQ

xEVP

−≈

≈ θ

Donde se puede observar una fuerte dependencia de la fase para la potencia activa,

mientras que para la reactiva la dependencia es de la amplitud.

Con el fin de emular este comportamiento se adopta el esquema de caída P-ω y Q-V.

)8.8()7.8(

*

*

nQEEmP

−≈

−≈ ωω

Siendo los valores expresados con (*), son los valores de la tensión de salida,

frecuencia y amplitud, en vacío.

Figura 38. Droop-Method

De igual manera, si la impedancia de salida es tratada con carácter resistivo, las

ecuaciones que se obtienen son las siguientes

)12.8()11.8(

)10.8(

)9.8(cos

*

*

2

nPEEmQ

senR

EVQ

RVEVP

−≈

−≈

−≈

−≈

ωω

φ

φ

El considerar la impedancia de salida de naturaleza resistiva no es muy habitual en

inversores, aunque presenta numerosas ventajas frente al comportamiento inductivo.



En convertidores DC es normal forzar una impedancia de salida resistiva restando un

término proporcional de la corriente de salida a la tensión de referencia.

Con esto se consigue que:

o Sistema completo es más amortiguado

o El reparto de armónicos de corriente es automático

o Los errores de fase afectan poco al reparto de potencia

Como se puede observar, es importante llevar a cabo un buen diseño de la

impedancia de salida con el fin de mejorar el desacoplo entre P y Q. Además dicha

impedancia debe ser lo suficientemente grande como para que pueda ser despreciada frente

a la de línea y así evitar su efecto en el reparto de potencia.

En la Figura (34) se presenta en discontinuo una inductancia, esta es denominada

como inductancia de desacoplo. Este elemento se ubica entre la salida del inversor y el bus

de alterna con el fin de fijar el valor de la impedancia de salida a un valor determinado y

asegurar un flujo de potencia adecuado. Esto hace que el sistema sea más pesado y

voluminoso además de distorsionar la tensión cuando la carga no es lineal.

Con el propósito de eliminar dicha impedancia de desacoplo, pero sin perder la

ventaja de tener el valor de la impedancia de salida definido aparece el concepto de

impedancia virtual.

Al igual que lo expuesto anteriormente para los convertidores DC, se puede provocar

una caída de tensión sobre la de referencia restando a esta un término proporcional a la

corriente de salida. Además, se pueden generar impedancias individuales para los armónicos

de mayor orden si es que estos se presentan.

∑=

−−−=11

3

* )13.8()(h

ohDhoD iRRiRVrefV

Siendo RD la impedancia virtual de la salida, y RL el coeficiente resistivo de cada

término armónico ioh.

Como se ve en las ecuaciones (8.9) y (8.10), en este caso, a diferencia de lo que

sucedía en comportamiento inductivo, la relación Q-ω presenta un comportamiento boost y

no droop como sí sigue haciendo la relación P-V.



Figura 39. Droop/Boost-Method

En cualquiera de los dos comportamientos se puede mejorar el comportamiento del

control introduciendo elementos que mejoren el régimen transitorio evitando grandes

desviaciones de E/ω. Estos términos, de carácter derivativo, permiten mejorar la respuesta

transitoria y al mismo tiempo mantener las características estáticas. En las ecuaciones

(8.14) y (8.15) se pude ver como quedarían los nuevos reguladores de amplitud y frecuencia.

Indicar que no se emplean términos integrales porque se producen inestabilidades.

Para el caso de comportamiento inductivo, que es con el que se han realizado las

simulaciones se tiene por tanto que

)15.8(

)14.8(

*

*

dtdQnnQEE

dtdPmmP

d

d

−−≈

−−≈ ωω

Indicar que con el fin de asegurar el balance entre las fases de los módulos se puede

añadir a la ecuación (8.14) un PI cuya entrada fuese el error entre fases.

En resumen, el controlador empleado para llevar a cabo el funcionamiento de UPS

en paralelo consta de un triple lazo de control. El doble lazo presentado en el apartado en el

que se describe el funcionamiento como fuente de tensión y un tercer lazo dedicado a

controlar el reparto de potencia. Éste último queda descrito por la ecuaciones (8.14) y (8.15),

a estás dos habría que añadir la ecuación (8.13) en el caso de considerar comportamiento

resistivo.



Figura 40. Tensión a la salida del inversor. Dos FER funcionando como fuentes de tensión

Figura 41. Detalle de la tensión a la salida del inversor junto a su referencia. Dos FER como

fuente de tensión



Figura 42. Corrientes cedidas por los inversores junto a la de la carga. Dos FER como fuente de

tensión

En la Figura 41 se puede apreciar en detalle como la tensión impuesta en el bus de

alterna por los inversores está muy cercana a la dictada por la referencia.

En la Figura 42 se puede ver como la corriente total por la carga es la cedida,

aproximadamente en la misma cuantía, por cada uno de los dos inversores existentes en el

sistema. Cabe decir que si bien la corriente existente a la salida de ambos no se encuentra

totalmente en fase, es debido a la existencia de un flujo de potencia entre los dos módulos

como producto del desfase que aparece entre las tensiones impuestas por cada uno de ellos

en el bus de alterna.



9 CONCLUSIONES

A la vista de los resultados presentados se puede decir que la validación de los

algoritmos desarrollados se ha conseguido. El correcto funcionamiento de estos, tal y como

se puede ver en las diferentes capturas realizadas plantea la posibilidad de implantarlos en el

sistema real descrito con el fin de llevar a cabo la obtención de resultados experimentales.

El uso de leyes adaptativas para la estimación de elementos, que a priori son

desconocidos o difícilmente calculables, han desembocado en la obtención de una ley de

control basado en un controlador repetitivo que se ha mostrado fiable y robusto a lo largo de

las diferentes pruebas simuladas.

El algoritmo de reparto de potencia basado en el Droop-Method, ha presentado un

buen comportamiento incluso considerando la naturaleza de la impedancia de salida

inductiva. Sería interesante llevar a cabo pruebas para estudiar el caso del carácter resistivo

con el fin de ver el reparto de armónicos en presencia de cargas fuertemente no lineales.



10 REFERENCIAS

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Euler-Lagrange Systems”, Berlin,Germany;Springer-Verlag,1998

[2] H.K. Khalil, Nonlinear systems, 2nd ed., Englewood Cliffs, NJ: Prentice-Hall, 1996

[3] P. Mattavelli. “ A closed-Loop harmonic compensation for active filters”, IEEE

Trans. On Industry Applications. Vol. 37, no1, pp 81-89, January/Frebuary 2001.

[4] G. Escobar, A.M. Stankovic, P. Mattavelli. “An adaptative controller in stationary

reference frame for D-STATCOM in unbalanced operation”, IEEE Trans. On

Industrial Electronics Vol. 51, no. 2, pp 401-409, April 2004

[5] G. Escobar, J. Leyva-Ramos, P. R. Martínez. “Repetitive controllers with a

feedforward path for harmonic compensantion”, IEEE Trans. On Industrial

Electronics (In press)

[6] G. Escobar, R. Ortega, A. Astolfi, M.F. Martínez, J. Leyva-Ramos. “A repetitive

contorller for a shunt active filter to compensate for reactive power and harmonic

distorsion”, in proc. IEEE-CDC,pp, Decemeber 2005

[7] H. Akagi, Y. Kanazawa and A. Nabae. “Instantaneus reactive power compensations

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[8] G. Escobar, P. Mattavelli, A.M. Stanckovic, and J. Leyva-Ramos, “An adpatative

control for UPS to compensate unbalance and harmonic distortion using a combined

capacitor/load current approach”, IEEE Trnas. Ind. Electron., to be published.

[9] J. M. Guerrero, G. Vicuña and M. Castilla, “A high-Performance DSP-Controller for

Parallel Operation of Online UPS Systems”, IEEE Trans. Ind. Electron 2004

[10] V. Blasko, V. Kaura. “A new mathematical model and control of a three-phase AC-

DC voltage source converter”, IEEE Trans. on Power Electronics, Vol. 12, mo. 1, pp

116-122, January 1997

[11] L. Malesani, P. Tomasin. “PWM current control techniques of voltage source

converters – A survey”, Industrial Electronics, Control and Instrumentation, 1993.

Proceedings of the IECON’93.

[12] Internet





ANEXO A





Documents

Título del Proyecto: Nuevas Técnicas de Conexión de ...bibing.us.es/proyectos/abreproy/70075/descargar... · investigación. En primer lugar me gustaría mencionar a Juan Manuel