La adición de energía fotovoltaica en Malta ha aumentado considerablemente en los últimos años, tanto a gran escala como en el sector privado. La actual capacidad instalada ya está teniendo un importante impacto negativo en la infraestructura de la red de Malta, causando problemas debido a cuestiones de estabilidad de la tensión, como reflujos de energía (resultantes del exceso de oferta) y las consiguientes subidas de tensión en la red de baja tensión. Este artículo trata de la integración de un sistema de control de baja tensión »LVRSys®« en una red de baja tensión de una zona semirrural de Malta.
Se modeló y simuló en MATLAB/Simulink un regulador de baja tensión basado en un transformador controlado por tiristores utilizando el conjunto de bloques PLECS. También se obtuvieron resultados experimentales midiendo los perfiles de tensión al 70% de la inyección real de baja tensión, que mostraron varios casos de sobretensión y subtensión. Los resultados del modelo de simulación fueron altamente consistentes con los resultados de las pruebas de campo, validando los modelos de simulación desarrollados en este estudio. Los resultados muestran que la tensión de la red se reguló con éxito hasta la tensión nominal de 240 V.
LVRSys®
El »LVRSys®-Sistema de Regulación de Baja Tensión« se desarrolló para resolver los problemas de estabilidad de la tensión debidos a la integración de la electromovilidad, la energía fotovoltaica y las bombas de calor en la red de baja tensión. Representa una alternativa económica y flexible a las costosas y lentas ampliaciones de líneas.
1 INTRODUCCIÓN
La energía fotovoltaica (FV) es actualmente la fuente de energía renovable más importante en Malta. Se espera que Malta continúe con su estrategia de descarbonización en los próximos años, aprovechando al máximo sus dotaciones naturales, es decir, la alta densidad de población y la limitada disponibilidad de suelo. Se espera que la energía fotovoltaica siga siendo la principal contribución de Malta para alcanzar su objetivo de energía renovable (ER) del 11,5% para 2030. En Malta, las instalaciones fotovoltaicas se concentran en una superficie de tan solo 316 km2, lo que hace que la generación de energía fotovoltaica sea muy susceptible a las rápidas fluctuaciones de la potencia de salida debidas a condiciones meteorológicas como la nubosidad. Por tanto, la energía fotovoltaica plantea un reto importante para la estabilidad de la red debido a su volatilidad inherente. En la actualidad, estas fluctuaciones se ven mitigadas por el interconector de CA de alta tensión entre Malta e Italia y la generación centralizada de energía de Malta. La cuota actual de energías renovables ya está teniendo un impacto masivo en la infraestructura de la red de Malta, causando riesgos debido a problemas de estabilidad de la tensión, como picos de tensión y reflujos de energía [1].
La red eléctrica maltesa se construyó originalmente con la antigua infraestructura de red para flujos eléctricos unidireccionales, en la que la electricidad fluye desde la generación centralizada hasta los consumidores. El futuro aumento de la penetración de la energía fotovoltaica planteará al operador del sistema de distribución (DSO) nuevos retos operativos, administrativos y de planificación. Será necesaria una inversión significativa en el refuerzo de la red, ya que la infraestructura actual alcanzará cada vez más sus límites. Esto representa un reto importante para el DSO, ya que las líneas eléctricas experimentan una caída de tensión significativa durante los períodos de alto consumo, mientras que las líneas eléctricas experimentan un aumento de tensión durante los períodos de alta generación fotovoltaica debido al flujo de corriente inversa. Se espera que estas fluctuaciones de tensión aumenten aún más en el futuro, ya que Malta, junto con el resto de la Unión Europea, también está presionando para poner más vehículos eléctricos en la carretera. Actualmente se están instalando a gran velocidad estaciones de recarga rápida en la isla.
El gestor de la red de distribución debe mantener la tensión de acuerdo con los límites especificados en la norma EN50160 [2]. Según esta norma, los valores eficaces de 10 minutos de la tensión de alimentación de baja tensión deben estar dentro de un margen de ±10% de la tensión nominal durante el funcionamiento normal durante más del 95% del tiempo en un periodo de una semana. Antes de la integración de los vehículos eléctricos (VE), los problemas relacionados con la tensión se debían casi siempre a las bajas tensiones. Estos problemas se solucionaban de forma muy sencilla aumentando la tensión en las subestaciones de distribución mediante derivaciones. Este tipo de acción correctora ya no es posible hoy en día, ya que la tensión de la red fluctúa a diario tanto por encima como por debajo de la tensión nominal. Si se ha ajustado un transformador para aumentar la tensión en las subestaciones para compensar las caídas de tensión, este ajuste en realidad agrava los efectos del aumento de tensión durante los flujos de potencia inversa.
Se pueden considerar varias soluciones prácticas para mitigar las fluctuaciones de tensión causadas por los actuales flujos bidireccionales de energía en la red eléctrica actual. Las opciones más obvias son la limitación de la generación fotovoltaica (reduciendo la producción de los sistemas fotovoltaicos durante los periodos de exceso de generación) y la restricción de la movilidad eléctrica (limitando la potencia de carga de los vehículos eléctricos) cuando la demanda de carga de la red es demasiado elevada. Sin embargo, la limitación de la potencia activa y la desconexión de la carga de los vehículos eléctricos crean oportunidades injustas para los consumidores y los «prosumidores» (consumidores y productores privados de electricidad en uno) que están situados en distintos puntos de la red de distribución o incluso en el mismo alimentador. Otra posibilidad sería reforzar y mejorar la red de distribución aumentando el tamaño de los transformadores y cables. Sin embargo, esta opción puede no ser viable debido a los elevados costes y plazos necesarios para su aplicación. Existen otras soluciones técnicas que pueden aplicarse, algunas de las cuales utilizan equipos disponibles en el mercado. Éstas se analizan en la sección siguiente.
1.1 Consideración y evaluación de distintos métodos de control de la tensión de carga en redes eléctricas
Existen varias soluciones para mitigar las fluctuaciones de tensión en la red de baja tensión. Algunas tecnologías actúan directamente sobre la tensión, mientras que otras la regulan mediante un control inteligente utilizando sistemas de almacenamiento de energía o control de potencia reactiva. La siguiente lista resume las tecnologías y estrategias utilizadas para la corrección de la tensión en la red de baja tensión:
- Cambiador de tomas bajo carga (OLTC)
- Sistemas de almacenamiento de energía (ESS)
- Compensadores estáticos de VAR (SVC)
- Restaurador dinámico de tensión (DVR)
- Control de la potencia reactiva mediante inversores conectados a la red
- Regulador de tensión escalonado (SVR)
- Sistema de control de baja tensión »LVRSys®«
Cambiador de tomas bajo carga (OLTC)
El OLTC es una solución muy utilizada para regular la tensión en las redes eléctricas. Estos dispositivos permiten seleccionar diferentes tomas del transformador para ajustar la tensión de salida sin desconectar la carga. En la figura 1 se muestra un ejemplo típico de cambiador de tomas de tipo diverter. Los OLTC se instalan principalmente en los transformadores de distribución que conectan las redes de transporte a los alimentadores de distribución. El OLTC compensa la caída de tensión (Line Drop Compensation, LDC) ajustando las posiciones de las tomas, por ejemplo, aplicando tensiones más altas cuando aumenta la carga. La referencia de tensión debe seleccionarse cuidadosamente para mantener la tensión de múltiples alimentaciones conectadas a un único transformador, cada una con un perfil de tensión diferente, dentro del rango admisible en toda la red.
La referencia de tensión objetivo del OLTC puede determinarse teniendo en cuenta la caída de tensión máxima entre el embarrado del transformador y el extremo del alimentador más afectado, garantizando al mismo tiempo que la tensión de carga mínima no caiga por debajo del límite inferior especificado en la norma EN50160. En el pasado, los OLTC sólo se utilizaban para regular las caídas de tensión. Por lo tanto, las estrategias convencionales de regulación de tensión de los OLTC suponen flujos de potencia unidireccionales. Hoy en día, sin embargo, la situación ha cambiado en el sentido de que se produce una subida de tensión con una elevada generación fotovoltaica (y flujos de corriente inversa debido a una baja demanda de carga). También cabe suponer que se producirán mayores caídas de tensión cuando la carga de vehículos eléctricos se generalice a gran escala. Los autores de [4] investigaron un método de control de caída de tensión aplicado a los OLTC en transformadores tanto de media tensión como de baja tensión para mantener el nivel de tensión correcto durante la generación de grandes cantidades de energía fotovoltaica.
El control autónomo de los transformadores de media/baja tensión demostró que es posible controlar la subida de tensión, lo que permite aumentar aún más la capacidad del sistema fotovoltaico. Sin embargo, la dinámica de potencia resultante es un factor importante que debe tenerse en cuenta en escenarios con una elevada penetración de sistemas fotovoltaicos. La red eléctrica experimenta rápidos cambios de potencia, por ejemplo cuando pasan nubes. Esto requiere una actuación rápida de los contactos del motor del OLTC, lo que repercute en la fiabilidad y la vida útil del OLTC. Otra limitación operativa es que el OLTC tiene que trabajar con flujos de corriente trifásica desequilibrados debido al uso generalizado de sistemas fotovoltaicos monofásicos de tejado en la red de baja tensión. Por lo general, el OLTC no funciona satisfactoriamente en estas circunstancias, ya que la corrección simultánea de fases individuales no es fácilmente posible.
Cambiador de tomas bajo carga (OLTC) en combinación con sistemas de almacenamiento de energía
A pesar de estas limitaciones, los OLTC son ahora parte integrante de las redes de distribución. Se ha hecho necesario mantener estos costosos dispositivos funcionando en condiciones óptimas para reducir el desgaste causado por los rápidos cambios en los requisitos de tensión y el número de operaciones de cambio de tomas. En la literatura se han propuesto varios enfoques para mitigar el estrés adicional que sufren los OLTC. Una forma de mitigar los efectos de los cambios rápidos e impredecibles en los flujos de corriente de la red es el uso de sistemas de almacenamiento de energía (ESS). Los ESS pueden utilizarse para absorber la carga de trabajo adicional de los OLTC causada por las fluctuaciones de tensión. En [5, 6], se llevó a cabo la coordinación entre un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y un OLTC para mantener unos niveles de tensión aceptables, minimizando al mismo tiempo el número de operaciones del OLTC y la energía extraída del BESS. En [6], se propuso un algoritmo basado en una previsión del día siguiente para determinar los ajustes óptimos del sistema y se comprobó que mejoraba la coordinación entre todos los componentes del sistema. Se propusieron estrategias alternativas para mitigar los ajustes rápidos y frecuentes de los OLTC durante las fluctuaciones de potencia fotovoltaica.
Control de la potencia reactiva mediante inversores conectados a la red
En estas estrategias, la tensión se regula mediante el control de la potencia reactiva con los propios inversores fotovoltaicos conectados a la red, lo que reduce la necesidad de procesos de toma en el OLTC. En [7] se desarrolló un método de optimización para la coordinación de los OLTC y los inversores fotovoltaicos. El problema de optimización pretendía minimizar las desviaciones de tensión y reducir el número de tomas. Las simulaciones mostraron que el método seguía siendo eficaz incluso en presencia de desequilibrios de tensión y errores significativos de previsión de carga. Sin embargo, para que este método funcione es necesaria la comunicación entre los OLTC y los inversores. Los autores de [8, 9] propusieron técnicas que funcionan de forma autónoma sin necesidad de una infraestructura de comunicación. En [8], el regulador fotovoltaico monitorizaba las rápidas fluctuaciones de potencia debidas a cambios en la irradiación solar y extraía/absorbía potencia reactiva según un factor predefinido. El regulador OLTC supervisaba continuamente las fluctuaciones de potencia activa y reactiva y evitaba ajustes de escalón innecesarios que se sabía que se desencadenaban por la inyección/absorción de potencia del inversor fotovoltaico. En algunos casos, sin embargo, la salida de los sistemas fotovoltaicos debe estrangularse para que el OLTC pueda regular la tensión. Aunque esta estrategia no requería una red de comunicaciones, tenía la gran desventaja de reducir el rendimiento energético del sistema fotovoltaico. En [9] se propuso un sistema de coordinación que permitía el funcionamiento sin sacrificar la generación fotovoltaica. El funcionamiento se basaba en un esquema de control descentralizado en el que las acciones correctivas se tomaban sólo en base a medidas locales y se utilizaba un método de señalización para la coordinación entre los OLTC y los inversores.
Cambiador de tomas en carga (OLTC) en combinación con compensadores estáticos de VAR (SVC)
Una tecnología que se utilizaba para regular la tensión de la red mucho antes de la era de la generación descentralizada es el compensador estático VAR (SVC). Su papel en la regulación de la tensión está bien documentado en la literatura. El SVC consta de elementos pasivos conectados en derivación que regulan la tensión absorbiendo/disipando potencia reactiva de/a la red, controlados por un convertidor de potencia (normalmente basado en tiristores). Los SVC son relativamente baratos, requieren un control sencillo, no necesitan mantenimiento y, a diferencia de los OLTC, pueden instalarse posteriormente en transformadores de subestación existentes. En [10, 11] se presentó un método para integrar SVCs en redes con OLTCs existentes, cuyo objetivo es reducir el funcionamiento del OLTC.
En [12], los autores realizaron un análisis de una red de baja tensión con un OLTC en el transformador de media tensión/baja tensión. Los resultados mostraron que el funcionamiento del cambiador de tomas del OLTC podía reducirse significativamente mediante el diseño correcto de un SVC en coordinación con un sistema de control centralizado. El SVC se controlaba para detectar las fluctuaciones de tensión y mitigar este efecto en coexistencia con los inversores fotovoltaicos descentralizados controlados localmente, que también contribuían a la regulación de la tensión. La desventaja de los SVC es que son sistemas controlados por CA y, por tanto, su funcionamiento lleva asociadas pérdidas continuas.
Restaurador dinámico de tensión (DVR)
Para regular la tensión de alimentación también pueden utilizarse compensadores de tensión activos en serie, denominados restauradores dinámicos de tensión (DVR) (Figura 2). Estos DVR [16] constan de un transformador en el primario controlado por un convertidor de conmutación modulado por ancho de pulsos alimentado por la tensión de alimentación (véase la figura 2). En caso de caídas de tensión o sobretensiones, el DVR alimenta una tensión auxiliar o contratensión [12, 13]. Normalmente, un DVR consta de un convertidor de dos etapas con un enlace de CC, lo que conlleva grandes pérdidas, un mayor tamaño y unos costes más elevados debido a la doble conversión. También pueden utilizarse topologías de DVR con conversión directa de CA, pero son muy complejas de controlar y siguen necesitando varios componentes pasivos con fines de filtrado [14, 15].
Regulador de tensión paso a paso (SVR)
Por último, los reguladores de tensión escalonados (SVR) también ofrecen un medio relativamente sencillo de regulación de la tensión. Los SVR funcionan desde hace tiempo y consisten en una bobina de compensación en serie con puntos de toma conmutables mecánicamente, que suelen instalarse en los alimentadores. El concepto de funcionamiento se muestra en la figura 3.
La bobina en serie está conectada a una bobina auxiliar principal que está conectada en paralelo a la carga [17, 18]. La principal desventaja de estos SVR es que tienen piezas mecánicas móviles y reaccionan lentamente a los cambios de tensión.
A pesar de estas desventajas, en [19] se demostró que los SVR pueden, en ciertos casos, mitigar el problema de la subtensión con cargas elevadas, así como los escenarios de sobretensión causados por la alta penetración de los sistemas fotovoltaicos.
Otra desventaja de los SVR es que estos dispositivos, al igual que los OLTC, corrigen las tres fases simultáneamente y, por tanto, no pueden funcionar correctamente en caso de asimetrías de tensión. La solución a esto sería la regulación de tensión desacoplada, fase a fase, como se propone en [20].
Sistema de regulación de baja tensión »LVRSys®«
Este informe técnico presenta un »LVRSys®« que no requiere un OLTC en el transformador de distribución de baja tensión, ya que puede asumir la función del propio OLTC [22-24]. La ventaja de esta tecnología es que puede corregir fases individuales, tiene un tiempo de respuesta mucho más rápido, no tiene piezas móviles y puede adaptarse muy fácilmente a todo tipo de transformadores y alimentadores. El »LVRSys®« presentado también puede diseñarse para potencias inferiores e incluso puede instalarse en alimentadores medianos [25]. La tecnología se ha implantado con éxito, está disponible comercialmente y ha encontrado una amplia aplicación en redes de baja tensión [26]. »LVRSys®« se basa en un concepto muy sencillo, es decir, se utiliza un transformador para sumar o restar una versión rebajada «aislada» de la tensión de alimentación en un punto determinado de la red. Esta tecnología requiere un método de control relativamente sencillo y tiene pérdidas de potencia muy bajas en comparación con todos los demás métodos de control de tensión. Se ha comprobado que »LVRSys®« es la tecnología más adecuada para realizar correcciones de tensión en el menor tiempo posible en comparación con las tecnologías alternativas. En este contexto, los objetivos de este informe técnico se resumen a continuación:
- El primer objetivo es desarrollar un modelo de simulación del »LVRSys®« en MATLAB/Simulink utilizando el conjunto de bloques PLECS. Primero se prueba en una red de baja tensión muy sencilla con una carga agregada y una perturbación de tensión conocida en una de las fases.
- A continuación, se analizan los datos experimentales de la adquisición de datos llevada a cabo por los autores para monitorizar el rendimiento de un »LVRSys®« utilizado en un alimentador de red de baja tensión en Malta.
- Por último, los datos obtenidos en el análisis anterior se utilizan para validar el modelo de simulación del regulador de baja tensión frente al regulador real. A continuación, este modelo de simulación se utiliza para optimizar la selección de los puntos de la red de baja tensión en los que pueden desplegarse las unidades »LVRSys®« para obtener el mejor rendimiento.
El resto del informe técnico se estructura como sigue: La sección 2 ofrece una breve visión general de los fundamentos teóricos de las fluctuaciones de tensión en una red de baja tensión debidas a sistemas fotovoltaicos y a una elevada demanda de carga.
La sección 3 describe el concepto de funcionamiento del »LVRSys®«, su uso típico en la red de baja tensión y su algoritmo de control.
El modelo de simulación y los resultados obtenidos se discuten en la Sección 4. La sección 5 presenta y analiza un caso práctico del »LVRSys®«. En la Sección 6 se analiza la validación del modelo de simulación del control de baja tensión y la Sección 7 concluye el documento.
2 FLUCTUACIONES DE TENSIÓN EN UNA RED DE BAJA TENSIÓN DEBIDAS A SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
2.1 Flujo de energía a lo largo de una red de baja tensión
La figura 4 muestra un diagrama de iniciación simplificado de una red de distribución de baja tensión desde un transformador de distribución (V1) hasta un cliente final (V2). Se supone que el cliente tiene una demanda de carga definida por PL+jQL y un sistema fotovoltaico definido por PPV+jQPV.
Si la impedancia de la red de baja tensión se representa por la impedancia Z = (R+jX), la potencia aparente y la corriente monofásica en el punto V2 pueden definirse como sigue:
S2 = V2 x I∗ = (PL−PPV) + j(QL−QPV) (1)
I∗ = (PL−PPV) + j(QL−QPV) / V2 (2)
La caída de tensión en la entrada de baja tensión viene dada por
ΔV = V1 − V2 (3)
I = V1 − V2 / Z = ΔV / Z (4)
ΔV = I∗ x Z = (PL−PPV)−j(QL−QPV) / V*2 x Z (5)
Suponiendo que V∗2 es el V de referencia y sustituyendo Z por R + jX, (5) puede reescribirse como sigue:
ΔV = ΔVd + jΔVq (6)
donde ΔVd es la parte real y ΔVq es la parte imaginaria de la caída de tensión ΔV. La relación X/R es muy baja para las alimentaciones de baja tensión [20], por lo que se puede suponer que la parte imaginaria es casi cero (ΔVq ≈ 0). En consecuencia, (5) puede simplificarse aún más como:
ΔVd = V1 − V2 = (PL−PPV)R + (QL−QPV)X / V2 (7)
La ecuación (7) puede reescribirse sustituyendo V2 en la fórmula:
V2 ≈ V1 − [(PL−PPV)R + (QL−QPV)X / V1] (8)
La ecuación (8) describe el comportamiento de la tensión en el extremo del alimentador. Si sólo se considera el primer término cuando:
- PL > PPV, entonces V1 > V2: Hay una caída de tensión a través de la impedancia del conductor.
- PPV > PL, entonces V2 > V1: Hay un aumento de tensión a través de la impedancia de línea.
Esto significa que la tensión en la impedancia del alimentador desciende cuando la demanda de carga del cliente es superior a la generación fotovoltaica. Por otro lado, si la generación fotovoltaica supera la demanda de carga, la corriente fluye hacia el transformador de distribución, lo que provoca un aumento de la tensión en el punto de acoplamiento común (PCC) del cliente. También puede concluirse de (8) que incluso la potencia reactiva neta tiene una influencia significativa en la tensión del PCC si la inductancia es grande. En el control de potencia reactiva de los inversores fotovoltaicos, el inversor se utiliza para inyectar/absorber potencia reactiva para controlar el nivel de tensión [27]. Sin embargo, actualmente es práctica común en Malta que los inversores fotovoltaicos se configuren para suministrar potencia con un factor de potencia de uno. Por lo tanto, en el análisis de este informe técnico, la tensión se corrige directamente, independientemente del estado de la potencia reactiva del sistema.
3 REGULADOR DE BAJA TENSIÓN (»LVRSys®«)
3.1 Principio de funcionamiento
El »LVRSys®« analizado en este documento consiste en un regulador de ramal desarrollado y fabricado por A. Eberle GmbH [28]. La regulación de la tensión se consigue conmutando el secundario de una configuración formada por uno o varios transformadores con una relación de transformación fija, como se muestra en la Figura 5.
Además del beneficio directo de la regulación de la tensión en el emplazamiento de la instalación en la red de baja tensión, tiene un beneficio indirecto al reducir el número de paradas de los inversores fotovoltaicos debido a la alta tensión en el PCC (punto de acoplamiento común). Por tanto, también contribuye a minimizar la intermitencia de la energía generada por los sistemas fotovoltaicos. El sistema corrige las fluctuaciones de tensión en la red eléctrica inyectando una tensión en serie adicional (por ejemplo, 1,5 % y 4,5 % de la tensión nominal) a través de estos transformadores.
En función de las necesidades, la corrección puede tener un efecto creciente (en fase) o decreciente (fuera de fase) de hasta ±6% en pasos de ±1,5%.
La dirección del control de la tensión (es decir, la suma o la resta de los valores porcentuales) viene determinada por la conexión del devanado primario de los transformadores a través de un puente de tiristores, controlado por un controlador electrónico.
Como el banco de tiristores se utiliza para conmutar el lado primario de los transformadores de compensación, la corriente que circula por él es muy baja en comparación con la corriente principal. Esta baja corriente en los semiconductores se traduce en una pérdida de potencia muy baja del sistema (inferior al 0,5%).
3.2 Uso típico
La potencia nominal de un »LVRSys®« puede variar desde unos pocos kVA hasta MVA. Pueden conectarse sin problemas a transformadores de red local no regulados, barras colectoras y alimentadores múltiples o individuales, como se muestra en la figura 6. Debido a su rango de potencia y versatilidad, pueden integrarse en posiciones más grandes y centralizadas como controladores de red local o en soluciones más pequeñas para líneas individuales o incluso fases.
3.3 Principio funcional del algoritmo
Como se explica en el apartado 3.1, el regulador realiza una compensación al alza o a la baja de la tensión a lo largo de cada fase de la línea de alimentación. En funcionamiento normal, el usuario ajusta los dos parámetros del regulador siguientes
- Consigna de tensión nominal (por ejemplo, 230 V)
- Banda de tolerancia (banda muerta), como cantidad de tensión o como porcentaje de la consigna de tensión nominal (por ejemplo, ±3%).
Este modo de funcionamiento básico se ilustra en la figura 7. Si la tensión de alimentación de entrada se desvía fuera de la banda de tolerancia, el regulador determina el valor de compensación de tensión necesario y activa los tiristores necesarios para conmutar la combinación de transformadores requerida.
En la Tabla 1 se muestran las posibles combinaciones típicas para un rango de compensación de ±6%. En los casos en que ninguno de los transformadores debe contribuir (indicado con 0%), se cortocircuita el devanado primario del transformador. Si la tensión de alimentación está dentro de la banda de tolerancia, »LVRSys®« permanece inactivo si se cortocircuita el primario de ambos transformadores.
El tiempo de respuesta del »LVRSys®« también puede ser ajustado por el usuario en forma de voltios-segundos (V s). El tiempo de respuesta más rápido a una desviación de tensión es inferior a 30 ms, y el sistema puede ajustarse de 1 a 100 V s en pasos de 0,1 V s más lentos. El regulador de tensión también puede regular la tensión en un nodo remoto si se conoce la impedancia de red (Zgrid) aguas arriba de este nodo. En este caso, la tensión de consigna puede determinarse de la siguiente manera:
Vset _point = Vmeasured + Imeasured × Zgrid (9)
donde Vmeasured e Imeasured son los valores de tensión e intensidad medidos por el sistema.
Aplicación en sistemas fotovoltaicos y grandes cargas
Los perfiles energéticos de los consumidores y prosumidores fluctúan a diario. Durante los periodos de alta irradiación solar, los sistemas fotovoltaicos pueden generar más energía de la que necesitan los consumidores, provocando un aumento de la tensión en la red. A la inversa, por la tarde, cuando aumenta la demanda de carga, se produce una caída de tensión en el alimentador sin que la generación fotovoltaica contribuya a ello. »LVRSys®« puede cubrir ambos casos, como se muestra en la figura 8. En ambos casos, las desviaciones de tensión pueden ser demasiado grandes y hacer que la tensión fluctúe más allá de los límites especificados en la norma EN50160:2010 [2]. Esto demuestra que el regulador de tensión es igualmente adecuado para facilitar la integración de la generación descentralizada de energía y para amortiguar el aumento previsto de la carga debido al uso generalizado de la infraestructura de recarga de vehículos eléctricos.
4 MODELO DE SIMULACIÓN DEL REGULADOR DE BAJA TENSIÓN
4.1 Modelo de simulación
Se desarrolló un modelo de simulación de un regulador de baja tensión monofásico en MATLAB/Simulink utilizando el conjunto de bloques PLECS. El modelo de regulador de tensión constaba de dos puentes en h antiparalelos basados en tiristores, como se muestra en la Figura 5, un regulador y dos transformadores. Se añadió otro conjunto de tiristores antiparalelos a través de los devanados primarios del transformador para cortocircuitar los devanados cuando la tensión está dentro de la región de zona muerta.
Los transformadores de compensación se eligieron para alcanzar un nivel de compensación de 2,5%×Un y 7,5%×Un, dando como resultado una combinación que puede compensar en un rango de ±10%×Un. También se modeló una red de distribución sencilla para probar »LVRSys®«. Constaba de un transformador de distribución Dyn11 (11 kV/400 V), una línea de alimentación de aluminio de 100 m de longitud con una impedancia global de 0,211 + j0,072Ω/km y una carga agregada de 30 hogares monofásicos modelada mediante una impedancia global de 1 + j0,754Ω en cada fase. La representación simplificada de los modelos de la red de baja tensión y del regulador de tensión se muestra en la Figura 9.
El objetivo principal del regulador de baja tensión era determinar la compensación de tensión necesaria y conmutar en consecuencia las combinaciones de tiristores requeridas. Las entradas del regulador son valores de consigna definidos por el usuario: Tensión nominal (VNOM) y la zona muerta, así como valores medidos (corriente y tensión). El regulador mide la corriente (INOM) a través del regulador (es decir, la corriente de carga) y la tensión en la salida »LVRSys®« (es decir, la tensión de carga regulada). Las mediciones de corriente eran necesarias para determinar la información de fase y conectar los tiristores en los pasos por cero. La medición de la tensión era necesaria para que el algoritmo siguiera el rendimiento del regulador de tensión.
4.2 Resultados de la simulación
Se inyectó una tensión perturbadora en la fase C del devanado secundario del transformador para probar el rendimiento del »LVRSys®«. La perturbación consistió en una variación en rampa de la tensión alimentada en serie entre 25 V y -25 V rms. La consigna de tensión nominal se fijó en 230 V rms y la zona muerta en ±5 V. Las simulaciones se realizaron durante un periodo de 10 minutos y los resultados se muestran en la figura 10.
Como puede observarse en las formas de onda, la tensión no corregida se encontraba inicialmente dentro del intervalo de tolerancia (zona muerta), por lo que »LVRSys®« estaba inactivo. Durante el periodo comprendido entre t = 40 s y t = 60 s, la tensión comenzó a caer en línea con la perturbación de rampa negativa. En cuanto la tensión de fase alcanzó el valor inferior de la zona muerta, »LVRSys®« corrigió la tensión introduciendo la primera compensación de +2,5 % (paso 1 de la figura 10).
La tensión no corregida siguió bajando y la tensión regulada volvió a superar el límite inferior de la zona muerta. El regulador aumentó la compensación a +5% conectando los transformadores de compensación de 7,5% y 2,5% en serie para apoyo y en serie en sentido contrario respectivamente (paso 2 de la figura). Este proceso se repitió (pasos 3 y 4) hasta alcanzar la compensación total de +10%. A t = 150 s, la tensión empezó a acercarse de nuevo a la tensión nominal y el regulador empezó a reducir su compensación hasta anular la compensación total. A t = 400 s, la tensión de red comenzó a subir y superó la zona muerta superior. El regulador repitió el mismo procedimiento anterior, pero esta vez con compensación negativa.
5 ESTUDIO DE CASO DE »LVRSys®« EN LA RED MALTESA DE BAJA TENSIÓN
Se realizó un estudio de caso sobre un cable de alimentación muy largo en una zona semirrural de Malta, donde los consumidores tenían sobretensiones y subtensiones.
El Sistema de Información Geográfica (SIG) de la red de distribución fue facilitado por el operador maltés del sistema de distribución (DSO) «Enemalta plc». El SIG se utilizó para determinar la ubicación del punto central de la red de baja tensión.
La información obtenida del SIG se utilizó entonces como punto de partida para un estudio in situ con el fin de identificar posibles ubicaciones (físicas) donde podrían situarse las redes de baja tensión. El estudio tuvo en cuenta los nodos entre el punto central y el punto final de la red de baja tensión.
Se identificó una ubicación estratégica potencialmente adecuada para »LVRSys®« en el 70% de la longitud del alimentador. Durante una semana se llevó a cabo la supervisión de la tensión en el punto identificado. El número de cargas y su tipo de suministro conectadas aguas abajo del punto de control de tensión se enumeran en la Tabla 2. En la figura 11 se muestra el perfil de corriente de carga del alimentador. La capacidad total de los sistemas fotovoltaicos instalados se estimó en 30 kWp. La posición del ejercicio de registro correspondía aproximadamente al 70% de la longitud del alimentador (determinada previamente). En la figura 12 se muestran las mediciones del perfil de tensión trifásica sin corregir (marrón, negro, gris) y los límites admisibles para fluctuaciones de tensión nominal de ±10 % (rojo).
Como puede observarse en los perfiles de tensión, la tensión se acercó al límite superior permitido cada día en torno a las 12:00 horas, mientras que cayó por debajo del límite inferior en torno a las 20:30 horas. La fase más problemática fue la fase C (forma de onda gris). Coincidía con los periodos de máxima generación fotovoltaica o de mayor carga.
Como esta medición se realizó en el 70 % de la longitud de la acometida, era de esperar que las fluctuaciones de tensión fueran aún mayores para los consumidores conectados al final de la acometida.
En el punto determinado (aprox. el 70 % de la longitud de alimentación) se instaló un sistema de control de baja tensión »LVRSys®« con los parámetros indicados en el cuadro 3, a fin de compensar las subidas y bajadas de tensión durante la generación fotovoltaica o las horas punta de carga.
El sistema instalado se muestra en la figura 13. Dado que durante la alimentación se observaron grandes caídas de tensión en lugar de subidas, la consigna de tensión nominal se fijó en 240 V. En la figura 14 se muestra el perfil de tensión obtenido en el lado de carga del sistema de control de baja tensión.
Se puede observar que la tensión en las tres fases se reguló con éxito cerca de la consigna de tensión nominal programada la mayor parte del tiempo. Los aumentos de tensión se compensaron totalmente y se observa un margen de unos 10 V rms para alcanzar el límite máximo admisible.
Esto significa que pueden integrarse más sistemas fotovoltaicos adicionales sin violar los límites de funcionamiento.
En cuanto a las caídas de tensión, se puede observar que »LVRSys®« fue capaz de compensar las caídas en la mayoría de los casos. Sin embargo, hubo un momento en el que el sistema no pudo compensar con éxito, el 25 de julio de 2022, ya que la tensión cayó hasta un valor muy bajo de 184 V (-23,3 %) y el rango de control máximo del sistema instalado era sólo de ±10 %. El cuadro 4 muestra las tensiones eficaces mínima/máxima antes y después de la compensación en la fase C.
6 SIMULACIÓN DEL REGULADOR DE BAJA TENSIÓN: VALIDACIÓN DEL MODELO
La información recogida en las dos pruebas de campo del regulador de baja tensión se utilizó para validar el modelo de regulador desarrollado, que se mostró anteriormente en la Figura 9.
Los datos de tensión obtenidos de una de las fases de las tensiones trifásicas no corregidas se utilizaron entonces como tensión de entrada para el modelo de baja tensión.
A continuación, los ajustes definidos por el usuario del modelo se ajustaron a los del »LVRSys®« instalado, es decir, la tensión nominal se fijó en 240 V y la banda muerta en ±3 V. En la figura 15 se muestran los resultados obtenidos para un conjunto de datos durante un periodo de una semana.
En la Figura 16 puede verse una representación ampliada de los resultados de uno de los días controlados (26/07/2022). La tensión corregida de los datos de campo (Figura 14 – fase C) y del modelo de simulación (Figura 15 – forma de onda naranja) muestra que el modelo de simulación ha obtenido resultados idénticos.
Los resultados muestran que las formas de onda de la simulación siguen muy de cerca las obtenidas en un »LVRSys®« práctico probado sobre el terreno. Esto confirma que el modelo es una representación fiel y exacta del equipo físico de baja tensión.
La simulación realizada tuvo en cuenta el uso de un único dispositivo en un alimentador. Sin embargo, como se ha demostrado el correcto funcionamiento del modelo »LVRSys®«, ahora puede utilizarse en simulaciones de redes de baja tensión más amplias y complejas.
7 CONCLUSIÓN
En este trabajo se analizan métodos comunes para mitigar las fluctuaciones de tensión en redes de baja tensión causadas por una elevada generación fotovoltaica y una alta demanda de carga. Se desarrolló un modelo de simulación de un »LVRSys®« en MATLAB/Simulink utilizando el conjunto de bloques PLECS. A continuación se presentó un estudio de caso sobre una red de baja tensión en una zona semirrural de Malta. El alimentador se diseñó originalmente para una pequeña comunidad y no estaba pensado para grandes sistemas fotovoltaicos y vehículos eléctricos. Se presentó un perfil de tensión en el 70% del alimentador en el que se observaron varios casos de sobretensión y subtensión. Se instaló un »LVRSys®« que podría resolver los problemas de sobretensión y subtensión.
Los resultados muestran que la tensión en la carga se reguló con éxito en torno a una tensión nominal de 240 V. Los únicos casos en los que el regulador no pudo corregir la tensión con una precisión de ±10% fueron durante un caso de carga muy elevada. En este caso, la tensión cayó tanto que superó el rango de control del sistema. No obstante, el dispositivo fue capaz de corregir la tensión de 184 a 200 V. Los datos en tiempo real de la tensión no corregida recogidos durante este caso práctico se utilizaron a continuación para validar el modelo de simulación desarrollado para »LVRSys®«. Los resultados obtenidos con el modelo de simulación coincidieron con los datos en tiempo real de la tensión corregida. Por lo tanto, se puede concluir que el modelo de simulación »LVRSys®« desarrollado funciona de forma casi idéntica al sistema real. Por lo tanto, el modelo de simulación »LVRSys®« desarrollado puede utilizarse para:
- Investigar el comportamiento de redes de baja tensión más complejas con la integración de »LVRSys®«,
- determinar la ubicación óptima de los »LVRSys®« antes de su despliegue real
- evaluar la cantidad de sistemas fotovoltaicos adicionales que pueden integrarse en la red y predecir las fluctuaciones de tensión en zonas problemáticas de la red.
AUTORES
John Licari: conceptualización; recopilación de datos; análisis formal; investigación; metodología; recursos; software; validación; visualización; redacción del diseño original.
Cyril Spiteri Staines: conceptualización; recopilación de datos; análisis formal; investigación; metodología; recursos; software; validación; visualización; redacción del diseño original.
Alexander Micallef: conceptualización; recopilación de datos; análisis formal; investigación; metodología; recursos; software; validación; visualización; redacción del diseño original.
Stefan Hoppert: Conceptualización; redacción – revisión y edición
AGRADECIMIENTOS
Esta investigación ha sido financiada por la Agencia de Energía y Agua en el marco de la Estrategia Nacional de Investigación e Innovación en Energía y Agua (2021-2030), acuerdo de subvención número REVOLT EWA 65/22. Los autores también desean dar las gracias al operador del sistema de distribución maltés (DSO/VNB) «Enemalta plc» (DSO) por facilitar el acceso al »LVRSys®« y a los datos necesarios para llevar a cabo este estudio.
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