Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 30-10-2019, Aprobado tras revisión: 20-01-2020
Forma sugerida de citación: Paredes, L.; Serrano, B.; Molina, M. (2020). “Mejoramiento de la Estabilidad de Tensión con un
DSTATCOM en una Microrred Integrada por GD tipo Solar Fotovoltaica y Convencional”. Revista Técnica “energía”. No. 16,
Issue II, Pp. 29-39
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2020 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Voltage Stability Improvement with a DSTATCOM in a Microgrid Integrated
by DG Solar Photovoltaic and Conventional
Mejoramiento de la Estabilidad de Tensión con un DSTATCOM en una
Microrred Integrada por GD Solar Fotovoltaica y Convencional
L.A. Paredes1 B.R. Serrano1 M.G. Molina1
1Instituto de Energía Eléctrica, Universidad Nacional de San Juan - CONICET, San Juan, Argentina
E-mail: lparedes@iee.unsj.edu.ar; bserrano@iee-unsjconicet.org; mmolina@iee-unsjconicet.org
Abstract
At present, the positioning of the Distributed
Generation (DG) and Electric Microgrids (MGs)
systems has taken on large shares around the
world. Therefore, the research needs related to the
control, operation, stability, and resilience of these
systems have marked a new paradigm of electric
power supply systems. This article aims to improve
the voltage stability by including a DSTATCOM
device of FACTS technology in an MG integrated
by DG of type Solar Photovoltaic and Conventional.
The methodology developed is applied in the MG
test system of the CIGRÉ, with the premise of
analysis two operative mechanisms concerning the
occurrence of a contingency, with which the MG
will operate in isolation. The analysis is carried out
through dynamic simulations in the time domain,
where the dynamic behavior of the voltage is
analyzed and evaluated, after the grid-MG systems
have been subjected to disturbances, triggering the
operation on the electric island of the MG. The
results shown by the models and control algorithms
developed operate satisfactorily, in addition, the
applicability and benefits in the installation of
DSTATCOM devices in MG systems are
demonstrated to improve the operating conditions
especially in terms of voltage stability.
Resumen
En la actualidad el posicionamiento de los sistemas
de Generación Distribuida (GD) y Microrredes
Eléctricas (MREs) han tomado connotadas
participaciones alrededor del mundo. Por lo tanto,
las necesidades investigativas en torno al control,
operación, estabilidad y resiliencia de estos sistemas
han marcado un nuevo paradigma de los sistemas
de suministro de energía eléctrica. El objetivo de
este artículo es mejorar la estabilidad de tensión
mediante la inclusión de un dispositivo
DSTATCOM de tecnología FACTS en una MRE
integrada por GD de tipo Solar Fotovoltaica y
Convencional. La metodología desarrollada se
aplica en el sistema de prueba de MRE de la
CIGRÉ, con la premisa de analizar dos escenarios
operativos en relación a la ocurrencia de una
contingencia, con lo cual la MRE operará en forma
aislada. El análisis se realiza a través de
simulaciones dinámicas en el domino del tiempo,
donde se analiza y evalúa el comportamiento
dinámico de la tensión, después de que los sistemas
red-MRE han sido sometidos a perturbaciones,
desencadenando la operación en isla eléctrica de la
MRE. Los resultados muestran que los modelos y
algoritmos de control desarrollados operan
satisfactoriamente, además se demuestra la
aplicabilidad y beneficios en la instalación de
dispositivos FACTS tipo DSTATCOM en sistemas
de MREs para mejorar las condiciones operativas
en especialmente en términos de estabilidad de
tensión.
Index terms Voltage Stability, Electric Microgrid,
Distributed Generation, FACTS, DSTATCOM.
Palabras clave Estabilidad de Tensión, Microrred
Eléctrica, Generación Distribuida, FACTS,
DSTATCOM.
29
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
1. INTRODUCCIÓN
Desde la invención de los Sistemas de Suministro de
Energía Eléctrica (SSEE) se planteó como objetivo
fundamental proveer energía eléctrica a los centros de
consumo, bajo el contexto de requerimientos técnicos,
económicos, sociales y también medioambientales. Los
requerimientos mencionados se encuentran relacionados
entre sí y en cierto grado son dependientes y también
opuestos parcialmente. En relación a los requerimientos
de confiabilidad y de seguridad estos guardan estrecha
relación a través de las necesidades de contar con la
suficiente reserva en términos de potencia eléctrica para
satisfacer ambos requisitos. No obstante, estas
exigencias se contraponen con la operación económica,
debido a que para mantener la suficiente reserva
energética implica por lo general un incremento de
todos los costos operativos de la cadena de valor de un
SSEE [1].
Los sistemas de Generación Distribuida y
Microrredes Eléctricas, en las dos últimas décadas han
recibido una connotada atención, posicionamiento,
desarrollo e investigación en los mercados eléctricos.
Esto impulsado por cuestiones ambientales, la necesidad
de acceso a la energía eléctrica en comunidades remotas
y la promesa de una mayor confiabilidad, seguridad,
calidad y resiliencia de los sistemas eléctricos [2],[3].
Específicamente, las MREs se consideran un vínculo
crítico o un punto de inflexión en la evolución de SSEE
integrados verticalmente hacia las redes inteligentes
descentralizadas (smart grids, en inglés) al facilitar la
integración de los DERs (Recursos de Energía
Distribuida – Distributed Energy Resources, en inglés)
basados en Energías Renovables No Convencionales
(ERNCs) [4],[5].
Las diferencias que las MREs presentan en
comparación con los convencionales SSEE, radican
particularmente en diferentes niveles de tensión de
distribución, equipamiento del componente de
generación, operación desbalanceada en términos de
cargabilidad, características eléctricas de los
alimentadores (alta relación R/X y longitudes cortas),
dependencia de la tensión de carga, GD y Sistemas de
Almacenamiento de Energía (SAE) basado en
inversores, baja inercia, baja capacidad de cortocircuito,
cargas sensibles-flexibles y variabilidad e incertidumbre
en la potencia de generación basada en DERs [6].
La seguridad operativa en conjunto con la
económica energética son los principales tópicos a
considerar en la operación y resiliencia de los SSEE y
en tiempos actuales particularmente en sistemas de GD
y MREs. Este requerimiento puede plantearse
básicamente a través de mantener el control en la
tensión y frecuencia, la supervisión de los límites
térmicos y/o estabilidad sobre los diferentes ramales y
nodos, la limitación de las corrientes de cortocircuito en
los diferentes nodos y el cumplimiento de un criterio de
seguridad ante posibles fallas y contingencias. La
seguridad operativa puede definirse como la capacidad
del sistema en un instante determinado de continuar con
la operación frente a la salida de servicio imprevista de
alguno de los componentes DERs que conforman el
sistema de MRE.
Un problema a tener en consideración en las MREs
con fuentes de ERNCs a través de DERs, son las
constantes fluctuaciones de tensión. Estas fluctuaciones
se originan generalmente por las inyecciones
temporarias de potencia que la red de distribución
principal suministra a la MRE que está conectada a una
red de distribución. Adicionalmente, se debe considerar
que las fluctuaciones de potencia son debidas a GD de
tipo Solar Fotovoltaica (SFV), parques de Generación
Eólica (GE) y SAE que están conformando el sistema
de MRE [7].
En concordancia a lo manifestado en [8], se cita que
pueden ocurrir cambios significativos en los perfiles de
tensión y frecuencia en una MRE, cuando ocurren
transiciones del modo operativo red–MRE hacia el
modo operativo de MRE aislada. En el modo operativo
red–MRE, la tensión y la frecuencia son impuestas
principalmente por la red principal, limitando el rol de
la MRE para realizar servicios auxiliares de regulación
de estas dos variables eléctricas. Según lo establecido en
el estándar IEEE 1547 [9], se permite la operación en
isla de la MREs. En este contexto, la tensión y la
frecuencia del sistema ya no son admitidos o
referenciados por la red principal, lo que conlleva a que
los diferentes DERs que conforman la MRE deban
mantener estas variables en rangos aceptables
garantizando la estabilidad de la MRE.
A pesar de que en la revisión literaria y bibliográfica
se han realizado algunos trabajos que, si bien han
abarcado desde diferentes aristas y con distintos
enfoques la temática de control y estabilidad de tensión,
muchos de ellos no han revestido una mayor
profundidad a la problemática relacionada con la
estabilidad de tensión bajo la consideración de la
incorporación de dispositivos de tecnología FACTS
(Sistemas Flexibles de Transmisión en Corriente
Alterna, por sus siglas en inglés) en sistemas de MREs.
Los resultados muestran que a través de la
incorporación de un dispositivo DSTATCOM de
tecnología FACTS en el sistema de MRE empleado, los
márgenes y condiciones de estabilidad y perfiles de
tensión son mejorados, permitiendo un buen desempeño
operativo de la microrred.
El desarrollo del artículo, guarda concordancia con
lo que a continuación se presenta: en la sección dos, se
expone la metodología de investigación empleada, en
las secciones tres y cuatro se aborda el marco teórico de
GD, MREs y tecnología FACTS, específicamente el
dispositivo DSTATCOM. Posteriormente en la sección
cinco se aborda la problemática asociada a la estabilidad
de tensión en MREs, consecuentemente se desarrolla en
30
Paredes et al. / Mejoramiento de la Estabilidad de Tensión con un DSTATCOM en una Microrred GD SFV y Convencional
las secciones seis y siete el caso de estudio,
simulaciones, resultados y discusión de la investigación.
Para finalmente exponer las conclusiones,
recomendaciones y trabajos futuros que se deriven.
2. METODOLOGÍA
La metodología de investigación empleada para la
resolución de la problemática expuesta guarda
concordancia con el diagrama de flujo mostrado en la
Fig. 1.
Figura 1: Diagrama de Flujo de la Metodología Empleada
La primera etapa del desarrollado metodológico
consiste en el modelado y puesta a punto del modelo de
prueba de MRE, en el cual se ha considerado dos
tecnologías de GD de tipo DERs SFV y Generador
Convencional tipo Diésel (GCD), los modelos de
control se describen en la sección 6. Adicionalmente, se
realiza el modelado del dispositivo de tecnología
FACTS tipo DSTATCOM, su esquema de control se
muestra en la sección 5.1. Para la correcta operación de
los DERs y el dispositivo DSTATCOM se desarrolla un
esquema de control coordinado en donde el enfoque
principal de análisis es mantener estable la tensión
eléctrica posterior al aislamiento de la MRE.
3. GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y
MICRORREDES
Los SSEE se enfrentan a transformaciones y
desafíos sin precedentes con la implementación de las
smart grids. Este nuevo paradigma ha surgido para
construir un sistema de energía eléctrica flexible que
coordine mejor los recursos de energía y las cargas, con
el objetivo de proporcionar eficientemente el suministro
eléctrico de manera sostenible, económica y segura
[10]. En la actualidad, el concepto de una estructura
operativa y organizacional de la cadena de suministro de
electricidad: generación, transmisión y distribución
abastecida desde una fuente primaria unidireccional de
generación ha cambiado. El crecimiento de la demanda
de electricidad tiene una relación estrecha entre la
expansión de los sistemas de generación, la transmisión
y la distribución. Esta expansión permanente y continua
justifica la necesidad de la instalación y el
aprovechamiento de otras tecnologías que produzcan
energía eléctrica en los SSEE.
Todos estos factores parecen indicar que los
esquemas actuales de operación centralizada dejarán de
adaptarse a los SSEE en un futuro cercano, es decir, que
será necesario utilizar nuevos modelos de operación
descentralizada que permitan desagregar el sistema
consiguiendo una operación más sencilla y adecuada.
En este sentido, existe un nuevo concepto de operación
descentralizada que permitiría lograr dicho objetivo, es
decir, un manejo más flexible y propicio de los sistemas
de GD y MREs.
3.1. Generación Distribuida
La estructura de los sistemas eléctricos en la
actualidad ha tomado de manera dinámica un nuevo
enfoque, permitiendo así que existan fuentes de
generación de electricidad que estén eléctricamente más
cercanas a los centros de consumo, cargas o usuarios. A
esta innovación técnica y operativa se la denomina GD.
Para ello, se toma como punto de partida la utilización
del sistema eléctrico de distribución en condiciones
tradicionales para luego realizar modificaciones
topológicas en la red que permitan la penetración de
ERNCs, éstas aprovechan recursos y fuentes de energía
alternativas como el Sol y el viento para generar
electricidad a través de procesos físicos, químicos y
electromecánicos, ayudando con ello a la reducción de
emisiones de gases de efecto invernadero al planeta, en
el contexto del calentamiento global [6].
La incorporación de DERs como sistemas de GD a
través de fuentes ERNCs en MREs requieren de
desafíos técnicos que permitan su penetración con
resultados satisfactorios. La GD al estar eléctricamente
cercana a las cargas, requiere de resiliencia,
confiabilidad y seguridad por parte de la red y de los
componentes que conforman los sistemas red–MRE o
MRE en modo operativo aislado, para garantizar
condiciones operativas adecuadas en los estados
dinámico y estacionario [7].
3.2. Microrredes Eléctricas
El concepto de MREs se remonta al año 1882
cuando el inventor Thomas Alva Edison construyó su
primera planta de energía en los Estados Unidos. La
compañía de Edison instaló 50 MREs de DC en cuatro
¿Es la MRE Estable en
términos de Tensión?
Problema Resuelto
Generación Distribuida y
Microrredes Eléctricas
Metodología de Investigación para
Resolución del Problema
Problemática Estabilidad de Tensión en
MREs
Controles Dinámicos de los
distintos componentes DERs Controlador DSTATCOM
tecnología FACTS
Simulaciones y Resultados
No
Si
MRE CIGRÉ: Caso de Estudio
31
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
años. Para ese entonces no se habían conformado aún
redes eléctricas con sistemas de control y modos de
operación centralizados. Posteriormente a finales del
siglo XIX e inicios del siglo XX, con el auge de las
construcciones de los grandes centros de generación y
líneas de transmisión, fomentados por las economías de
escala y fines asociados a la continuidad y confiabilidad
de suministro, los SSEE se convirtieron en un servicio
monopólico al interconectar las MREs aisladas
existentes, desencadenando que las MREs se hayan
desvanecido en dichas épocas [6]. Sin embargo, en los
últimos años del presente siglo hay una nueva tendencia
de desplegar MREs alrededor del mundo, esto
justificado por las necesidades de mayor consumo de
electricidad de manera eficiente, mayor cobertura,
confiabilidad, avances en electrónica de potencia [11].
El DOE (Departamento de Energía de los Estados
Unidos – Department Of Energy, en inglés) define a la
MRE así: “Una microrred es un conjunto de cargas
interconectadas y recursos de energía distribuida que
trabajan dentro de límites eléctricos definidos, que actúa
como una única entidad controlable con respecto a la
red y que se conecta o desconecta de dicha red para
permitirle operar en modo conectado a la red o en modo
de isla (autónomo)” [12].
Por otro lado, la CIGRÉ (Consejo Internacional de
Grandes Redes Eléctricas, en francés) define a la MRE
como: “son sistemas de distribución de electricidad que
contienen cargas y recursos de energía distribuidos en
forma de generación distribuida, dispositivos de
almacenamiento y cargas controlables, que pueden
operarse de forma controlada y coordinada, ya sea
mientras están conectados a la red principal de energía o
en modo de isla” [13]. Cabe mencionar que no se
considera una MRE a un sistema alimentado por una
única tecnología DERs o a un grupo de una misma
tecnología de GD que trabaja de manera no coordinada
[14]. En la Fig. 2, se muestra un esquema conceptual de
la topología de una MRE típica [6].
Figura 2: Esquema de Microrred Eléctrica Típica [6]
4. ESTABILIDAD DE TENSIÓN EN MREs
Con la presencia de ERNCs en MREs, el control de
la generación se vuelve significativamente más
desafiante en términos de ingeniería, debido a la mayor
intermitencia e incertidumbre de los recursos
energéticos primarios para mantener el equilibrio
generación–demanda. Con el objetivo de solucionar los
inconvenientes técnicos que faciliten una adecuada
operatividad de los sistemas de MREs y GD en torno a
flujos de potencia bidireccionales, perfiles de tensión
dentro de los rangos establecidos, incertidumbre en la
generación de electricidad, cargabilidad de los
elementos del sistema eléctrico, y en general la
utilización eficiente de los SSEE manteniendo la
seguridad operativa, demanda una mayor dependencia
de sistemas y acciones de control.
Las estructuras topológicas de redes eléctricas
débilmente malladas en SSEE se tornan altamente
vulnerables ante la aparición de fallas o perturbaciones
que pueden originar con alta probabilidad severos
problemas transitorios y dinámicos. La necesidad del
manejo más eficiente de los SSEE ha dado origen a la
aparición de tecnologías innovadoras en la generación,
transmisión y distribución de energía, bajo este contexto
controlar y mitigar problemas puntuales referentes a
fenómenos que pongan en riesgo la estabilidad de
tensión o frecuencia.
El fuerte acoplamiento existente entre la tensión y la
frecuencia en microrredes complica aún más la
regulación de frecuencia. Esto es debido a la alta
relación R/X de los alimentadores que conforman la
MRE, con lo cual no es válido considerar el
desacoplamiento matemático en la formulación del flujo
de potencia activa y la magnitud de tensión, que se
realizaba convencionalmente en los SEP. Dentro de este
contexto y, debido al tamaño relativamente pequeño en
términos de potencia de las MREs, los cambios o
variaciones de tensión en los terminales de los DERs se
reflejarán casi instantáneamente en los nodos de carga
del sistema, lo que origina que haya un cambio en la
demanda del sistema que actuará en función de los
índices de sensibilidad que tenga la tensión en la carga
[15]. Por lo tanto, el acoplamiento entre las variables
eléctricas tensión–frecuencia debe considerarse y
tomarse en cuenta en el análisis de estabilidad y control
de MREs.
En los SEP convencionales, una de las principales
causas de eventos que producen inestabilidad de tensión
son las líneas de transmisión de extensa longitud las
cuales limitan la transferencia de potencia entre los
parques generadores y los centros de consumo. Sin
embargo, en las MREs, los alimentadores eléctricos que
conforman este sistema son relativamente de corta
longitud, lo que provoca caídas de tensión de pequeña
magnitud entre los extremos emisor y receptor de los
alimentadores [15],[16].
32
Paredes et al. / Mejoramiento de la Estabilidad de Tensión con un DSTATCOM en una Microrred GD SFV y Convencional
No obstante, con las actuales redes de distribución
evolucionando en MREs, las caídas de tensión y los
límites de cargabilidad asociados a las corrientes
circulantes pueden convertirse en un problema de
considerable representatividad, en particular con las
redes de características eléctricas débiles y antiguas en
función de su tiempo de operación [17]. Por lo que, el
colapso de tensión, es decir, la disminución lenta y
sostenida de la tensión asociada con el proceso de
recuperación de carga y capacidad de suministro de
potencia reactiva, se convierte en un desafío actual de
análisis e investigación en las MREs. El funcionamiento
operativo óptimo de las MREs, desde un punto de vista
técnico y económico, guarda estrecha vinculación con
las características topológicas de los elementos del
sistema eléctrico, la cantidad y ubicación de los
componentes tipo DERs. Este tipo de GD asociada a la
conexión a un sistema tipo red de distribución débil,
aumenta los niveles de cortocircuito, dando lugar a la
aparición de fluctuaciones de tensión y por ende
reducción de los márgenes de estabilidad del sistema
MRE, por lo que es imperativo considerar nuevas
técnicas y estrategias de control que tomarán connotada
influencia para contrarrestar esta problemática [18].
Los términos relacionados a estabilidad de tensión
en MREs incluyen: calidad, regulación, distorsión y
perfil de tensión. Como se indicó, la estabilidad de
tensión en microrredes, consiste en mantener estable la
amplitud de tensión en un nivel requerido por el
sistema. Las principales causas que provocan problemas
de estabilidad de tensión son: límites de potencia
reactiva, cargas dinámicas y cambiadores de TAPs en
transformadores, equipamiento de electrónica de
potencia para el acoplamiento de DERs en la MRE [19].
Con respecto al control dinámico de la tensión, el
estándar IEEE 1547-2018 proporciona los requisitos
específicos con los que deben contar las unidades DERs
cuyo acoplamiento eléctrico a MREs es a través de
inversores electrónicos. Por lo que, se permite el soporte
dinámico de tensión en condiciones de falla o en
transitorios de tensión, otorgando al inversor la
capacidad de establecer ajustes al unísono o separadas
para las potencias activa y reactiva [9].
5. TECNOLOGÍA FACTS
Para mantener los niveles de seguridad y resiliencia
operativa en los sistemas de MREs con DERs de tipo
GD, es necesario disponer de reservas de potencia para
garantizar el suministro eléctrico. Esta potencia
disponible requiere de acciones y metodologías de
control que otorguen respuestas rápidas ante la
presencia de contingencias que pudiesen presentarse en
los sistemas de MREs en sus dos modos operativos.
Todo esto con el objetivo de mantener estable la MRE
en términos de tensión y frecuencia.
Los dispositivos basados en FACTS (Sistemas
Flexibles de Transmisión en Corriente Alterna) ofrecen
un control rápido y confiable sobre algunos parámetros
de los SSEE, es decir, la tensión, la impedancia de la
línea y el ángulo de fase pueden ser controlados y con
ello permiten controlar la estabilidad de tensión de
manera dinámica [20]. En este contexto, se pueden
mencionar los siguientes beneficios y funcionalidades
de esta tecnología en los SSEE con miras a la transición
de las redes eléctricas inteligentes: i) aumentar la
penetración de ERNCs; ii) mejorar la capacidad de
transferencia de potencia; iii) prevenir y reducir flujos
de potencia en lazos o anillos; iv) lograr controles
rápidos en eventos dinámicos para regulación y control
de tensión y de frecuencia; v) equilibrar flujos de
potencia en redes eléctricas en paralelo (arreglos en
ternas) para evitar subcarga o sobrecarga en los
componentes que forman parte del sistema; vi) mejorar
márgenes de estabilidad de: tensión, frecuencia y
transitoria de la red existente [21]; vii) proveer una
mayor flexibilidad en la instalación y localización de
nuevas plantas generadoras DERs en sistemas red–MRE
o únicamente en MRE aislada.
Además, mejoran la estabilidad de tensión al
proporcionar soporte de tensión, los FACTS ayudan a la
recuperación de los sistemas durante fallas y permiten
evitar apagones en cascada o eventos denominados
blackout, (por su terminología en el idioma inglés).
Debido a su capacidad de inyección de potencia
reactiva, ayudan también a mejorar la capacidad de
transferencia en potencia, mejorando la utilización de la
red en general y a los márgenes de estabilidad de
tensión y, comportamiento de estabilidad dinámica del
sistema [22], [23].
5.1. DSTATCOM
El funcionamiento de un dispositivo DSTATCOM
en conexión shunt en un PCC (Punto de Común
Acoplamiento, por sus siglas en inglés), actúa
operativamente como un compensador estático de VAr
ya sea de características inductivas o capacitivas
independientemente de la tensión del sistema al que esté
conectado. En la Fig. 3, se muestra el esquema y
conexionado de un DSTATCOM a través de un
transformador acoplador [23].
Figura 3: Esquema y diagrama unifilar de conexión DSTATCOM
La tensión de salida 𝑽𝒔𝒉 que suministra el
dispositivo será a frecuencia fundamental y de
secuencia positiva. El DSTATCOM suministra una
corriente 𝑰𝒔𝒉 al sistema. Fasorialmente 𝑽𝒋= 𝑽𝒔𝒉 +
𝒋𝑰𝒔𝒉𝑿𝒔𝒉 donde 𝑿𝒔𝒉 representa la reactancia del
transformador acoplador. Por lo que, la tensión de salida
33
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
del DSTATCOM es 𝑽𝒔𝒉 controlable tanto en su
magnitud como en su fase. En el análisis realizado se ha
asumido que no hay pérdidas debido a que el
DSTATCOM no tiene capacidad de generar potencia
activa por sí mismo, por lo que, el ángulo de fase de 𝑽𝒔𝒉
se mantiene igual al de 𝑽𝒋, como se muestra en (1).
𝑷 = 𝑽𝒋𝑽𝒔𝒉
𝑿𝒔𝒉 𝒔𝒆𝒏 (𝜽𝒋− 𝜽𝒔𝒉) = 𝟎
(1)
Lo que implica que 𝜽𝒋= 𝜽𝒔𝒉 y que los fasores serán
colineales y abarcando dos posibilidades, en función de
que la magnitud de 𝑽𝒔𝒉 puede ser mayor o menor en
comparación con 𝑽𝒋. En la Fig. 5, se muestra los
diagramas fasoriales de estas posibilidades operativas.
Figura 4: Diagrama fasorial del comportamiento de un dispositivo
FACTS tipo DSTATCOM
Para el primer caso, la magnitud de 𝑽𝒔𝒉 es mayor
que 𝑽𝒋, considerando el diagrama fasorial de la Fig. 4
(a), la caída de tensión 𝒋𝑰𝒔𝒉𝑿𝒔𝒉 está en fase opuesta a
ambas tensiones 𝑽𝒔𝒉 y 𝑽𝒋, lo que resulta que la
corriente entregada por el DSTATCOM tenga un
adelanto de 90o a la tensión de barra, con lo que su
comportamiento sería de características capacitivas, es
preciso indicar que como la magnitud de 𝑽𝒔𝒉 puede
variar con la consideración de que la tensión 𝑽𝒋
permanezca fija, la caída de tensión 𝒋𝑰𝒔𝒉𝑿𝒔𝒉 también
varía, es decir, la corriente del DSTATCOM variará,
con lo que se concluye que el DSTATCOM se comporta
como un capacitor variable que entrega potencia
reactiva al sistema.
Para el segundo caso, la magnitud de 𝑽𝒔𝒉 es menor
que 𝑽𝒋, considerando el diagrama fasorial de la Fig. 4
(b), la caída de tensión 𝒋𝑰𝒔𝒉𝑿𝒔𝒉 está en fase a ambas
tensiones 𝑽𝒔𝒉 y 𝑽𝒋, lo que resulta que la corriente
entregada por el DSTATCOM retrase a la tensión de la
barra en 90o, con lo que su comportamiento sería de
características inductivas, es preciso indicar que como la
magnitud de 𝑽𝒔𝒉 puede variar con la consideración de
que la tensión 𝑽𝒋 permanezca fija, la caída de tensión
𝒋𝑰𝒔𝒉𝑿𝒔𝒉 también varía, es decir, la corriente del
DSTATCOM variará, con lo que se concluye que el
DSTATCOM se comporta como un inductor variable
que absorbe potencia reactiva del sistema [24].
Para el modelado del dispositivo DSTATCOM, se
ha considerado un generador estático a través de una
fuente de corriente controlable [25]. El esquema de
control de este dispositivo se presenta en la Fig. 5.
Figura 5: Esquema de Control del dispositivo DSTATCOM
6. MRE – CASO DE ESTUDIO
En el desarrollo de este artículo, se ha considerado el
modelo de MRE de la CIGRÉ [16], cuyo diagrama
unifilar se muestra en la Fig. 6. La tensión de operación
es de 20 kV, dos tecnologías de GD de tipo DERs SFV
y GCD son conectadas en el PCC. Para el GCD se ha
considerado los siguientes dispositivos de control:
Regulador Automático de Tensión (AVR, en inglés)
tipo ESAC8B, Gobernador tipo Diesel Engine
Governor, este par de dispositivos se encuentran
disponibles en la biblioteca de PowerFactory
DIgSILENT. Para el SFV se ha considerado el modelo
WECC_PV con algunas modificaciones en sus
esquemas de control adaptándose a los novísimos
requerimientos planteados en la norma IEEE-1547-2018
en relación a la capacidad de operación aislada del SFV,
soporte de tensión y potencia reactiva.
Adicionalmente, se parte de la hipótesis
simplificativa de no contar con transformadores de
acoplamiento para las cargas de la MRE, las potencias
de demanda para las cargas son acorde a las referencias
[16] y [26]. El modelado y puesta en marcha del sistema
red–MRE para las etapas de simulación se han realizado
en el software PowerFactory DIgSILENT versión 2018.
Se define como perturbación en el sistema de
estudio a la desconexión del enlace eléctrico a nivel de
media tensión que une galvánicamente la red
equivalente y la MRE.
A continuación, se presentan un conjunto de
simulaciones de los sistemas red–MRE y MRE. Las
premisas de análisis corresponderán al comportamiento
dinámico de la tensión en el dominio del tiempo,
teniendo en cuenta una ventana de tiempo para el
análisis de 10 s. Este tiempo de evaluación es
concordante con el criterio de análisis de estabilidad de
tensión de MREs en el corto plazo.
7. SIMULACIÓN Y RESULTADOS
En el caso de estudio considerado, ver Fig. 6, se
simula una falla trifásica a tierra (al 50% de su longitud
y a los 2 s de iniciada la simulación) en el alimentador
de media tensión que conecta el sistema de red
equivalente y el sistema de MRE. Inmediatamente
después, la falla es despejada en 200 ms con la apertura
de los disyuntores adyacentes al alimentador primario,
con lo que, se aíslan los sistemas red y MRE. Es decir, a
partir de los 2,2 s de iniciado el proceso de simulación,
la MRE tiene modo de operación aislado. Con lo
Imax
Imin
IDSTATCOM
Vref
V7+
–
34
Paredes et al. / Mejoramiento de la Estabilidad de Tensión con un DSTATCOM en una Microrred GD SFV y Convencional
anteriormente señalado, se presentan los dos casos de
estudio en los cuales se evalúa el comportamiento
dinámico de la tensión eléctrica en el sistema de MRE
cuando se produce el aislamiento.
Figura 6: Sistema Microrred de prueba CIGRÉ [16]
En condiciones operativas normales, la importación
de flujos de potencia desde el sistema red hacia la MRE
corresponden a: P=191,8 kW y Q=142,3 kVAr.
La potencia generada por el sistema de GD en la MRE
corresponde así: SFV P=950 kW y Q=0 kVAr; GCD
P=2 700,5 kW y Q=2 904,5 kVAr.
Es decir, en condiciones normales, la demanda total
en términos de potencia del sistema MRE corresponden
a: P=3 842,3 kW y Q=3 046,8 kVAr. Los nodos de la
MRE que se muestran en los resultados corresponden al
nodo PCC por su característica topológica del sistema y
el nodo 7 debido a la presencia de una carga dinámica
conectada. Por lo tanto, las tensiones nodales son:
VPCC=0,98 p.u.; V7=0,97 p.u.
Una vez que se ha ocurrido la falla y esta ha sido
despejada, el sistema MRE se encuentra operativo en
modo isla. Para lo cual se ha considerado dos casos de
análisis. Caso 1: Perturbación en el sistema sin el
dispositivo DSTATCOM. Caso 2: Perturbación en el
sistema con la incorporación del dispositivo
DSTATCOM conectado en el nodo 7, debido a que este
nodo es el más alejado desde el PCC y también, por la
carga dinámica conectada.
Para ambos casos, después de ocurrida la
contingencia, el componente de GD tipos DERs SFV y
GCD, tienen que responder través de sus sistemas de
control para reestablecer la tensión a un valor
permisible, en concordancia a lo que establecen los
actuales códigos de red, en este estudio se ha
considerado una banda permisible de fluctuación para la
tensión en ±0,05 p.u. en referencia a la tensión nominal.
7.1. Transición modos operativos: red–MRE a
MRE aislada, sin DSTATCOM
En la Fig. 7, se muestran los comportamientos
dinámicos de las tensiones para los nodos PCC y 7 de la
MRE. Donde se puede observar que existen oscilaciones
durante la falla, así como también, en el proceso de pos
falla. Las tensiones alcanzan los valores máximo y
mínimo de 1,086 p.u. y 0,549 p.u., respectivamente.
Figura 7: Comportamiento Dinámico Tensión sin DSTATCOM
A partir de los resultados obtenidos en el proceso de
simulación mostrado en la Fig. 8, el SFV a través de su
inversor responde satisfactoriamente a sus
características de control y protección frente a
contingencias [9]. Es decir, que la estrategia de control
empleada para el inversor ha permitido una respuesta
que realice una priorización en términos de disminuir la
potencia activa generada y participar con un aporte de
potencia reactiva durante la falla con el objetivo de
recuperar la tensión.
Figura 8: Respuesta de Potencia SFV sin DSTATCOM
En la Fig. 9, se muestra como es el comportamiento
y respuesta en términos de potencia reactiva del GCD,
se muestra que 8,91 MVAr es el transitorio alcanzado al
momento de plena falla, no obstante, mientras trascurre
35
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
el tiempo, la potencia reactiva disminuye, actuando de
manera coordinada con el SFV para mantener estables
las tensiones nodales en la MRE.
Figura 9: Respuesta Potencia Reactiva GCD sin DSTATCOM
7.2. Transición modos operativos: red–MRE a
MRE aislada, con DSTATCOM
Toda vez, que se ha incluido el dispositivo
DSTATCOM de tecnología FACTS en el nodo 7 de la
MRE, se obtuvieron los siguientes resultados del
proceso de simulación. En primera estancia en la Fig.
10, se muestra los comportamientos dinámicos de las
tensiones en los nodos PCC y 7, para establecer
diferencias y presentar las mejoras en términos de la
estabilidad de tensión en el sistema MRE. Las
oscilaciones de tensión que se presentaron en la
simulación sin DSTATCOM, en el presente escenario se
han amortiguado. Los valores máximo y mínimo de la
tensión son: 1,056 p.u. y 0,612 p.u., respectivamente.
Por lo que, se puede concluir que hay mejoras con la
incorporación del DSTATCOM.
Figura 10: Comportamiento Dinámico Tensión con DSTATCOM
A continuación, se presenta el desempeño operativo
del dispositivo DSTATCOM modelado, en términos de
potencia reactiva y de sus corrientes en los ejes Iq
(cuadratura) e Id (directo), respectivamente. Ver Fig.
11. El aporte de potencia reactiva del DSTATCOM se
produce justamente en el momento que ocurre la
contingencia como se muestra en la Fig. 12. Con el
transcurso del tiempo, se observa que el desempeño de
potencia reactiva varía en función de que la tensión se
va estabilizando posterior a la falla, en concordancia a
lo mostrado en la Fig. 10.
Figura 11: DSTATCOM desempeño corrientes Iq e Id
Figura 12: Desempeño Potencia Reactiva DSTATCOM
Las dos tecnologías de GD que se tienen en la MRE,
tienen un comportamiento operativo en términos de
tensión y respuesta de potencia reactiva, son
presentados a continuación. En la Fig. 13, se aborda el
desempeño del SFV en términos de sus potencias activa
y reactiva.
Figura 13: Respuesta de Potencia SFV con DSTATCOM
En la Fig. 14, se muestra el comportamiento y
respuesta en términos de potencia reactiva del GCD, se
muestra que 8,82 MVAr es el transitorio alcanzando al
momento de plena falla, no obstante, mientras trascurre
el tiempo, la potencia reactiva se estabiliza debido a la
operación coordinada con el SFV y el DSTATCOM.
Por lo que, se comprueba que la respuesta rápida del
DSTATCOM permite una mejora en las solicitaciones
de GCD y SFV y mantener estables las tensiones
36
Paredes et al. / Mejoramiento de la Estabilidad de Tensión con un DSTATCOM en una Microrred GD SFV y Convencional
nodales.
Figura 14: Respuesta Potencia Reactiva GCD con DSTATCOM
Finalmente, en la Fig. 15, se muestra
comparativamente el comportamiento dinámico de la
tensión en el nodo PCC de la MRE, para los dos casos
de estudio analizados. Mostrándose, por lo tanto, una
mejora en el margen de estabilidad de tensión
transitoria.
Figura 15: Comportamiento Dinámico Tensión Comparativo
8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En este artículo se presenta un estudio que
corresponde al aislamiento de una microrred con énfasis
en el comportamiento de la tensión cuando ocurre una
falla en el alimentador que interconecta los sistemas de
red de distribución equivalente y MRE. Las dos
tecnologías de GD de tipos solar fotovoltaica y
convencional han sido realizadas a través de modelado
dinámico, justamente para analizar el comportamiento
transitorio de la MRE a través de simulaciones en el
tiempo.
De los resultados obtenidos, se concluye lo
siguiente. Cuando la perturbación ocasionada por la
falla se produce, se observa una caída y oscilaciones en
la tensión del sistema MRE, la misma que es mejorada y
mitigada cuando se incorpora el DSTATCOM,
permitiendo así, mejorar los perfiles de tensión de todos
los nodos. La estrategia de control del SFV ha permitido
que este DER realice soporte de tensión ante la falla,
como lo establece la normativa IEEE-1547-2018,
evitando el colapso de tensión en la MRE. En relación
al GCD, se ha mostrado un buen desempeño del sistema
MRE aislado, debido a que contribuye en términos de
potencia activa con el SFV para el suministro de
servicio hacia las cargas, así como también, con una
respuesta adecuada en términos de potencia reactiva, lo
que ha permitido que las tensiones nodales estén
cercanas a 1 p.u. post contingencia.
Finalmente, se puede concluir que el modelado de
DERs y el dispositivo DSTATCOM, en conjunto con
los algoritmos de control desarrollados han funcionado
satisfactoriamente. Un dispositivo DSTATCOM entre
sus características intrínsecas permite desempeñar
mejoras en el comportamiento dinámico en los sistemas
de MREs, esta compensación adicional puede ser
desacoplada entre las potencias activa y reactiva, en este
artículo el modelo desarrollado ha sido considerado para
la potencia reactiva, con el objetivo de mejorar la
estabilidad de tensión en la MRE aislada.
Como trabajos futuros derivativos de esta
investigación, se plantea la incorporación de otras
tecnologías de GD de tipos: eólica, mini hidráulica y
sistemas de almacenamiento de energía que en conjunto
con dispositivos de tecnología FACTS permitan analizar
el comportamiento dinámico de MREs desde un
enfoque de resiliencia operativa en escenarios de
incertidumbre de generación y demanda.
AGRADECIMIENTO
Esta investigación ha sido efectuada gracias al apoyo
financiero del Servicio Alemán de Intercambio
Académico (Deutscher Akademischer Austauschdienst –
DAAD, por sus siglas en alemán).
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] M. G. Molina, “Regulación primaria de frecuencia
en sistemas eléctricos aplicando dispositivos
electrónicos de potencia y almacenadores de
energía.,” Universidad Nacional de San Juan, 2005.
[2] D. T. Ton and W.-T. P. Wang, “A more resilient
grid: The U.S. Department of Energy joins with
stakeholders in an R&D plan,” IEEE Power Energy
Mag., vol. 13, no. 3, pp. 26–34, 2015.
[3] K. P. Schneider, F. K. Tuffner, M. A. Elizondo, C.
C. Liu, Y. Xu, and D. Ton, “Evaluating the
Feasibility to Use Microgrids as a Resiliency
Resource,” IEEE Trans. Smart Grid, vol. 8, no. 2,
pp. 687–696, 2017.
[4] D. E. Olivares et al., “Trends in microgrid control,”
IEEE Trans. Smart Grid, vol. 5, no. 4, pp. 1905–
1919, 2014.
[5] J. Guerrero et al., “Distributed generation: Toward
a new energy paradigm,” IEEE Ind. Electron. Mag.,
vol. 4, no. 1, pp. 52–64, 2010.
[6] L. A. Paredes, B. R. Serrano, and M. G. Molina,
“Microgrids ─ a Methodological Review in the
Current Context of Electric Systems,” CIEEPI -
37
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
Rev. del Col. Ing. Eléctricos y Electrónicos
Pichincha, no. 49, 2019.
[7] L. A. Paredes, B. R. Serrano, and M. G. Molina,
“Energy Management in Isolated Microgrids of the
Ecuadorian Amazon Region,” in 3er Simposio
Ibero-Americano en Microrredes Inteligentes con
Integración de Energías Renovables, 2019.
[8] F. Katiraei, M. R. Iravani, and P. W. Lehn, “Micro-
grid autonomous operation during and subsequent
to islanding process,” IEEE Trans. Power Deliv.,
vol. 20, no. 1, pp. 248–257, 2005.
[9] IEEE PES Industry Technical Support Task Force,
“Impact of IEEE 1547 Standard on Smart
Inverters,” 2018.
[10] M. G. Molina, “Energy Storage and Power
Electronics Technologies: A Strong Combination to
Empower the Transformation to the Smart Grid,”
Proc. IEEE, vol. 105, no. 11, pp. 2191–2219, 2017.
[11] S. Parhizi, H. Lotfi, A. Khodaei, and S.
Bahramirad, “State of the art in research on
microgrids: A review,” IEEE Access, vol. 3, pp.
890–925, 2015.
[12] T. Samad and A. M. Annaswamy, “Controls for
Smart Grids: Architectures and Applications,” Proc.
IEEE, vol. 105, no. 11, pp. 2244–2261, 2017.
[13] Microgrids at Berkeley Lab, “Microgrids
definitions.” [Online]. Available:
https://goo.gl/3JsCGm. [Accessed: 26-May-2018].
[14] M. Smith, “Overview of the US Department of
Energy’s Research & Development Activities on
Microgrid Technologies,” 2009 Symp. Present.
Micro-Grid, 2009.
[15] M. Farrokhabadi, C. A. Cañizares, and K.
Bhattacharya, “Frequency control in
isolated/islanded microgrids through voltage
regulation,” IEEE Trans. Smart Grid, vol. 8, no. 3,
pp. 1185–1194, 2017.
[16] C. A. K. Strunz, E. Abbasi, “Benchmark Systems
for Network Integration of Renewable and
Distributed Energy Resources,” CIGRE, no.
ELECTRA, pp. 4–6, 2014.
[17] R. B. Prada, “Voltage stability and thermal limit :
Constraints on the maximum loading of electrical
energy distribution feeders,” IEE Proc. - Gener.
Transm. Distrib., vol. 145, no. ii, pp. 573–577,
1998.
[18] P. Coelho, M. Gomes, and C. Moreira, Microgrids
Design and Implementation. 2019.
[19] Y. Xu, C.-C. Liu, K. Schneider, F. Tuffner, and D.
Ton, “Microgrids for Service Restoration to Critical
Load in a Resilient Distribution System,” IEEE
Trans. Smart Grid, vol. 9, no. 1, pp. 1–1, 2016.
[20] J. Hossain and H. R. Pota, Robust Control for Grid
Voltage Stability: High Penetration of Renewable
Energy. 2014.
[21] F. Z. Peng, “Flexible AC Transmission Systems
(FACTS) and Resilient AC Distribution Systems
(RACDS) in Smart Grid,” Proc. IEEE, vol. 105, no.
11, pp. 2099–2115, 2017.
[22] L. Gyugyi, R. A. Otto, and T. H. Putman,
“Principles and applications of static, thyristor-
controlled shunt compensators,” IEEE Trans.
Power Appar. Syst., vol. PAS-97, no. 5, pp. 1935–
1945, 1978.
[23] N. G. Hingoranl, L. Gyugyi, and M. E. El-Hawary,
Understanding FACTS: Concepts and technology
of flexible ac transmission systems. 1999.
[24] S. Bhowmick, Flexible AC Transmission Systems
(FACTS): Newton Power-Flow Modeling of
Voltage-Sourced Converter-Based Controllers, no.
I. 2016.
[25] F. M. Gonzalez-Longatt and J. L. Rueda,
PowerFactory Aplications for Power System
Analysis. Springer, 2014.
[26] C. A. Cañizares, Microgrid Stability Definitions,
Analysis and Modeling, IEEE. 2018.
Luis Angel Paredes. – Nació en
Quito, Ecuador en 1987. Recibió
su título de Ingeniero Eléctrico de
la Escuela Politécnica Nacional en
2012 y de Magíster en Gestión de
Energías en 2016. Además, ha
realizado varios cursos y
especializaciones en temáticas de
energía eléctrica en Estados Unidos, China, Perú, Chile
y Brasil. Su experiencia profesional ha sido desarrollada
en varias empresas e instituciones del sector eléctrico y
energético del Ecuador. Actualmente es candidato a
Doctor en Ingeniería Eléctrica (Ph.D.) del Instituto de
Energía Eléctrica (IEE) de la Universidad Nacional de
San Juan (UNSJ) en Argentina. Sus campos de
investigación están relacionados con: Resiliencia de los
Sistemas Eléctricos, Estabilidad y Control en
Microrredes Eléctricas, FACTS, Electromovilidad,
Energías Renovables y Eficiencia Energética.
Benjamín Rodolfo Serrano. –
Nació en San Juan, Argentina en
1955. Recibió su título de
Ingeniero Electromecánico en la
Universidad Nacional de San Juan
(UNSJ), Argentina en 1981.
Realizó perfeccionamientos en el
Institut fuer Elektrische Anlagen
und Energiewirtschaft de la Universidad RWTH de
Aachen, Alemania desde 1984 a 1987 y en el
38
Paredes et al. / Mejoramiento de la Estabilidad de Tensión con un DSTATCOM en una Microrred GD SFV y Convencional
Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad
Politécnica de Madrid, España entre 1997 y 1998.
Obtuvo su título de Doctor en Ingeniería Eléctrica en el
Instituto de Energía Eléctrica (IEE) de la UNSJ,
Argentina en 2017. Actualmente es docente e
investigador en el IEE de la UNSJ-CONICET y sus
campos de investigación están relacionados con la
Programación Óptima de la Operación de los Sistemas
Eléctricos de Potencia, considerando en forma
específica del Control de Tensiones y Suministro de
Potencia Reactiva.
Marcelo Gustavo Molina. – Es
profesor titular de Electrónica de
Potencia, Energías Renovables y
Redes Eléctricas Inteligentes en la
Universidad Nacional de San Juan
(UNSJ) e investigador principal
del Consejo Nacional de
Investigaciones Científicas y
Técnicas (CONICET), Argentina.
Desde 2019 se desempeña como Director del Instituto
de Energía Eléctrica (IEE) de la UNSJ-CONICET. El
Dr. Molina recibió el título de Ingeniero Electrónico de
la Marcelo Universidad Nacional de San Juan,
Argentina en 1997 y su Ph.D. de la misma universidad
en 2004. Es autor de un libro en el campo del
almacenamiento de energía y es autor/coautor de ocho
capítulos de libros en ingeniería eléctrica y más de 200
publicaciones en su campo de especialización. Sus
actividades de investigación se centran en el modelado,
análisis y control de sistemas eléctricos de potencia,
electrónica de potencia y accionamientos eléctricos,
tecnologías de microrredes y redes inteligentes,
generación renovable y la aplicación de almacenamiento
de energía conectado a la red.
39