Aplicación Práctica/ Practical Issues
Recibido: 14-11-2022, Aprobado tras revisión: 16-01-2023
Forma sugerida de citación: Panchi, D.; Lozada, C. (2023).” Implementación de Hardware In The Loop para el análisis de
escenarios de control de frecuencia en una Microrred utilizando WAMS”. Revista Técnica “energía”. No. 19, Issue II, Pp. 69-80
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
Doi: https://doi.org/10.37116/revistaenergia.v19.n2.2023.558
© 2023 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Hardware In The Loop Implementation for the Analysis of Frequency
Control Scenarios in a Microgrid Using WAMS
Implementación de Hardware In The Loop para el Análisis de Escenarios de
Control de Frecuencia en una Microrred Utilizando WAMS
C.X. Lozada1 D.M. Panchi2
1Escuela Politécnica Nacional
E-mail: carlos.lozada@epn.edu.ec
2Operador Nacional de Electricidad CENACE
E-mail: dpanchi@cenace.gob.ec
Abstract
This paper describes the methodology for the
implementation and development of a system with
frequency control functions of a microgrid in a real-
time simulation environment. The method presented
in this work has been developed using time domain
simulation with HYPERSIM which is a software for
high resolution electromagnetic transient analysis.
The integration step used allowed to obtain the
response of a solar panel with its controllers and
inverters connected to a distribution network and a
load. The response of the microgrid was integrated
with the WAMS system of CENACE through the
connection of a PMU equipment in the Hardware In
The Loop architecture which uses the analog inputs
and outputs of the simulation in real time, this
development analyzes dynamically different
operational and contingency scenarios of the
microgrid, especially the frequency response to a
generation disconnection event.
Resumen
El presente articulo describe la metodología para la
implementación y desarrollo de un sistema con
funciones de control de frecuencia de una microrred
en un entorno de simulación en tiempo real. El
método que se presentara en este trabajo ha sido
desarrollado utilizando la simulación en el dominio
en el tiempo mediante HYPERSIM que es un
software para análisis de transitorios
electromagnéticos con alta resolución, el paso de
integración utilizado permitió obtener la respuesta
de un panel solar con sus controladores e inversores
conectados a una red de distribución y a una carga.
La respuesta de la microrred se la integro con el
sistema WAMS de CENACE mediante la conexión
de un equipo PMU en la arquitectura Hardware In
The Loop la cual utiliza las entradas y salidas
analógicas de la simulación en tiempo real, este
desarrollo analiza de forma dinámica diferentes
escenarios operativos y de contingencia de la
microrred, especialmente la respuesta de frecuencia
ante un evento de desconexión de generación.
Index terms Hardware In The Loop, Microgrid,
Real Time Simulation, Frequency.
Palabras clave Hardware In The Loop, Microrred,
Simulación Tiempo Real, Frecuencia.
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Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
1. INTRODUCCIÓN
En [1] se define a una microrred, como un conjunto
de cargas interconectadas y distribuidas, recursos
energéticos con energía eléctrica que actúan con la red
con la capacidad de conectarse y desconectarse lo que
permite la operación en red y en isla. Se puede
considerar como microrred a la red que cuenta con las
siguientes características: a) Contar con limites
eléctricos definidos, b) un control maestro para operar la
generación distribuida y las cargas de manera que
puedan comportarse como una sola entidad controlable.
Otra característica importante es que los recursos de
energía distribuida DER (Distribution Energy
Resources) deben contar con una capacidad superior a la
carga máxima del sistema lo que permitiría
desconectarse de la red publica lo que quiere decir en
modo isla sin presentar eventualidades. Además,
presentan la capacidad de regular y distribuir el flujo de
electricidad. Las microrredes son más que una
generación de respaldo ya que brindan beneficios
mucho mas flexibles que la generación de reserva. [2]
Los componentes que conforman una microrred
incluyen cargas, recursos de energía distribuida, control
maestro, elementos de interrupción y distribución de
energía inteligentes, elementos de protección,
comunicación y automatización. [1]
En este sentido existe la necesidad de comprender
los fenómenos que pueden ocurrir al realizar la
integración de una microrred a la red principal, tanto
ventajas que puedan ser explotadas como los
inconvenientes que puedan aparecer y deban ser
mitigados.
La integración los sistemas de energía modernos en
diferentes plataformas modernas representan un gran
desafío. En la actualidad los riesgos involucrados hacen
referencia a la interconexión directa de subsistemas
debido al mantenimiento y actualizaciones de las
plataformas integradas.
Los enfoques modernos de diseño disminuyen los
riesgos a través de el uso extensivo de simulación y
tecnologías como simulación Hardware in the loop
(HIL). Estas simulaciones permiten que la integración
sea gradual disminuyendo costos que provienen del
riesgo de inversión. HIL es una herramienta que permite
el uso de prototipos analógicos, debido a que cuenta con
límites de seguridad operacional de los dispositivos
reales. [3]
Desde el invento de la primera unidad de medición
fasorial PMU basada en el sistema de posicionamiento
global (GPS) en 1988 la tecnología de fasores ha ido
evolucionando durante las últimas décadas, durante este
periodo se ha n propuesto e implementado varios
conceptos prometedores como el sistema de medición/
supervisión de área amplia (WAMS). [4]
En los últimos años el sistema de energía eléctrica
experimenta grandes cambios debido a la inclusión de
equipos avanzados, la expansión de la red de
transmisión, distribución y la integración de varias
fuentes de energía renovable.
Con la integración de nuevas fuentes de energía a la
red convencional, el sector eléctrico se encuentra en una
migración tecnológica, tanto en las redes de
abastecimiento como en las herramientas de análisis.
Por lo tanto, resulta necesario el estudio de las
herramientas computacionales existentes y su capacidad
de integración a elementos físicos de la red, para
aprovechar la tecnología actual.
Es por este motivo que en el presente articulo se
plantea la metodología de implementación de (HIL) la
cual integra: equipos físicos en este caso una PMU,
software de simulación en tiempo real (HYPERSIM) y
la herramienta WAMS. Esta integración tecnológica
permitirá realizar estudios que van de la mano con la
evolución tecnológica del sistema eléctrico de potencia.
Uno de los fenómenos más críticos dentro de una
microrred es la respuesta a la demanda y la presencia de
reserva para garantizar que la frecuencia del sistema se
encuentre dentro de los límites permitidos. En caso de
una perturbación como la salida intempestiva de
generación o carga, el control de frecuencia debe
presentar una respuesta inercial y una respuesta primaria
que ayude a la rápida estabilización.
El modelo propuesto es desarrollado para un
monitoreo de área amplia en tiempo real mediante el
sistema WAMS de CENACE con lo cual se puede
capturar la respuesta tanto estacionario como dinámica
del sistema, esto se logra mediante la inclusión de un
punto de monitoreo mediante una PMU física marca
SEL, este dispositivo actúa como un agente inteligente
con capacidades de supervisión, control y protección
distribuida. Finalmente, se realiza la monitorización del
sistema en tiempo real aplicando una estimación precisa
del estado de la microrred permitiendo así evaluar la
estabilidad del sistema ante diferentes escenarios
operativos
La estructura del presente artículo es la siguiente: en
la sección 2 se presenta un estado del arte de las
metodologías de simulación, en la sección 3 los estudios
que pueden ser realizados con la ayuda de WAMS, en la
sección 4 la afectación en la frecuencia en sistemas con
penetración de energía renovable, en la sección 5 la
implementación de HIL, en la sección 6 los resultados
obtenidos y por último la sección 7 con las
conclusiones.
2. TECNOLOGIAS DE SIMULACIÓN
Los simuladores de sistemas de potencia se pueden
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Panchi et al. / Implementación de Hardware In The Loop para el Análisis de Frecuencia utilizando WAMS
clasificar de la siguiente manera, en función de su modo
de funcionamiento:
2.1. Offline
La mayoría de los simuladores de sistemas de
potencia están fuera de línea, lo que significa que las
simulaciones se realizan en un computador los cuales
proporcionan los resultados en un archivo de salida o en
pantalla. En este tipo de simulación no existe una
interacción con un equipo externo. Los modelos de los
equipos y dispositivos analizados deben ser modelados
dentro del simulador, una de las características mas
importantes es que la velocidad de simulación con
ningún evento sucede en tiempo real.
2.2. Online
Los simuladores en línea interactúan e intercambian
datos con un sistema en línea y se puede controlar la red
eléctrica física real. Estos simuladores son empleados
típicamente para estudios de estabilidad transitoria.
2.3. Tiempo real
La simulación digital en tiempo real (RTDS) de un
sistema eléctrico se define como la reproducción de las
formas de onda de las señales eléctricas de salida con la
precisión deseada para de esta forma representar el
comportamiento del sistema eléctrico real que se está
modelando. Para lograr este objetivo, un simulador
digital en tiempo real necesita resolver las ecuaciones
del modelo para un paso de tiempo dentro del mismo
tiempo en el reloj del mundo real [5], [6].
En función del paso de tiempo requerido para
realizar el cálculo de las salidas de estado del sistema
modelado para cada paso de tiempo pueden darse dos
situaciones [7]:
Si el tiempo de ejecución (Te) de la simulación es
igual al paso de tiempo seleccionado, se considera que
la simulación es en tiempo real. Si el tiempo de
ejecución (Te) de la simulación es mayor que el tamaño
del paso de tiempo para uno o más pasos de tiempo, se
produce un sobrepaso de tiempo y la simulación se
considera fuera de línea.
La Figura 1 ilustra los tipos de simulación antes
mencionados dependiendo del tiempo de ejecución de la
simulación:
Figura 1: a) Simulación en Tiempo Real; b) Simulación Fuera de
Línea [3]
Las características más relevantes de los simuladores
en tiempo real son las siguientes:
a) El hardware debe estar compuesto de múltiples
procesadores que operan en paralelo para de tal
forma crear una plataforma de ejecución de
simulación en tiempo real de una manera
distribuida en cuanto a procesamiento
computacional.
b) Se utiliza un computador central en el cual se
prepara y compila el modelo para luego cargarlo a
la plataforma de procesamiento distribuido, este
computador también es utilizado para supervisar
los resultados de la simulación en tiempo real.
c) Terminales y tarjetas que permitan disponer de
entradas y salidas (I/O) físicas que permiten
interactuar a la simulación con el hardware
externo.
d) Una red de comunicaciones para intercambiar datos
entre diferentes dispositivos, plataformas, sistemas
o softwares de tal manera de integrar una serie de
funciones que permitan disponer de múltiples
objetivos dentro de la simulación.
Adicionalmente la simulación digital en tiempo real
permite tener un enfoque que permite integrar varios
conceptos dentro del modelo como el de integrar la
simulación con su contraparte física, permitiendo
implementar un desarrollo de un circuito cerrado de
retroalimentación en un entorno virtual con un entorno
físico permitiendo ofrecer una plataforma de diseño y
verificación de sistemas integrados.
Una simulación en tiempo real Hardware In The
Loop (RTHIL) se refiere a una plataforma en la cual la
simulación interactúa con componentes físicos reales.
La simulación RTHIL se utiliza a menudo para
comprender el comportamiento o funcionamiento de un
dispositivo real cuando se lo integra al sistema eléctrico
o a su vez permite la interacción entre la simulación de
la red un sistema de monitoreo y análisis a través de
dispositivos de medida y control. [8].
Todo el diseño de la plataforma de simulación
RTHIL se basa en la configuración hibrida de
simulación (software) y hardware (conexiones físicas) y
su interconexión a través de señales analógicas y
digitales de entrada/salida (I/O).
La flexibilidad de un simulador digital en tiempo
real permite la configuración e integración de la
simulación y el comportamiento del hardware
conectado. La Figura 2 muestra el concepto y
arquitectura básica de una simulación RTHIL en la que
la señal de referencia obtenida en el sistema simulado se
aplica a los terminales del hardware real a través de una
salida analógica, y la corriente medida en el circuito del
hardware se regresa a la simulación como señal de
retroalimentación [9].
71
Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
Figura 2: Configuración Básica de la Simulación RTHIL [3]
Dentro del procedimiento de diseño de un sistema de
protección o un dispositivo de control es importante
realizar una prueba mediante RTHIL la cual ayudara a
transferir el diseño del modelo a la implementación final
del hardware, este procedimiento incluye la simulación
de software y la prueba de hardware mediante un lazo
de control.
3. SISTEMA DE SUPERVISIÓN DE ÁREA
Amplia (WAMS)
Las redes de los sistemas de potencia pueden
considerarse las mas amplias de la actualidad lo cual
provoca que se enfrenten a grandes desafíos de
ingeniería que deben ser superados.
El crecimiento de las redes de generación y
transmisión esta limitado debido a las restricciones
sociales que evitan la construcción de nuevas plantas,
subestaciones, líneas, así como cualquier otra
instalación de gran volumen, considerando estos
factores la optimización de recursos disponibles se
vuelve imprescindible para llevar la operación del
sistema eléctrico a sus limites de estabilidad y seguridad
[10].
El suministro continuo de energía eléctrica es muy
esencial para la vida humana moderna que se da por
sentado hasta que, inesperadamente y sin previo aviso,
ocurre un apagón, lo que resulta en una interrupción
completa del suministro de energía en un área o
regiones enteras. La mayoría de estos incidentes de
apagón son provocados por disparos en cascada debido
a las fallas de cortocircuito, sobrecarga, mal
funcionamiento del equipo y otras perturbaciones
externas como tormentas eléctricas, malas condiciones
climáticas y accidentes de incendio. [10]
3.1. Aplicaciones WAMS
Las funciones que dispone el WAMS se pueden
clasificar en funciones básicas y avanzadas las cuales se
describen a continuación.
3.1.1. Plataforma integrada de datos fasoriales
El principal objetivo de esta función es recopilar y
sincronizar fasores de PMU distribuidas y otras
centrales de nivel inferior para organizar los fasores
obtenidos en tiempo real y bases de datos históricas
ofreciendo una interfaz de datos estándar para otras
funciones.
3.1.2. Análisis y monitoreo dinámico de área amplia
Esta función proporciona varias herramientas
básicas que permiten observar la red eléctrica de forma
global y dinámica. Estas herramientas corresponden a:
a. Gráfico. – Analítico que ofrece acceso gráfico de
la dinámica del sistema, así como las curvas
bidimensionales basadas en el tiempo,
diagrama de fasores de coordenadas polares,
perfil de voltaje.
b. Tabla. – estadística presenta información
resumida del sistema en hojas de cálculo. El
sistema de alerta verifica automáticamente los
limites de violación de los límites de operación
3.1.3. Registro y reproducción de perturbaciones
sincronizadas
La sincronización se logra naturalmente entre las
PMU y la estación central. En segundo lugar, la función
está organizada globalmente, lo que significa que:
a) La acción de grabación puede ser iniciada por
eventos o comandos tanto locales como remotos
b) Se puede implementar un esquema de activación
integral con la información global en la estación
central;
c) Los datos registrados se pueden centralizar
fácilmente para reconstruir una visión global del
evento.
3.1.4. Monitoreo del estado de operación del
generador
Es de gran importancia la operación del sistema y la
evaluación de la estabilidad relacionada con la
operación de los generadores.
Esta función emplea los datos fasoriales medidos
dinámicamente y algunos conocimientos previos de los
generadores para producir el gráfico "P-Q"
3.1.5. Análisis de oscilación de baja frecuencia en
línea
Debido al aumento en gran escala de la red eléctrica
la oscilación de energía de baja frecuencia entre áreas se
está convirtiendo en un problema en varios sistemas
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Panchi et al. / Implementación de Hardware In The Loop para el Análisis de Frecuencia utilizando WAMS
interconectados. Esta función permite realizar una
investigación profunda para la detección de oscilación
para explorar la dinámica de cantidades sensibles como:
flujo de potencia, ángulos de potencia y oscilaciones de
potencia. Se emplea un algoritmo para realizar análisis
detallados como obtener información detallada de
frecuencia, coeficientes de amortiguamiento,
generadores o buses relacionados.
3.1.6. Estimación de estado híbrido
Esta función consiste en realizar una combinación de
los datos obtenidos de los sincrofasores con las
mediciones tradicionales que permite mejorar la
velocidad y la precisión de la estimación de estado. Para
lograr esto, el algoritmo tradicional se modifica para
lograr una estimación de estado híbrida que pueda
considerar mediciones de diferentes tipos, precisiones y
diferentes tasas de actualización.
3.1.7. Toma de decisiones previas en línea
En base al esquema de control de emergencia,
cuando un sistema de energía sufre una falla importante
y se enfrenta a condiciones peligrosas, el control de
emergencia actúa para deslastrar carga y disparar
generadores, con la finalidad de regresar a un punto
estable. Debido que este procedimiento debe responder
de forma inmediata, se debe preparar un esquema de
control detallado con anticipación. Esta función dispone
de un tiempo de simulación más rápido que el tiempo
real y la evaluación de la estabilidad en línea se realizan
en función de los datos de operación proporcionados por
el sistema WAMS.
3.1.8. Predicción y alarmas de estabilidad del ángulo
de potencia
En WAMS, el ángulo del rotor de los generadores y
el ángulo de fase de los voltajes de barra se miden
directa y sincrónicamente en lugar de estimarse a partir
de otras cantidades. Por lo tanto, en la estación central
está disponible una vista global y dinámica de los
ángulos de potencia, que presenta medios útiles para
comprender el estado del sistema. En esta función, se
desarrollan algoritmos avanzados para utilizar datos de
ángulo para evaluar y predecir la estabilidad del ángulo
del rotor del sistema observado.
3.1.9. Identificación de perturbaciones en línea
Esta función logra la detección, identificación y
ubicación en tiempo real de diversas perturbaciones o
fallas. Teniendo en cuenta que las PMU no han cubierto
todos los nodos, no siempre se puede realizar una
identificación y ubicación precisas. En estos casos, se
proporcionará una lista de perturbaciones probables y
un área aproximada para que los operadores del sistema
tomen medidas adicionales. El resultado de esta función
también se puede utilizar para activar esquemas de
protección especiales.
3.1.10. Monitoreo dinámico de estabilidad de voltaje
WAMS proporciona una imagen completa y en
movimiento de los voltajes del sistema. Esto es muy
valioso para una estrecha supervisión de los transitorios
de tensión. En esta función, se pueden detectar picos y
caídas de tensión de barra tanto de corta como de larga
duración. Además, la dinámica de voltaje está asociada
con la variación del flujo de potencia para implementar
algunos índices de estabilidad de voltaje estáticos y
dinámicos para dar una indicación de qué tan lejos está
el sistema de la inestabilidad de voltaje.
3.1.11. Identificación de modelo/parámetro
La identificación precisa del modelo es esencial para
el análisis y control del sistema de potencia. Sin
embargo, debido a la enorme cantidad de componentes
en el sistema de energía y sus características variables
en el tiempo, adquirir el modelo y los parámetros
precisos es una tarea extremadamente difícil.
En esta función, se emplean mediciones dinámicas y
de área amplia para identificar los modelos y parámetros
de generadores, líneas de transmisión, cargas y otros
dispositivos en los sistemas de energía. El resultado de
esta función se comparó con el obtenido por el equipo
de identificación de modelo y parámetro local en el
proyecto WAMS de la red eléctrica del noreste de
China. [11]
3.1.12. Control automático de voltaje
El objetivo del regulador automático de voltaje es
obtener una distribución de VAr óptima entre
generadores, compensadores de derivación y otros
reguladores mientras se mantienen dentro de los límites
permitidos.
En este control automático de voltaje basado en
WAMS, el problema de optimización global se resuelve
en función de toda la información de los voltajes de los
nodos, las generaciones de VAr y los flujos de potencia
reactiva. En pequeños intervalos de tiempo el esquema
de control se actualiza y luego se envía a los diversos
dispositivos de regulación.
4. COMPORTAMIENTO DE FRECUENCIA EN
PRESENCIA DE ENERGÍAS RENOVABLES
Uno de los problemas más preocupantes en el
diseño, operación y control de micro redes es el
problema de estabilidad debido al desequilibrio en entre
generación y carga. En los sistemas eléctricos
tradicionales (sistemas basados en generador
sincrónico), la inercia y amortiguamiento propio de los
73
Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
generadores sincrónicos presentan un papel importante
en la regulación de la estabilidad de la frecuencia
durante la contingencia [12].
La relación entre carga, potencia de generación,
inercia del sistema y amortiguamiento se define
mediante la siguiente ecuación de oscilación
ΔPm - ΔPL = 2Hs(Δf) + D(Δf) (1)
Donde:
ΔPm: Cambio de potencia mecánica del generador
sincrónico
ΔPL: Cambio de potencia de carga
Δf: Desviación de la frecuencia del sistema
H: Inercia del sistema
D: Amortiguamiento del sistema
f: Frecuencia del sistema
Para la regulación de frecuencia a un valor nominal
frente a una contingencia, existen 3 etapas de regulación
principales: regulación de inercia, regulación primaria, y
regulación secundaria.
En los últimos años los generadores sincrónicos
dentro de las microrredes han sido reemplazados por
fuentes de energía renovables basadas en
inversor/conversor. En este sentido la respuesta de
inercia del sistema y la amortiguación disminuyen
significativamente.
Centrándose en la respuesta inercial del sistema, la
potencia de inercia almacenada (Energía cinética) en los
rotores de los generadores síncronos contrarrestará el
desequilibrio a través del control de inercia hasta que el
control primario se active por completo, la relación
entre inercia de los generadores síncronos y la microrred
se determina como [12]:
(2)
Donde:
SSG: Potencia nominal del generador sincrónico
SMG: Potencia nominal de la microrred
Como consecuencia la tasa de cambio de la
frecuencia aumenta lo que se refleja en una mayor caída
de la frecuencia, inestabilidades del sistema y en el peor
de los casos podría presentar un apagón en cascada. En
la Figura 3 se puede apreciar como la caída de la
frecuencia es mucho más rápida en presencia de alta
penetración de generación renovable con baja inercia,
debido a este fenómeno existe la posibilidad que las
unidades de control primario y secundario no sean
suficientes para contrarrestar la contingencia [12].
Figura 3: Respuesta de Frecuencia en Presencia de Energías
Renovables [12]
5. IMPLEMENTACIÓN DEL MODELO
En esta sección se detalla la implementación del
modelo de una microrred integrada bajo una plataforma
RTHIL y el sistema WAMS de CENACE en donde se
analiza diferentes escenarios de perturbaciones que
afectan a la red y así poder comprobar el
comportamiento de los controladores y elementos de la
microrred y su aporte a la estabilidad de frecuencia.
El sistema de la microrred se ha modelado en el
software para análisis de transitorios electromagnéticos
HYPERSIM el cual también constituye una plataforma
de simulación en tiempo real de la marca OPAL-RT. El
modelo utilizado consiste en un sistema de generación
fotovoltaico con su sistema de control conectado a un
alimentador de distribución con cargas activas y
reactivas.
El sistema fotovoltaico tiene una potencia nominal
de 750 kW y un enlace de 1050 Vdc, el sistema cuenta
con un conjunto fotovoltaico, un inductor de
acoplamiento, un transformador elevador, un
convertidor elevador y un inversor. Está conectado a un
sistema de distribución trifásico simplificado de 22,9 kV
y 60 Hz. El panel fotovoltaico cuenta con un conjunto
fotovoltaico que está conectado a un inversor a través de
un convertidor DC-DC.
El modelo antes detallado se muestra en la Figura 4
como un diagrama unifilar en el ambiente de simulación
de HYPERSIM y la ubicación de la PMU en el modelo,
la cual servirá para realizar el análisis en el sistema
WAMS:
Figura 4: Modelo fotovoltaico conectado a un sistema de
distribución y carga
74
Panchi et al. / Implementación de Hardware In The Loop para el Análisis de Frecuencia utilizando WAMS
5.1. Implementación RTHIL
La configuración implementada de la plataforma
RTHIL consiste en los siguientes elementos:
Simulador y tarjeta OPAL-RT series 5600.
Amplificador de señal Omicron CMS-156.
PMU- IED SEL RTAC
Antena para posicionamiento global (GPS)
Sistema WAMS
Ordenador personal (PC) para análisis e
interfaz hombre- maquina.
Para conectar la PMU- IED RTAC con las salidas
analógicas de OPAL-RT se necesita realizar una etapa
de amplificación para aumentar las señales analógicas a
los niveles requeridos por el IED en este contexto se
utiliza un amplificador de señales de marca Omicron
que permite elevar las señales de bajo nivel DE +/- 7 V
a una tensión de hasta 120V y una corriente de hasta 1
A.
Una vez realizada la etapa de amplificación estas
señales se conectan al PMU y esta a su vez es
sincronizada en tiempo mediante un GPS quien
coordinara un tiempo para estampar los valores
estimados. Finalmente, los datos son enviados mediante
el protocolo IEEE C37.118 al sistema WAMS de
CENACE.
Para la implementación de esta arquitectura es
necesario realizar el re-escalado de las entradas de la
PMU para que el nivel de la señal enviada sea la misma
que la del modelo de simulación, adicionalmente se
ajustan manualmente limitadores dentro de la
simulación para evitar sobrevoltajes o sobre corrientes
dentro de la etapa de amplificación.
La validación de las magnitudes fasoriales durante el
estado estacionario y el estado dinámico se logró
mediante la comparación de las señales dentro de una
ventana de tiempo tanto en la simulación como en el
sistema WAMS.
En la Figura 5 se muestra la arquitectura RTHIL
utilizada para la simulación de la microrred:
Figura 5: RTHIL en modo de microrred
5.2. Integración con el sistema WAMS de CENACE
Con base a la implementación e integración del
modelo de simulación en tiempo real con el equipo
PMU- IED RTAC, se realiza él envió de datos
sincrofasoriales con un muestreo de 60 muestras por
segundo mediante el protocolo de comunicaciones IEEE
C37.118 al concentrador de datos sincrofasoriales
(PDC), el cual permite utilizar las aplicaciones WAMS
y la interfaz gráfica WAProtector.
La interfaz gráfica del sistema WAMS permite
observar en tiempo real las variables eléctricas enviadas
desde el modelo de la microrred mediante gráficos en
función del tiempo o gráficos polares.
La metodología propuesta basada en RTHIL utiliza
el modelo de la microrred antes detalla y que ha sido
simulada en el software HYPERSIM para procesar
todas las medidas que serán parte de la entrada al
sistema WAMS de tiempo real. En consecuencia, otros
datos como las magnitudes fasoriales, ángulos de
potencia, consumos de potencia activa/reactiva,
frecuencia y desviación de frecuencia se estiman.
Conforme [13], se diseña un diagrama de flujo
operativo para representar la secuencia de las funciones
requeridas y la integración de los componentes de
software y hardware como indica la Figura 6.
Figura 6: Diagrama de flujo operativo de la red WAMS
La microrred modelada proporciona los datos
necesarios para las PMU basadas en RTHIL a través del
sistema de adquisición de datos de la interfaz de
hardware. A continuación, los datos procesados se
adquieren utilizando el concentrador de datos fasoriales
(PDC). Finalmente, los datos entregados se almacenan y
analizan, esto sirve para supervisar el estado de la red
mediante WAMS y tomar la decisión de control
adecuado.
75
Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
5.3. Uso de módulo de detección de rangos de
WAProtector
Una vez que se cuenta con la información en tiempo
real del modelo de microrred dentro del sistema
WAMS, se implementa una herramienta de análisis
disponible dentro del software WAProtector. El modulo
que se aplicará para el presente trabajo es el detector de
dos deltas que se utiliza para la detección de dos
cambios sucesivos del valor de control en la misma
dirección como se muestra en la Fig. 7:
Figura 7: Detector de dos deltas
La señal de entrada al módulo es la señal de
frecuencia de la barra 3, si esta señal sufre un cambio de
valor superior a un límite delta dentro de una ventana de
tiempo definida, se activará la primera alerta dentro de
la cual se podrá realizar alguna acción de control. Si el
desvío de valor persiste, el evento es monitoreado
dentro de la misma ventana de tiempo y si excede el
valor del límite delta 2 se activa la alarma para que el
operador tome las acciones correspondientes ante la
posibilidad de un colapso de la red por baja o sobre
frecuencia.
En la Figura 8 se muestra la implementación de esta
herramienta dentro de la interfaz gráfica de
WAProtector donde el operador puede observar el
comportamiento dinámico de las variables de
frecuencia, desviación de frecuencia y la activación de
las alertas y alarmas para cada rango definido.
Figura 8: Interfaz gráfica herramienta detector de rangos.
5.4. Coherencia entre la Respuesta de Simulación y la
Respuesta de Monitoreo WAMS
Para verificar que las señales obtenidas mediante
simulación y las estimadas por la PMU que es
monitoreada por el sistema WAMS mantienen
concordancia en sus respuestas, se ha propuesto un
evento de desconexión de la red de distribución en el
tiempo de 5 segundos y posterior reconexión a los 5.3
segundos. La respuesta obtenida como resultado del
evento tanto en HYPERSIM como en
WAPROTECTOR se presentan en: Figura 9 y Figura 10
respectivamente.
Figura 9: Respuesta de Frecuencia HYPERSIM
Figura 10: Respuesta de Frecuencia WAMS
Se extrajeron los datos de simulacion y monitoreo
del evento, para la tabulación y comparación. Es
necesario considerar que el paso de muestreo deben
coincidir para poder realizar el análisis.
Para fines del presente artículo resulta necesario
conocer la respuesta de frecuencia que interviene en el
calculo del ROCOF. En la Figura 11 se presenta las
señales de análisis: en azul la respuesta del simulador y
en rojo la respuesta del sistema WAMS.
Figura 11: Comparación de señales
En la Tabla 1 se muestra un conjunto de valores que
ayudan a conocer el error presente entre la simulación y
los estimados por la PMU que es monitoreada por el
76
Panchi et al. / Implementación de Hardware In The Loop para el Análisis de Frecuencia utilizando WAMS
sistema WAMS. Tabla que permite observar que el
error relativo es muy pequeño, dando fiabilidad a la
implementación.
Tabla 1: Tabulación de Errores de la Comparación de Señales
Simulación
WAMS
Error
Relativo
[%]
Punto mínimo
de frecuencia
[Hz]
45.53
45.56
-0.047633
ROCOF
[Hz/s]
-47.01
-47.78
-1.60735
Puntos de
frecuencia de
comparación
[Hz]
59.98
60
-0.033333
60.42
59.90
0.868113
59.94
57.96
3.416149
56.02
56.10
-0.14260
53.58
53.84
-0.482912
52.35
52.66
-0.588682
51.30
51.78
-0.926998
50.52
50.50
0.039603
49.04
49.03
0.020395
47.69
47.64
0.104953
46.29
46.15
0.303358
6. RESULTADOS
La implementación de HIL se realiza considerando
un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica la
cual alimenta una carga. El dispositivo físico conectado
a la a simulación es una PMU que se ubica en la barra 3,
equipo que estima los fasores de voltaje y corriente a
partir de datos obtenidos de la simulación en tiempo real
y los envía al sistema WAMS como se muestra en la
Figura 12.
Figura 12: Microrred empleada para el estudio
6.1. Salida del sistema fotovoltaico
Para simular la salida del sistema fotovoltaico se
realiza un evento en el disyuntor CB M2 con
desconexión a los 5s y una reconexión a los 5.2s En la
Figura 13 se puede observar los resultados obtenidos en
el sistema WAMS de frecuencia, voltaje y corriente
frente a un evento de salida de generación distribuida
Figura 13: Frecuencia, Voltaje y Corriente obtenida de WAMS
En las Figs. 14, 15 y 16 se puede observar los
resultados de frecuencia, voltaje y corriente
respectivamente obtenidos de HYPERSIM, en este
software se observan las señales en función del tiempo,
mientras que en WAMS se las observa con sus valores
RMS, considerando estas características se puede
identificar la similitud entre simulación y datos
obtenidos por la PMU física integrada al WAMS.
Figura 14: Frecuencia obtenida de HYPERSIM
Figura 15: Voltaje obtenido de HYPERSIM
77
Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
Figura 16: Corriente obtenida de HYPERSIM
6.2. Variación de parámetros del sistema
fotovoltaico
Para simular este evento se plantean variaciones de
referencia de potencia activa y reactiva tal como se
muestra en la Figura 17, además de variaciones de
temperatura e irradiación observadas en la Figura
18, estos eventos afectan directamente a la
generación fotovoltaica. De igual manera que el caso
anterior se puede encontrar la similitud entre los
resultados obtenidos mediante la PMU física y las
simulaciones de HYPERSIM como se muestran en
las Figs. Figura 19, Figura 20, Figura 21 y Figura 22.
Figura 17: Evento de variación de potencia activa y reactiva
Figura 18: Evento de variación de irradiancia y temperatura
Figura 19: Frecuencia , voltaje y corriente obtenida de WAMS
Figura 20: Frecuencia obtenida de HYPERSIM
Figura 21: Voltaje obtenido de HYPERSIM
Figura 22: Corriente obtenida de HYPERSIM
6.3. Aporte del sistema fotovoltaico ante un evento
de frecuencia
Con el fin de analizar la respuesta del sistema
fotovoltaico específicamente del convertidor elevador y
del inversor ante un evento de frecuencia, dentro de la
simulación se realiza un evento de desconexión de
carga (10 MW, 1 Mvar) en el bus 3. Ante este evento se
puede observar las variables de frecuencia y la respuesta
del sistema fotovoltaico en la Figura 23 y Figura 24.
78
Panchi et al. / Implementación de Hardware In The Loop para el Análisis de Frecuencia utilizando WAMS
Figura 23: Frecuencia del sistema ante desconexión de carga
Figura 24: Potencia activa aportada por la red
Como se puede apreciar el sistema fotovoltaico se
encuentra generando en condiciones estacionarias una
potencia base de 0.225 MW una vez que ocurre el
evento de desconexión de carga la potencia entregada
por el sistema baja a 0.2175 MW conforme los tiempos
detallados en la Tabla 2, aportando en parte a la
estabilidad de frecuencia.
Tabla 2: Aporte de potencia sistema fotovoltaico
Duración del
evento
∆t [ms]
Tiempo de
aporte del
inversor ∆t
[ms]
Potencia
aportada por el
inversor [kW]
100
54
7,5
Se denota, además, que el mayor aporte del inversor
lo realiza para mantener el voltaje en el punto común de
acoplamiento conforme la Figura 25. Esto sucede
debido a las características del inversor seleccionado
para el modelo.
Figura 25: Control de voltaje
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Este articulo resume una metodología para la
implementación y desarrollo de una simulación en
tiempo real mediante la arquitectura Hardware In The
Loop para una microrred. El objetivo principal de esta
implementación es destacar el uso de las últimas
tecnologías, el diseño y nuevos métodos utilizados para
pruebas de elementos físicos de control y protección
para aplicaciones en microrredes. Pudiendo de esta
forma realizar diferentes escenarios de estudio dentro
del modelo como se realizó en el presente trabajo para
analizar los fenómenos de estabilidad de frecuencia
mediante el sistema WAMS.
El enfoque metodológico de la simulación en tiempo
real Hardware In The Loop se justifica dado que da un
valor agregado en las pruebas avanzadas de los sistemas
de energía, además la alta complejidad en realizar un
estudio de una microrred integrando un sistema de
tiempo real permite disponer de mejores posibilidad
para el diseño de esquemas de protección y control, así
como puede permitir realizar una mejor planificación a
la hora de ingresar generación no convencional
intermitente dentro de los sistemas de distribución.
Se recomienda el uso de esta metodología para
realizar el estudio de planificación y esquemas de
control y protección ante la inclusión de generación
distribuida, de esta forma se podrán probar la actuación
y consecuencias de la implementación de los equipos
físicos dentro de un ambiente de pruebas controlado.
Fortalecer la integración entre software y hardware
permitirá explotar las herramientas que dispone WAMS,
así como la evaluación del ingreso de equipos físicos sin
necesidad de instalarlos en sitio.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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WAMS,” vol. 9994, no. c, 2020
David Panchi Vergara. - Nació
en Quito, en 1992. Obtuvo su título
de Ingeniero Eléctrico en la
Escuela Politécnica Nacional en
2017, realizó sus estudios
primarios y secundarios en la
Unidad Educativa Borja 3 Cavanis.
Actualmente se desempeña como
ingeniero de Investigación y Desarrollo en la
Subgerencia Nacional de Investigación y Desarrollo de
CENACE. Sus áreas de interés son: Sistemas Eléctricos
de Potencia, Simulación digital en Tiempo Real y
Estabilidad de Pequeña Señal.
Carlos Xavier Lozada. - Nació
en Quito en 1995, Recibió su
título de Ingeniero Eléctrico de la
Escuela Politécnica Nacional en el
2020; se encuentra cursando sus
estudios de Maestría en
Electricidad Mención Redes
Eléctricas Inteligentes.
Actualmente se desempeña como Ingeniero de
Investigación y Desarrollo en la Subgerencia Nacional
de Investigación y Desarrollo de CENACE. Sus áreas
de interés son: Sistemas Eléctricos de Potencia,
Protecciones Eléctricas y Optimización Aplicada.
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