Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 31-10-2023. Aprobado tras revisión: 13-12-2023
Forma sugerida de citación: Gualotuña, S.; Pavón, W. (2024). “Estrategia de control robusto descentralizado para una micro-red
aislada con generación distribuida acoplada para mejorar la estabilidad de voltaje”. Revista Técnica “energía”. No. 20, Issue II,
Pp. 58-71
Doi: https://doi.org/10.37116/revistaenergia.v20.n2.2024.604
© 2024 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Esta publicación es de acceso abierto bajo una licencia Creative Commons
Droop control strategy for an isolated micro grid with distributed generation
coupled to improve voltage stability
Estrategia de control robusto descentralizado para una micro-red aislada
con generación distribuida acoplada para mejorar la estabilidad de voltaje
S.Gualotuña1
0009-0002-9101-2228
W. Pavón1
0000-0002-9319-8815
1Departamento de Ingeniería Eléctrica, Universidad Politécnica Salesiana, Quito, Ecuador
E-mail: sandrag1008@gmail.com, wpavon@ups.edu.ec
Abstract
The paper presents a novel control strategy for islanded
Microgrids, based on hierarchical control and modified
droop control. The robust control strategy presented
allows stability voltage improvement and its transient
behavior. Which subscribes to verify the performance of
the proposed strategy compared with a conventional PI
controller. The implementation of renewable energy
sources such as photovoltaics, which introduces
variability in generation due to fluctuating factors such
as radiation. Due to technological advances demand a
huge amount of electricity, therefore Renewable Energy
Resources (RES) must be near the electrical demand is
huge, in addition they are implemented in rural places,
where electric utility is not able to provide the service.
However, the implementation of these new systems
implies facing new challenges for the correct operation
of Microgrid connected or islanded from the
conventional system.
Index terms−− Microgrid, Distributed, Generation,
Hierarchical control, robust.
Resumen
El constante avance de la tecnología requiere una gran
cantidad de energía, por ello se ha propuesto la
inclusión de fuentes de energía renovable (RES) cerca
de los centros de carga. La implementación de fuentes
de energía renovable como la energía fotovoltaica, que
introduce variabilidad en la generación debido a
factores fluctuantes como la radiación. Estas RES son
implementadas también en sectores donde el sistema
eléctrico convencional no es capaz de llegar, de esta
manera se garantiza el abastecimiento de energía
eléctrica a toda la población. El paper presenta una
novedosa estrategia de control de Micro-redes aisladas,
basado en el control jerárquico y control droop
modificado. Esta estrategia robusta permite mejorar la
estabilidad de voltaje y su comportamiento transitorio.
Se implementa una Micro-red de referencia con dos
fuentes fotovoltaicas con valores nominales. Lo que
permite verificar el desempeño de la estrategia
propuesta comparando con un controlador PI
convencional. Sin embargo, la implementación de estos
nuevos sistemas implica retos de control para que su
funcionamiento sea correcto, indiferente que la Micro-
red funcione de forma conectada o aislada a la red
convencional.
Palabras clave−− multinivel, control, compensación,
armónicos, THD, D- STATCOM, MLI, IEEE 13 de
Distribución.
58
Edición No. 20, Issue II, Enero 2024
1. INTRODUCCIÓN
El cambio climático, el crecimiento poblacional y el
avance tecnológico han permitido la introducción de
energías renovables (RES) en los sistemas eléctricos
convencionales. Esto ha contribuido al crecimiento de la
cobertura del servicio eléctrico en varios puntos remotos
y en los diferentes centros de carga en los cuales no es
viable ampliar la estructura de las subestaciones. Sin
embargo, la introducción de estas energías también
plantea desafíos en la operación, planificación y el
control de la red eléctrica [1], [2].
Uno de los principales desafíos que se presentan en
la utilización de energías renovables es la variabilidad
del clima, lo que introduce cierta incertidumbre al
sistema debido a que los pronósticos meteorológicos no
son completamente precisos y pueden cambiar
rápidamente en un determinado momento [3].
La introducción de las energías renovables ha dado
lugar a la creación de Micro-redes (MR), que son
sistemas más pequeños que incluyen recursos
energéticos distribuidos (DER), cargas y sistemas de
almacenamiento. Estas Miro-redes pueden operar
conectadas o aisladas de la red principal de forma
independiente [4].
Para mitigar los efectos negativos de la integración
de las energías renovables en los sistemas
convencionales, se pueden utilizar estrategias de control
en los diferentes dispositivos para acoplarlos de manera
más eficiente a la red [5].
La arquitectura de control de una MR puede
dividirse en centralizado y distribuido, de acuerdo con
la presencia o no de una red de comunicación.
En el modo de operación aislado, la MR debe
proporcionar energía al consumidor final con los
mismos parámetros de calidad que la red [6]–[8].
También puede operar de manera conjunta con la red
principal, intercambiando energía de forma
unidireccional o bidireccional mediante un convertidor
AC/DC [6]–[10]. Este convertidor bidireccional de
enlace, “bidirectional AC/DC interlinking converter” es
un dispositivo que se puede utilizar en el control
jerárquico de las Micro-redes [9].
La fuente de voltaje máximo se adopta como el
método de control de caída para gestionar las
operaciones en paralelo de las Generaciones distribuidas
(GD) despachadas para lograr un intercambio de energía
sin comunicación.
Refiriéndose a la generación distribuida se debe
tomar en cuenta que estas redes pueden generar
incertidumbre e inyectar armónicos, las cuales afectan al
balance y la eficiencia de la red eléctrica, debido a que
se generarán pérdidas lo que reduciría la calidad de
energía.
En la Fig. 1, se observan diferentes tipos de cargas
(comerciales, residenciales, industriales) las cuales al
principio solían operar únicamente con una generación
centralizada, en este caso las hidroeléctricas.
Posteriormente se añadieron generaciones
distribuidas convencionales y no convencionales como
paneles fotovoltaicos, generadores de diésel. Estos
generadores mejoran el abastecimiento de energía
eléctrica en los centros urbanos, donde normalmente se
presenta el mayor consumo de energía. El éxito de las
MR radica en un sistema de control capaz de alcanzar
los voltajes y potencias requeridas.
Las MR al estar cerca de los centros de carga
reducen costos por transmisión y reducen totalmente las
pérdidas por transporte de energía [11]. En las MR
debido a la diversidad que tienen en generaciones,
cargas y sistemas de almacenamiento se puede tener
corriente AC Y DC. Entre los elementos que incluyen
las MR se encuentran las celdas fotovoltaicas, celdas de
combustible y sistemas de almacenamiento que proveen
potencia DC. Por otro lado, las microturbinas y algunos
tipos de generación eólica producen potencia AC, de 50
Hz o 60 Hz, lo cual depende netamente de la región en
la que se está operando [3], [12]–[14].
Haciendo una comparación entre las MR con las
tecnologías convencionales, como, por ejemplo, las
redes de energía centralizadas. La MR provee mayor
confiabilidad, eficiencia y permite contrarrestar
problemas medioambientales [1], [16] Además, que el
cliente tiene la posibilidad de interactuar activamente en
algunas etapas del Sistema Eléctrico de Potencia (SEP).
La desventaja de una MR es el grado de complejidad del
diseño y control, ya que para mejorar la confiabilidad de
la MR se deben implementar diferentes técnicas de
control.
No obstante, el control de MR exige una red de
comunicación con un ancho de banda muy alto para la
correcta transferencia de datos [17].
Cuando se produce una falla, el punto de conexión
común (PCC, por sus siglas en inglés) permite la
interrupción del flujo de energía, entre la MR y la red
convencional [9]. El sistema debe ser capaz de retornar
a su operación normal en el menor tiempo posible. En
este punto es donde las estrategias de control juegan un
papel crucial para el funcionamiento exitoso de las MR.
La estrategia de control debe considerar las
características de la MR y los objetivos planteados para
ella. En este sentido, debe tomar en cuenta sus
características inherentes, donde se debe analizar la
mejor estrategia de control que se ajusta a las
necesidades de control del sistema. Control de voltaje,
frecuencia, potencia, fallas, sincronización de
frecuencia, control de la forma de onda del transitorio
de voltaje y corriente, entre otros [9].
59
Gualotuña et al. / Estrategia de control robusto descentralizado para una micro-red aislada con generación distribuida
El control de potencia se lo realiza de manera
secundaria, para ello se requiere de un control
jerárquico. El control de frecuencia afectará la potencia
activa y el control de voltaje afectará la potencia
reactiva [10].
Entre los dispositivos empleados para el control
jerárquico de la MR, se espera que el inversor ayude
con el soporte de voltaje AC/DC al cambiar el modo de
operación de despacho de potencia a regulación de
voltaje cuando la fuente de voltaje principal en
cualquiera de los nodos falla abruptamente [5], [18],
[19]
Existen diversas técnicas de control utilizadas para
mejorar la operación de las MR. Algunas de estas
técnicas son la impedancia virtual, el control droop, el
inductor eléctrico (ES), el control de tolerancia de
fallos, entre otras. Estas técnicas han demostrado
resultados satisfactorios en cuanto a la relación
establecida en la comparación de la potencia y la
estabilidad del voltaje [20]–[22]. El esquema de control
basado en el control de caída estático en una MR permite el
intercambio de potencia y la regulación.
El control droop es una técnica que permite
controlar de manera ideal las MR aisladas, ya que no
requiere una red de comunicación, lo que mejora la
confiabilidad y reduce la complejidad del sistema [20]–
[22].
Las MR son de gran interés en la investigación de
redes, en [22] se efectúa el diseño de sistemas de
control, controladores PI, empleando diagramas de
bode, en donde se pretende verificar la respuesta de
frecuencia, y aumentar la robustez del sistema.
El objetivo del control robusto según [23]–[25] es
extraer las características de incertidumbre del modelo y
aplicar esa información al diseño del sistema de control.
En [26] el control robusto convencional modifica
para asegurar una compartición de carga proporcional.
Esta estrategia resalta la robustez del sistema frente a
errores numéricos, perturbaciones, ruidos e impedancias
de alimentadores, teniendo en cuenta únicamente
errores en la medición de voltaje.
El control deslizante (SMC, por sus siglas en inglés)
y el modelo de referencia en lazo cerrado las cuales
aumentan la estabilidad, robustez y rendimiento por
medio de su estrategia [27].
En [28] se analiza la estabilidad de una Micro-red
híbrida, y se propone un control dinámico de ganancia
de caída para manejar los cambios de las RES y
mantener la estabilidad de la MR.
El uso de sistemas de almacenamiento tiene como
objetivo mejorar la estabilidad, calidad de potencia,
confiabilidad en toda la MR.
En [18] se propone una estrategia de control
jerárquico para la operación de la MR. Esta estrategia se
desarrolla en los niveles: interno, primario y secundario,
con el fin de regular la salida de voltaje del inversor,
compensar la desviación del voltaje y garantizar el
funcionamiento de la red en todos los modos.
El autor de [11] menciona que para el análisis de
MR se ha implementado el consorcio [9] de tecnología
de electricidad confiable, además de modelos
establecidos como los de CIGRE o IEEE.
Figura 1: Ejemplo de una Micro-red AC/DC junto con la red
convencional
2. METODOLOGÍA
El escenario de esta investigación se basa en el
modelamiento de una red DC/AC que consta de dos
fuentes de generación distribuida fotovoltaica operando
de manera aislada a la red principal.
La MR propuesta está compuesta por dos fuentes
PV, que están formado por un arreglo de celdas,
inversores DC-DC y DC/AC. El modelo propuesto es
adaptado de una MR en [18], pero se adapta a las
modificaciones del sistema, incluyendo mayores cargas
para explorar y analizar diferentes casos de estudio.
En la Fig. 2 se puede observar dos fuentes de
generación distribuida independientes conectadas al
mismo punto PCC, donde la micro fuente será
representada como una fuente DC conectada a un
conversor de voltaje, Además de dos diferentes cargas
trifásicas conectadas al sistema. Gracias al PCC el
sistema podría trabajar de manera aislada o conectada a
la red, donde la potencia activa y reactiva se expresa
como en las ecuaciones 4 y 5.
El control de fuentes de energía renovable realizado
a través de electrónica de potencia implica el uso de uso
de dispositivos electrónicos para gestionar y optimizar
la generación de energía. Al implementar energía solar
fotovoltaica se necesita el empleo de los inversores
fotovoltaicos que convierten la corriente continua (CC)
en corriente alterna (CA) a través de elementos
electrónicos y configuraciones que permiten la
regulación de la tensión y frecuencia de salida, de igual
manera con la implementación de algoritmos de
seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT)
[30]. El control electrónico implica el uso de
microcontroladores, sensores, algoritmos de control y
comunicación para garantizar un funcionamiento
eficiente, seguro y confiable de las instalaciones de
energía renovable. La electrónica de potencia
desempeña un papel clave en la conversión y control de
60
Edición No. 20, Issue II, Enero 2024
Figura 2: Micro-red AC-DC propuesta
la energía en estas aplicaciones. Se muestra un sistema
trifásico con cargas trifásicas. El sistema presentado es
balanceado.
El control de la micro red se realiza con un esquema
jerárquico que tiene múltiples lazos de control que se
distribuyen en diferentes niveles de control [10]:
1. Nivel 0 control interno: este nivel controla y
regula la salida de voltaje y corriente de los
inversores de voltaje (VSI).
2. Nivel 1. Control primario: control local que
proporciona potencia compartida entre las GD y
mitiga la corriente circulante que aparece
cuando las VSI operan en paralelo.
3. Nivel 2. Control secundario: cuando la potencia
compartida alcanza el control primario la
frecuencia y la amplitud del voltaje debería
desviarse de los valores nominales. El control
secundario es necesario para restaurar el voltaje
de la micro-red.
4. Nivel 3 control terciario: es el último y más
lento control, responsable de programar la
potencia de cada GD. Un objetivo de este
control es la operación optima durante el modo
aislado y un óptimo flujo de potencia al estar
conectado a la red.
A continuación, se explica la capacidad de mantener
precisa la compartición proporcional de carga y por lo
tanto la robustez con respecto a parámetros de
desviaciones, desajustes de componentes y
perturbaciones.
(1)
De la ecuación 1 el lado izquierdo es el mismo para
todos los inversores que operan en paralelo.
(2)
Lo que garantiza una precisa compartición de
potencia real sin tener el mismo . Además, neutraliza
los errores computacionales y perturbaciones al no
depender de las impedancias de salida del inversor.
En la Fig. 3 se muestra el diagrama de bloques de la
estrategia de droop control modificada a robusta, en la
tabla 1 se detallan las variables involucradas en este
diagrama de bloques.
Figura 3: Controlador “droop” robusto [10]
Tabla 1: Variables controlador "droop" robusto
Nombre
Interpretación
DG1
Observaciones de variables a
procesar
DG2
Número de componentes a
elegir
f
Frecuencia
Tss
Tiempo de muestreo
Cfmax
Coeficientes de los componentes
principales
Lf
Parámetro inductivo sistema
RLf
Resistencia del inductor
{VDC1, VDC2, VS1,
VS2, VRMS, P1, Q1, P2,
Q2}
Valores registrados de la
simulación
61
Gualotuña et al. / Estrategia de control robusto descentralizado para una micro-red aislada con generación distribuida
Algoritmo 1: Algoritmo de solución
Paso 1:
Entradas: Grid parameteres, invertir
parameters, DG1, DG2, f, Tss,Cfmax,Lf RLf
Paso 2:
Salidas: {V_DC1, VDC1, VS1, VS2, VRMS,
P1, Q1, P2, Q2}
Paso 3:
Inicialización:
Datos_GD’s
Paso 4:
Verificación del estado inicial del sistema
Corrientes, voltajes, potencias.
Paso 5:
Definición de la función de transferencia
Kpi,kri
Paso 6:
Lazo de control primario
Ke, nd
Paso 7:
Lazo de control secundario
Kp, ki
Paso 8:
Análisis de resultados del sistema.
V,P, I, t.
Paso 9:
Medición del voltaje y potencia con variación
carga.
Variación de carga
L1+15%
L2+25%
Paso 10:
Resultado: V,I,P,Q,Vrms
Paso 11:
Lectura de datos: Simulink- Matlab.
Paso 12:
Fin.
Para el diseño del controlador se tomaron en cuenta
los siguientes parámetros:
1) Identificación del sistema
Antes de implementar los diferentes lazos de control
previstos para este sistema, es primordial tener un
conocimiento detallado del estado inicial y las áreas que
requieren mejoras. conocer su estado inicial y las
deficiencias a mejorar.
En la tabla 2 se presentan los valores eléctricos de la
MR propuesta, los cuales se utilizarán para validar la
estrategia de control.
El sistema presentado opera a una frecuencia de 50
Hz ya que la mayoría de las aplicaciones de MR se
encuentran en países europeos, rigiéndonos al
benchmark se optó por tomar este valor normalizado en
el extranjero. Sin embargo, se podría variar los valores
del sistema ponerlo a operar al nivel de voltaje
estandarizado en el país.
Tabla 2: Parámetros eléctricos del sistema
Parámetro
Sym
Valor
Unidad
Frecuencia nominal
W
2π.50
Rad/s
Voltaje de la red
E
311
V
Inductancia de salida
L0
1.8
mH
Filtro inductivo
Lt
1.8
mH
Filtro capacitivo
Cl
25
µF
Carga
RL
200/400
Ω
Voltaje DC
Vdc
650
V
El voltaje pico de la red es 311 V por lo que su
voltaje eficaz es 220 V.
En las tablas 3 y 4 se aprecia las características de
las DG implementadas para la operación del sistema.
Tabla 3: Parámetros eléctricos de la DG1
Parámetro
Valor
Unidad
Voltaje del panel
650
V
Corriente del panel
7.84
A
Corriente del diodo
2.96
A
Potencia máxima PV
213.15
W
Temperatura
25
ºC
Irradiancia
1000
W/m2
Tabla 4: Parámetros eléctricos de la DG2
Parámetro
Valor
Unidad
Voltaje del panel
650
V
Corriente del panel
7.84
A
Corriente del diodo
2.96
A
Potencia máxima PV
213.15
W
Temperatura
25
ºC
Irradiancia
1000
W/m2
Los valores de la temperatura e irradiancia se
establecieron utilizando la base de datos del modelo del
modelo de asesoramiento del sistema NREL de
Simulink “NREL System Advisory Model” que incluye
hojas de datos medidas bajo condiciones estándares,
STC, por sus iniciales en inglés.
62
Edición No. 20, Issue II, Enero 2024
El control primario implementado en este
documento se basa en una versión modificada de la
estrategia de control “universal control droop”.
Algoritmo 1: Algoritmo de Droop control robusto
Paso 1:
Entradas: [Tss, Irradiance, Temperature, f, U, ,
]
Paso 2:
Salidas: {VDC1, VDC2, VS1, VS2, VRMS, P1,
Q1, P2, Q2}
Paso 3:
Inicialización:
Datos_GD’s
Paso 4:
Medición de datos del sistema
VDC, I1, I2, I ref
Paso 5:
Medición de corrientes del sistema
I1, I2, I ref
Paso 6:
Cálculo de Potencias del inversor
P
Q
Paso 7:
Sintonización de los convertidores del sistema
kp, ki,
Paso 8:
Comparación de voltaje
Si V< 1 p.u
Inyección de potencia a convertidores de tensión.
Sino
Continuar
Fin Si
Paso 9:
Estabilidad de voltaje del sistema
Paso
10:
Retornar:
Variación de carga
L1+15%
L2+25%
Este principio se puede implementar en el VSI al
aplicar el método “P/Q Droop”.
(3)
(4)
Donde las variables y son las referencias de
frecuencia y amplitud y .
Las salidas de voltaje son representadas con la letra
E. y son las referencias y P y Q representan la
potencia activa y reactiva respectivamente; y y
como sus funciones de transferencia.
El voltaje de salida del inversor puede ser regulado
al controlar su potencia reactiva de salida y su
frecuencia puede ser regulada al controlar su potencia
activa [24]. Comprobándolo en las ecuaciones
(5)
(6)
Donde U es la integración del voltaje, la salida
del voltaje del inversor, es la impedancia de salida
del inversor y el ángulo entre los voltajes.
Figura 4: Características Droop control [44]
La transformada de Clarke se emplea para
transformar la referencia en Alpha y beta para tener dos
sistemas independientes de una sola fase. Los
controladores de resonancia, PR, son aplicados para
obtener una mejor regulación de voltaje con menos
armónicos [18].
63
Gualotuña et al. / Estrategia de control robusto descentralizado para una micro-red aislada con generación distribuida
(7)
(8)
En las ecuaciones anteriores y son ganancias
proporcionales, y son las ganancias en la
frecuencia fundamental, y son las ganancias
resonantes en el harmónico h, es el ancho de banda
resonante usado para evadir los problemas de
inestabilidad asociados con la ganancia infinita, es la
frecuencia fundamental [18].
Los valores obtenidos de las ecuaciones 7 y 8 son
mostrados en la tabla 5.
La DG2 busca mejorar el comportamiento de esa
parte del sistema a través un controlador PI, acción
proporcional integral, que es definida mediante:
(9)
Donde es el tiempo integral, responsable de la
acción integral.
(10)
Un controlador de la forma
C(s)=
(11)
Donde los valores de las ganancias
(12)
(13)
En la tabla 5 se puede observar los valores obtenidos
para el control proporcional integral para el lazo de
voltaje.
2) Parámetros de los inversores
El diseño de este estudio está basado en el control
clásico, el sistema es implementado en Matlab
Simulink. En la DG 1 se utilizó la técnica de control
droop modificado robusto y en la DG 2 un controlador
PI convencional.
Tabla 5: Parámetros del control interno
Control del inversor
kp
Gi
0.2131
Gv
0.027
Tabla 6: Parámetros del control primario
Parámetros del inversor
ke
n
M
nd
Md
VSI1
7
0.2178
0.2178
0.003
2
Tabla 7: Parámetros Control secundario
PI
Lazo de voltaje
Kp
1.8151
ki
4.2968
3. CASO DE ESTUDIO
El caso de estudio se plantea en una MR AC/DC, en
estado asilado, la cual se alimenta por dos buses de
sistemas fotovoltaicos que se conectan a un mismo
punto PCC, cada DG alimenta 2 y 1 cargas
respectivamente.
Los valores asignados a los parámetros de los
distintos elementos que constituyen el sistema de
pruebas se proporciona en el artículo de [2], el mismo
que ha sido aplicado en varias investigaciones con
diferentes objetivos de estudio.
Se plantea tres escenarios de operación de la MR, el
primero contempla el funcionamiento original del
sistema, con las dos GD acopladas; y el segundo
escenario realiza variaciones en las cargas del sistema
además de aumentar las cargas del sistema es un 15 y
25% respectivamente y en el tercero y último la
introducción de una perturbación para verificar la
robustez del controlador.
Para comenzar se realiza la identificación de la
planta para posteriormente realizar un control primario
y posteriormente continuar con el control secundario.
El índice de estabilidad de voltaje está el tiempo de
más medidas de sincronización desde el área de
monitoreo [29].
64
Edición No. 20, Issue II, Enero 2024
(14)
(15)
(16)
(17)
(18)
(19)
(20)
Si el valor del índice es 1, el sistema se muestra
estable y si el valor es 0 el voltaje se encuentra
inestable.
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
En la sección anterior se presentó el modelo a ser
estudiado y la metodología para resolver el problema
propuesto.
Para la resolución de este problema se plantearon
tres escenarios.
El primero, o el estado inicial del sistema, donde
está operando en condicionales normales, aislado de la
red, con las dos DG acopladas sin las cargas conectadas.
El segundo escenario con la inclusión de las cargas con
el porcentaje de carga aumentado En el tercer escenario
se introduce una perturbación al sistema para verificar el
funcionamiento del control droop robusto y el control
PI.
Escenario 1
En este escenario se dará a conocer el estado inicial
del sistema cabe resaltar que las DG operando
simultáneamente, ya que al no contar con la referencia
de la red principal se encuentran en una continua
búsqueda del alance entre la generación y demanda.
El control primario consta de tomar medidas locales,
en el sistema propuesto se realizó un control primario
donde se desarrolló un control de voltaje y corriente,
control de potencia. En las fuentes se realizó el diseño y
la implementación de un droop control robusto. Para
finalmente comparar su desempeño con el control PI.
A continuación, se observa el estado inicial de cada
una de las fuentes del sistema en operación.
En la Fig. 5 se puede apreciar la salida del inversor
de la DG1 y la señal de salida DC de la generación solar
fotovoltaica 1, como se puede observar el voltaje pico
de la salida del inversor es de aproximadamente 311
voltios y alcanza la estabilidad a los 0.15 segundos.
Mientras que el VDC o DC link es de aproximadamente
650, los valores fueron basados en valores nominales.
Figura 5: Fuente 1 escenario uno
En la Fig. 6 se puede apreciar la salida del inversor
de la DG 2 y la señal de salida DC de la generación
solar fotovoltaica 2. Al inicio de la simulación se
aprecia que el comportamiento de la señal poco a poco
toma la forma sinusoidal. Se puede observar que el
tiempo de estabilización es los 0.1 segundos
aproximadamente y de igual manera el voltaje DC es el
establecido en los parámetros del sistema.
Figura 6: Fuente 2 escenario inicial
En la Fig. 7 se puede observar el comportamiento de
la potencia de las dos generaciones distribuidas en un
lapso de un segundo. El control presentado se puede
apreciar que llegan a un valor contante y permanecen
alrededor de los 1500 VA. El tiempo de levantamiento
de la señal de potencia es del 0.1 segundo y el tiempo de
asentamiento de la potencia es de 0.2 segundos.
65
Gualotuña et al. / Estrategia de control robusto descentralizado para una micro-red aislada con generación distribuida
Figura 7: Potencias generaciones distribuidas
En la Fig. 8 se puede apreciar los voltajes p.u. en las
barras donde se encuentran conectadas las cargas. De
acuerdo con los resultados obtenidos los voltajes están
dentro del rango permitido, muy cercanos a la unidad.
Satisfaciendo cada una de las cargas.
Figura 8: Voltaje p.u en las cargas
En la Fig. 9 se aprecia el voltaje RMS del sistema y
los voltajes en las barras de las cargas 1 y 2 en el
escenario inicial des sistema planteado.
Figura 9: Escenario 1 Comparación de voltajes
Escenario 2
En este escenario se presenta la variación de las dos
cargas del sistema, desde el inicio de la operación del
sistema donde se aumenta 15 % y 20% de la potencia
consumida de las cargas de sistema.
Con el fin de poner a prueba las estrategias de
control implementadas en el sistema se realiza el
aumento del valor de las cargas obteniendo como
resultado las figuras siguientes.
En la Fig. 10 se observa el comportamiento del
voltaje a la salida de la fuente al realizar el aumento de
cargas, donde el voltaje producido al estar acoplado
desde el principio con la GD2.
Además, se puede apreciar que el tiempo de la
estabilización de voltaje es reducido, como se observa el
tiempo de estabilización es de 0.15 segundos.
La salida DC del sistema se estabilizada en 650 V en
menos de 0.05 s.
Figura 10: Fuente 1 escenario 2
En la Fig. 11 se puede apreciar el voltaje rms del
sistema, el cual corresponde al 0.707 del voltaje pico,
siendo 217.9 V.
Figura 11: Voltaje RMS del sistema
En la Fig. 12 se aprecia los voltajes a la salida de las
fuentes de la DG 2, observando que se mantiene los
voltajes DC y AC estabilizándose la señal DC a los 0.05
s. y la señal AC a los 0.35 s. La salida mostrada de la
DG2 es la salida del control PI implementado.
Figura 12: Fuente 2 escenario 2
En la Fig. 13 se observa la potencia generada por
cada una de las generaciones distribuidas a través del
66
Edición No. 20, Issue II, Enero 2024
segundo de prueba del segundo escenario propuesto,
donde se observa que la potencia se estabiliza al cabo de
0.5 segundos alrededor de 1500 kVA.
Figura 13: Potencias DG escenario 2
En la Fig. 14 se observa que los valores p.u
obtenidos están cercanos a la unidad por lo que se está
asegurando que llega el voltaje correcto a cada una de
las cargas a pesar de haber aumentado se demanda.
Figura 14: Voltaje p.u escenario 2
Escenario 3
En este escenario después de haber visto el
comportamiento del sistema en los dos escenarios
previos se pone a prueba la robustez del controlador
implementado a través de perturbaciones instantáneas
que pueden sacar total o parcialmente una fuente del
sistema.
El objetivo del control robusto es devolver la
estabilidad del sistema al cabo del menor tiempo
posible.
En la Fig. 15 se puede apreciar el comportamiento
de la fuente uno al agregar una perturbación al sistema,
como se puede observar en los primeros segundos antes
de los 0.05 s se distingue una perturbación en el voltaje
que rápidamente es compensada por la estrategia de
control robusto llegando a su voltaje establecido a los
0.15 s.
Figura 15: Fuente 1 escenario 3
La Fig. 16 muestra el comportamiento de la DG 2
después de la presencia de la perturbación como se
puede al observar la señal se ve afectada los primeros
microsegundos, sin embargo, la estrategia de control
permite al sistema estabilizarse a los 0.1 segundos. De
igual manera se aprecia el valor de la salida de la fuente
fotovoltaica.
Figura 16: Fuente 2 escenario 3
En la Fig. 17 se aprecia que la potencia del sistema
inicial no se ve afectada, al ingresar la perturbación al
sistema, por lo que el control robusto cumple su
función.
Figura 17: Potencias escenario 3
En la Fig. 18 se aprecia el voltaje de las DGs,
observando una perturbación inicial, la cual es
Vrms=0.707 p.u
Vp=1 p.uVrms=0.707 p.u
Vp=1.01 p.u
67
Gualotuña et al. / Estrategia de control robusto descentralizado para una micro-red aislada con generación distribuida
reestablecida a su valor nominal al cabo de 0.1 s.
además se aprecia que el tiempo de levantamiento es
menor a un milisegundo, indicando que la estrategia de
control brinda una respuesta rápida a los cambios
repentinos que podrían ingresar al sistema.
Figura 18: Voltaje con perturbación
En la Fig. 19 se observa los valores de los voltajes
por unidad en las barras de las cargas como se puede
apreciar el voltaje en las cargas no es afectado, ya que la
estrategia de control opera satisfactoriamente y logra
establecer el voltaje en los valores deseados.
En la Fig. 19 se observa el valor de Y como el
voltaje p.u. que es 1.01 pu. Al tiempo de 0.2090 s.
Al inicio de la operación del sistema se observa una
variación en la señal de voltaje en las barras de la carga
uno y dos que al cabo de 0.1 s. se ve solucionada gracias
a la estrategia de control.
Figura 19: Voltaje con perturbación p.u.
Figura 20: Zoom voltaje con perturbación p.u.
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En el sistema presentado, una MR aislada con dos
generaciones distribuidas acopladas de tipo solar
fotovoltaico se desarrolló la estrategia de control droop
robusto donde se pudo observar las salidas en AC y DC
de las fuentes de generación distribuida, teniendo
valores de voltaje 311 VAC y 650 VDC.
Se realizó la implementación de los inversores
DC/AC mediante controladores clásicos tipo PI,
limitando los valores de la corriente en las bobinas del
conversor de potencia.
El control droop convencional fue modificado para
convertirlo en un control droop robusto, a través de la
modificación del diagrama de bloques. se realizó la
implementación de una ganancia en la realimentación a
la salida de voltaje del inversor y la adición. Donde se
pudo apreciar su eficacia al tomar menos de 0.35
segundos para estabilizar el sistema.
En los escenarios uno y dos se observa el
comportamiento de las dos fuentes al operar
conjuntamente. El tiempo de establecimiento del
transitorio de voltaje toma un lapso menor a los 0.34
segundos.
Después de la implementación en el software
Matlab/ Simulink, se tiene que el sistema inicialmente
planteado con dos GD de tipo DC abasteciendo
diferentes tipos de carga, para poner a prueba la
estrategia de control en el escenario uno se visualizó el
estado inicial del sistema, en el escenario dos se varió la
carga del sistema en un 15 y 20 %. Teniendo una
respuesta del controlador en menos de 0.4 segundos
donde a pesar del aumento de carga, el sistema responde
en el mismo periodo de tiempo satisfaciendo los
requerimientos del sistema en cuanto a potencia y
voltaje. Por último, en el escenario tres se agregaron
perturbaciones instantáneas que pueden sacar total o
parcialmente una fuente del sistema a las dos cargas
trifásicas pueden mejorar su operación a través de la
implementación de la estrategia de control droop
robusto. En la GD 1 muestra un notable mejoramiento
en el voltaje estableciendo el voltaje propuesto de 650
VDC al cabo de 0.37 segundos.
En los escenarios presentados se pudo observar que
el voltaje que llega a cada una de las cargas es cercano a
la unidad por lo que se está satisfaciendo la demanda.
En los escenarios presentados se pudo observar el
comportamiento del voltaje de cada una de las cargas y
fuentes después de la implementación del control droop
robusto, donde los lazos de control de voltaje y corriente
Por lo que la solución ideal sería la implementación del
droop control en ambas generaciones distribuidas. Con
el fin de obtener una estabilidad de voltaje más cercana
al valor establecido y con menos tiempo de
establecimiento para la operación correcta del sistema y
un correcto abastecimiento de las diferentes cargas.
68
Edición No. 20, Issue II, Enero 2024
6. TRABAJOS FUTUROS
Se puede investigar a partir de este caso de estudio
un control robusto de voltaje, utilizado otras técnicas de
control como impedancia virtual, H infinito.
Ampliar el espectro de tiempo de análisis para
encontrar el comportamiento del controlador droop en
un sistema acoplado a la red principal. Aplicar las
estrategias a modelos estandarizados por IEEE o
CIGRE.
Se debe tomar en cuenta que este tipo de sistemas
son altamente no lineales, por lo que en el futuro sería
más factible implementar sistemas de control no lineal.
También se podría manejar al conversor a través de
modelos linealizados más simples, con el fin de requiera
menos esfuerzo de control.
El sistema de gestión de energía, EMS, juega un
papel importante en el control de MR, por lo que su
análisis sería conveniente para mejorar la calidad de
energía del sistema.
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Biografías
Sandra Ariel Gualotuña Logacho
(Y’1997) Received the B.S. of
Electrical Engineering from
Universidad Politécnica Salesiana,
Quito – Ecuador. His research
interests include implementation of
a control strategy for an isolated
microgrid with distributed
generation to improve voltage stability.
70
Edición No. 20, Issue II, Enero 2024
Wilson Pavón Vallejos. -
(Y’1989-M’10). Received the B.S.
of Electrical Engineering from the
ESPE (Army Polytechnic School)
in Ecuador in 2014, and the MSc
degree in Automation and Control
in 2016 from Newcastle University
in United Kingdom, and the Phd
degree in Ferrara-Italy in 2021. His areas of interest are
renewable energy, energy efficiency, techniques of
control of Power converters and inverters, artificial
intelligence as technique of control. He joined as
occasional professor of Universidad Politécnica
Salesiana in Ecuador.
71
