Los investigadores de la Unidad de Sistemas Eléctricos de IMDEA Energía han desarrollado métodos novedosos para evaluar la estabilidad de las redes de distribución eléctricas con presencia de múltiples convertidores de potencia y garantizar la continuidad del suministro. Esta metodología se basa en la teoría matemática de bifurcaciones.
La integración de fuentes de energía renovables y vehículos eléctricos que utilizan convertidores de potencia como interfaces para la conexión a la red de distribución intensifica la tarea de análisis y pone en peligro su estabilidad.
Teoría de las bifurcaciones
En el pasado, los análisis de estabilidad de la red eléctrica se solían realizar usando ecuaciones lineales y simplificadas. Este tipo de análisis es rápido y preciso, en términos computacionales, pero no tiene en cuenta los casos en los que los parámetros del sistema difieren significativamente de sus valores nominales. Para ciertos casos, como para el análisis y el estudio de sistemas de potencia con alta penetración de convertidores de potencia, se necesitan herramientas matemáticas más avanzadas.
La metodología desarrollada en la Unidad de Sistemas Eléctricos de IMDEA Energía se basa en la teoría de bifurcaciones, una teoría matemática que deriva del campo de los sistemas dinámicos. Esta teoría supone cambios tanto cualitativos como cuantitativos en un sistema (estabilidad incluida) cuando los parámetros del sistema cambian significativamente. El análisis se realiza utilizando los modelos matemáticos completos de los convertidores y la red eléctrica, en lugar de los simplificados.
Predicciones de estabilidad precisas
En esta metodología, primero se obtienen todos los modelos matemáticos del sistema. Luego, se modifican los parámetros importantes de la red y del convertidor y se rastrean e identifican los límites de estabilidad del sistema mediante un software especializado. Finalmente, los límites de estabilidad encontrados se verifican experimentalmente en las instalaciones del SEIL de IMDEA Energía.
La metodología predice con precisión los límites de estabilidad de la red cuando cambian parámetros importantes del sistema. Los resultados proporcionan una guía con respecto a los rangos seguros de operación en las redes eléctricas y el diseño de los parámetros de control del convertidor de energía. Esto garantiza la entrega de energía sin interrupciones, incluso en condiciones adversas.
Estabilidad de las microrredes
En áreas remotas con acceso limitado a las redes eléctricas, las microrredes se utilizan para alimentar cargas locales a partir los recursos energéticos locales. Hasta ahora se han utilizado para este propósito los grupos electrógenos alimentados con diésel. En los últimos años, la generación renovable, que utiliza convertidores de electrónica de potencia como interfaz, se ha utilizado cada vez más con este fin. Estos convertidores deben producir una corriente de la misma frecuencia que la red, para lo cual se utiliza frecuentemente un controlador de sincronización. Una alternativa es utilizar un control que imite el funcionamiento de los generadores convencionales, que utilizan una forma implícita de sincronización.
Estas dos estrategias han sido estudiadas en profundidad para su aplicación en redes eléctricas convencionales y son muy utilizadas en la actualidad. Sin embargo, la frecuencia en las microrredes puede desviarse significativamente de su valor nominal, dificultando la sincronización.
Además, un gran número de convertidores conectados a una microrred puede dar lugar a interacciones entre sus sistemas de control que pueden poner en peligro la estabilidad de la microrred. Estas interacciones enfatizan la importancia de herramientas adecuadas de modelado y estabilidad del sistema para el análisis de microrredes.
Diseño de los controladores para convertidores de microrredes
Recientemente, la Unidad de Sistemas Eléctricos de IMDEA Energía ha modelado diferentes topologías de microrredes, incluidas aquellas con generadores diésel, convertidores de potencia que utilizan control de sincronización y convertidores de potencia que imitan el funcionamiento de los generadores tradicionales.
Estos modelos se han utilizado para estudiar las interacciones de los convertidores que utilizan el control de sincronización con los generadores tradicionales y con los convertidores que imitan a los generadores convencionales. Se ha confirmado que las microrredes con generadores convencionales tienen límites de estabilidad reducidos.
Además, cuando las microrredes están formadas únicamente por convertidores de potencia (sin generación tradicional) los límites de estabilidad pueden ampliarse mediante un diseño adecuado de los diferentes lazos de control de los convertidores. Los principales resultados se han resumido en una guía para el diseño de los controladores para convertidores de microrred que facilita la integración de fuentes de energía renovables y, por lo tanto, una mayor descarbonización del suministro de energía. Finalmente, los modelos desarrollados pueden ser utilizados para estudiar otros aspectos relacionados con la operación y estabilidad de la microrred.