Las microrredes son porciones de un sistema de distribución que pueden operar independientemente debido a los recursos locales de generación como se muestra en la figura 1.1. Este concepto es mucho más amplio al de la generación distribuida ya que permite el control de frecuencia y tensión cuando se tiene operación en isla.
Figura 1.1: Diagrama esquemático de una microrred
La generación distribuida ha estado presente en los sistemas de distribución modernos debido a la cogeneración en alimentadores primarios con cargas industriales. Las energías alternativas permiten la integración de recursos de generación, tanto en usuarios industriales como en usuarios residenciales. Sin embargo, la generación distribuida convencional no está en capacidad de operar en isla cuando se presenta un fallo en el sistema principal, esto debido a su limitada capacidad de control de frecuencia y reactivos. En un sistema de distribución convencional con presencia de generación distribuida, la función de control de frecuencia es realizada por los grandes generadores a nivel de transmisión. Los generadores distribuidos a lo largo de los alimentadores primarios se sincronizan a dicha frecuencia, pero no ejercen ningún tipo de servicio auxiliar. De igual forma, la potencia reactiva es controlada manualmente, por lo cual el control de tensión es indirecto.
Los elementos conectados a una microrred suelen estar integrados mediante convertidores de potencia, como es el caso de la carga 2 en la figura 1.1. Estos elementos permiten un control directo de la potencia reactiva y de la frecuencia del sistema, así como realizar acciones de compensación. La potencia demandada PD puede ser, por tanto, controlable haciendo despachable la demanda del alimentador primario, esto implica un cambio significativo en la manera de operar los sistemas de distribución. De igual manera, los elementos conectados en la microrred pueden operar conjuntamente para prestar servicios auxiliares al sistema de potencia. Los generadores locales podrían suministrar energía a parte del alimentador primario en caso de una falla aguas arriba del mismo.
El principal reto de las microrredes es el control de frecuencia y tensión cuando ésta se encuentra operando en modo isla. Diferentes esquemas de control han sido propuestos para enfrentar esta situación, la mayoría deéstos requieren el uso de comunicación en tiempo real, por lo que se incrementan considerablemente los costos de inversión. Otros enfoques utilizan metodologías de control primario-secundario tal y como en los sistemas de potencia convencionales.
Las energías alternativas tales como la generación eólica y solar, implican una serie de retos adicionales en la operación de sistemas de distribución. Las fuentes renovables de pequeña escala pueden tener alta variabilidad, creando incertidumbre no sólo en la demanda sino en la generación misma. De igual manera, los sistemas de generación eólica y solar requieren usualmente el uso de convertidores de potencia, los cuales generan distorsión armónica de corriente, especialmente en aquellos casos en donde se utilizan convertidores con compensación de línea.
En el caso ideal, las fuentes de energía alternativa están integradas a la red mediante convertidores de conmutación forzada, desde luego, el contenido armónico de estos elementos es menor o puede ser fácilmente eliminado mediante filtros pasobaja debido a la alta frecuencia de conmutación. El uso de este tipo de convertidores facilita la operación del sistema de distribución, pero no necesariamente beneficia la calidad de la forma de onda. Además de su capacidad de controlar la fuente primaria de energía, el convertidor de potencia puede compensar la potencia reactiva de la red si se utiliza un control adecuado. Usualmente, los convertidores son operados a factor de potencia unitario debido a que la regulación no les exige mayor compromiso con el control de reactivos de la red.
1.4.2 Elementos almacenadores de energía
Los sistemas de almacenamiento de energía son uno de los elementos más importantes en la operación de redes inteligentes ya que permiten aplanar la curva de demanda aumentando la eficiencia en la transmisión de energía. Igualmente, permiten reducir los efectos de las oscilaciones de potencia producidos por la intermitencia de los sistemas fotovoltaicos y los generadores eólicos, esto implica compensación de energía en el sistema de distribución. La integración de estos dispositivos a la red implica el uso de un convertidor con conmutación forzada con lo cual se permite también la compensación de potencia reactiva mediante un adecuado control del sistema. Existen diferentes tipos de elementos almacenadores de energía entre los que se destacan los bancos de baterías y las centrales hidroeléctricas de bombeo, estas dos tecnologías son lo suficientemente maduras como para ser implementadas en sistemas comerciales. Otro tipo de elementos almacenadores de energía son las volantas de inercia o flywheels, los elementos almacenadores basados en bobinas con materiales superconductores, y los bancos de supercapacitores.
Teorías de compensación de potencia
Este capítulo resume y analiza las principales teorías de compensación en sistemas de distribución. Se hace especial énfasis en las Teorías PQ y ABC, así como en algunos conceptos generales sobre la definición de potencia reactiva y su interpretación en redes con alta distorsión armónica.
Una discusión fascinante en el contexto de las redes eléctricas modernas es la definición e interpretación de los términos de potencia activa y reactiva bajo condiciones de distorsión armónica (Knowlton, 1933; Willems, 2011; Tenti et al., 2011). Existen diferentes estrategias de compensación, así como definiciones de potencia reactiva o no activa (Salmeron et al., 2004; Herrera and Salmeron, 2007, 2009a,b). Dichas estrategias pueden ser clasificadas en dos grandes grupos, de acuerdo al marco de referencia utilizado dentro del sistema de control, a saber:
• Teoría PQ.
• Teoría ABC.
La Teoría PQ es una de las más importantes debido a su amplia aplicación en el campo de los filtros activos (Akagi et al., 2007). Esta técnica usa la transformación de Clark de tal forma que todas las variables son definidas en el marco de referencia estacionario αβ (Akagi et al., 1984). A pesar de su enorme utilidad práctica, la Teoría PQ, adolece de falta de generalidad por lo que se han presentado múltiples modificaciones a la misma, dos de las más conocidas modificaciones son la Teoría DQ y la Teoría PQr (Herrera and Salmeron, 2007). La primera es una estrategia de compensación usando un marco de referencia rotacional o dq mientras que la segunda permite incluir algunos efectos particulares de los sistemas cuatro hilos (Akagi et al., 1984).
En la Teoría ABC en cambio, se realizan todos los cálculos y definiciones utilizando directamente las variables trifásicas. El uso de este marco de referencia simplifica el análisis y la implementación del compensador. La Teoría ABC es también llamada Teoría Vectorial debido a la formulación presentada por Peng (Peng and Lai, 1996), la cual será discutida más adelante en este capítulo. A pesar de las ventajas del marco de referencia ABC, la Teoría PQ ha sido el paradigma en la implementación de filtros activos.
Cabe destacar que existen otras posibles clasificaciones y definiciones de compensación, se destacan los trabajos de Czarnecki (Czarnecki, 2006, 2009) y Williems (Willems, 1992) los cuales dan luces acerca de la interpretación física de los diferentes componentes de potencia.
2.1 Definición de potencia reactiva