Uso de supercondensadores para brindar soporte de frecuencia en una microrred aislada

Abstract

Este artículo presenta la implementación práctica de una técnica de control de frecuencia (inercia virtual) en un sistema de almacenamiento energético basado en el uso de supercondensadores (SAE-SC). La propuesta estuvo diseñada para brindar soporte de frecuencia a una microrred eléctrica aislada real que integra fuentes de generación renovable (solar fotovoltaica, 15 kWp), generación síncrona convencional (térmico diésel, 44 kVA) y sistemas de almacenamiento energético (SAE-SC, 30 kW). Tomando como caso base la operación en condiciones normales de una microrred híbrida solar-diésel (una situación típica de sistemas insulares), se comprobó la efectividad de las labores de soporte de frecuencia provisto por el SAE-SC y se evaluó la resiliencia de la microrred en términos de esta variable. Los resultados experimentales mostraron que la implementación de la propuesta permitió reducir las fluctuaciones de frecuencia de la microrred en un 30%, representando una mejora significativa en la calidad del suministro eléctrico. Los experimentos se llevaron a cabo en el Laboratorio de Micro-Red del Centro Científico, Tecnológico y de Investigación Balzay (CCTI-B) de la Universidad de Cuenca.

Enhancing Virtual Inertia Control in Microgrids: A Novel Frequency Response Model Based on Storage Systems

“…Table 2 presents these results: In the case study, a dynamic analysis of the solar-wind-diesel system is proposed with support in energy storage systems operated in island mode, considering the disturbances of renewable energies, in which the two perspectives are mainly analyzed regarding the response of the system without RES penetration and with RES penetration. The mathematical modeling and the parameters of the virtual inertia control were developed based on the characteristics of the renewable generation equipment and systems of the Centro Científico, Tecnológico y de Investigación Balzay (CCTI-B) of the University of Cuenca [26,40]; they are presented in the following Figure 4. The laboratory mainly consists of a photovoltaic generation system (35 kW), a mini wind farm (15 kW), a diesel generator (40 kVA), storage systems with Valve-Regulated Lead-Acid (VRLA) Gel battery bank (15 kWh), and a programmable electrical load that allows for the creation of step scenarios every 5 kW.…”

“…The Model Predictive Control (MPC) techniques are shown to improve the capability of energy storage units in managing power fluctuation control. Likewise, the authors of [26] propose the use of supercapacitors to provide frequency support to an isolated microgrid considering the solar-diesel hybrid system and fast response energy storage systems, thus achieving a reduction of up to 30% in fluctuations of frequency.…”