ESTUDIO DE FUNCIONAMIENTO Y CONTROL DE MICRO...

ESTUDIO DE FUNCIONAMIENTO Y CONTROL DE MICRO RED

MÁSTER UNIVERSITARIO EN SISTEMA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Estudiante:

SHI ZEKUN

Tutor:

Prof. MAURICIO JUAN MANUEL, Departamento de Ingeniería Eléctrica

Sevilla, a 10 de Mayo, 2016

En primer lugar quisiera agradecer a mi tutor del trabajo fin MAURICIO JUAN MANUEL

que me ayudado mucho en este proyecto.

CONTENIDO


i

ÍNDICE

1. Introducción .................................................................................................................................................................................. 1

1.1 La situación actual de la energía eléctrica. ..................................................................................................................... 2

1.1.1 La energía tradicional.................................................................................................................................................... 2

1.1.2 La energía renovable .................................................................................................................................................... 3

1.2 La tecnología de Micro Red. ............................................................................................................................................. 4

1.2.1 Ventajas ........................................................................................................................................................................... 4

1.2.2 Desventajas .................................................................................................................................................................... 5

1.3 El desarrollo de la tecnología en el mundo. ................................................................................................................. 6

1.3.1 El estado del desarrollo de la tecnología de micro red en EE.UU. ................................................................... 6

1.3.2 El estado del desarrollo de la tecnología de micro red en Europa. ................................................................ 7

1.3.3 El estado del desarrollo de la tecnología de micro red en China .................................................................... 9

2. Control ......................................................................................................................................................................................... 11

2.1 Las características de estrategia de control .................................................................................................................. 12

2.1.1 La estrategia de control tradicional ......................................................................................................................... 12

2.1.2 La estrategia de control del convertidor ............................................................................................................... 13

2.2 La estrategia de control en el sistema de distribución ............................................................................................ 14

2.2.1 PQ control. ................................................................................................................................................................... 14

2.2.2 Droop control. ............................................................................................................................................................. 17


ii

2.2.3 V/f control .................................................................................................................................................................. 18

2.3 El modelo matemático del convertidor y la estrategia del convertidor control

debajo del sistema de referencia en rotación ............................................................................................................... 19

2.3.1 El circuito del convertidor. ........................................................................................................................................ 20

2.3.2 El modelo matemático debajo del sistema de referencia en rotación. ........................................................ 20

2.3.3 Los métodos de control debajo del sistema de referencia en rotación ...................................................... 22

2.3.4 El PI controlador ......................................................................................................................................................... 24

2.4 La estrategia general de control en conexión a la red y en operación de isla .................................................. 24

2.4.1 La situación actual de la estrategia de control al sistema de micro red ....................................................... 26

2.4.2 La estrategia de control del trabajo ....................................................................................................................... 31

3. Modelo ....................................................................................................................................................................................... 33

3.1 Modelos componentes de la micro red ....................................................................................................................... 34

3.2 Modelo de la turbina eólica ............................................................................................................................................ 35

3.3 Modelo de la fotovoltaica ............................................................................................................................................... 40

3.4 Modelo de la batería ........................................................................................................................................................ 44

4. Simulación ................................................................................................................................................................................. 47

4.1 Descripción del programa de simulación .................................................................................................................... 48

4.1.1 Las funciones principales ........................................................................................................................................... 48

4.1.2 Las características principales ................................................................................................................................... 51


iii

4.2 Descripción del proyecto ................................................................................................................................................ 53

4.2.1 Las principales cargas ................................................................................................................................................ 53

4.2.2 Los generadores distribuidos principales ............................................................................................................ 55

4.3 Simulación del sistema de la micro red ....................................................................................................................... 57

5. Conclusiones ............................................................................................................................................................................. 73

6. Bibliografía ................................................................................................................................................................................. 75

7. Anexo .......................................................................................................................................................................................... 77

INTRODUCCIÓN


2

1.1. La situación actual de la energía eléctrica.

1.1.1. La energía tradicional.

Hasta el principio de este siglo, el mundo ha experimentado tres revoluciones industriales, la demanda de

energía ha convertido más y más grande. Con el rápido desarrollo industrializado en todo el mundo después

de 1950s, aparecieron más nuevos problemas ambientales debido a utilizar la sola estructura de la energía fósil

en gran escala. Aunque el concepto de la nueva energía había presentado en unas décadas antes, restringido

por faltar la tecnología madura y el rendimiento de la producción, la nueva energía se aplicado en los mayores

países como el ensayo.

Hoy, la energía fósil todavía es el principal parte que suministrado la fuerza de desarrollo al mundo. Con la

reducción de la velocidad de desarrollo después la crisis económica mundial, según la previsión económica, el

coeficiente de incremento de la demanda a la energía tradicional disminuirá en próximo 20 años. En otro lado,

con la cooperación internacional reforzada en todo el mundo, la solución de los problemas de interés común se

ha planteado y preparado a resolver. En la situación actual, la nueva energía adquirirá una nueva oportunidad

de desarrollo.

Figura 1.1. La previsión de la demanda de consumidor mundial de la energía.


3

1.1.2. La energía renovable.

En el entorno económico internacional del año pasado y el contexto de la caída de precio del petróleo

crudo, la energía renovable mantenido el crecimiento en casi todo el mundo, especial en los países emergentes.

La energía renovable suministrado la demanda de 19.1% energía del mundo en 2013 y el número está

aumentando en cada año. El crecimiento de las inversiones se concentra principalmente en el sector eléctrico,

como la generación de fotovoltaica y la generación eólica.

La popularidad de electricidad hace la generación convierte el mayor parte de consumidor de la energía. El

gran crecimiento de la aplicación de la energía renovable va a cambiar la estructura de la energía primaria. Por

eso, durante la última década, los principales países han promovido activamente la liberalización y la innovación

técnica del mercado eléctrico desde el mercado convencional, así como han promocionado la integración de

los principios de eficiencia energética y energías renovables en el suministro y consumo final de energía.

Figura 1.2. La previsión del crecimiento de la demanda de la energía eléctrica y de la aplicación de la energía renovable.

Gracias al desarrollo de la tecnología de control informático y de nuevos materiales, ofrece más diversos

métodos para solucionar los problemas que aparecieron durante la aplicación de la energía renovable. Por el

ejemplo, el gran pérdida eléctrica de la transición a una larga distancia desde un sistema eléctrico centralizado,

los consumidores finales inestables, los cambios instantáneos de la grande red eléctrica por los factores de


4

incertidumbre , todo son los problemas que existe en la operación de la grande red eléctrica.

En contraste con el sistema eléctrico centralizado tradicional, el sistema eléctrico distribuido resolverá los

problemas de contradicción entre la grande red eléctrica y los consumidores finales.

Micro Red surgió en el momento histórico.

1.2. La tecnología de Micro Red.

Micro red es un sistema independiente distribuido en pequeña escala que utiliza gran cantidad de

tecnología eléctrica moderna, se hace las máquinas eléctricas, los generadores eólicas, los paneles fotovoltaicos,

las pilas de combustible, los equipos de almacenamiento de energía, todo en paralelo y conecta directa al lado

de consumo.

Micro red puede ser como una unidad debajo del control en la grande red eléctrica, se puede satisfacer la

demanda desde la red eléctrica de transmisión y de distribución en algunos segundos; en el aspecto de

consumidor, micro red también puede satisfacer la demanda de diversificación, por el ejemplo, mantiene la

estabilidad de la tensión, aumenta la confiabilidad del sistema eléctrico, disminuye la pérdida eléctrica de

transmisión y utiliza la energía térmica a suministrar electricidad o calentarse en una alta eficiencia.

La tecnología de micro red solucionado el problema DERs de operación en conexión a la grande red

eléctrica, según la sensibilidad de la tecnología electrónica de potencia, micro red puede utilizar DERs para

coordinar efectivamente la carga de flujo. Como la reserva adicional de la energía eléctrica a la red eléctrica

tradicional, micro red tiene un gran espacio de desarrollo en futuro.

1.2.1. Ventajas.

La tecnología de micro red tiene las siguientes características:


5

Buena maniobrabilidad y alta sensibilidad;

Micro red tiene la característica de fácil a operar debido a estar cerca del lado de consumo, el

mantenimiento no es complejo. La aplicación de nueva tecnología informática de control hace micro

red tiene una alta sensibilidad, así ayudado más a encontrar el problema instante.

Buena compatibilidad y facilitar a modular;

Con el desarrollo de la demanda, micro red puede instalar más dispositivos orientado a servicios,

listo para conectar es una característica indispensable en futuro. La función de modular también es la

tendencia de desarrollo.

Buena interactividad y operación independiente;

Micro red puede satisfacer la demanda propia en el lado de consumo por varios métodos de

generación. Se puede suministra la restante energía a recargar las pilas de almacenamiento o a la

grande red eléctrica como una reserva eléctrica, se puede realizar la conversión instante entre los dos

modos cuando la necesita.

Buena diversificación y ahorro económico.

La estructura de micro red puede estar compuesta por varios tipos de carga, incluido los equipos

de almacenamiento de la energía. Micro red puede reducir efectivamente la emisión de carbono

debido a utilizar más tecnologías en la energía renovable, es un método de optimización de

economía.

1.2.2. Desventajas.

Aunque micro red tiene muchas ventajas excepcionales, los problemas propios también restringen su

desarrollo. El alto coste de inversión y la aplicación del nuevo sistema que trae los problemas de estabilidad. En

base a la característica de función independiente, IEEE P1547 había regulado que micro red corta la conexión a


6

la grande red eléctrica cuando hice fallo en el sistema eléctrico.

El CERTS (The Consortium for Electric Reliability Technology Solutions) investigó micro red por la primera

vez en los aspecto de confiabilidad, la economía y el grado de impacto al medio ambiente en 1999, presentó los

conceptos básicos de micro red en 2002. Los más ensayos sobre la operación de micro red estuvieron haciendo

en los países principales hasta hoy.

1.3. El desarrollo de la tecnología en el mundo.

1.3.1. El estado del desarrollo de la tecnología de micro red en EE.UU.

EE.UU. es el primer país que presenta el concepto de micro red. Las investigaciones tecnológicas se

centraron en satisfacer varios requisitos de la energía eléctrica con una buena calidad, mejorar la confiabilidad

del sistema de alimentación y realizar el control inteligente.

Primero, la estructura que presentado por CERTS regulado tres tipos de carga en el lado de consumo, A, B

y C, como la siguiente figura,

Figura 1.3. La estructura de micro red que presenta por CERTS de EE.UU.


7

Esta micro red muestra la estructura radial, instalado la retroalimentación de carga, puede coordinar

automáticamente la potencia depende los cambios de las cargas. Sola las cargas C conectado a la grande red e

instalado un interruptor entre las líneas C y AB. El interruptor abre cuando hace fallo en la grande red y el

sistema funciona independiente hasta revolver el estado normal. CERTS micro red es un sistema de

Plug-and-Play, tiene buena sensibilidad y puede mejorar la distribución del sistema de generación.

Además, el gobierno de EE.UU. había invertido la compañía GE (General Electric Company) para investigar

un sistema energético de control a micro red, MEM (Microgrid Energy Management). Este sistema unificará la

función de control y gestión de la protección.

1.3.2. El estado del desarrollo de la tecnología de micro red en Europa.

La investigación de DERs solucionar principalmente los problemas sobre la calidad de energía eléctrica y el

impacto de medio ambiente. Micro red tiene sus ventajas destacadas en este aspecto. Europa presentó el

concepto de Smart Power Network en 2005, luego el Proyecto de Microred Europeo (European Commission

Project Microgrids) definió las normas de micro red:

Micro red utiliza la energía primaria, instalado la pequeña alimentación, se clasificado el sistema controlable

completo, el sistema semi-controlable y el sistema incontrolable, debe poseer los equipos de almacenamiento

energético, puede coordinar con el dispositivo electrónico de potencia.

La primera etapa de desarrollar micro red es durante el tiempo de FP5 (5th Framework Program), dirigido

por NTUA (National Technical University of Athens) y logrado algunos resultados de la investigación científica,

como el modelo de DERs, el resultado de simulación de inversor, la estrategias de control, la operación debajo

de estado de conexión normal y la operación independiente debajo del estado de cortado.

La segunda etapa de desarrollar micro red es el proyecto de Advanced Architectures and Control Concepts

for more Microgrid durante el tiempo de FP6 (6th Framework Program), también dirige por NTUA (National


8

Technical University of Athens), hay más compañías eléctricas y países participado en este programa, incluido

España. LABEIN es un proyecto español del programa europeo.

Figura 1.4. La estructura de micro red europeo.

El diseño de la estructura de micro red europeo también utiliza los dispositivos electrónicos de potencia

para conectar al sistema de generación distribuida y ha considerado la función de Plug-and-Play, pero el diseño

europeo pone más atención en solucionar los problemas de medio ambiente, hace esfuerzo para conectar más

sistema de generación distribuida como una misma micro red y aumenta la eficiencia de utilizar la energía

primaria. Europa permite micro red suministrar la energía eléctrica a la grande red, esta es la diferencia más que

todo con CERTS micro red de EE.UU.

La dirección futura de investigación europeo, sin duda, será mejorar la fiabilidad, flexibilidad y optimizar la

propiedad de fácil conexión, realizar el control inteligente.


9

1.3.3. El estado del desarrollo de la tecnología de micro red en China.

El área enorme de la tierra, la larga distancia de transmisión, el desequilibrio en el desarrollo entre la región

oriental y la región occidental, entre las ciudades y los campos de China, el desarrollo de micro red en china

tiene su gran espacio.

El desarrollo de micro red chino subraya poseer diferentes funciones para satisfacer las varias demandas

del consumo, aislar rápidamente para proteger la estabilidad de la grande red, instalar el sistema de

almacenamiento de energía para coordinar el crecimiento de demanda eléctrica por existir la punta de pico de

utilización de eléctrica, organizar la gestión de alta eficiencia para mantener la estabilidad de la red y aumentar

el rendimiento de utilizar la energía, establecer una estructura de múltiples niveles del sistema de micro red y

solucionar los problemas de medio ambiente.

Según los anteriores requisitos, un modelo inteligente típico de micro red con la capacidad de 5 MW se ha

diseñado como siguiente forma.

Se utiliza la estructura radial para conectar a los equipos de múltiples niveles. El sistema de micro red del

nivel terciaria se compone de estos componente: 1 estación de conmutación de 10 kV, 3 sala de transformador,

20-30 edificio de carga. El sistema de distribución de 400 V, las generaciones de fotovoltaica de cubierta, los

dispositivos del almacenamiento de energía y los circuitos de suministrar electricidad se compone el segundo

nivel del sistema de micro red. El transformador, las barras de 400 V y las pequeñas y medianas generaciones

de fotovoltaica y eólica de conexión funcionan como el primer nivel del sistema de micro red. Además, pone

una estación de conmutación de 10 kV y la conexión de las grandes generaciones de fotovoltaica, eólica,

combustible, de producción combinada de calor y electricidad, el almacenamiento de energía y los circuitos de

suministrar la electricidad de 10 kV se define como el sistema principal de micro red. Este tipo de diseño de

micro red fue nombrado “La Solución de Isla Verde”.

En abril de 2015, el primer proyecto de isla verde comenzó a funcionar en una isla en mar orienta de China.


10

La distancia de la más cercana entre esta isla y china continental es 35.2 Km, para solucionar la dificultad de

generación tradicional, se utilizado la tecnología de micro red y la energía renovable se convierta el mayor

parte del suministro de la electricidad.

Figura 1.5. La estructura de micro red de la Solución de Isla Verde.

La planificación futura china del desarrollo de micro red pondrá más esfuerzo en aumentar la fiabilidad de

las tecnologías de los sistemas e investigar la coordinación de la oferta del mercado de la distribución de

energía eléctrica debido a utilizar los sistema de generación distribuida, para mejorar la economía de ahorro de

energía eléctrica.

CONTROL


12

2.1. Las características de estrategia de control.

Las estrategias de control tienen sus características distintas en cada sistema eléctricas, el estudio y la

selección correcta son los requisitos previos de la operación segura.

2.1.1. La estrategia de control tradicional.

Figura 2.1. El sistema de generación tradicional.

El sistema de generación tradicional tiene el mismo eje que funciona con la turbina y el generador, conecta

a la red principal eléctrica a través de los cables. La ecuación de rotación se representa a bajo,

Donde: es el esfuerzo de torsión entrada mecánico;

es el esfuerzo de torsión de salida electromagnético;

es la inercia de rotación del generador;

es el número de polo del rotor.

Según la ecuación de rotación, sabemos la velocidad de rotor reduce cuando la potencia de salida mayor

que la potencia de entrada, en el mismo tiempo, el almacenamiento de energía de rotación que guardado en el

eje o el volante exporta la potencia para equivaler la demanda de la energía motriz. El sistema comienza subir la

potencia de entrada del motor hasta la potencia nominal después de detectar la reducción de la velocidad

giratoria del generador. La frecuencia angular de la corriente y de la tensión se determina por la velocidad

giratoria del generador, la velocidad giratoria del generador fija por el regulador de velocidad del generador.

La amplitud de la tensión de potencia de entrada en el lado de generación se controla por el sistema de


13

excitación. En el lado de consumo, la compensación de potencia reactiva y la coordinación de los conectores

del transformador puede determinar la amplitud de tensión de las cargas.

2.1.2. La estrategia de control del convertidor.

(a)

(b)

Figura 2.2. El sistema de generación distribuida con convertidor.

La figura 2.2 (a) muestra el sistema de generación distribuida alterna que conectado con convertidor en

espalda con espalda (Back-to-Back). La figura 2.2 (b) representa el sistema de corriente continua que conectado

con el convertidor. El condensador del convertidor exporta la energía eléctrica, funciona como el volante del

generador tradicional, pero solo puede suministrar un muy poco valor de energía eléctrica. En el sistema de

generación distribuida con los conectores de convertidor, la frecuencia de entrada de la corriente y de la

tensión se determina por la estrategia de control del convertidor, su amplitud de la tensión en el lado de salida

se fija por la amplitud de la tensión del condensador del lado de corriente continua y la estrategia de control del

convertidor.

Por eso, los cambios de la frecuencia de salida de la tensión y de la corriente no tienen la relación con el

motor de generación distribuida, pero la estrategia de control del convertidor. Por el ejemplo, utiliza el sistema

de circuito abierto y define un constante como la relación de modulación, sube la potencia de salida del


14

convertidor con el crecimiento de la potencia de las cargas y el condensador va a exportar más energía eléctrica

en este momento. La amplitud de la tensión que exporta por el convertidor reducirá si no cambie la potencia de

entrada desde el motor cuando existe un cambio en las cargas, pero la frecuencia de salida no se influye por el

movimiento del motor.

En resumen, la estrategia de control del convertidor con conector electrónico de potencia puede

determinar la frecuencia de salida de la tensión y de la corriente en el sistema de generación distribuida. Esta es

una diferencia más importante que los sistemas eléctricos tradicionales, conexión al conector de convertidor y

conexión directa a la red principal. La otra diferencia es la energía que guardado en el condensador mucho

menor que la energía mecánica de rotación, significa que no hay la inercia, por eso siempre instalado algunos

equipos de almacenamiento de energía eléctrica en micro red.

Ahora, la selección de la estrategia de control del convertidor ha convierta la investigación más importante

que todo.

2.2. La estrategia de control en el sistema de distribución.

Los métodos principales de control de la generación distribuida que conecta con convertidor son el PQ

control, el Droop control y el V/f control.

2.2.1. PQ control.

El sistema de generación distribuida que conectado a la red principal funciona muy complejo, se incluye los

diferente parámetros distribuidos de los convertidores, de las impedancias de la línea, del transformador y de

las cargas.

Para discutir la básica característica del flujo de potencia entre la red principal y el sistema de generación

distribuida, he mostrado la estructura simplificado del sistema en la siguiente figura. es la tensión de salida


15

del convertidor. es la tensión de la red. es la impedancia equivalente que conecta a la red.

Supongo que son , función seno normal.

Figura 2.3. Diagrama equivalente del sistema de generación distribuida.

Según el diagrama, sabemos la relación fasorial entre la tensión de salida y la tensión de la red:

( )

La potencia compleja que llegado a la red:

Define la tensión de la red como la fase normal, la corriente de salida:

( )

Por eso,

( )

Supongo que la impedancia equivalente de conexión a la red representa principalmente reactiva,

, que:

( )

Por eso, la potencia activa y la potencia reactiva de conexión a la red:


16

En la situación normal, la diferencia de fase de la tensión de salida del convertidor y del sistema

eléctrico es muy pequeña, hay , , , el resultado anterior puede

simplificar a la siguiente ecuación,

( )

donde,

es el factor de potencia activa;

es el factor de potencia reactiva.

Según la ecuación, obtenido las características de potencia de salida desde el sistema de generación

distribuida a la red:

a) La potencia activa que llega a la red por transmitir desde el sistema de generación distribuida depende

de la diferencia de fase entre la tensión de salida desde el convertidor y la tensión de la red. El

sistema suministrará la potencia activa si la fase avance que la fase de la tensión de la red, en contrario,

absorbe la potencia activa. La potencia activa es a la medida de la diferencia de fase.

b) La potencia reactiva que llega a la red por transmitir desde el sistema d generación distribuida

depende de la amplitud de la tensión de salida , el sistema suministrará la potencia reactiva si la

amplitud de la tensión mayor que la amplitud de la tensión de la red, en contrario, absorbe la potencia

reactiva. La potencia reactiva es a la medida de la diferencia de la amplitud de la tensión de salida.

En la situación de las reactancias principales son las inductancias en el sistema cuando conecta a la red, la

coordinación de la potencia reactiva y de la potencia activa pueden controlar por la amplitud de la tensión del

convertidor y de la fase de la tensión de salida del convertidor, no existe la relación de acoplamiento entre los


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dos parámetros. Con esta característica, puede simplificar el control de la potencia de salida.

La función fundamental del convertidor con el PQ control se muestra a la siguiente figura,

Figura 2.4. Diagrama de teorema de PQ control.

Las y son el valor de la potencia activa y de la potencia reactiva, calcula la diferencia con la

potencia activa y la potencia reactiva del lado de la red alterna, coordinado por regulador de PI, controla la

amplitud y el ángulo de la fase del convertidor para realizar el control de la potencia activa de salida y la

potencia reactiva de salida.

Los modos común de control, por el ejemplo, el PV control y el Vdc-Q control, son similares con el PQ

control.

2.2.2. Droop control.

El teorema del control de caída del sistema de generación distribuida con el conector del convertidor se

muestra en la siguiente figura.

Figura 2.5. Características de caída de la frecuencia y de la tensión.


18

Se utiliza la relación linear entre los dos parámetros para realizar el control. Sabemos que hay la relación

linear entre la potencia activa de salida desde la alimentación distribuida y la frecuencia, mientras, hay la

relación linear entre la potencia reactiva de salida y la amplitud de la tensión. Por el ejemplo, el punto de

alimentación distribuida mueve de A a B cuando la alimentación distribuida sube la potencia activa de salida y la

potencia reactiva de salida. Este modo de control tiene la característica que realiza el control no necesitar la

comunicación electrónica entre las alimentaciones distribuidas, por eso se utiliza en la estrategia del control de

Par-a-Par (Peer-to-Peer Control) de la generación distribuida con el conector del convertidor.

2.2.3. V/f control.

La característica de la estrategia de control de la tensión constante y la frecuencia constante en el sistema

de generación distribuida es mantener la amplitud de la tensión de salida y la frecuencia como un valor

constante en todas situaciones, no se influye por los cambios de la potencia de salida.

El sistema de micro red no necesita coordinar la frecuencia de operación cuando se conectado a la red

principal, es que el sistema de la red principal controla la estabilidad de frecuencia. En la situación de la

operación de isla, el controlador debe mantener la tensión nominal y la frecuencia nominal del sistema en la

operación de Maestro-Esclavo (Master-Slave Operation), su teorema de control se muestra en la siguiente

figura.

Figura 2.6. Diagrama de teorema del V/f control.


19

La coordinación de la tensión necesita comparar con el valor medido, luego controla la tensión de salida

del convertidor por el regulador de PI. El control de la frecuencia necesita calcular la diferencia entre el valor

medido y el valor de 50 Hz, también, realiza el control de ángulo de fase del convertidor por el regulador de PI.

Se utiliza la primera orden PLL (First Order Phase Locked Loop) para medir la frecuencia del sistema.

En la situación de operación de isla, esta alimentación distribuida puede ser una barra infinito, se debe

satisfacer toda demanda por los cambios de las cargas en el sistema de micro red. La alimentación eléctrica

absorbe la energía restante cuando la demanda de las cargas menor que la capacidad de generación. La

alimentación eléctrica suministra más energía eléctrica cuando la demanda de las cargas mayor que la

capacidad de generación.

La utilización de este modo de control debe satisfacer los requisitos de los cambios de potencia por

diferentes cargas, por eso tiene que instalar más dispositivos de almacenamiento de energía eléctrica en este

sistema de generación distribuida. Lo más importante es hacer un plan completo que incluido el tiempo de

operación de isla y los posibles cambios de demanda por varias cargas, debido a los dispositivos de

almacenamiento eléctrico solo puede suministrar la potencia limitada a la micro red por su capacidad de

energía eléctrica.

2.3. El modelo matemático del convertidor y la estrategia del convertidor control

debajo del sistema de referencia en rotación.

La potencia de salida del sistema de distribución actualmente puede satisfacer la demanda de las cargas

debido a utilizar el conector electrónico de potencia para exportar la estable energía eléctrica a las cargas. Se

mantenido la estabilidad de la amplitud de tensión y la frecuencia a controlar la potencia activa y reactiva.


20

2.3.1. El circuito del convertidor.

Figura 2.7. Diagrama del circuito del convertidor trifásico.

Convertidor es el conector de energía eléctrica, el puente convertidor con Tres fases-Tres líneas puede

convertir la corriente continua a corriente alterna debajo de la frecuencia nominal. Para analizar las

características de convertidor, necesita crear un modelo matemático.

2.3.2. El modelo matemático debajo del sistema de referencia en rotación.

Según la figura 2.7, utiliza las leyes de Kirchhoff para modelar el circuito del convertidor. El sistema con

unidad electrónica de potencia utiliza normalmente el método de SPWM para producir las señales de pulso de

control, se puede equivaler el SPWM como una proporción debido a la frecuencia del interruptor mayor que la

frecuencia de salida del sistema del convertidor. Con esta característica, se equivale el puente de convertidor a

una proporción, .

Figura 2.8. El modelo equivalente del convertidor trifásico.


21

Según la figura 2.8, obtiene los siguientes dos grupos de ecuaciones:

[

]

[

] [

]

[

]

[

] [

]

Después de la transformación de PARK, tiene,

[

] [

] [

] [

] [

] [

] [

]

[

] [

] [

] [

] [

] [

] [

]

Debajo del dq sistema de coordenadas, no considera la impedancia interna de la inductancia y la

impedancia de las ecuaciones, el modelo matemático del convertidor se muestra a la siguiente figura,

Figura 2.9. El modelo debajo del sistema de referencia de rotación.

En el lado de salida, la variable se presenta en alterna instante, así no es propicio para diseñar el sistema de

control, se obtiene las ecuaciones de la tensión y de la corriente debajo del dq sistema de coordenadas después

de la transformación de PARK. Hace las variables de onda sinusoidal convertir a las variables de corriente

continua debajo del sistema de referencia en rotación, se simplificado el proceso de diseño del sistema de


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control.

Debajo del sistema de referencia en rotación, la calculación de potencia se presenta:

Donde: es la tensión en eje d ; es la tensión en eje q ;

es la corriente en eje d ; es la corriente en eje q .

Con la transformación de PARK, obtiene , por eso las ecuaciones anteriores puede simplificar a las

siguientes ecuaciones:

Evidentemente, en el circuito trifásico, debajo del sistema de referencia en rotación, la corriente en eje d

influye la potencia activa y la corriente en eje q influye la potencia reactiva.

Comparado con el teorema básico de control, se produce algunos cambios de los métodos de control en

la situación exacta actual.

2.3.3. Los métodos de control debajo del sistema de referencia en rotación.

Con el teorema básico de control y el modelo matemático debajo de referencia de rotación, considerado la

aplicación en las situaciones reales, el modelo de PQ control debajo del sistema de referencia de rotación utiliza

el método de Dual-Loop para realizar el control. El lazo externo produce la potencia estándar depende de los

parámetros medidos por el convertidor, el lazo interno coordina el señal de salida de PWM para controlar la

corriente por el PI controlador. El diagrama del teorema se presenta en la siguiente figura:


23

Figura 2.10. El modelo de PQ control debajo del sistema de referencia de rotación.

Como se muestra en la figura, el convertidor produce la potencia P y Q después de la trasformación de dq

y la calculación de potencia, luego se compara con la potencia estándar y obtiene el valor componente de

corriente en los dq ejes por el PI controlador, por fin, adquiere el valor estándar de PWM de los dq ejes que

coordinado por el PI controlador de lazo interno.

Comparado con el PQ control, el V/f control debajo del sistema de referencia de rotación se muestra a la

siguiente figura:

Figura 2.11. El modelo de V/f control debajo del sistema de referencia de rotación.

El V/f control también utiliza el método de Dual-Loop para realizar el control. Obtiene el valor estándar

después de comparar con los valores de la tensión y la frecuencia por el PI controlador, se importar la tensión y

la frecuencia por la calculación de tensión y el medido de PLL. En el interno parte, tiene una similar estructura de


24

lazo interno con el PQ control.

2.3.4. El PI controlador.

Como dijo el anterior, de cualquier forma, el PQ control o el V/f control debe utilizar siempre el PI control,

por eso un exacto valor de PI convertido más importante que todo. El modelo de PI controlador se muestra en

la siguiente figura:

Figura 2.12. Diagrama de PI controlador.

La ecuación de relación entre la entrada ( ) y la salida ( ) es:

( ) ( )

∫ ( )

Donde: es el coeficiente de proporción; es el constante integral del tiempo.

Para discutir la influencia al PI control debido a fijar los valores adecuados de y . Un modelo de

simulación del PI controlador se creado como la siguiente figura:

Figura 2.13. El modelo de PI controlador.

Como se muestra en la figura, es la tensión de corriente continua, es la tensión estándar de

corriente continua, se produce después de comparar por el PI controlador.


25

Encontrar los valores adecuados de y es el parte más importante del proyecto. Los métodos

principales para fijar el parámetro de PI control son método de calculación y método de experiencia. La

realización del método de calculación fija los valores depende del modelo matemático del proyecto y las

calculaciones con precisión, pero los resultado matemático no puede utilizar directamente al modelo del

sistema sin coordinar. Se necesita cambiar adecuadamente durante el desarrollo de la avanza de la situación

real. Además, el método de calculación tiene algunos límites en la tecnología debido a necesitar crear un

correcto modelo matemático.

El método de experiencia realiza más simple que el otro. Se fija un grupo de parámetros del sistema y

ejecuta el sistema de la operación bucle cerrado, coordina los cambios y los valores depende de su resultado

gráfico, repite esta actividad y adquiere la salida mejorada al fin.

El desarrollo del método de experiencia es:

i. Hace el valor constante de tiempo igual a 0, ejecuta el sistema con la operación de bucle

cerrado, aumenta el valor de y adquiere un buen resultado;

ii. Fija el con el valor acatual y coordina el valor de desde pequeño a grande, apunta el

cambio de la salida y selecciona un buen resultado;

iii. Fija el y coordina el valor de , examina si haya alguno resultado mejor que antes y encuesta

el valor con el resultado perfecto al fin.

En resumen, el orden es coordinar el en primer y luego fijar el , apuntar los cambios y encontrar el

rey durante el desarrollo puede ayudar a adquiere los valores adecuados.


26

2.4. La estrategia general de control en conexión a la red y en operación de isla.

La selección de la estrategia de control al sistema de micro red debe considerar en diferentes situaciones

de operación y satisfacer los diferentes requisitos en el diseño del proyecto. La aplicación de las tecnologías

compuestas y el desarrollo de la tecnología informática inteligente hacen el modo de la estrategia de control no

sea único.

2.4.1. La situación actual de la estrategia de control al sistema de micro red.

En la actualidad, las estrategias comunes de control de micro red se clasifica en dos modos, la operación de

Maestro-Esclavo (Master-Slave Operation) y el control de Par-a-Par (Peer-to-Peer Control). El primer modo da

el sistema de la generación distribuida diferentes funciones y controla los sistemas restantes por una unidad

central de control. El segundo modo utiliza una estrategia de igualdad para realizar el control por la

característica de caída, todos los sistemas son iguales.

a) La operación de Maestro-Esclavo (Master-Slave Operation).

Se clasificado dos modos de la estrategia de control depende de colocar diferentes unidades

centrales de control. La alimentación distribuida y el controlador central todo puede funcionar como la

unidad principal de control.

i. Sustituye a la alimentación distribuida como la unidad central de control.

Utiliza la alimentación distribuida como la unidad central de control para detectar los

parámetros en el sistema eléctrico, coordina depende de las situaciones de operación de micro

red, controla la potencia de salida de los sistemas eléctricos restantes por el cable de

comunicación para mantener el equilibrio de la potencia y mantener la estabilidad de la tensión y

de la frecuencia.

El sistema de micro red no necesita coordinar la frecuencia de operación cuando se


27

conectado a la red principal, es que el sistema de la red principal controla la estabilidad de

frecuencia. En la situación de la operación de isla, la unidad central del control del

Maestro-Esclavo debe mantener la tensión nominal y la frecuencia nominal. Por eso utiliza el PQ

control para toda alimentación distribuida cuando operando en conexión a la red, micro red

suministra un valor fijo de la potencia activa y de la potencia reactiva. En la situación de la

operación de isla, la unidad central de control utiliza el V/f control para mantener la estabilidad de

la tensión y de la frecuencia.

El desarrollo del control de Maestro-Esclavo describe como lo siguiente,

Primero, el sistema de micro red conmuta en la operación de isla cuando la unidad

de detección descubre la conexión de la red estuvo cortado, se empieza a coordinar

la potencia de salida desde las alimentaciones eléctricas para equivaler las potencias.

Segundo, la alimentación principal coordina automáticamente la corriente de salida,

sube o reduce la potencia de salida, cuando existe los cambios de las cargas. En el

mismo tiempo, calcula los cambio de la potencia, coordina los valores de las

alimentaciones eléctricas dependientes depende de la capacidad actual de las

unidades de generación, sube o reduce su potencia de salida. Reduce

automáticamente la potencia de salida de la alimentación eléctrica principal cuando

otras alimentaciones eléctricas dependientes ha subido la potencia de salida, así,

garantiza que la alimentación eléctrica principal siempre tiene suficiente capacidad

de energía para coordinar el cambio instante de la potencia.

Tercero, en la última situación, cuando solo puede coordinar por la unidad central

de control debido a no tener ninguna potencia activa y potencia reactiva para

distribuir en el sistema, según la propiedad dependiente de la tensión, considera


28

reduce un valor apropiado de la tensión. Si todavía no pueda mantener la equilibrio

de la operación de micro red, corta un parte de las cargas para proteger la

estabilidad del sistema eléctrico.

ii. Sustituye al controlador central como la unidad central de control.

Con el desarrollo del concepto de micro red, aparece el concepto de múltiple micro red. La

utilización del controlador central puede controlar como la unidad central de control al único

sistema de micro red de múltiples niveles y varios sistemas de micro red de múltiples niveles.

Esta estrategia de control realiza el sistema de gestión de arriba de estructura al sistema de

distribución de bajo de estructura y las cargas de consumo por la comunicación de la operación

de Maestro-Esclavo, mientras, de bajo a arriba también necesita el canal de comunicación al

sistema de gestión, pero es una débil demanda, este sistema de micro red podrá mantener el

funcionamiento normal si haca fallo en esta comunicación. Por eso, el controlador coordinará los

valores estáticos del sistema de distribución cuando utiliza este modo de control. Por el ejemplo,

coordinado el límite del sistema de generación distribuida depende de su potencia de salida y

determinado la capacidad de carga cortada depende de los cambios posibles de la demanda en

micro red.

La estrategia del sistema de Maestro-Esclavo tiene sus desventajas. La selección de la unidad

central principal es muy importante, es que la capacidad de la unidad central puede mantener la

estabilidad de la tensión y de la frecuencia. Además, la realización de este modo de control todo

depende de la comunicación entre el sistema de gestión y el sistema de distribución, se aumentado el

coste y la complejidad de la estructura, y más, influye la fiabilidad de todo sistema.


29

b) El control de Par-a-Par (Peer-to-Peer Control).

El teorema de esta estrategia no tiene una unidad de control central muy importante ni la unidad

de almacenamiento central como el anterior, cada alimentación distribuida funciona con el mismo

estado en el sistema. Todas alimentaciones distribuidas de micro red coordinan las potencias activas y

reactivas depende de los parámetros que prefijado por el modo de control para mantener la

estabilidad de la tensión y de la frecuencia. Se asociado la frecuencia con la potencia activa y la tensión

con la potencia reactiva, según la relación de característica de caída exterior a simular la curva

tradicional de f-P y la curva tradicional V-Q para realizar automáticamente la coordinación de la

tensión y de la frecuencia.

Hay dos modos típicos de control se basen en la característica de caída externa y tienen la amplia

gama de aplicación en la estrategia de control de alimentación distribuida. Uno modo es f-P & V-Q

caída control, se producir la potencia activa y reactiva de referencia de la alimentación distribuida por

utilizar valor de medición de la frecuencia y la amplitud de la tensión de salida de la alimentación

distribuida. El otro modo se utiliza la medición de la potencia activa y reactiva de salida de la

alimentación distribuida para producir la frecuencia y la amplitud de la tensión de salida, se llama P-f &

V-Q caída control. Se muestra a la siguiente figura.

Figura 2.11. El control de caída de f-P & V-Q.

Figura 2.12. El control de caída de P-f & Q-V.


30

Según los dos modos, sabemos que la alimentación eléctrica solo necesita medir los parámetros

en el lado de salida cuando utiliza esta estrategia del control de Par-a-Par, significa que puede asistir

independientemente en el proceso de la coordinación de la tensión y de la frecuencia sin comunicar

con otros partes del sistema. El sistema eléctrico mantiene la función normal cuando hace fallo en

alguna alimentación distribuida, tiene una alta fiabilidad. Solo necesita poner la misma estrategia de

control cuando instalará una nueva alimentación eléctrica al sistema, se simplificado el proceso de

modificar el sistema, satisfecho la función de Plug-and-Play y facilitado a aumentar la capacidad del

sistema.

En otro lado, la estrategia de control de Par-a-Par tiene algunas deficiencias en su aplicación.

Siempre existe un valor de error estable por el cambio instante de carga, es que hay la

diferencia entre el valor instante y el valor nominal de la tensión y de la frecuencia.

No puede coordinar correctamente la distribución de onda armónica que producido por

las cargas no lineal y los circuitos.

La red de distribución en baja tensión no es similar con la red de trasmisión. En la red de

trasmisión, hay , la potencia activa influye la frecuencia y la potencia reactiva

influye la tensión. Pero, en la red de distribución en baja tensión, no hay que descuidar el

impacto de resistencia del circuito, se influye la potencia reactiva también. Por eso la

estrategia de control de curva de caída no puede solucionar este problema.

Esta estrategia de control no puede mantener la estabilidad del sistema cuando aparece

el cambio de la estructura del sistema, por el ejemplo, la operación de isla. También, no

funciona normal si haya las cargas lineales y las cargas no lineales en el mismo sistema.

En resumen, las dos estrategias de control tienen sus ventajas y deficiencias en diferentes situaciones. Hay

que considerar la información real antes de tomar la decisión.


31

2.4.2. La estrategia de control del trabajo.

En este trabajo, considerado el modelo de la micro red que presenta por el artículo <A Benchmark Low

Voltage Microgrid Network >[1], creamos un sistema de control al dispositivo de almacenamiento de energía,

tiene la función de coordinación de potencia activa y reactiva depende del cambio de la operación. La

estructura del modelo de controlador se muestra a la siguiente figura,

Figura 2.13. El modelo de PPC.

La simulación de la estrategia del control de este sistema en diferente situación de operación se mostrará

en las siguientes partes.

[1]. <A BENCHMARK LOW VOLTAGE MICROGRID NETWORK > by Stavros Papathanassiou, Nikos Hatziargyriou, National Technical University of

Athens, GREECE and Kai Strunz, University of Washington, USA. April, 2005, Athens, GREECE


32

MODELO


34

3.1. Modelos componentes de la micro red.

Los modelos componentes del sistema de la micro red puede clasificar a tres partes: el parte de generación,

el parte de transmisión y el parte de las cargas.

Figura 3.1. El sistema de la micro red.

El sistema de la micro red objeto de este trabajo se ha reconstruido a tensión de 20 kV. La micro red está

conectada a la gran red externa y los elementos que componen el sistema se muestra a la siguiente tabla,

indicando las potencias nominales.

ELEMENTO UNIDAD POTENCIA POR UNIDAD POTENCIA TOTAL

Generador Eólica Turbina Eólica 10 kW

153 kW

Generador Fotovoltaico Fotovoltaica 1 10 kW

Fotovoltaica 2 3 kW

Baterías

Batería 1 50 kW

Batería 2 50 kW

Batería 3 30 kW

Cargas

Carga Residencial 189 kVA

402 kVA Carga Industrial 70 kVA

Carga Comercial 143 kVA

Además, el sistema incluido el modelo de transformador, interruptores, maquina asíncrona y los cables de

transmisión. A continuación se describen en detalle los modelos con el programa de simulación DigSILENT

PowerFactory, para el sistema de la micro red.


35

3.2. Modelo de la turbina eólica.

Se ha mostrado un generador eólico con convertidor de potencia total (Full Converter), de potencia 10 kW

como se ve en la siguiente figura.

Figura 3.2. Modelo del generador eólico en DigSILENT PowerFactory.

El desarrollo del modelo dato básico puede soportar el análisis de la interacción entre la estructura

mecánica de la turbina eólica y la gran red eléctrica, tanto durante el funcionamiento normal de la turbina y

durante las averías eventos de la red transitorias. El modelo permite a simular la interacción dinámica entre las

varias turbinas eólicas y un sistema de energía. Así, una simulación de la interacción de turbina eólica con la red

eléctrica puede proporcionar información valiosa y puede incluso reducir los costos generales de conexión a la

red.

Este generador eólico tiene las características de capacidad, por el ejemplo, la coordinación y regulación de

la potencia activa y reactiva por el cambio de las cargas en el lado de consumo y la función de protección de

sobrefrecuencia debajo de la situación de emergencia. El modelo de control de la turbina eólica se muestra a la

siguiente figura,


36

Figura 3.2.1. Modelo de control del generador eólico en DigSILENT PowerFactory.

El modelo de control incluye los siguientes bloques:

Bloque de convertidor;

Bloque de controlador de corriente;

Bloque de controlador de potencia activa y reactiva;

Bloque de reducción de potencia;

Bloques de medida:

De potencia activa y reactiva (PQ)

De medida de tensión AC en el bus donde el generador está conectado (Vac)

De medida de corriente (Iac)

Slow PLL y PLL.

Bloque de viento.

Los detalles de los modelos de control de potencia activa y reactiva se muestra a las siguientes figuras.


37

Figura 3.2.2. Modelo de PQ control del generador eólico en DigSILENT PowerFactory.

Figura 3.2.3. Modelo de Idq control del generador eólico en DigSILENT PowerFactory.


38

Figura 3.2.4. Modelo de reducción P del generador eólico en DigSILENT PowerFactory.


39

Figura 3.2.5. Datos básicos del modelo del generador eólico en DigSILENT PowerFactory.

Figura 3.2.6. Datos del flujo de carga del modelo del generador eólico en DigSILENT PowerFactory.


40

3.3. Modelo de la fotovoltaica.

La generación fotovoltaica es la eficiente solución de energía eléctrica en el sistema de generación

distribuida. Se mostrado el modelo de un generador fotovoltaico en la siguiente figura.

Figura 3.3. Modelo del generador fotovoltaico en DigSILENT PowerFactory.

Normalmente, generación fotovoltaica de conexión a la red compone por la formación de PV, el sistema

de convertidor y el sistema de control. Se convertido la energía luminosa del sol en la energía eléctrica y se

conectado con la gran red después de subir la tensión por el transformador. En este trabajo, utilizamos el

modelo del generador fotovoltaico independiente del sistema distribución con una pequeña capacidad e

instalado en varias viviendas residenciales.

La generación fotovoltaica independiente puede utilizar el radio del sol desde el tejado de los edificios

producir la energía eléctrica con la forma de corriente continua y suministra directamente a la demanda del

edificio, el resto puede coordinar por la red alterna. Tiene las siguientes ventajas:


41

No sujeto a las condiciones de área de la tierra;

Utiliza la energía eléctrica directamente y reduce la pérdida de energía de transmisión;

Coordina el balance de la demanda de energía;

Disminuye la temperatura del edificio y no influye el medioambiente.

El modelo de control del generador fotovoltaico se muestra a la siguiente figura.

Figura 3.3.1. Modelo de control del generador eólico en DigSILENT PowerFactory.

El sistema de generador fotovoltaico con convertidor adopta una estrategia de control , describe

la formación de PV, DC bus y capacidad que se muestra a las siguientes figuras. El controlador de es el

parte más importante que todo en el sistema fotovoltaico, se oferta la corriente de referencia del eje d y el eje q,

el modelo de PLL proporciona el ángulo de tensión de la red para el generador estático.


42

Figura 3.3.2. Modelo de control del generador fotovoltaico en DigSILENT PowerFactory.

Figura 3.3.3. Modelo de DC controlador del generador fotovoltaico en DigSILENT PowerFactory.


43

Figura 3.3.4. Datos básicos del generador fotovoltaico en DigSILENT PowerFactory.

Figura 3.3.5. Datos de flujo del generador fotovoltaico en DigSILENT PowerFactory.


44

3.4. Modelo de la batería.

Los dispositivos de almacenamiento de energía es el importante parte que mantiene la estabilidad del

sistema y suministrar la energía eléctrica en la situación de emergencia. Hay varias formas de almacenamiento,

por el ejemplo, micro turbina, fly wheel, baterías combustible y baterías DC.

En este trabajo, presentamos todos los equipos de almacenamiento a un modelo de batería, se ha

mostrado en la siguiente figura.

Figura 3.4. Modelo de batería en DigSILENT PowerFactory.

El modelo de batería diseñado por el modelo del generador estático, se incluido los siguientes bloques:

Bloque de baterías controlador;

Bloque de convetidor;

Bloque de medida:

La medida de tensión;

PLL.

El modelo de planta de control se muestra en la siguiente figura.


45

Figura 3.4.1. Modelo de control de la batería en DigSILENT PowerFactory.

Figura 3.4.2. Modelo de controlador de la batería en DigSILENT PowerFactory.


46

Los datos básicos ha modificado como la siguiente figura.

Figura 3.4.3. Datos básicos de la batería en DigSILENT PowerFactory.

SIMULACIÓN


48

4.1. Descripción del programa de simulación.

Según la descripción del contenido anterior, hemos modelado el sistema estándar de una micro red con el

programa eléctrica de simulación DigSILENT PowerFactory. El proyecto de DigSILENT (Digital SlmuLation and

ejecutado Electrical NeTwork) explotó desde 1976 en Alemania e se insertó la tecnología de la programación en

el base de datos en 1993, en la versión 10.31, se permite los usuarios a crear y modificar todo los elementos

eléctricos para simular los modelos, incluido las calculaciones de los parámetros de la estabilidad, del dominio

de tiempo y del dominio de la frecuencia.

Después del desarrollo de 25 años, el DIgSILENT PowerFactory ha convierto una solución eléctrica más

económica que mejorado los datos y las capacidades de modelado, optimado las funcionalidades y

simplificado la ejecución. La solución de centralizar todo a uno del DIgSILENT promueve el flujo de trabajo

altamente optimizado y reducido el coste de ejecución y los requisitos de la formación en gran medida.

Hasta hoy día, el DIgSILENT PowerFactory puede utilizar en toda las simulaciones de proyecto eléctrico.

4.1.1. Las funciones principales.

Como la representación de las programas de simulación eléctrica, el DIgSILENT PowerFactory tiene las

siguientes funciones principales:

La calculación del flujo de carga;

Funciona en la situación estable sin averías del sistema eléctrico para calcular el fuljo de carga de

cada circuito y las tensiones, las amplitudes, los ángulos de fase en cada nudo, puede utilizar en los

siguientes aspectos:

La calculación de carga del circuito, pérdida de energía y la calidad de tensión antes de ejecutar el

sistema;


49

El pre-análisis de averías y la valoración de seguridad de la red eléctrica;

La optimización del sistema;

La calculación de la confiabilidad del sistema;

La optimización de cortar las cargas;

La calculación de las condiciones iniciales de la situación estable.

El análisis de las averías de cortocircuito;

DigSILENT puede tratar las calculaciones de cortocircuito de única fase y de diferentes fases. Se

oferta varios métodos de calculaciones de cortocircuito es que tienen objetivos distintos en diferentes

situaciones. La calculación de cortocircuito realizado por las normas VDE0102／0103, IEC60909,

ANSI／IEEE C37 y el algoritmo completo. Cuando existen las situaciones especiales que necesita una

calculación exacta de cortocircuito, por el ejemplo, para fijar una actividad defectuosa del equipo

protector se causa por la avería de operación o un fallo de relé, la programa realizará el algoritmo

completo depende de la característica de operación a determinar la calculación de cortocircuito.

El resultado del análisis de avería puede mostrar las corrientes y las tensiones de cada nudo, la

sobrecarga y fuera del límite de la tensión de las barras presentarán en diferentes colores.

El análisis del armónico;

En DigSILENT, el análisis del armónico tiene dos funciones, el flujo del armónico y barrido de

frecuencia.

El análisis de la señal de control de impulsos es una función especial del flujo del armónico. El

análisis del flujo del armónico solo puede realizar la calculación en única frecuencia, pero el barrido de

frecuencia puede barrer todo el dominio de frecuencia, las calculaciones de impedancia de la red es

una ampliación clásica en las simulaciones eléctricas. El DigSILENT puede simular cada fuente de

corriente armónica y la fuente de voltaje y ofrece los modelos auxiliares que tiene la relación de misma


50

frecuencia.

Además, el análisis del armónico puede exportar el diagrama de Bdoe y el diagrama de Nyuqsti

de la impedancia de las barras, ayuda los usuarios a conocer las características de frecuencia de la

impedancia y fijar el sitio correcto del sistema de filtros.

La simulación del dominio del tiempo;

El DigSILENT tiene una lengua de simulación DSL, se funciona con la biblioteca de modelos para

ejecutar la simulación de situación estable. Hay siguientes tres tipos de simulación para elegir:

Blanced RMS Simulation

Se elige en las situaciones de simulación cuando arranque las máquinas, corta las cargas y estudia

el cambio de las cargas.

Three-Phase RMS Simulation

Se elige cuando estudia las averías asimétricas y las redes asimétricas.

Three-Phase EMT Simulation

Se elige para adquirir el valor instante de los elementos eléctricos y sus características dinámicas.

Los tres métodos de simulación se complementan entre sí y satisfacen los diferentes requisitos

reales de los usuarios.

La función de protección;

El DigSILENT tiene ricos modelos eléctricos, los usuarios pueden definir los modelos de control

por DSL (DigSILENT Simulation Language) para realizar la función especial protector y los diferentes

partes de protección pueden coordinador por las operaciones gráficas o DPL (DigSILENT

Programming Language).

La función de protección se aplica principalmente en respuesta del equipo del sistema debajo de

la situación estable, estudio de grado de saturación del transformador de corriente, dibujo del sistema


51

de protección de subestación, los reportes de relé eléctrica, los reportes de las actividades de rele

eléctrica y los reportes de análisis de las protecciones, etc.

La valoración de la estabilidad del sistema.

La valoración de la estabilidad de un sistema eléctrico puede clasificar en dos partes: la tolerancia

y la seguridad.

La tolerancia representa la capacidad de satisfacer la demanda de energía, es un concepto de

largo plazo. La seguridad marca un concepto de corto tiempo, significa que la capacidad de satisfacer

la demanda de las cargas actualmente. La calculación del DigSILENT considerado la tolerancia y la

seguridad en gran medida, incluido el pre-análisis de averías, la pre-calculación de la caída de tensión

y valoración de la fiabilidad del sistema.

4.1.2. Las características principales.

El DIgSILENT PowerFactory tiene las siguientes características:

Los ricos modelos eléctricos;

La biblioteca del DigSILENT tiene muy ricos elementos eléctricos para elegir, incluido los cables,

transformadores, maquinas, cargas, fuentes de corriente y de voltaje, etc. Además, ofrece los ricos

modelos de controladores.

Con el desarrollo de la tecnología de la red eléctrica, más y más unidades utilizado en la micro red,

como los reguladores y los convertidores, por eso DigSILENT abre la biblioteca de elementos y permite

a controlar todas las funciones por definir y modificar por la DSL.


52

Gestión de datos y biblioteca;

El DigSILENT utiliza un gestor de datos en eficaz, se conectado los usuarios y sus bases de datos,

utiliza “Proyecto” como la unidad para guardar los datos, en cada proyecto incluye varias estudios de

diferentes casos. Cada caso tiene su información de elemento, información de diagrama y los

resultados de calculación. La mayor ventaja es los parámetros del proyecto en la operación ventana

puede guardar con junto y utiliza directamente en cada situación sin modificar.

La otra ventaja es la compatibilidad del DigSILENT, se puede intercambiar los datos con Matlab,

PSS/E, SCADA, aumentado el ámbito del aplicación.

DSL y DPL.

Para satisfacer los requisitos reales de los usuarios, DigSILENT ofrece la lengua de programación

orientado al desarrollo continuo, DSL (DigSILENT Simulation Language) y la lengua de programación

orientado al proceso de programa, DPL (DigSILENT Programming Language), para facilitar el modelo

de control que definido por los usuarios y la función de calculación.

Los usuarios pueden definir las unidades de control, sacar las señales de control y la señal vuelve al

sistema después del tratamiento. DPL creado una relación comunicativa entre el programa y el usuario,

ofrece distintas funciones, por el ejemplo, orden dedicación de la calculación del flujo de carga, definir

y utilizar los nuevos variables, la tecnología de varios conectores visitantes, las varias explicaciones de

las ecuaciones matemáticas, etc. Así, los usuarios pueden programar las nuevas funciones para realizar

los análisis del sistema eléctrico en diferentes situaciones de ejecución.


53

4.2. Descripción del proyecto.

Este trabajo utiliza el modelo estándar de la micro red en baja tensión que presentado desde el artículo <A

Benchmark Low Voltage Microgrid Network > [1] como el objeto de estudio, reconstruimos el modelo de la

micro red y simularemos con el programa DigSILENT Power Factory para estudiar las operaciones necesarias y

las características del sistema de la micro red.

4.2.1. Las principales cargas.

Según la definición del sistema distribución generación y las características del sistema de la micro red en

baja tensión, el proyecto viable tiene que satisfacer todas las demandas de energía eléctrica de la vida normal,

el sistema de simulación que re construimos referentemente al modelo estándar del artículo incluye tres tipos

de cargas: Las cargas residenciales, las cargas industriales y las cargas comerciales.

Las tres tipos de carga pueden reformar un sistema de operación independiente debido a consumir la

energía eléctrica con el mismo nivel de tensión. El sistema se conecta a la gran red por único transformador y

puede consumir la energía eléctrica de la misma frecuencia que ofrece por la red.

El mayor problema del sistema es que cómo mantiene la estabilidad de alimentación debajo de la

operación de isla. Un plan viable es clasificar las importancias de diferentes cargas y ofrece preferentemente a

las cargas especiales cuando ocurre la gran escasez de energía eléctrica, como los hospitales y algunos

polígonos industriales importantes.

O planifica un sistema de generación distribuida que tiene suficiente capacidad para satisfacer la demanda

de las cargas y la economía debido a todas las cargas tener su regularidad y periodicidad.

La estructura de la distribución de las cargas se ha mostrado en la siguiente figura,

[1]. <A BENCHMARK LOW VOLTAGE MICROGRID NETWORK > by Stavros Papathanassiou, Nikos Hatziargyriou, National Technical University of

Athens, GREECE and Kai Strunz, University of Washington, USA. April, 2005, Athens, GREECE


54


55

4.2.2. Los generadores distribuidos principales.

Como el parte más importante que todo en la micro red, los generadores distribuidos ofrecen la única

garantía de energía eléctrica al sistema. Los mayores generadores distribuidos son: Turbina eólica, Panel de

fotovoltaica, Micro turbina, etc. Además, cada sistema instalado varias formas de alimentación o las baterías

combustibles para suministrar auxiliarmente la energía al externo consumo en situación de emergencia.

Figura 4.2. El sistema de generación distribuida de Micro red con inversor.

Hemos descrito los detalles de los modelos de los generadores y las baterías en el parte anterior, el sistema

de generación distribuida ha reconstruido con DigSILENT PowerFactory como se muestra a la siguiente figura,


56

Figura 4.3. El modelo del sistema de generación distribuida de Micro red con inversor.


57

4.3. Simulación del sistema de la micro red.

Para verificar la factibilidad del sistema de la micro red, consideramos desde dos aspectos: la estabilidad

instante de cambiar el método de la operación y la estabilidad transitoria durante la operación normal.

4.3.1 Simulación y análisis del método de las operaciones;

La transición del método de la operación al sistema produce gran cambio a todos los elementos del

sistema y tiene alta importancia para mantener la estabilidad durante este tiempo.

Caso_1 : Operación de isla;

El sistema funciona debajo de la situación de conexión. En el 0.5s, abre el interruptor entre la red y el

transformador, el sistema funciona independientemente con la operación de isla. Luego, en el 1s, las cargas

aumentan 25 kVA para simular el cambio instante de las cargas.

Figura 4.4. La operación de isla del sistema de la Micro red con inversor.


58

En el 0.5s, se corta la conexión con las cargas industriales y comerciales es que no tiene suficiente

capacidad para satisfacer la demanda y ofrece preferente a las residenciales.

Figura 4.4. (a) El resultado de la simulación de la barra de baja tensión.

Figura 4.4. (b) El resultado de la simulación de los generadores distribuidos.


59

Figura 4.4. (c) El resultado de la simulación de las baterías.

Como puede observarse en las figuras de resultado, la tensión del sistema de micro red ocurre una gran

caída en 0.5s en figura (a), es el mismo tiempo de cortar la conexión a la red. La frecuencia del sistema reduce

por esta actividad y los generadores todos ocurren las oscilaciones en la figura (a) y (b).

El sistema cambia el método de operación inmediatamente después del 0.5s, la tensión y la potencia activa

de los generadores vuelve una estabilidad transitoria. La potencia de las baterías sube en breve cuando corta la

conexión con la red, significa que los equipos de almacenamiento de energía funcionan para mantener la

estabilidad del sistema en la operación de isla.

Aumenta una carga del sistema en el 1s, la frecuencia disminuye desde el nuevo sitio en el mismo tiempo,

ocurre otra oscilación en la potencia activa de los generadores, las baterías sube la potencia de salida otra vez.

El sistema revuelve la estabilidad después del 2s.


60

Caso_2 : Operación de conexión;

En principio, el sistema funciona con la operación de isla. En el 0.5s, cierra el interruptor entre la red y

el transformador, el sistema conecta a la gran red y restituye la conexión con las cargas industriales y

comerciales.

Figura 4.5. La operación de conexión del sistema de la Micro red con inversor.


61


Como indica la figura (a), la tensión del sistema y la frecuencia ocurre una oscilación cuando conecta a la

red externa. La tensión tiene una mejora evidente es que ofrece la estabilidad de tensión por la gran red y no se

influye por los cambios del sistema de micro red. La frecuencia reduce poco después de conectar a la red

debido a conectar de nuevo a las cargas industriales y las cargas comerciales, se coordina un nuevo balance de

la estabilidad de frecuencia.


62


En la figura (b), puede verse la potencia activa de generador fotovoltaico tener un crecimiento por el

crecimiento de tensión y la potencia activa de generado eólico no hace cambio después de revolver su

estabilidad.


63


Como se aprecia en la figura (c), las baterías funcionan normalmente en la situación de operación de

conexión después de revolver la estabilidad.


64

4.3.2 Simulación y análisis de estabilidad del sistema;

Caso_3 : Los cambios de las cargas debajo de la operación de conexión;

El sistema funciona debajo de la operación de conexión, en el 0.5s arranque una maquina asíncrona

con una potencia de 110KW y examinar la estabilidad transitoria del sistema en esta situación.

Figura 4.6. La operación de conexión con máquina asíncrona del sistema de la Micro red con inversor.


65




66


Figura 4.6. (d) El resultado de la simulación de la máquina síncrona.


67

Figura 4.6. (e) El resultado de la simulación de la máquina asíncrona.

Los resultados arrojados por las simulaciones pueden verificar la estabilidad del sistema en la operación de

conexión. La potencia de máquina asíncrona sube cuando conecta al sistema y vuelve el sitio de

funcionamiento normal en corto tiempo.

La tensión del sistema no hace cambio después de revolver la estabilidad. La frecuencia tiene una gran

oscilación por arranque la máquina y revuelta la estabilidad en el 3s.

Los generadores revuelven la estabilidad en 5s.

Además, para conocer la función de batería en el aspecto de mantener la estabilidad de frecuencia y la

tensión, simulamos otra situación, el caso sin batería. Arranque la maquina asíncrona en el 0.5s, verificar la

estabilidad del sistema sin batería.

Figura 4.6. (f) El resultado de la simulación de la barra de baja tensión sin batería.


68

Figura 4.6. (g) El resultado de la simulación de los generadores distribuidos sin batería

Según la gráfica, podemos ver la caída de la tensión y la frecuencia es notable si no funcionan las baterías,

la potencia activa de salida de los generadores también se influye por el gran cambio de la tensión y frecuencia.

Se explicado la importancia de los equipos de almacenamiento de energía en un sistema de micro red.


69

Caso_4 : Las averías de cortocircuito debajo de la operación de isla;

El sistema funciona debajo de la situación de conexión. En el 0.5s, abre el interruptor entre la red y el

transformador, el sistema funciona independientemente con la operación de isla. Luego, en el 5s ocurre

una avería de cortocircuito y recierra el interruptor en el 5.2s.

Figura 4.7. La operación de isla con el cortocircuito del sistema de la Micro red con inversor.


70




71


Como se muestra en las figuras, el sistema comenzó funcionar con la operación de isla después del 0.5s y

todo el sistema revuelve la estabilidad en el 1s.

La tensión tiene un gran crecimiento y la frecuencia ocurre una gran oscilación por una avería de

cortocircuito en la barra de Bateria_2 en el 5s. En el 5.2s, la tensión y la frecuencia caen por recerrar el

interruptor automáticamente, se vuelve la estabilidad en muy corto tiempo.

Las baterías ocurre una oscilación por el cortocircuito y la potencia de la Bateria_2 cae a cero durante el

tiempo de avería.

El sistema revuelve la estabilidad después de 5.2s en corto tiempo.


72

CONCLUSIÓN


74

El desarrollo de las tecnologías y el problema de medioambiente han mostrado en adelante de la gente.

Con el crecimiento de la demanda de la energía, la única solución es seleccionar la energía renovable. En

electricidad, la súper grande planta de generación central ha manifestado más y más defectos durante el

avanza del desarrollo, como hemos descrito en el parte anterior, la generación distribuida sustituirá la antigua

estructura de energía eléctrica por su ventajas en futuro.

La fiabilidad del sistema de energía eléctrica siempre es el problema más importante que todo en la

innovación técnica. Micro red tiene su característica especial flexible, puede funcionar con la red externa y

también puede ejecutar independiente. Así, adquirirá un gran espacio de desarrollar. En este trabajo, hemos

discutido las diferentes estrategias de control y modelado un sistema de control central para coordinar la

potencia de salida en la simulación.

La ganancia después de terminar el trabajo se presenta principalmente en los siguientes aspectos:

Analizar las características de generación distribuida con convertidor y estudiar la teoría de control

del convertidor. Según el sistema de modelo matemático debajo del sistema referencia de rotación,

discutir las situaciones de diferente operación, analizar teóricamente el PQ control y V/f control;

Aprender las características del programa de la simulación eléctrica DigSILENT PowerFactory.

Reconocer los elementos de generación distribuida y aprender coordinar los parámetros en

DigSILENT.

Reconstruir el modelo de micro red con DigSILENT y ejecutar las simulación en diferentes situaciones

para verificar la estabilidad del sistema de una micro red, reaprender la realización de las estrategias

de control en un sistema exacto;

Observar directamente los resultados de salida y analizar los cambios de detalles en la simulación.


75

BIBLIOGRAFÍA


76

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Renewable Energy Policy Network for 21st Century

www.ren21.net/gsr

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Copyright ©2012 DIgSILENT GmbH All rights reserved.

No part of this publication may be reproduced or distributed in any form without permission of DIgSILENT GmbH.

November 2012 r469

[9]. <A benchmark low voltage microgrid network >

Stavros Papathanassiou, Nikos Hatziargyriou, National Technical University of Athens, GREECE

Kai Strunz, University of Washington, USA. April, 2005, Athens, GREECE

A BENCHMARK LOW VOLTAGE MICROGRID NETWORK Stavros Papathanassiou* Nikos Hatziargyriou Kai Strunz

National Technical University of Athens University of Washington GREECE USA Keywords: Distributed Generation, Distribution Networks, LV Networks, Microgrids 1. INTRODUCTION

The increasing penetration of distributed generation resources to the low voltage (LV) grids, such as photovoltaics, CHP micro-turbines, small wind turbines in certain areas and possibly fuel cells in the near future, alters the traditional operating principle of the grids. A particularly promising aspect, related to the proliferation of small-scale decentralized generation, is the possibility for parts of the network comprising sufficient generating resources to operate in isolation from the main grid, in a deliberate and controlled way. These are called Microgrids and the study and development of technology to permit their efficient operation has recently started with a great momentum ([1,2]).

Microgrids are foreseen within public distribution grids and therefore suitable study case networks are required to perform simulation and analysis tasks. Moreover, standardizing study case grids to provide “benchmark” networks suitable for Microgrid design would further enhance their merit and utility.

The objective of this paper is to present and discuss a benchmark LV network developed within the EU project “Microgrids”, Contract ENK5-CT-2002-00610 and later adopted as a benchmark LV system by CIGRE TF C6.04.02: “Computational Tools and Techniques for Analysis, Design and Validation of Distributed Generation Systems”. The network consists of an LV feeder, while a more extended multi-feeder version is also included in the Appendix. The emphasis is placed on the network itself, rather than on the microsources connected and the control concepts applied. The benchmark network maintains the important technical characteristic of real utility grids, whereas, at the same time, it dispenses with the complexity of actual networks, to permit efficient modeling and simulation of microgrid operation. 2. THE BENCHMARK LOW VOLTAGE FEEDER 2.1 General Characteristics of the LV Network

Before presenting the benchmark network, some important technical characteristics of

* NTUA-Electric Power Division, 9 Iroon Polytechniou st., 15780 Athens, Greece - email: [email protected]

ΕΜΠ

Presented at the CIGRE Symposium "Power systems with dispersed generation: technologies, impacts on development, operation and performances", April 2005, Athens, Greece.

public LV distribution grids are summarized (pertaining more to European networks):

Structure. The majority of LV public distribution networks have a radial layout, with a number of LV feeders starting from the LV busbars of the infeeding MV/LV substation. Each feeder may include one or more spurs (branches). Consumers are connected anywhere along the feeder or its spurs.

Symmetry. The connection of single-phase consumers makes LV networks inherently unbalanced. In addition, single-phase lines may exist, particularly as feeder branches.

Substation. The MV/LV substation feeding the LV network typically comprises a single transformer with a rating of a few hundred kVA up to 1 MVA. The transformer is equipped with off-load taps at the HV winding, providing a typical regulation range of ±5%. Its connection group is usually Dyn11, corresponding to a delta-connected primary and a wye-connected secondary winding.

Protection. The only protection encountered in public LV networks typically consists of simple phase overcurrent devices, most commonly fuses. The MV/LV transformer is protected by fuse links at the MV side. A general protection element may not exist at the output of the transformer LV winding, whereas each LV feeder is protected by its own fuses. No other protection means are utilized along the feeder or its branches.

Line types. LV network lines are either underground cable lines, encountered mainly in urban areas with a high load density, or most commonly overhead lines, traditionally constructed by Al (or Cu) bare conductors. Ease of installation and environmental reasons have led to the extensive use of twisted insulated conductors for overhead LV lines during the last decades.

Earthing. Using the classification of IEC 60364, public LV networks are either of the TN or the TT type. The principle of each earthing scheme is illustrated in Fig. 1. More information on the subject is provided in [3,4].

PhPEN

3MV LV

NPEN PE

PE

NN

TN-C TN-S TT

Figure 1. Principle of the TN and TT earthing schemes.

2.2 Description of the Benchmark LV Feeder

Based on the basic requirements discussed in the previous section, the study case LV

feeder is illustrated in Fig. 2. The feeder is an overhead line with twisted XLPE cable, serving a suburban residential area with a limited number of consumers connected along its length, as well as at the end of the branch at its middle. Line types are marked on the diagram and the respective parameters are given in the Appendix. Section lengths can be determined from the number of poles, given the fixed pole-to-pole distance of 35 m. The network neutral is multi-grounded, at the substation, at every second pole and at each consumer connection point. At the end of the lateral branch, a connection of the neutral may exist to an adjacent LV line (fed by another substation).

2

10 Ω

uk=4%, rk=1%, Dyn1120/0.4 kV, 50 Hz, 400 kVA

3x250 A

3+N

40 Ω

3x70mm2 Al XLPE +54.6mm2 AAACTwisted Cable

30 m

40 Ω

40 Ω

Single residencialconsumer3Φ, Is=40 A

Smax=15 kVAS0=5.7 kVA

4x6 mm2 Cu

30 m4x25 mm2 Cu

3+N

3+N+PE

40 Ω

3+N+PE

30 m40 Ω

30 m4x16 mm2 Cu

2 Ω

Possible neutral bridgeto adjacent LV network

40 Ω

40 Ω

40 Ω

3 Ω

30 m



Group of 4 residences4 x 3Φ, Is=40 ASmax=55 kVAS0=25 kVA

3+N+PE

1+N+PE

3+N+PE

40 Ω

3+N+PE

3+N+PE

Appartment building5 x 3Φ, Is=40 A8 x 1Φ, Is=40 ASmax=72 kVAS0=57 kVA


3x50 mm2 Al +35mm2 Cu XLPE

Pole-to-pole distance = 35 m

Overhead line4x120 mm2 Al XLPE

twisted cable

40 Ω

Other lines

0.4 kV

20 kV

4x6 mm2 Cu

1+N+PE

Off-load Tap Changer19-21 kV in 5 steps

40 Ω

LV network lineConnection cableTo consumer installationOverhead line pole

Point of connection (supply)Neutral earthingFuses

3+N+PE 5 conductor cable (3 phases,neutral, protective earth)

LEGEND

Figure 2. The benchmark LV feeder, in its standard (“non-microgrid”) form.

The arrangements at the service connection of each customer are presented in more detail

in Fig. 3. Each service connection includes the electricity meter and an overcurrent protection element (fuse links or a miniature circuit breaker for small consumers). For the service cable, a standard 30 m length is adopted in Fig. 2. The earthing scheme of the network may be either

3

of the TN or the TT type, depending on the connection or not of the PE conductor of the consumer installation to the network neutral. The 40 Ω earthing resistances noted on the diagram correspond to a standardized conductive rod, 2.5 m long by 0.02 m in diameter, buried in homogeneous conductive earth of 100 Ω.m resistivity. The apartment building on the lateral is supposed to have a more effective earthing arrangement (either multiple rods or some sort of foundation earth).

Possiblejunction box

Metercabinet

LV line(TN-C network)

Servicecable

Consumer installationmain switchboard

(TN-S or TT system)

Meter

PEN

PEN

3

3M

N bar

3NPE PE bar

Meter to switch-board cable

MCB for small sizesFuse links for larger

Bonding jumper used for TNPE and N conductors isolated for TT

Consumerground

DGConnection pointfor DG source ofthe consumer

Figure 3. Typical service connection arrangement.

2.3 Consumer Demand Characteristics

Each consumer of the feeder is characterized by a maximum permissible current, Is, which corresponds to the rated current of the overcurrent protection element in the connection box (Fig. 3). The maximum demand Smax of each consumer group, also given in Fig. 2, depends on the number of individual consumers within each group, and is found using standardized coincidence factors for residential consumers, which become smaller as the number of consumers increases (e.g. [5]). For this reason, the contribution S0 of each group to the maximum demand of the feeder will be further reduced, as given in Fig. 2. The total maximum demand of the feeder is 116.4 kVA. The power factor of all consumers may be assumed equal to 0.85 lagging. Aggregate daily load curves are provided in the Appendix. 3. THE BENCHMARK LOW VOLTAGE MICROGRID NETWORK

Based on the LV feeder of Fig. 2, the benchmark LV microgrid network shown in Fig. 4 is derived. It includes representative sources from all currently important (or emerging, but promising) technologies, such as photovoltaics, microturbines (CHP generation), wind turbines and fuel cells.

Specific technical details, models for individual sources and control concepts are beyond the scope of this paper and will be specified in application studies. In Fig. 4, only relevant installation locations and sizes are indicated. The total installed capacity of the microsources is about 2/3 of the maximum load demand of the feeder (~100 kW), to provide the possibility of simulating load management scenaria.

To support the islanded operation of the microgrid, a fast-responding central storage unit is also considered, which may be either a battery inverter, or any other device with sufficiently fast response to undertake the frequency regulation task upon disconnection from the grid (e.g. a flywheel). Notably, this constitutes a centralized control approach. Alternatively, the individual microsources might be equipped with local storage (e.g. batteries or ultra-capacitors) and suitable controls to ensure a decentralized active power/frequency concerted regulation ([6]).

4

0.4 kV

uk=4%, rk=1%, Dyn1120/0.4 kV, 50 Hz, 400 kVA

3+N3 Ω

20 kV

Off-load TC19-21 kV in 5 steps

40 Ω

10 Ω

40 Ω

3x70mm2 Al XLPE +54.6mm2 AAACTwisted Cable

30 m

40 Ω

40 Ω



4x6 mm2 Cu

30 m4x25 mm2 Cu

3+N

3+N+PE

3+N+PE

30 m

40 Ω

30 m

4x16 mm2 Cu

2 Ω

Possible neutral bridgeto adjacent LV network

40 Ω

30 m



Group of 4 residences4 x 3Φ, Is=40 ASmax=50 kVAS0=23 kVA

3+N+PE

1+N+PE

3+N+PE

3+N+PE

3+N+PE



3x50 mm2 Al +35mm2 Cu XLPE

Pole-to-pole distance = 35 m

Overhead line4x120 mm2 Al XLPE

twisted cable

40 Ω

Other lines

4x6 mm2 Cu

Flywheel storage(or batteries)

3Φ, 30 kW

~~~

Microturbine3Φ, 30 kW

Photovoltaics1Φ, 3 kW

40 Ω

Photovoltaics1Φ, 4x2.5 kW

~Wind Turbine3Φ, 10 kW

Circuit Breakerinstead of fuses

40 Ω

30 m

4x16 mm2 Cu

Fuel Cell3Φ, 10 kW

10 Ω

~

Circuit BreakerPossible sectionalizing CB

40 Ω

~~

Figure 4. Benchmark LV microgrid network.

Compared to the standard LV feeder of Fig. 2, in Fig. 4 the fuses at the feeder departure have been replaced by a circuit breaker, in order to permit the controlled connection and isolation of microgrid from the main grid. A second sectionalizing breaker may also be inserted at the middle of the feeder, if selective isolation of faulted parts of the microgrid is to be studied. However, in such a case, suitable frequency regulating means should be foreseen in each isolated section.

The earthing arrangements of the network remain unchanged for microgrid operation. Preliminary investigations have shown that this is acceptable ([7]), although further study may be required on this subject. Regarding the protection philosophy, devices and settings, it is certain that modifications will be required to the traditional LV network practice, which have not been incorporated in the study case network of Fig. 4.

5

4. CONCLUSIONS

In this paper a benchmark LV microgrid network is presented, which is suitable for steady state and transient simulations. The study case network is based on a standard LV feeder, where microsources and storage devices of various types are connected. A more extended network is also provided in the Appendix, to facilitate the simulation of multi-feeder microgrids or multiple microgrids within the same LV grid. 5. ACKNOWLEDGEMENT

The work presented in this paper has been performed within the project “MICROGRIDS: Large Scale Integration of Micro-Generation to Low Voltage Grids” (Contract ENK5-CT-2002-00610), funded by the EU. The authors wish to thank Mr. N. Soultanis for calculating the zero-sequence parameters of the lines. 6. REFERENCES [1] EU Project “MICROGRIDS: Large Scale Integration of Micro-Generation to Low

Voltage Grids (ENK5-CT-2002-00610)”. Website: http://microgrids.power.ece.ntua.gr/. [2] R. Lasseter, A. Akhil, C. Marnay, J. Stephens, J. Dagle, R. Guttromson, A.S. Meliopoulos,

R. Yinger and J. Eto, “White Paper on Integration of Distributed Energy Resources–The CERTS MicroGrid Concept”. LBNL-50829, US Department of Energy, Office of Power Technologies. Contract DE-AC03-76SF00098.

[3] B. Lacroix, R. Calvas, “Earthing systems in LV”. Cahier Technique No. 172, Schneider Electric, 2000.

[4] B. Lacroix, R. Calvas, “Earthing systems worldwide and evolutions”. Cahier Technique No. 173, Schneider Electric, 1995.

[5] “Standardization of Electricity Meters”, Distribution Directive No.45, Public Power Corporation (PPC) of Greece, 1982.

[6] D. Georgakis, S. Papathanassiou, N. Hatziargyriou, A. Engler, C. Hardt, “Operation of a prototype Microgrid system based on micro-sources equipped with fast-acting power electronics interfaces”. Proceedings of PESC’04, June 2004, Aachen, Germany.

[7] “Safety Guidelines: Report with proposed earthing and safety procedures to ensure safe operation of the Microgrid”, Microgrids Deliverable DE1, Dec. 2004. 7. APPENDIX

A more extended study case LV network is included in Fig. 5, which comprises two additional LV lines, compared to the benchmark network of Fig. 2. The first is a dedicated underground cable line, serving a workshop, whereas the other one is an overhead line serving a small commercial district. The diagram provides for each consumer the same information as in Fig. 2. On the commercial load feeder, where a large number of single-phase consumers are connected, the respective phases are also noted.

The study case network of Fig. 5 permits the simulation of microgrids with multiple LV feeders and diverse load types, or even different microgrid entities within the same LV network (e.g. by considering that the commercial line forms a second microgrid, with CHP microturbines as microsources). Depending on the part of the network, which forms the microgrid (or microgrids), sectionalizing switches need to be inserted at selected locations and suitable microsource scenaria must be adopted.

6

http://*******/

3x25

0 A

Twis

ted

Cab

le3x

70m

m2

Al X

LPE

+54

.6m

m2 A

AAC

40 Ω

40 Ω

Pole

-to-p

ole

dist

ance

= 3

0 m

Sing

le re

side

ncia

lco

nsum

er3Φ

, Is=

40 A

Sm

ax=1

5 kV

AS 0=

5.7

kVA

3+N

2 Ω

Pos

sibl

e ne

utra

l brid

geto

adj

acen

t LV

net

wor

k

40 Ω

40 Ω

Sing

le re

side

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lco

nsum

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, Is=

40 A

Sm

ax=1

5 kV

AS

0=5.

7 kV

A

Gro

up o

f 4 re

side

nces

4 x

3Φ, I

s=40

AS

max

=55

kVA

S0=

25 k

VA

Appa

rtmen

t bui

ldin

g5

x 3Φ

, Is=

40 A

8 x

1Φ, I

s=40

AS

max

=72

kVA

S0=

57 k

VA

Und

ergr

ound

line

3x15

0 m

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l +50

mm

2 Cu

XLPE

cab

le

Appa

rtmen

t bui

ldin

g1

x 3Φ

, Is=

40 A

6 x

1Φ, I

s=40

AS

max

=47

kVA

S0=

25 k

VA

3x16

0 A

40 Ω

200

m

Wor

ksho

p3Φ

, Is=

160

AS m

ax=7

0 kV

AS 0=

70 k

VA

3x16

0 A

Ove

rhea

d lin

eB

are

cond

ucto

rs4x

50/3

5/16

mm

2 Al

3+N

3+N

40 Ω

Pol

e-to

-pol

e di

stan

ce =

35

m

Ove

rhea

d lin

e4x

120

mm

2 Al X

LPE

twis

ted

cabl

e

3Φ, I

s=40

AS

max

=20

kVA

S0=

11 k

VA

1Φ, I

s=40

APh

ase:

aS

max

=8 k

VAS

0=4.

4 kV

A

4x1Φ

, Is=

40 A

Pha

se: a

bcc

Sm

ax=2

5 kV

AS

0=13

.8 k

VA

3Φ, I

s=63

AS

max

=30

kVA

S0=

16.5

kV

A

40 Ω

4x35

mm

2 Al

cond

ucto

rs

1Φ, I

s=40

AP

hase

: cS

max

=8 k

VAS

0=4.

4 kV

A

2x1Φ

, Is=

40 A

Pha

se: a

bS

max

=16

kVA

S0=

8.8

kVA

40 Ω

40 Ω

4x16

mm

2 Al

cond

ucto

rs

40 Ω

40 Ω

4x1Φ

, Is=

40 A

Pha

se: a

bbc

Sm

ax=2

5 kV

AS

0=13

.8 k

VA

3x1Φ

, Is=

40 A

Pha

se: a

bcS

max

=20

kVA

S 0=11

kV

A

4x50

mm

2 Al

cond

ucto

rs

4x35

mm

2 Al

cond

ucto

rs

40 Ω0.

4 kV

u k=4%

, rk=

1%, D

yn11

20/0

.4 k

V, 5

0 H

z, 4

00 k

VA

3+N

3 Ω

20 k

V

Off-

load

TC

19-2

1 kV

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ste

ps

Indu

stria

llo

ad

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load

Com

mer

cial

load

40 Ω

Figu

re 5

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LV n

etw

ork

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ulti-

feed

er o

r mul

tiple

LV

mic

rogr

ids.

7

Aggregate daily load curves for the three load types of the benchmark networks are shown in Fig. 6. Impedance data for the various line types are provided in Table 1. Neutral resistances are given where the neutral has a different cross section than the phases. Calculated zero sequence impedances are quoted for selected line types, appearing in the benchmark network of Fig. 4 (derived for combined neutral and earth return path of the current).

Table 1. Impedance data for the benchmark network lines

Line type Rph (Ω/km)

Xph (Ω/km)

Rneutral (Ω/km)

R0 (Ω/km)

X0 (Ω/km)

1 OL - Twisted cable 4x120 mm2 Al 0.284 (1) 0.083 1.136 0.417 2 OL - Twisted cable 3x70 mm2 Al + 54.6 mm2 AAAC 0.497 (1) 0.086 0.630 2.387 0.447 3 OL - Al conductors 4x50 mm2 equiv. Cu 0.397 (1) 0.279 4 OL - Al conductors 4x35 mm2 equiv. Cu 0.574 (1) 0.294 5 OL - Al conductors 4x16 mm2 equiv. Cu 1.218 (1) 0.318 6 UL - 3x150 mm2 Al + 50 mm2 Cu 0.264 (2) 0.071 0.387 (2) 7 SC - 4x6 mm2 Cu 3.690 (3) 0.094 13.64 0.472 8 SC - 4x16 mm2 Cu 1.380 (3) 0.082 5.52 0.418 9 SC - 4x25 mm2 Cu 0.871 (3) 0.081 3.48 0.409

10 SC - 3x50 mm2 Al + 35 mm2 Cu 0.822 (2) 0.077 0.524 (2) 2.04 0.421 11 SC - 3x95 mm2 Al + 35 mm2 Cu 0.410 (2) 0.071 0.524 (2) OL: Overhead line, UL: Underground line, SC: Service connection (1): Ohmic resistance at 50 oC conductor temperature (2): Ohmic resistance at temperature 90 oC for phase conductors and 20 oC for the neutral (3): Ohmic resistance at temperature 70 oC for all conductors

0102030405060708090

100

0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00

Dem

and

(% o

f max

imum

)

Residential Industrial Commercial

Figure 6. Daily load curves for the three load types of the benchmark LV networks.

Summary

Microgrids are foreseen to be developed within public distribution grids and therefore suitable study case networks are required to perform simulation and analysis tasks. Standardizing study case grids to provide “benchmark” networks suitable for microgrid development, further enhances their merit and utility. In the paper a benchmark LV network is presented and discussed, consisting of a LV feeder supplying a suburban residential area. A more extended version of the benchmark network is also included, suitable for the study of multi-feeder or multiple microgrids. The emphasis is placed on the network characteristics, while microsources, representative of all currently important technologies, are connected to selected nodes. The benchmark network maintains the important technical characteristic of real life utility grids, while dispensing with the complexity of actual networks, to permit efficient modeling and simulation of microgrid operation.

8

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