Review of Anti-Islanding Methods: Analysis by Figures of Merit Tools

Review of Anti-Islanding Methods: Analysis by Figures of Merit Tools

Review of Anti-Islanding Methods: Analysis by
Figures of Merit Tools for Controllers
Reconfiguration in Microgrids
D. Velasco, C. L. Trujillo and E. A. Narváez
1
Abstract— This paper presents the analysis and comparison
of the main active techniques for islanding detection applied to
microgrids. The perturbation produced in the system by the
methods is studied when the islanding situation occurs. The aim
of this study is to minimize the effects of the transition between
islanded and grid-connected states. The algorithms mentioned in
this paper were simulated in PSIMTM and compared to establish
their advantages and disadvantages. The figure of merit tool is
used to compare the systems.
Keywords— Anti-Islanding Methods, Figures of Merit,
Microgrids.
E
I. INTRODUCCION
l desarrollo humano sostenible se construye sobre los
pilares del desarrollo económico, social y ambiental; estos
a su vez, dependen de la energía como un factor determinante
para su cumplimiento. En la actualidad la forma como se
genera, se transforma y se utiliza la energía podría acelerar el
deterioro del medio ambiente, incrementar la desigualdad
social y amenazar el crecimiento económico. Por esto, se
considera una tarea de suma importancia, la revisión de los
tipos de energía, formas de generación y hábitos de consumo.
Las energías renovables y limpias tienen un papel importante
en el mediano y largo plazo y provocarán grandes cambios
tecnológicos ambientales y organizacionales en los sistemas
energéticos a nivel mundial [1].
Durante varias décadas los sistemas de energía eléctrica han
evolucionado en grandes redes interconectadas que son
reguladas y controladas mediante equipos sofisticados para el
control de flujos de carga. Estas redes son más robustas frente
a perturbaciones externas pero son más vulnerables frente a
incidentes de falla. Para evitar estos problemas, se deben
tomar acciones que reduzcan las violaciones por sobrecarga en
los sistemas actuales de transmisión y distribución. Las
reestructuraciones graduales en la infraestructura de la red, no
garantizan la confiabilidad que se necesita en la era de una
sociedad digital, por lo que se debería explorar nuevas
modificaciones o conceptos operacionales.
Se proyecta que las microredes [2], [3], sean pequeños
1
D. V. de la Fuente, Universidad Distrital Francisco José de Caldas,
Colombia, [email protected]
C. L. T. Rodríguez, Universidad Distrital Francisco José de Caldas,
Colombia, [email protected]
E. A. Narváez, Universidad Distrital Francisco José de Caldas, Colombia,
[email protected]
sistemas eléctricos basadas en el uso de los recursos
energéticos distribuidos y en el manejo de la generación y la
demanda local. A pesar de que típicamente las microredes
operarían conectadas a un sistema de potencia más grande,
ellas tendrían la posibilidad de operar de forma independiente
y funcionar en forma de isla cuando fuera necesario, para
aumentar la confiabilidad en la carga local.
Las microredes están recibiendo un notable interés por parte
del sector industrial, ya que sus procesos y estructura
tecnológica les permitirían participar en el negocio de la
generación distribuida (DG) [4], [5].
Una microred es capaz de importar y exportar energía desde
y hacia la red, controlando el flujo de potencia activa y
reactiva [6]. Por otro lado, se puede producir una condición de
“isla” en un sistema de potencia de generación distribuida,
cuando la energía entregada por el sistema es interrumpida y
los generadores en las microredes continúan alimentando las
cargas. Esto ocasiona que el sistema de potencia pierda la
controlabilidad de la parte aislada del sistema de distribución,
que contiene cargas y generación, comprometiendo, la
seguridad, la confiabilidad y la restauración del servicio [7].
Sin embargo, en algunas microredes, los inversores cambian
su estructura de control dependiendo del estado de conexióndesconexión de la microred a la red principal [8]. Cuando se
conecta la red principal, los inversores funcionan inyectando
una corriente en fase con el voltaje en el punto de acople
común (PCC). Cuando la microred se aísla del sistema, los
inversores cambian su configuración de control, funcionando
como fuentes de voltaje y usando algún esquema como el
“droop method” [9], [10], [11] para repartir la potencia
demandada por las cargas locales. La detección, para el
cambio en la estructura de control del inversor, se realiza a
partir de algún método de detección de isla.
Las técnicas para la detección de islas pueden ser divididas
en remotas y locales, y estas últimas pueden dividirse a su vez
en técnicas pasivas y activas, como se muestra en la Fig. 1
[12], [13].
Las técnicas pasivas se basan en la detección de islas a
través del monitoreo de algunos parámetros, tales como
voltaje, corriente, frecuencia y/o sus características. Las
técnicas activas introducen perturbaciones a la salida del
inversor de forma intencional, para determinar si hay
alteraciones en los parámetros de voltaje, frecuencia o
impedancia, en cuyo caso se asume que la red ha sido
desconectada y el inversor es aislado de la carga. Otras
técnicas de detección se basan en señales de comunicación
entre la red y los DGs [14].
Este artículo se enfoca en las técnicas activas que tienen la
ventaja de reducir o eliminar la zona de no detección (NDZ), a
costa de un pequeño deterioro en la calidad de la corriente
inyectada a la red.
Detección
de Isla
Técnicas
Remotas
Técnicas
Locales
Técnicas
Pasivas
Técnicas
Activas
Figura 1. Clasificación de las técnicas de detección de isla.
inversor comienza desde el rastreo del punto de máxima
potencia (MPPT), basado en el algoritmo de perturbación y
observación [17], [18]. La salida del MPPT (VDC_ref), es la
referencia del voltaje del grupo de paneles, VDC. El inversor
PWM tiene un controlador de corriente interno basado en un
compensador de armónicos según la norma IEEE 929-2000
[19], en términos de la Distorsión Armónica Total (THD) de la
corriente inyectada a la red. La amplitud, Iref_pico, de la
referencia del lazo de corriente, Iref, es la salida del controlador
PI del inversor DC. Esta amplitud es multiplicada por el
cos(θINV) para la sincronización con la componente
fundamental del voltaje de la red. Para esta sincronización se
usa un lazo de seguimiento de fase con una referencia en un
marco de referencia síncrono (dqPLL) [19]. En el modo de isla
el método que se usa para determinar la referencia del voltaje
es el droop method [20], como se muestra en la Fig. 3. La
referencia del voltaje del controlador del voltaje es obtenido
por medio de los droop methods estudiados en [21].
II. INVERSOR MONOFÁSICO
Se realizan simulaciones sobre un inversor monofásico de 6
kW, para evaluar los algoritmos de detección de isla, como se
muestra en la Fig 2. El inversor es alimentado por una fuente
DC programable en la cual se ha introducido la característica
corriente – voltaje (I-V) de un arreglo de paneles
fotovoltaicos. El punto de máxima potencia (PMP) de la curva
I-V tiene lugar en la siguiente condición de operación:
PPV_PMP=6 kW, VDC_PMP=400 V. Para la conversión DCAC se ha escogido un inversor puente H controlado por
corriente con PWM bipolar [15] y un filtro de salida LCL
[16]. La tabla 1 muestra los parámetros eléctricos del inversor
bajo estudio.
TABLA I. PARÁMETROS ELÉCTRICOS DEL INVERSOR BAJO
ESTUDIO.
Valor de los Parámetros
Potencia inyectada de la fuente DC (Ppv_MPP)
6 KW
Voltaje de conexión DC (VDC_MPP)
400 V
230 VRMS ±10%
Voltaje de salida del inversor (VO_RMS)
50 Hz
Frecuencia fundamental de salida del inversor
(fg)
Inductancia del inversor (L)
1.68 mH
Condensador a la salida del inversor (C)
3 uF
Resistencia de amortiguamiento (Rd)
50Ω
0.16 mH
Inductancia de la red (Lgrid)
20 kHz
Frecuencia de muestreo del inversor (fsi)
Figura 2. Diagrama de bloques del sistema
Como se puede observar en la Fig. 3, se muestran dos tipos
diferentes de controladores para el inversor (el de conexión a
la red y el del estado aislado). En el primero, el control del
Figura 3. Esquema de control del inversor
III. MÉTODOS ACTIVOS DE DETECCIÓN DE ISLA BAJO ESTUDIO
Las técnicas activas imprimen disturbios en la salida del
inversor de forma intencional para determinar si existe alguna
afectación en los parámetros de voltaje, frecuencia e
impedancia, caso en el cual se asume que la red está
desconectada y que el inversor se encuentra aislado de la
carga. Estas técnicas tienen la ventaja de reducir notablemente
la NDZ [22], pero para lograr este propósito se puede afectar
la calidad del voltaje en la red e incluso causar cierta
inestabilidad. Es importante resaltar una característica clave
que explica el fenómeno de isla, asociada con el tipo de cargas
(cargas potenciales en la isla), que pueden ser modeladas
como un circuito paralelo RLC. En primera instancia este
circuito es usado porque aumenta la dificultad en las técnicas
de detección en comparación con otros modelos de carga.
Generalmente, las cargas no lineales que producen armónicos
de corriente, o cargas de potencia constante no representan de
forma significativa los problemas para la detección de isla
[23].
Los métodos activos se pueden clasificar en: métodos
basados en realimentación positiva y métodos basados en la
inyección de armónicos. A continuación se presenta una
discusión sobre estos métodos.
A. Métodos Activos basados en realimentación positiva.
Los métodos activos basados en realimentación positiva
tienen la particularidad de afectar, de una forma controlada,
ciertos parámetros del inversor como el voltaje, la frecuencia y
otros, ya bien sea de manera individual o de forma combinada.
Cuando hay un cambio que produce que estas variables estén
por fuera del umbral asignado, entonces a través de la
realimentación positiva de la variable, si la red no está
conectada, se alcanzan niveles de sobre/bajo voltaje o
sobre/baja frecuencia [24], los cuales permiten detectar la
situación de isla.
En la literatura consultada existen diferentes métodos
activos basados en la retroalimentación positiva [12], [25],
[26]. Algunos de estos métodos son: variación de potencia
activa y potencia reactiva [26], Sandia Voltage Shift (SVS) y
Sandia Frequency Shift [27], [28], Slip-mode Frequency Shift
(SMS) [29], Active Frequency Drift (AFD) [30], Diagramas
de frecuencia de General Electric (GEFS) [31], entre otros.
1) Métodos Sandia:
El Sandia Voltage Shift utiliza un lazo de realimentación
positiva de la amplitud del voltaje del PCC. Si la amplitud del
voltaje (medido generalmente en valores RMS) decrece, el
inversor reduce la corriente de salida y por lo tanto la potencia
de salida.
La variación del voltaje frente a la potencia activa inyectada
por el inversor a la carga durante la condición isla, se define
como:
V2
(1)
PDG = PLOAD =
R
Derivando PDG con respecto al voltaje y expresándolo en
términos de potencia resulta:
∂PDG
PDG
V
= 2⋅ = 2⋅
∂V
R
R
(2)
Por lo tanto la variación del voltaje en términos de potencia
se puede expresar como:
ΔP
R
(3)
ΔV = DG ⋅
2
PDG
Desde que R y PDG sean constantes, la variación del voltaje
es directamente proporcional a la variación de potencia activa.
Por consiguiente, es posible variar la potencia activa inyectada
por el inversor con el fin de llevar la amplitud del voltaje fuera
del rango normal de operación y así detectar el efecto isla.
Teniendo en cuenta las ecuaciones 1, 2 y 3, es posible
expresar la variación de la potencia activa en términos de la
variación del voltaje y el voltaje en el PCC como:
ΔPDG = 2 ⋅ ΔV ⋅
V
R
(4)
∆V puede ser calculado mediante la comparación del valor
del voltaje con el valor obtenido después del filtrado. Por lo
tanto, con la interconexión con la red, en estado estable no hay
variaciones del voltaje, y el PCC no se verá afectado.
El tiempo de respuesta del algoritmo puede ser ajustado por
un factor Kv que aumenta o disminuye la corriente del inversor
en proporción a la variación del voltaje. La referencia de
corriente para el control del inversor se puede calcular de la
siguiente manera:
I ref =
dP + PDG K v· ΔV + PDG
=
V
V
(5)
El método Sandia Frequency Shift (SFS) se basa en la
realimentación positiva a través de la frecuencia del voltaje en
el PCC. Con la conexión a la red, el método detecta y trata de
amplificar pequeños cambios en la frecuencia, pero la
presencia de la red los evita. Cuando la red se desconecta, los
cambios de frecuencia producen un error de fase y una
realimentación positiva, generando un proceso iterativo que
lleva a la frecuencia más allá del límite de protección de sobre
/ baja frecuencia. Cuando se implementa el método, la
frecuencia de referencia para el inversor se calcula como una
función tanto de un valor en la iteración n como de su
variación ∆f. Esto se expresa como:
f n+1 = f n + K f ·Δf
(6)
Donde fn+1 es la frecuencia de referencia para el inversor en
el ciclo n+1, fn es la frecuencia en el ciclo n y Kf es una
constante que permite acelerar la detección de isla. Finalmente
∆fn es la variación de la frecuencia en cada ciclo. Kf está
diseñado para compensar la tendencia natural del sistema para
moverse a la frecuencia de resonancia de la carga cuando tal
frecuencia de resonancia está dentro de los límites
establecidos para detectar la formación de islas.
En el ciclo n+1 el inversor inyecta una corriente con una
determinada frecuencia. Por lo tanto, la carga introduce un
ángulo de deslizamiento de fase φ correspondiente a un
intervalo de tiempo Tps siguiendo la ecuación 7.
ϕ
ϕ
(7)
Tps =
Tn +1 =
2·π
2·π · f n +1
Se elige Kf para mantener la frecuencia de deslizamiento
por debajo de la frecuencia de resonancia. En principio, esta
condición implica que la frecuencia en el ciclo n+1 debe ser
mayor (para un cambio creciente) que la del ciclo n, lo cual
repercute en la siguiente condición:
−1
−1


(8)
 1
− ϕf n
1
ϕ


f n +1 =
 f n + K f ⋅ Δf n

−
(
)
2 ⋅ π ⋅ f n + K f ⋅ Δf n 
≥   → K f >
2 ⋅ π ⋅ Δf n
 fn 
Otro aspecto para elegir Kf es el tiempo de respuesta
deseado. Esto se puede lograr mediante la imposición de una
variación de tiempo mínimo llamado el tiempo de deriva Tf.
Por lo tanto, se obtiene:
−1
−1


(9)
 1

ϕ
1


f n +1 =
 f n + K f ⋅ Δf n

−
(
)
2 ⋅ π ⋅ f n + K f ⋅ Δf n 
≥ 
− T f 
 fn

Para las frecuencias cercanas a la frecuencia de la red, el
termino 2·π·fn·Tf es apreciablemente mayor que el ángulo de
cambio de fase φ y el término (1- fn·Tf) se aproxima a 1. Con
estas simplificaciones se obtiene la Ecuación 10:
ϕ + 2 ⋅ π ⋅ fn ⋅ Tf
f n2 ⋅ T f
(10)
K ≥ f
→K ≥
f
n
(1 − f
n
)
⋅ T f 2 ⋅ π ⋅ Δf n
f
Δf n
Estos métodos son fáciles de implementar y ofrecen un
buen rendimiento entre la eficacia de la detección de
funcionamiento en isla, la calidad de la potencia de salida y
los efectos de la respuesta transitoria del sistema.
Entre las principales desventajas, se encuentra una ligera
reducción de la calidad de potencia a la salida del inversor.
Además, cuando el sistema es débil, es posible que la
inestabilidad en la calidad de potencia en el inversor pueda
causar un comportamiento transitorio indeseable. Este efecto
se reduce al disminuir las constantes Kv y Kf.. La Fig. 4
muestra un diagrama de bloques de los métodos anti-isla SFS
y SVS.
segunda se asocia al máximo factor de potencia permitido. En
este método, se ve afectada tanto la magnitud como la fase de
la corriente de referencia, como se describe en las siguientes
ecuaciones:
2 2
−1 iq 
(11)
I = id + iq and φ = tan  
i 
d
(12)
I
= I ⋅ cos (θ + φ )
ref
Este método cuenta con la ventaja de ser fácil de
implementar en un microcontrolador, tiene una
NDZ
reducida, con un impacto mínimo en la calidad de potencia y
resulta muy robusto frente a perturbaciones en la red eléctrica.
Sin embargo, la inyección de señales de perturbación
(frecuencia y voltaje) requiere condiciones especiales, es
decir, deben ser tan pequeñas como sea posible.
Figura 4. Diagrama de Bloques del método SVS y SFS.
2) Diagramas de frecuencia de General Electric (GEFS):
Este método inyecta una perturbación de corriente en el
sistema y evalúa los efectos sobre el PCC. La perturbación se
añade a las señales de control en un marco de referencia
síncrono (SRF), generalmente conocido como el dominio DQ.
La potencia activa es proporcional a la componente del eje D y
la potencia reactiva es proporcional a la componente del eje Q.
Debido a que tiene un inversor monofásico, la
implementación en un marco de referencia DQ no es tan obvia
como lo es en un sistema trifásico. No obstante, las cantidades
por fase se pueden convertir en DQ con la creación de un eje
virtual Q como se muestra en la Figura 5.
Fuente
Primaria
Inversor
DC/AC
Red
Carga
ia
Control
2 2
id + iq
Id
Iq
tan
++
−1  iq
i
 d
I ref = I ⋅ cos(θ + φ )
I




Limitador
Φ
Ganancia
+-
θ
Δω
Control
Gi(s)
Va
DQ-PLL
Por fase
ω
BPF
Iq_ref
B. Métodos activos basados en inyección de armónicos
Los métodos activos basados en inyección de armónicos
tienen la particularidad de monitorear cambios en la
impedancia de la red debido a la inyección de un armónico o
sub-armónico particular [32], [33]. Estos se basan en la idea
que cuando la red se encuentra conectada, la impedancia de la
red es menor que la carga y el armónico de corriente fluye a la
red, pero cuando la red se encuentra desconectada, el
armónico de corriente circula a través de la carga que a su
vez produce un armónico de voltaje, el cual puede ser
detectado. El método basado en PLL implementado por [34]
se explica a continuación.
Este método se basa en la detección de los cambios de la
impedancia de la red. La idea es inyectar un armónico de
corriente (en este caso un armónico de segundo orden), para
cambiar el ángulo de corriente del inversor. Esto se logra
mediante la inyección de una señal senoidal sincronizada ciclo
por ciclo, que fuerza a modificar suavemente el ángulo de
corriente del inversor. Como resultado de la señal armónica, se
obtiene una señal de realimentación del voltaje en el PCC
(Componente Vq). La Fig. 6 muestra un diagrama de bloques
para la detección de isla basado en cambios de la impedancia
de la red.
Figura 5. Diagrama de Bloques del método GEFS.
En el diagrama de frecuencia de General Electric para
detectar la formación de isla, se utiliza un filtro pasa banda
con el fin de obtener la variación de la componente iq. Esto se
hace para minimizar la señal de ruido a bajas frecuencias y la
componente DC a altas frecuencias, causadas por la
realimentación positiva. Para la protección en isla se sugiere
un tiempo de aproximadamente 2 segundos el cual es
seleccionado para diseñar el filtro con ancho de banda entre
1Hz-10Hz. La ganancia del filtro se debería seleccionar
teniendo en cuenta que cuando el sistema se encuentra
conectado a la red, la perturbación no afecte
significativamente la fase ni los márgenes de ganancia y
cuando la condición de isla se presenta, la perturbación sea lo
suficientemente grande como para hacer que el sistema sea
inestable. El último elemento a considerar es el limitador, que
permite especificar la máxima inyección de corriente
basándose en dos premisas: La primera de ellas asociada con
la capacidad máxima de sobrecorriente del inversor y la
Figura 6. Diagrama de bloques del método de inyección de armónicos.
El principio operativo de este método se describe a
continuación. La señal inyectada Sinj se define como:
(13)
)
= k ⋅ sin (2 ⋅ θ
S
inj
PLL
Donde k es la ganancia usada para escoger el disturbio
necesario para la detección de isla y θPLL es el ángulo obtenido
del PLL. Como se puede observar en la ecuación 13, se ha
introducido un segundo armónico el cual será añadido a la fase
del PLL y luego escalado por la magnitud de la corriente de
referencia del sistema.
(14)
iref = Iref ⋅ [cos (θ PLL ) + k ⋅ sin (2 ⋅ θ PLL )]
El valor de k debería ser escogido teniendo en cuenta tres
premisas: la primera es que k tiene que ser lo suficientemente
grande para detectar la condición de isla. La segunda premisa
es que su valor no debe ser tan alto como para producir un
incremento en el THD en el límite de corriente superior
establecido por las normas, y la tercera premisa es que no
debería afectar de manera significativa, la amplitud de la
corriente de referencia. En la ecuación 14 se puede observar
que la perturbación puede ser tratada en términos de un
porcentaje de la corriente de referencia. En este caso se usó
una perturbación con una amplitud del 1% que cumple con las
condiciones dadas anteriormente.
Cuando el inversor es conectado a la red, la acción de
añadir el disturbio es reflejada en la señal de realimentación
del voltaje en el PCC. La señal de realimentación tiene dos
veces la frecuencia fundamental y su amplitud se relaciona
con el valor de la impedancia de la red. Esta señal de
realimentación se puede extraer de la transformada de Park en
términos de Vq. Después de la transformación, la frecuencia de
la señal de realimentación se vuelve la mitad de esta, como se
muestra a continuación.
(15)
v q = − sin (θ ) ⋅ vα + cos (θ ) ⋅ v β
Considerando un sistema de voltajes ortogonales del voltaje
de realimentación (Vα y Vβ) derivados de la señal inyectada,
estos voltajes se pueden representar como
π
(16)

v = cos (2 ⋅ θ ) y v = cos 2 ⋅ θ −
= sin (2 ⋅ θ )
α
β



2
Reemplazando los valores de la ecuación 16 en la ecuación
15 y resolviendo, se obtiene
v q = − sin (θ ) ⋅ cos(2 ⋅ θ ) + cos(θ ) ⋅ sin(2 ⋅ θ )
(17)
vq = sin(θ )
(18)
La señal del voltaje de realimentación se puede extraer de
la transformada de Park a través de un filtro resonante
ajustado a la frecuencia fundamental. Después de esto, los
picos en valor absoluto son obtenidos de la señal Vq y se
calcula el promedio en 50 Hz y 5 Hz. Finalmente, la diferencia
entre los dos promedios se toma para determinar si está por
dentro o por fuera de un cierto valor límite. Si se encuentra por
fuera del valor límite se activa un retardo para establecer si las
condiciones persisten, y en el caso que esto suceda, se activa
la condición de isla.
Entre las principales ventajas de este método esta que no
afecta los cruces de la corriente por cero, por otro lado la
amplitud del disturbio es tan pequeña como puede ser sin
afectar de forma significativa el THD de la corriente, y por
último presenta una muy baja NDZ. Los inconvenientes del
método son: se presenta una ligera degradación de la calidad
de potencia al tener un disturbio constante y adicionalmente
puede haber problemas en la detección de isla para ciertas
señales de perturbación que coincidan con armónicos
inyectados.
IV. FIGURA DE MÉRITO
Una figura de mérito es una cantidad numérica basada en
una o más características de un sistema o dispositivo que
representa una medida de eficiencia o efectividad [35]. En este
artículo la figura de mérito se usa para comparar la respuesta
de varios métodos de detección de isla.
Para verificar los resultados, se propone como figura de
mérito el error medio cuadrático (MSE). El MSE es uno de
muchos métodos para cuantificar la diferencia entre los
valores medidos de una variable respecto a los valores ideales
de la misma. El MSE mide el promedio de los “errores”
elevados al cuadrado, como se muestra en la ecuación 19.
n
MSE = 
0
( y1 (t ) − y2 (t ))2
n
(19)
Donde y1 es la magnitud a cuantificar y y2 es la referencia.
V. RESULTADOS DE SIMULACIÓN
Esta sección presenta los principales resultados de
simulación de los diferentes métodos descritos anteriormente.
Estas simulaciones fueron hechas en PSIMTM [36] y probadas
en el inversor que se presentó en la sección II, siguiendo los
requerimientos del estandar IEEE. 929-2000 (tipo de carga y
factor de calidad), en dicha norma se establece que la
condición más crítica para detectar la condición de isla se
presenta cuando al desconectar la red, se encuentra conectado
al inversor una carga RLC con factor de calidad Q=2.5, en
consecuencia las cargas que no cumplan con dicho
requerimiento son detectadas con relativa facilidad por los
esquemas de detección de isla [37]. Por lo tanto, la carga bajo
prueba fue una configuración RLC paralelo con Q=2.5 (R=8.6
Ω, L=10.93 mH, C=926 µF).
Después de la detección de isla el controlador se
reconfigura al droop method y el inversor trabaja en la
situación de isla.
La Fig. 7 muestra los resultados del método de detección de
isla SVS, basado en el uso del voltaje de realimentación. En la
gráfica de arriba es posible ver la señal de detección. Las
señales de salida del voltaje y la corriente se muestran en la
segunda y tercera gráfica respectivamente. La cuarta gráfica
muestra el valor RMS del voltaje de salida y finalmente la
última gráfica muestra la frecuencia del voltaje de salida.
Adicionalmente, en la Fig. 7 es posible observar cómo la
detección del inversor es producida dentro de los tiempos
establecidos por las normas [19]. Igualmente en la Fig. 8 se
obtienen resultados similares de los métodos de detección de
isla SFS basado en la realimentación de la frecuencia. Los
valores de las constantes Kv y Kf determinan el tiempo de
detección.
La Fig. 9 muestra los resultados de simulación con la carga
RLC, del método de detección de isla de General Electric. En
las gráficas se muestran los mismos parámetros de las figuras
anteriores. La gráfica superior muestra el instante en el que
ocurre la isla y el momento en el que el método la detecta. Se
puede ver que la desconexión del inversor ocurre dentro del
tiempo límite definido por las normas [19].
Hz
V
(rms)
A
V
La figura 10 muestra la respuesta del algoritmo de
detección de isla por inyección de armónicos.
Figura 7. Simulaciones de SVS.
Figura 8. Simulaciones de SFS.
Figura 10. Simulaciones de Vq e impulsos de armónicos
Se han construido dos figuras de mérito con los resultados
de las simulaciones. La primera es hecha con la perturbación
de la frecuencia durante el evento de isla, la detección y la
reconfiguración. La figura 11 muestra el error medio
cuadrático en frecuencia de diferentes métodos.
Figura. 11 Figura de mérito para la frecuencia
Es posible ver que el valor más alto se presenta para el
método SFS. El método de General Electric presenta el valor
más bajo para el MSE en frecuencia.
La Fig. 12 muestra los valores de MSE del voltaje para los
diferentes métodos
Figura 9. DQ Simulaciones del método de General Electric
Figura 12. Figura de mérito para el voltaje
El valor más alto del MSE en voltaje pertenece al método
SVS. Los otros tres métodos presentan valores similares de
error medio cuadrático.
VI. CONCLUSIONES
En este artículo se presentó un análisis de varios métodos
activos aplicados en el inversor para la detección de
funcionamiento en isla en los inversores. Se hizo evidente el
funcionamiento de los métodos para las mismas condiciones
de prueba como se establece en el estándar la IEEE 929-2000.
Teniendo en cuenta el análisis de resultados de las figuras de
mérito, el mejor resultado desde el punto de vista del voltaje,
es el presentado por el método DQ seguido por el método Imp.
Vq. El análisis de resultados en relación con la frecuencia
muestra que el método con la más baja perturbación es el
método Imp. Vq. Con base en esto es posible concluir que los
métodos más favorables para la detección son Imp. Vq y DQ.
Por otra parte a pesar de que estos métodos se basan en la
introducción de perturbaciones y en la degradación de la
calidad de potencia, en todos los casos, sus efectos se
encontraron dentro de los límites de distorsión armónica
definidos por las normas.
REFERENCIAS
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David Velasco de la Fuente nació en Valladolid, España. Es
Ingeniero Industrial de la Universidad de Valladolid, España.
Obtuvo su título de Maestría en Sistemas Electrónicos
Industriales y su PhD en Ingeniería Electrónica en la
Universidad Politécnica de Valencia, España. Actualmente,
se desempeña como investigador, desarrollando equipos de
electrónica de potencia para energías renovables en B.C.P.
en Grenchen, Suiza.
César L. Trujillo R. nació en Bogotá, Colombia. Es
Ingeniero Electrónico de la Universidad Distrital Francisco
José de Caldas de Bogotá, Colombia. Obtuvo su título de
Maestría en Ingeniera – Ingeniería Eléctrica en la
Universidad Nacional de Colombia. Obtuvo su PhD en
Ingeniería Electrónica en la Universidad Politécnica de
Valencia, España. Actualmente, se desempeña como profesor en el área de
electrónica de potencia en la Universidad Distrital Francisco José de Caldas
de Bogotá, Colombia, y pertenece como investigador al Laboratorio de
Investigación en Fuentes Alternativas de Energía - LIFAE donde realiza
estudios sobre microrredes eléctricas, modelamiento y control de
convertidores de potencia, y generación distribuida.
Eider A. Narváez nació en Bogotá, Colombia. Es Ingeniero
Electricista de la Universidad Nacional de Colombia. Obtuvo
su título de Maestría en Ingeniería en la Universidad de los
Andes de Bogotá, Colombia. Actualmente se desempeña
como profesor en las áreas de Sistemas de Potencia y
Máquinas eléctricas en el proyecto de Ingeniería Eléctrica de
la Universidad Distrital Francisco José de Caldas de Bogotá,
Colombia.