Energy management system benchmarking for a remote microgrid

Abstract

El presente trabajo analiza el efecto que tiene la estrategia de control adoptada en el sistema de gestión de energía de una microrred en el rendimiento económico y el impacto medioambiental asociado a su operación. Las microrredes aisladas son una solución para la electrificación de áreas remotas que debido a su localización geográfica no pueden ser conectadas a la red eléctrica. La estructura de estos sistemas permite la integración de energía proveniente de generación distribuida, principalmente renovable. El abaratamiento de los colectores fotovoltaicos, el autoconsumo y los incentivos medioambientales ofrecidos a este tipo de generación son algunos de los factores que impulsan la adopción de este tipo de redes. Sin embargo, los retos técnicos asociados a las microrredes con un alto índice de penetración renovable hacen necesario un sistema de gestión de la energía que se adapte a las necesidades del sistema. Asimismo, para garantizar un suministro eléctrico de calidad e ininterrumpido, es necesario el uso de sistemas de almacenamiento eléctrico, que el sistema de control debería gestionar adecuadamente tomando en consideración las previsiones de la demanda y solares. Como caso de estudio se ha tomado la isla Isabela, situada en el archipiélago de Galápagos al oeste de Ecuador. A partir de octubre de 2017 esta isla contará con un sistema eléctrico conformado por 922 kW de generación solar, 1625 kW de generación térmica y un sistema de almacenamiento de baterías Ion-Litio de 258kWh de capacidad. A través de la simulación de tres estrategias de control se pretende analizar qué controlador se adapta mejor a las necesidades del sistema.

This documents analyses the effect the control strategy followed by the energy management system of a microgrid has on is economic performance and the environmental impact associated to its operation. Isolated microgrids appear as a solution to the electrification of remote communities that due to their geographical location cannot be connected to the main grid. The architecture of this systems enables the integration of electricity generated from distributed energy resources, in particular renewable generation. The decrease in prices of solar PV collectors, self consumption and the economic incentives given to clean energy generation in many countries are pushing forward the adoption of this kind of electrical grids. However, the challenges associated to the operation of microgrids with a high index of renewable penetration require an energy management system that is designed around the specific needs of the system. Moreover, in order to guarantee the quality and continuity of the supply, the use os energy storage systems is necessary, which will need to be managed appropriately by the energy management system, taking into account the demand predictions and the solar forecast. The island Isabela, which belongs to the Galapagos archipelago located west from Ecuador, has been taken as a case study. From October 2017 the islands electrical system will from an energy mix of 922 kW solar PV,1625 kW diesel generators and a 258 kWh Lithium-Ion batteries storage system. Through the simulation of three control strategies the aim is to determine which controller is most suitable for the control operation of the island.