Provisión de inercia virtual a través del algoritmo Super-twisting en sistemas de potencia

Abstract

This thesis proposes the development of a hierarchical control scheme for the provision of virtual inertia in transmission networks with high penetration of inverterbased distributed generation resources. The proposed approach leveragesmultiple battery energy storage systems (BESS) in an optimal and scalable framework for the optimal injection of active power, emulating the dynamic behavior of synchronous generators through the swing equation. The proposed framework aims to enhance the stability, efficiency, and reliability of modern power grids by improving network frequency regulation in the presence of generation or load change contingencies, keeping it within the limits established by the transmission system operator. The methodology includes a robust frequency and rate of change of frequency (RoCoF) estimator based on the Super-Twisting sliding mode algorithm, designed to operate with noisy voltage measurements. The control scheme incorporates an aggregation strategy and an optimal linear quadratic Gaussian (LQG) control to optimize the operation of multiple distributed BESS, maximizing their lifespan and minimizing operational costs. The control scheme parameters are tuned based on the low-order linearized model of the power grid, obtained using the eigensystem realization algorithm (ERA). The robustness and feasibility of the proposed approach are demonstrated through simulated scenarios in a modified two-area Kundur system. The evaluated case studies include the system response to three-phase faults, load or generation changes, and the replacement of conventional synchronous generation with its asynchronous equivalent.

La presente tesis propone el desarrollo de un esquema de control jerárquico para la provisión de inercia virtual en redes de transmisión con alta penetración de recursos de generación distribuidos basados en inversores. El enfoque propuesto aprovecha múltiples sistemas de almacenamiento con baterías (BESS, del inglés battery energy storage system) en un esquema óptimo y escalable para la inyección óptima de potencia activa, emulando el comportamiento dinámico de generadores síncronos mediante la ecuación de oscilación. El marco propuesto pretende aumentar la estabilidad, eficacia y confiabilidad de las redes eléctricas modernas, mediante el mejoramiento de la regulación de la frecuencia de la red en presencia de contingencias de cambio de generación o de carga, manteniéndola dentro de los rangos establecidos por el operador del sistema de transmisión. La metodología incluye un estimador robusto de frecuencia y tasa de cambio de la frecuencia (RoCoF, del inglés rate of change of frequency) basado en el algoritmo Super- Twisting de modos deslizantes, diseñado para operar con mediciones de voltaje ruidosas. El esquema de control incorpora una estrategia de agregación y de control óptimo lineal cuadrático gaussiano (LQG, del inglés linear quadratic Gaussian) para optimizar la operación de múltiples BESS distribuidos, maximizando su vida útil y minimizando costos operativos. Los parámetros del esquema de control son sintonizados con base en el modelo linealizado de bajo orden de la red eléctrica obtenido mediante el algoritmo de realización del eigensistema (ERA, del inglés eigensystem realization algorithm). La robustez y viabilidad de la propuesta se demuestran mediante escenarios simulados en un sistema modificado del sistema de dos áreas de Kundur. Los casos de estudio evaluados incluyen la respuesta del sistema frente a fallas trifásicas, cambios de carga o generación, y el reemplazo de generación convencional síncrona por su equivalente asíncrona.