Tesis defendidas

En los últimos años, la demanda de energía eléctrica ha aumentado de forma considerable, pero las redes eléctricas no están preparadas para integrar un mayor flujo de energía. Las líneas más cortas de una red, como las que conectan parques eólicos, o las líneas de distribución, están limitadas térmicamente. La ampacidad se define como la corriente máxima que puede conducir un conductor de manera continuada, cumpliendo los criterios de diseño y seguridad de la línea en la que se utiliza, y en conductores aéreos depende de las condiciones meteorológicas. Las compañías eléctricas calculan un límite térmico estático, asumiendo unas condiciones meteorológicas constantes durante todo el año, o durante toda una estación. Pero el límite estático desaprovecha parte de la capacidad térmica de las líneas y no está exento de riesgos. Una posible solución consiste en estimar la ampacidad de forma dinámica, conforme varían las condiciones ambientales. Estimar la ampacidad en tiempo real presenta ventajas en operación, pero los mercados eléctricos comercializan la energía con uno o varios días de antelación, por lo que es igualmente ventajosa su predicción. En la tesis se ha desarrollado una metodología que, combinando medidas directas en la línea y predicciones meteorológicas, permite predecir la ampacidad de líneas aéreas. Los dispositivos de medición proporcionan medidas locales, pero las predicciones meteorológicas se obtienen a partir de modelos de la atmósfera a una escala mayor, lo que hace necesario su adaptación a la localización de la línea. La predicción puntual de la ampacidad no permite gestionar adecuadamente el nivel de riesgo derivado de una temperatura excesiva de los conductores, por lo que se hacen necesarias predicciones probabilísticas. Adicionalmente, se ha establecido una metodología para la evaluación de las predicciones, definiendo una serie de indicadores que permiten evaluar las predicciones tanto desde el punto de vista de la seguridad, como desde el punto de vista de aprovechamiento de la línea eléctrica. Aunque los conductores de la línea piloto para los que se ha validado la metodología son de tipo ACSR, esta también se ha validado para conductores HTLS, de alta temperatura y flecha reducida.

CO2 emissions must be reduced to meet the international commitments to tackle climate change. One of the most promising alternatives for such reduction is the electrification of transport, especially in urban environments, due to its advantages in terms of lack of local emissions and noise reduction. Yet, the lack of publicly accessible charging infrastructure is preventing the mass-adoption of electro-mobility. EV customers want to see a dense enough publicly accessible charging infrastructure network, but they will seldom use it if they can use private home charging. Hence, the economic feasibility of deploying such charging infrastructure must be carefully assessed. Although there have been several attempts to assess the economic performance of operating publicly accessible charging infrastructure, none of them if able to handle the complexity of electro-mobility (by e.g. merging all different charging alternatives into the same analysis). This thesis aims at filling the identified gap, by defining a new methodology which looks at the whole value chain, is business-oriented, performs a quantitative analysis, compares EV against ICE vehicles and takes into account the relationships between the different charging alternatives into a single assessment. The three main contributions of the thesis are: 1) The new methodology extends the scope for analysing complex business cases to consider the different dimensions of the business case at the same time, 2) This new methodology highlights the crucial need to involve appropriate representatives of the relevant stakeholders (decision-makers) in the analysis from the very beginning of the process, and 3) The new methodology has an oriented, tailored approach from the early stages of the analysis to obtain significant results which increase the reliability of the outcomes and guide the decision-making process.

In the near future, it is expected that the distribution system operators face different technical challenges derived from the massification of electric mobility and renewable energy sources in the low voltage networks. The purpose of this thesis is to define different smart coordination strategies among different agents involved in the low voltage networks such as the distribution system operator, the aggregators and the end-users when significant penetration levels of these resources are adopted. New models for representing the uncertainty of the photovoltaic output power and the connection of the electric vehicles are introduced. A new energy boundary model for representing the flexibility of electric vehicles is also proposed. In combination with the above models, four optimisation models were proposed as coordination strategies into three different approaches: individual, population, and hybrid. The first model was defined at the aggregator level, whereas the other models were proposed at the distribution system operator level. Complementary experimental cases about the proposed optimisation model in the individual-based approach and the quadratic formulation in the hybrid approach for the PV power curtailment were carried out to test its response in real-time. Simulations results demonstrated that the proposed coordination strategies could effectively manage critical insertion levels of electric vehicles and photovoltaic units in unbalanced low voltage networks.

Debido a la versatilidad de las instalaciones fotovoltaicas, y a un aumento en la eficiencia de los módulos fotovoltaicos, junto con una sustancial disminución de su precio, a nivel mundial, la energía fotovoltaica es hoy en día un sector competitivo. Es decir, la energía fotovoltaica ha alcanzado ya un alto grado de madurez, aunque aún tiene un elevado margen de mejora. Así, en esta tesis se proponen mejoras en la operación de los módulos fotovoltaicos, con el objetivo de aumentar el rendimiento de dichos módulos y contribuir de esta manera a reducir la amortización de esta tecnología. Las mejoras propuestas se basan en la optimización de los modelos de módulos fotovoltaicos y del control del punto de máxima potencia de los convertidores de CC/CC usados en las instalaciones fotovoltaicas. Para alcanzar este objetivo se han considerado las siguientes acciones: Revisión del estado del arte sobre modelización de módulos fotovoltaicos, convertidores de CC/CC y de los algoritmos de control para el seguimiento del punto de máxima potencia. Se ha desarrollado una nueva metodología para la generación de modelos basados en redes neuronales, a partir de datos experimentales. Se han optimizado dos de los algoritmos de control más comúnmente usados para el seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT). Desarrollando también de un nuevo algoritmo de MPPT basado en control en modo deslizante para solucionar las situaciones en los que estos algoritmos no funcionaban. Todos los algoritmos propuestos se han validado de mediante simulación y mediante medidas experimentales Así, con los desarrollos llevados a cabo en esta tesis se pretende conseguir una mayor eficiencia y estabilidad en el seguimiento del punto de máxima potencia del módulo fotovoltaico, ante cambios climatológicos o de variación de las cargas conectadas. Con ello, se pretende reducir los costes de operación y aumentar la producción de la generación fotovoltaica.

Para garantizar un futuro energético sostenible, es fundamental la incorporación de energías renovables en la red eléctrica. Sin embargo, con su creciente integración, las redes eléctricas AC se están volviendo cada vez más débiles, más complejas y caóticas. Por ello, se hace imprescindible el estudio de los retos técnicos que dicha integración plantea. Fenómenos como la desconexión de líneas AC, el bloqueo de convertidores, o variaciones de carga debidas a las intermitencias de la generación renovable, están comenzando a producir cambios en los valores de impedancia y en las características inductivo-resistivas de incluso las redes fuertes. Conforme una red AC se debilita su impedancia equivalente aumenta, y esto provoca cambios indeseados en las magnitudes de potencia activa y reactiva, que derivan en variaciones repentinas de tensión en diferentes puntos de la red AC. Esto también conlleva el deterioro de los convertidores y empeoramiento de la calidad de onda. Una solución parcial a este problema es limitar la potencia allí donde se genera, en perjuicio de aumentar las pérdidas locales. Otra solución es introducir controles de convertidores más robustos, para que sean capaces de sortear estos escenarios cada vez más frecuentes. En este contexto, los convertidores de fuente de tensión (VSC), y en especial los convertidores modulares multinivel, presentan una serie de prestaciones que los hacen idóneos para esta clase de escenarios, dado su mejor comportamiento dinámico frente a los convertidores de fuente de corriente, al operar a una frecuencia de conmutación mayor, y presentando capacidades LVRT y control desacoplado de potencia activa y reactiva. Entre los controles internos de corriente de los VSCs, los controladores proporcional resonantes han aparecido como alternativa a los proporcional integrales, debido a su capacidad de manejar operación tanto equilibrada como desequilibrada y a que eliminan la necesidad de utilizar un phase-locked loop y las transformadas de Park. Muy pocos estudios se han realizado con VSCs con control proporcional resonante sujetos a cambios en la fortaleza de la red AC, y menos aun considerando la variación de su característica inductivo-resistiva. Por lo tanto, en esta tesis doctoral se propone una metodología de parametrización del control proporcional resonante de un VSC conectado a una red AC con fortaleza y característica inductivo-resistiva variables, que asegure su estabilidad en pequeña señal. Con el objetivo de caracterizar dicha estabilidad, se construye un modelo de pequeña señal del sistema compuesto por el VSC conectado a red AC. Posteriormente se valida con simulaciones EMT y se procede con el análisis de escenarios. Los resultados del análisis demuestran que tan solo una desviación del 20% en el ratio X/R de la red AC con respecto a su valor habitual puede hacer perder al sistema su estabilidad en pequeña señal cuando la red AC es débil. La metodología propone nuevas parametrizaciones del control proporcional resonante del VSC que devuelven la estabilidad al sistema en estos escenarios. La validación y verificación de la metodología se realiza a través de un caso de estudio en DIgSILENT PF: una planta de generación eólica marina que evacúa energía a la red AC por medio de un enlace de alta tensión en continua.

El desarrollo e integración de las fuentes de energía renovable (RES) conducirá a un futuro energético más sostenible. Las plantas renovables deberán mejorar su participación y operación a través de los mercados de electricidad de una manera más controlada y segura. Además, el diseño actual del mercado está cambiando para permitir una participación inclusiva en mercados de flexibilidad. En este contexto, los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) se consideran una de las tecnologías flexibles clave que pueden apoyar la operación de las energías renovables, mediante servicios como: 1) control de la potencia generada, 2) mejora de los errores de predicción, y 3) provisión de servicios auxiliares de regulación de frecuencia. Sin embargo, el desarrollo del almacenamiento ha sido frenado también por sus altos costos. Por lo tanto, esta tesis doctoral aborda el tema del ¿Desarrollo de estrategias óptimas de gestión y dimensionamiento de los sistemas de almacenamiento eléctrico a gran escala como apoyo a fuentes de energía renovable¿, con el objetivo de desarrollar una metodología con una perspectiva global, mediante una estrategia de gestión de energía avanzada (EMS) que aborda la gestión de activos (RES + ESS) a largo plazo y por otro lado, el cálculo del dimensionamiento y operación del almacenamiento a corto plazo (en la operación en tiempo real), para asegurar un marco adecuado que permita evaluar la rentabilidad de la integración del almacenamiento en aplicaciones conectadas a la red. La estrategia de gestión de energía propuesta es validada a través de dos casos de estudio: una planta renovable individual (eólica o solar) con almacenamiento, y un porfolio de renovables y almacenamiento.

Se ha desarrollado una metodología destinada a utilizarla como herramienta rápida, sencilla y que abarque el máximo número de alternativas. Consta de dos partes; en la primera se desarrolla una optimización de un parque eólico (excluyendo los costes de conexión) con el objetivo de obtener el valor de LCoE lo más bajo posible. En la segunda parte, se valoran todas las topologías de transmisión en HVDC para identificar en qué subsistemas existirán las mayores pérdidas e identificar dichos puntos débiles para una posible mejora. Además, otros objetivos secundarios se han analizado. Por un lado, se ha estudiado la situación actual de la energía eólica marina. Por otro lado, se ha hecho un resumen de la tecnología de transmisión VSC-HVDC con sus características principales. Por último, se han estudiado las metodologías previas de otros/as autores/as de la comunidad investigadora, así como la influencia de los distintos elementos de un parque eólico en el LCoE. Finalmente se han extraído una serie de conclusiones y las posibles líneas de investigación.

La presente Tesis Doctoral propone una nueva metodología para integrar los vehículos eléctricos enchufables en las redes de baja tensión. La carga de vehículos eléctricos produce un impacto en la red de baja tensión como puede ser el aumento de pérdidas, la sobrecarga de líneas y transformadores, caídas de tensión, desequilibrios de tensión, etc., pero sobre todo produce una degradación en las baterías que equipan. Este último impacto dependerá enormemente del control de la carga empleado y será determinante en la cuantificación del coste de la misma. En este contexto, la presente tesis propone una nueva metodología óptima para evaluar y reducir al mínimo el coste económico de cada recarga, maximizando la vida útil de las baterías, y respetando siempre las limitaciones técnicas de la red a la que se conecta, sin renunciar a las necesidades del usuario. Para ello, se desarrolla un modelo de degradación basado en datos experimentales de una batería de vehículo eléctrico comercial. Dicho modelo considera diferentes variables, entre ellas la profundidad de descarga, el número de ciclos, la corriente media, el estado de carga de almacenamiento y la temperatura; las dos fuentes principales de degradación, como son el calendar aging y el cycle aging; y los dos principales efectos, a saber, el capaciy fade y el power fade. Este modelo es de gran utilidad en el desarrollo de diferentes herramientas para la evaluación de la rentabilidad de una batería en función del uso requerido (patrones de conducción, de recarga, etc.). Teniendo en cuenta todas estas consideraciones, la metodología propuesta propicia la integración de los vehículos eléctricos enchufables en las redes de distribución de baja tensión.

Los sistemas HVDC representan una alternativa prometedora para futuras expansiones del sistema eléctrico gracias a las ventajas que presentan en comparación con el transporte convencional en corriente alterna. Además, el interés por desarrollar redes HVDC multiterminales ha crecido en los últimos años, sin embargo, su implementación se ha visto ralentizada debido a la complejidad que presenta la protección ante faltas en estos sistemas. El objetivo principal de esta tesis es proponer un nuevo algoritmo de protección contra faltas, apropiado para dichas redes y capaz de superar las limitaciones presentes en algoritmos existentes. El algoritmo propuesto es un algoritmo de tensión de inductancia basado en el cálculo del ratio entre las medidas de tensión tomadas a ambos lados de la inductancia limitadora y la derivada de dicho ratio. Es capaz de detectar faltas rápidamente y de discriminar de manera selectiva entre faltas dentro y fuera de la zona de protección. También se propone una metodología para la selección del valor umbral necesario para la operación de algoritmos locales. A continuación, se desarrolla un esquema de protección completo que se compone de protecciones de línea primaria y de respaldo, protección de barra y protección ante fallo del interruptor. Esta última protección es, así mismo, un nuevo algoritmo propuesto en la tesis, que presenta una operación más rápida que algoritmos convencionales de detección de fallo en el interruptor. Finalmente, la operación del esquema de protección propuesto es validada y analizada a través de simulaciones en un modelo de red de cuatro terminales con diferentes escenarios de falta, comparándolo con algoritmos existentes.

El aumento de ventas del vehículo eléctrico y su masiva penetración no controlada en el sistema, pueden generar diversos problemas de seguridad y estabilidad a la red eléctrica. En este sentido, es necesario realizar una integración controlada de los vehículos eléctricos, mediante estrategias de gestión de la recarga, que satisfaga a todas las partes implicadas y, en caso de necesidad, den respaldo a la red. Sin embargo, en aras de aumentar la vida útil de las baterías, estas estrategias han de tener en cuenta la degradación que el proceso de recarga induce en dichas baterías. Esta Tesis Doctoral presenta: a) Metodología para la obtención de un modelo eléctrico, térmico y de degradación de baterías de ion-litio y su obtención experimental. b) Estrategia de recarga controlada, colaborativa, de arquitectura centralizada y optimizada, que satisfaga los objetivos locales minimizando el impacto negativo en las redes eléctricas y teniendo en cuenta la degradación inducida en las baterías. c) Metodología para reducir el armónico n de la corriente inyectada a la red, provocada por el armónico n de la tensión de la red mientras se da respaldo de frecuencia y de tensión a dicha red.

The PhD thesis proposes a centralised two-stage energy community market to address uncertainties in renewable generation and consumption, introducing a novel business model based on Battery as a Service (BaaS). A comprehensive review of Energy Communities (ECs) and Local Energy Markets (LEMs) identifies gaps in existing literature, paving the way for the proposed research. Mathematical modelling and control mechanisms for EC asset management, including real-time management and central optimisation, are detailed. The thesis develops a centralised optimisation algorithm for LEM operation and evaluates the proposed P2P pricing and energy-sharing market through scenario comparisons and sensitivity analysis. Key findings highlight the effectiveness of the proposed community-based P2P pricing and the performance benefits of integrating local energy storage solutions. Additionally, a new tariff proposal for electricity systems is presented, enhancing the profitability of the BaaS business model. Sensitivity analysis further elucidates the impact of various factors on the proposed two-stage LEM approach, providing valuable insights for implementation and future research directions.