Aplicación Práctica / Practical Issues
Recibido: 06-05-2024, Aprobado tras revisión: 11-06-2024
Forma sugerida de citación: Jacho, A.; Echeverría, D; Chamba, S.; Lozada, C; Sánchez, W. (2024). “Aplicación del Control
Formador de Red en Sistemas de Almacenamiento de Energía para la Regulación Primaria de Frecuencia Caso de Estudio: Islas
Galápagos”. Revista Técnica “energía”. No. 21, Issue I, Pp. 94-104
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
Doi: https://doi.org/10.37116/revistaenergia.v21.n1.2024.662
© 2024 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Esta publicación es de acceso abierto bajo una licencia Creative Commons
Application of Grid Forming Control in Energy Storage Systems for Primary
Frequency Regulation Case Study: Galapagos Islands
Aplicación del Control Formador de Red en Microrredes con Sistemas de
Almacenamiento de Energía para la Regulación Primaria de Frecuencia, Caso
de Estudio: Islas Galápagos
A.E. Jacho1 0009-0004-0170-6010 C.X. Lozada
1
0000-0002-6036-3124
D.E. Echeverría
1
0000-0002-1743-9234 W.S. Sánchez1
0009-0009-1537-4850
M.S. Chamba2 0000-0001-6843-7151
1Operador Nacional de Electricidad, CENACE
E-mail: ajacho@cenace.gob.ec; decheverria@cenace.gob.ec; wsanchez@cenace.gob.ec clozada@cenace.gob.ec
mchamba@cenace.gob.ec
Abstract
The Galapagos Islands present distinctive challenges in
managing their electrical system due to their remote
geographical position. Currently, their energy sources
are limited to non-renewable energy and partially
dependent on renewable energy sources like wind and
solar power. The intermittence of these sources poses a
threat to the stability and reliability of power systems.
The battery energy storage systems (BESS) are a
commonly adopted approach for promoting the stability
of frequency and voltage in power systems. However,
the effectiveness of these systems in accomplishing this
objective is contingent on the type of controller and
operation used in the storage system. Electrical energy
storage systems implement two primary modes of
operation; Grid Following and Grid Forming.
This paper focuses on the implementation and
evaluation in different scenarios of the network-forming
mode of operation of the storage system, with the
purpose of contributing to the primary frequency
regulation in the MRE of the Galapagos Islands. The
results obtained demonstrate significant improvements
in the stability of the MRE, and greater efficiency in
primary frequency regulation.
Resumen
Las Islas Galápagos, debido a su ubicación geográfica
aislada, enfrentan desafíos únicos en la gestión de su
Microrred eléctrica (MRE), pues actualmente depende
de energías no renovables y en una medida considerable
de fuentes de energías renovables, como la energía solar
y eólica. Estas fuentes de energía intermitentes, afectan
la confiabilidad y estabilidad de la MRE. Una solución
destacada en la actualidad es la implementación de los
sistemas de almacenamiento de energía con baterías,
pues estos sistemas aportan a la estabilidad de
frecuencia y voltaje, sin embargo, estos aportes a la
estabilidad de frecuencia y voltaje de la MRE están en
función del tipo de controlador y operación que se
emplee al sistema de almacenamiento. Existen dos
modos de operación en sistemas almacenamiento de
energía eléctrica; seguidor de red y formador de red.
Este trabajo se enfoca en la implementación y
evaluación en diferentes escenarios, del modo de
operación formador de red del sistema de
almacenamiento, con el propósito de aportar a la
regulación primaria de frecuencia en la MRE de las Islas
Galápagos. Los resultados obtenidos demuestran las
mejoras significativas en la estabilidad de la MRE, y
una mayor eficiencia en la regulación primaria de
frecuencia.
Index terms— Battery Energy Storage, Grid
Following, Grid Forming, Primary Frequency
Regulation.
Palabras clave— Sistemas de almacenamiento de
energía con baterías, Seguidor de red, Formador de red,
Regulación Primaria de Frecuencia,
Microrred
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Edición No. 21, Issue I, Julio 2024
1. INTRODUCCIÓN
La conexión de centrales fotovoltaicas y eólicas
exigen una evaluación adecuada de la estabilidad, es
decir, el uso masivo de fuentes de energía renovables
puede conducir a problemas en la MRE, es por ello que
la integración de sistemas de almacenamiento con
baterías en MRE, emergen como una solución
innovadora para abordar desafíos significativos en la
generación distribuida. En el caso particular de las Islas
Galápagos, el cual está geográficamente aislado, la
eficiencia y estabilidad de su MRE son fundamentales
para el buen vivir de sus habitantes y desarrollo como
sociedad [1].
La justificación de este trabajo está en la complejidad
que presenta la red eléctrica de las Islas Galápagos en
relación de generación y distribución de energía. La red
eléctrica de Galápagos para satisfacer sus necesidades
energéticas, tiene un perfil de generación de electricidad
donde el 85.43% de la generación total procede de
generadores térmicos, mientras que la parte restante de la
generación la cubren la eólica (8.58%) y la solar (5.99%)
acorde [2]. Y son estas fuentes de generación renovable
(eólica y solar) que, al depender de un recurso energético
intermitente, conlleva a variaciones en la calidad del
suministro eléctrico y provocar inestabilidad de la red
eléctrica, provocando apagones y desperdicio de recursos
de energía renovable [3]. Además de mencionar que las
Islas Galápagos se enfrentan a restricciones en la
expansión de la capacidad de generación convencional
debido a preocupaciones medioambientales [4].
Con estas condiciones mencionadas anteriormente,
el estado ecuatoriano promueve con el Artículo 3 del
Decreto 238 que “El sector eléctrico será eficiente,
competitivo, sostenible, ambientalmente responsable
basado en la innovación, garantizando la seguridad
jurídica y potenciando la inversión privada”. Además, en
este mismo Decreto 238 se menciona al almacenamiento
de energía en el Artículo 1 como un servicio público [5].
Y bajo estos antecedentes, en el presente trabajo se
analiza la implementación del sistema de
almacenamiento basados en baterías cuyo modo de
operación llamado Formador de Red (Grid-Forming sus
siglas en ingles GFM) que se empleará para el control de
frecuencia y potencia activa en la red eléctrica modelada
en software PowerFactory, este sistema BESS permitirán
gestionar la variabilidad inherente de las fuentes de
energía renovable y mejorar la confiabilidad de la red, en
especial para la regulación primaria de frecuencia.
Esta tecnología se ha desplegado en algunas MRE y
otros están en construcción, un ejemplo de ellos es el
proyecto denominado Hornsdale, ubicado en el Sur de
Australia, pues brinda servicios de inercia a escala de red,
con una capacidad de 150 MW/193 MWh y su modo de
operación es GFM, el tiempo de pruebas para esta
implementación fue de dos años previo a la aprobación
por parte del Operador del Mercado Energético de
Australia, quienes mencionan que este modo de
operación es fundamental para una transición exitosa de
una red eléctrica basada en carbón a una que puede ser
completamente de energías renovables [14].
Otro ejemplo de una MRE a la cual se está
implementando este tipo de tecnología y que actualmente
se encuentra en desarrollo, está ubicado en Nueva Gales
del Sur, el proyecto denominado AGL Broken Hill cuenta
con una capacidad de 50 MW/ 50 MWh, la necesidad de
implementar este modo de operación surge a partir de la
disminución de la fortaleza de la MRE, es decir, la inercia
del sistema, puesto que está impactando una mayor
inversión en energías renovables [15]. Las inercias de
estos sistemas de generación renovable son de valores
pequeños, y eso convierte a la MRE en un sistema
vulnerable ante cualquier evento dinámico que involucre
la respuesta inercial del sistema, en otras palabras, que la
frecuencia opere en valores y rangos no deseados, es
decir, fuera del rango de operatividad. Los BESS se
destacan por su capacidad de respuesta rápida, lo que los
hace especialmente idóneos para aplicaciones de RPF,
esta última se caracteriza por demandar tiempos de
respuestas menores a 30 segundos.
El presente trabajo se encuentra organizado de la
siguiente forma: en la sección 2 se desarrolla el estado
del arte y modos de operación del BESS, en la sección 3
se presentan aplicaciones del BESS con sus modos de
operación Formador de Red y Seguidor de Red (Grid-
Following sus siglas en ingles GFL) en redes eléctricas
de potencia, la sección 4 se detalla la modelación del
BESS, controladores, eventos dinámicos y escenarios en
la red eléctrica de Galápagos sobre la cual se evaluará el
comportamiento del BESS. En la sección 5 se muestran
los resultados obtenidos de la simulación y finalmente en
la sección 6 se presentan las conclusiones y
recomendaciones.
2. MODO DE OPERACIÓN DE INVERSORES
En esta sección se describen los modos de operación
de los inversores, los cuales son GFL y GFM. A
continuación, se da el detalle del funcionamiento de cada
uno de ellos.
2.1 Inversor tipo Seguidor de Red
La mayoría de inversores utilizados en aplicaciones
de MRE emplean un controlador de tipo GFL. El enfoque
de este control implica la regulación de la magnitud de la
corriente de salida y el ángulo de fase en relación con el
voltaje de la red eléctrica. El controlador ajusta la
corriente de salida del inversor para inyectar la potencia
activa y reactiva requerida. No obstante, este tipo de
inversor depende de la red eléctrica para proporcionar
tanto el voltaje como la frecuencia al sistema, lo que
implica que opera en sincronización con la red eléctrica
principal. En otras palabras, sigue las señales de voltaje
y frecuencia de la red eléctrica a través de un dispositivo
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Jacho et al. / Aplicación del Control Formador de Red en Sistemas de Almacenamiento de Energía para RPF
conocido como "sincronizador de fase" (Phase-Locked
Loop sus siglas en inglés PLL), que mide tanto la
frecuencia como el ángulo del voltaje de la red eléctrica.
Figura 1: Diagrama de bloques – Seguidor de Red (Fuente: [6])
En la Figura 1 en la parte izquierda se muestra dentro
de un rectángulo de color rojo la representación del
controlador de corriente, este lazo de control interno es el
que se encarga de controlar la corriente inyectada por el
inversor, mientras que en la parte derecha se muestra
dentro de un rectángulo de color rojo el “Phase Locked
Loop” que es la representación del PLL, cuya función es
sincronizar el inversor con la red eléctrica.
Figura 2: Circuito equivalente – Seguidor de Red (Fuente: [6])
Un inversor tipo GFL se puede representar como una
fuente de corriente controlada, que inyecta a la red
eléctrica una potencia activa y reactiva. Ver Figura 2.
Una característica que tiene este tipo de inversor es
controlar la corriente del inversor para inyectar potencia
activa y reactiva, con ello se puede aplicar controles de
soporte a la red eléctrica, como Potencia-Frecuencia o
Reactiva-Voltaje, sin embargo, solo funciona de manera
confiable si hay suficiente energía de cortocircuito en la
red eléctrica, la cual es proporcionada por generadores
síncronos. Adicional, este tipo de control no tiene
participación en la regulación primaria de frecuencia, y
es porque su funcionalidad está basada en inyectar el
máximo valor de potencia activa disponible a la red, bajo
esta forma de operar no mantiene reservar para enfrentar
naturalmente los desbalances ocasionados por la
demanda y generación [7].
Una desventaja de este tipo de inversor es que ante la
ausencia de una máquina síncrona la cual genera la
amplitud de voltaje y frecuencia conectada a la red
eléctrica, no podrá funcionar en modo isla, es decir, una
red eléctrica débil (baja inercia) afectará la estabilidad del
inversor.
2.2 Inversor tipo Formador de Red
Este esquema de control es utilizado en fuentes de
generación basada en convertidores, lo que trata es
replicar la sincronización que realiza la máquina
sincrónica la cual no tiene un PLL, sino que la hace
basado en cantidades eléctricas, un GFM tiene que
comportarse como una máquina sincrónica, y por eso el
modelado de este esquema de control es de una fuente de
voltaje detrás de una reactancia.
El esquema GFM tiene una función objetivo, que es
controlar el inversor, tal que se comporte como una
fuente de voltaje estableciendo un fasor, donde la
magnitud y el ángulo es controlado, similar como lo haría
una máquina síncrona en el punto de conexión de la red
eléctrica, naturalmente siguiendo valores referentes
específicos. Y al tener esta capacidad, puede participar en
la regulación de voltaje, frecuencia empleando el Control
Droop [8], sin requerir del aporte de una máquina
síncrona que se encuentre operativa en la red eléctrica.
Bajo estos antecedentes, la representación de este tipo
de inversor es una fuente de voltaje alterna que tiene una
impedancia de bajo valor acoplada al punto de conexión,
este valor de impedancia juega un rol muy crítico en
controlar la inyección de potencia activa y reactiva. Ver
Figura 3.
Figura 3: Circuito equivalente Formador de Red (Fuente: [7])
Tenemos que:
𝑃
=
𝐸𝑉
𝑋
sin
𝛿
≈
𝐸𝑉
𝑋
𝛿
(1)
Donde:
P: Potencia activa transferida entre dos nodos
E y V: Voltajes en los dos extremos de la conexión
XL: Reactancia de la línea o acople
δp: diferencia de ángulos de los voltajes extremos
Cuando la diferencia angular entre el voltaje del
inversor y el punto de conexión común (PCC) en la red
eléctrica es diferente de cero, esto significa que el
inversor no está en sincronía con la red eléctrica. Bajo
esta situación tenemos:
● Sí δp > 0, la función seno será positiva, esto
significa que se transfiere potencia activa desde el
inversor hacia la red eléctrica
● Sí δp < 0, la función seno será negativa, esto
significa que se transfiere potencia activa desde la
red eléctrica hacia el inversor
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Edición No. 21, Issue I, Julio 2024
Un inversor que no está en sincronía con la red
eléctrica, puede generar o absorber potencia activa
dependiendo de la dirección de la diferencia angular, este
comportamiento es típico en situaciones en las que el
inversor está operando de manera autónoma o en
sistemas aislados donde no está en sincronía con una red
eléctrica. A diferencia con el tipo de inversor visto en la
Sección 2.1, este no tiene un medio de sincronización con
la red eléctrica, es decir, no posee PLL. Sin embargo,
tiene un control de voltaje el cual se encarga de recibir
como señal de referencia el voltaje de la red eléctrica
junto a un valor de voltaje configurado. Ver Figura 4
Figura 4: Diagrama de bloques – Formador de Red (Fuente: [9])
Este lazo de control de voltaje recibe señal de entrada el
voltaje proveniente del punto de conexión de la red
eléctrica, luego, el control de tensión permite regular la
magnitud del voltaje y la frecuencia de salida, mientras
que el lazo de control de corriente recibe como señal de
entrada la corriente proveniente de la salida del inversor,
este controlador regula la corriente inyectada por el
inversor a través del modulador de ancho de pulso.
Además, existen diferentes formas de crear un
GFM los cuales están basados en los siguientes modelos:
Modelos basados en las formas de
operación del generador eléctrico
Modelos basados en la ecuación de
oscilación
Definiendo una regla de control, es decir,
cambios de la potencia basados en cambios
de la frecuencia
Con estas diferentes formas de crear un GFM, se tiene los
esquemas de control más comunes y propicios que son:
Control Droop
Máquina Virtual Síncrona
2.2.1 Control Droop
Este control es el más utilizado en este tipo de
inversor y que usualmente es empleado en
Microrredes aisladas. Este tipo de control habilita al
inversor para ser controlado similar a un generador
síncrono, que posee sus características Droop, y que
actúe cuando exista un evento dinámico, por
ejemplo, cuando existe la salida de un generador, la
caída de frecuencia tendrá un aporte en la RPF por
parte del BESS con su modo de operación GFM con
control Droop.
Este esquema de control básicamente crea una
relación entre la frecuencia y potencia, siguiendo una
pendiente dada por la ecuación (2):
𝜔
=
𝜔
−
𝑚
(
𝑃
−
𝑃
)
(2)
Donde:
𝜔: frecuencia angular del generador
𝜔: frecuencia angular de referencia
𝑚: pendiente frecuencia potencia
𝑃 𝑃: potencia de salida y entrada
Figura 5: Control Droop (Fuente: [10])
En la Figura 5 se muestra en bloques las ecuaciones
que forman el control Droop Frecuencia-Potencia y
Voltaje-Potencia reactiva.
2.2.2 Máquina síncrona virtual
Este control permite emular dentro de sus ecuaciones
el comportamiento físico de las máquinas sincrónicas
reales incluyendo las ventajas que tiene GFM acorde
[11], para lograr aquello, se reemplaza la inercia
mecánica en la ecuación de oscilación basada en
potencias.
Figura 6: Control Máquina síncrona virtual (Fuente: [12])
En la Figura 6 se muestra los bloques que realizan la
emulación del comportamiento de una máquina síncrona.
Para lograr esta emulación se tiene dos partes; una
eléctrica y otra mecánica. La parte mecánica es definida
por la ecuación de oscilación donde se incluye el
momento de inercia y una proporcionalidad de la
desviación de la velocidad. Y la parte eléctrica que está
definida por los enlaces de flujo y corrientes.
Básicamente se replica el comportamiento de la máquina
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Jacho et al. / Aplicación del Control Formador de Red en Sistemas de Almacenamiento de Energía para RPF
síncrona, usando una forma de mímica de algunos de los
procesos dinámicos de la máquina síncrona.
3. APLICACIÓN MODO CONTROL
FORMADOR DE RED EN LA REGULACIÓN
PRIMARIA DE FRECUENCIA
Esta sección detalla la participación del modo de
control GFM en la actuación de la RPF.
La RPF es un aspecto fundamental en la operación de
los SEP, asegurando que la generación y la demanda de
energía estén en equilibrio, en otras palabras, cuando la
demanda de energía supera o cae por debajo de la
generación de energía, la frecuencia de la red se desvía
del valor nominal. La RPF actúa para restaurar la
frecuencia a su valor nominal, al ajustar la generación de
energía inmediatamente después de una perturbación,
caso contrario, es decir que no se logre restaurar a su
valor nominal, sus consecuencias son daños o provocar
mal funcionamiento en equipos eléctricos; o activar las
desconexiones de carga por acción de los relés de baja
frecuencia [13].
Un sistema BESS que opera con el esquema de control
GFM puede contribuir a la RPF al inyectar o absorber
potencia activa hacia la MRE, cuando la frecuencia
disminuye, y esto debido al aumento en la demanda
eléctrica, el BESS puede inyectar potencia activa a la
MRE para estabilizar la frecuencia. De manera similar, si
la frecuencia aumenta debido a una disminución de
carga, el BESS puede absorber energía, naturalmente
estas acciones brindadas por parte del BESS a la RPF
estará en función del estado de carga en el que se
encuentre la batería de almacenamiento y la topología de
la red eléctrica.
4. MODELACIÓN Y SIMULACIÓN DEL MODO
OPERACIÓN FORMADOR DE RED
En esta sección se detalla las consideraciones e
hipótesis previo a realizar el modelado de la MRE de
Baltra-Santa Cruz de las Islas Galápagos, así como
también el controlador GFM con su respectiva batería.
4.1. Sistema eléctrico Baltra- Santa Cruz
El sistema eléctrico de Baltra-Santa Cruz
pertenecientes a las Islas Galápagos, se encuentra
conformado por las centrales de generación Santa Cruz
(térmica), Puerto Ayora (Fotovoltaica) y Baltra
(componente fotovoltaico y eólico), y su carga
principalmente se encuentra ubicada en la Isla Santa
Cruz. Para interconectar los sistemas de Baltra y Santa
Cruz se usa una línea de subtransmisión a 34.5 kV. A
continuación, se describen características de los
generadores eléctricos:
Tabla 1: Generadores Térmicos
Generador
Cantidad
Capacidad [MW]
Hyundai
6
1.67
Caterpillar 3512 2 0.65
Caterpillar 3516
1
1.1
Tabla 2: Generadores Eólicos y Solares
Generador
Cantidad
Capacidad [MW]
Unison 3 0.75
PV Santa Cruz
1
1.5
PV Baltra
1
0.067
El sistema de subtransmisión es de 34.5 kV, la
distribución es a nivel de 13.8 kV con líneas aéreas y
soterradas, así como sus características generales se
indican a continuación:
Tabla 3: Características del sistema de distribución y
subtransmisión
Sistema
Voltaje
Longitud
[km]
Tipo
Subtransmisión 34.5 [kV] 49
Aéreo, soterrado y
submarino
Distribución
MV
13.8 [kV] 22
Aéreo y soterrado
Distribución
BV
220/127
–
240/120 [V]
0.067
Aéreo y soterrado
Se ha considerado el modelado de los reguladores de
velocidad y voltaje en los generadores térmicos, para
conseguir un comportamiento en estado dinámico
aceptable en el sistema eléctrico de potencia dentro de los
límites de estabilidad de frecuencia y voltaje.
A continuación, en la Figura 7 se muestra la ubicación de
cada fuente de energía renovable y térmica existente, que
sirven para suplir la carga de energía eléctrica en
Galápagos.
Figura 7: Diagrama Unifilar Microrred Baltra - Santa Cruz
Islas Galápagos
4.2. Modelado del sistema de almacenamiento en
baterías en Baltra y Puerto Ayora
En esta sección se detalla el modelamiento del BESS
junto con sus características técnica y operativas.
La ubicación y conexión del sistema BESS es en la
barra de Baltra a un nivel de voltaje de 34.5 kV, tal como
se muestra en la Figura 8. El BESS se modela como
generador estático en el software PowerFactory, pues
estos generadores estáticos son representados como
fuentes de voltaje o corriente, bajo esta primicia, la
representación es acorde a la sección 2.2 la fuente de
voltaje.
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Edición No. 21, Issue I, Julio 2024
Figura 8: Modelo Sistema BESS- Baltra
La capacidad del BESS modelado se muestra en la
Tabla 4:
Tabla 4. Características del BESS - Baltra
Parámetros
Valor
Potencia Activa
11
.
335 kW
Energía a
entregarse
34.005 kWh
Potencia Aparente
15
M
VA
A continuación, en la Figura 9 se muestra la
estructura del controlador GFM, realizado en lenguaje
DSL:
Figura 9: Estructura de Control GFM
En la Figura 9 se muestra de color azul la
representación de los bloques de medición de corrientes,
voltajes, potencia activa y reactiva, mientras que de color
verde se muestra los bloques de control del inversor,
impedancia virtual y cálculo de salida de voltaje los
cuales se conectan al bloque que representa la batería
color rojo. Esta estructura de control es usada de la
librería de PowerFactory y acoplada a la MRE de
Galápagos.
A continuación, en la Figura 10 se muestra el sistema
de control basado en la regulación de estatismo de
potencia activa y reactiva acorde [17]
Figura 10: Diagrama de control Potencia-Frecuencia del BESS
El dimensionamiento apropiado del sistema BESS
para su integración en la RPF está vinculado a factores
tales como el desequilibrio entre la generación y la
demanda, la demanda energética en tiempo real y costos
operativos de la red eléctrica
El otro sistema BESS ubicado en la barra Puerto
Ayora a un voltaje de 0.69 kV, tal como se muestra en la
Figura 11Figura 8. Este BESS en su modelo contiene un
rectificador/inversor para transformar el voltaje continuo
proveniente de la fuente de voltaje corriente continua en
un voltaje alterno que conecta a la barra Puerto Ayora.
Este modelo está en las librerías y plantillas del software
PowerFactory, bajo esta primicia, la representación es
acorde a la sección 2.2 la fuente de corriente, puesto que
su modo de operación es GFL.
Figura 11: Modelo Sistema BESS- Puerto Ayora
La capacidad del BESS modelado se muestra en la
Tabla 5:
Tabla 5: Características del BESS – Puerto Ayora
Parámetros
Valor
Potencia Activa
5
.
933
kW
Energía a
entregarse
7.000 kWh
Potencia Aparente
7.5
MVA
A continuación en la Figura 12 Figura 9se muestra la
estructura del controlador GFL, realizado en lenguaje
DSL:
Figura 12: Estructura de Control GFL
En la Figura 12 se muestra de color azul la
representación de los bloques de medición de voltajes,
potencia activa y el medidor PLL, mientras que de color
verde se muestra los bloques de control de carga,
frecuencia, potencia, modelo de batería. Se conectan al
bloque de color rojo que representa el
rectificador/inversor de este modelo de control. Esta
estructura de control es usada de la librería de
PowerFactory y acoplada a la MRE de Galápagos.
99
Jacho et al. / Aplicación del Control Formador de Red en Sistemas de Almacenamiento de Energía para RPF
5. RESPUESTAS DE LOS MODOS DE
OPERACIÓN
En esta sección se muestran las respuestas de las
señales eléctricas como frecuencia, potencia activa
proveniente del BESS de Baltra y Puerto Ayora, para
cada modo de operación.
5.1. Modo Seguidor de Red
En esta sección se detallan las respuestas obtenidas
de la simulación ante el mismo evento dinámico
realizado en la sección 5.1, sin embargo, se ha
considerado para estos escenarios, la operación de
generadores síncronos con la finalidad que el PLL
perteneciente al controlador GFL, tenga las señales
eléctricas de frecuencia y potencia a seguir. El análisis
realizado está focalizado en la RPF. Los escenarios de
análisis se describen a continuación en la Tabla 6 Tabla 7:
Tabla 6. Escenarios de análisis
Casos
Escenarios
Consideraciones
Caso 1 95% Renovable – 1 un.
Generación Térmica Hyundai
Considerando el 95%
de carga del BESS
Puerto Ayora.
Caso 2 80% Renovable – 2 un.
Generación Térmica
Considerando el 80%
de carga del BESS
Puerto Ayora.
Caso 3 50% Renovable – 1 un.
Generación Térmica
Considerando el 50%
de carga del BESS
Puerto Ayora.
Caso 4 25% Renovable – 2 un.
Generación Térmica
Considerando el
25%
de carga del BESS
Puerto Ayora.
En el caso 1, tenemos la contribución del generador
térmico Hyundai, a continuación, en la Figura 20 se
presenta la respuesta de frecuencia y el aporte de potencia
activa proveniente de la batería que contribuye a la MRE
al operar en modo GFL.
Figura 13: Caso 1 - Señal de Frecuencia y Potencia Activa
empleando Control GFL
En la Figura 13 Figura 20de color azul se representa la
curva de la potencia activa que entrega el BESS instalado
en Baltra a la MRE, el tiempo de respuesta del aporte con
potencia activa es alrededor de 1.5 segundos y se
establece con un valor de 4683.48 kW. En el análisis de
este caso, se evidencia que la frecuencia experimenta una
disminución hasta alcanzar un valor bajo, atribuido a la
pérdida de generación fotovoltaica, concretamente
5960.82 kW. L a respuesta inercial asociada a esta
situación es notablemente reducida, lo que ocasiona que
la señal de frecuencia descienda hasta los 43.444 Hz. Este
descenso se atribuye a la falta de respuesta inercial de la
MRE. Esto se debe a la baja inercia de la unidad de
generación térmica, estimada en 0.338 segundos, sin
embargo, luego de haber pasado 1.3 segundos se recupera
la frecuencia a un valor de 58.986 Hz y esto debido al
aporte del control de regulador de velocidad que posee la
unidad de generación térmica Hyundai Ver Figura 14.
Figura 14: Caso 1 - Señal de velocidad de la unidad
Generación Térmica
A continuación, para los diferentes casos de estudio,
se presenta el aporte la RPF por parte de los sistemas
BESS operando en conjunto con los generadores
térmicos:
Figura 15: Caso 2 - Señal de Frecuencia empleando Control
GFL
Para este caso 2, se tiene el aporte de la inercia de dos
unidades de generación térmica Hyundai, es decir una
inercia equivalente de 0.676 segundos, en la Figura 15 de
color morado se puede observar el comportamiento de la
frecuencia, la cual cae a un valor de 51.776 Hz y se logra
estabilizar en un tiempo de 1.5 segundos a un valor de
58.953 Hz.
100
Edición No. 21, Issue I, Julio 2024
Figura 16: Caso 2 - Señal de velocidad de las 2 unidades de
Generación Térmica
La Figura 16 muestra el comportamiento de las señales
de velocidad de las unidades de generación térmica
Hyundai ante este evento dinámico, logran estabilizarse
a los 4.5 segundos.
Figura 17: Caso 2 - Potencia Activa BESS-Puerto Ayora y
Baltra
La Figura 17 evidencia la rápida respuesta de la potencia
activa proveniente del BESS Puerto Ayora y Baltra, de
color naranja la señal de potencia activa del BESS Puerto
Ayora , con una inyección de 3306 kW a la MRE,
mientras que de color morado la señal de potencia activa
del BESS Baltra con una inyección de 1614 kW a la
MRE.
Figura 18: Caso 4 - Señal de Frecuencia empleando Control
GFL
Para este caso 4, en la Figura 18 muestra el
comportamiento de la señal de frecuencia, la respuesta
inercial en la MRE provoca una disminución de la
frecuencia, alcanzando un valor de 50.756 Hz. Cabe
destacar que este fenómeno se ve acentuado por la falta
de inercia en la MRE.
Figura 19: Caso 4 - Potencia Activa BESS-Puerto Ayora y
Baltra
En la Figura 19 se puede observar el comportamiento de
la señal de potencia activa proveniente del BESS ubicado
en Puerto Ayora y Baltra. No obstante, resulta evidente
que la aportación de potencia activa del BESS en Puerto
Ayora es notablemente reducida, atribuible a su estado de
carga del 25%.
5.2. Modo Formador de Red
En esta sección se detallan las respuestas obtenidas de
la simulación ante un evento dinámico, se ha considerado
como evento de frecuencia la salida de operación del
sistema fotovoltaico como unidad de generación en la
Isla Baltra con despacho de 5960.82 kW. Cabe
mencionar que el análisis realizado está focalizado en la
RPF. Los escenarios de análisis se describen a
continuación en la Tabla 7 :
Tabla 7:Escenarios de análisis
Casos
Escenarios
Consideraciones
Caso 1 100% Renovable – Sin
Generación Térmica Considerando el 100% de carga
del BESS Puerto Ayora y Baltra.
Caso 2 80% Renovable –
Generación Térmica Considerando el 80% de carga
del BESS Puerto Ayora y Baltra.
Caso 3 50% Renovable –
Generación Térmica Considerando el 50% de carga
del BESS Puerto Ayora y Baltra.
Caso 4 25% Renovable –
Generación Térmica Considerando el 25% de carga
del BESS Puerto Ayora y Baltra.
En el caso 1, se ha considerado el aporte de
generación renovable al 100%, es decir, no hay
contribución de los generadores térmicos, a continuación,
en la Figura 20 se presenta la respuesta de frecuencia y el
aporte de potencia activa proveniente de la batería que
contribuye a la MRE al operar en modo GFM.
Figura 20: Señal de Frecuencia y Potencia Activa empleando
Control GFM
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Jacho et al. / Aplicación del Control Formador de Red en Sistemas de Almacenamiento de Energía para RPF
En la Figura 20 de color rojo se puede observar el
comportamiento de la frecuencia, esta cae a un valor de
59.775 Hz y se logra estabilizar en un tiempo de
aproximadamente 1.5 segundos a un valor de 59.825 Hz,
de color morado se representa la curva de la potencia
activa que entrega el BESS instalado en Baltra, con un
valor de 4422.78 kW, en este caso no hay aporte por parte
de la generación térmica a la RPF.
A continuación, para los diferentes casos de estudio,
se presenta el aporte la RPF por parte de los sistemas
BESS operando en conjunto con los generadores
térmicos:
Figura 21: Señal de Frecuencia en diferentes casos
En la Figura 21 se muestra el comportamiento de la
señal de frecuencia ante los diferentes casos
mencionados en la Tabla 7. Se puede observar que entre
mayor sea el valor en porcentaje del estado de carga del
BESS de Puerto Ayora, el modo GFM logra estabilizar la
señal de frecuencia de forma rápida a valores que están
dentro del rango de 5% de desviación de frecuencia.
Figura 22: Potencia Activa BESS-Baltra en diferentes casos
En la Figura 22 y Figura 23 se muestra el
comportamiento de la potencia activa ante los diferentes
casos mencionados en la Tabla 7. proveniente de los
sistemas BESS de Baltra y Puerto Ayora, estos
contribuyen al sistema eléctrico de potencia al inyectar
dentro de muy pocos segundos (alrededor de 500
milisegundos) un nivel de potencia activa tal como se
muestra en las figuras mencionadas que permite
contribuir a la RPF. Podemos notar que las señales de
potencia activa se estabilizan de tal manera que se
contribuye a la pérdida de despacho por parte de la
generación fotovoltaica, es decir, 5960.82 kW.
Figura 23: Potencia Activa BESS-Puerto Ayora en diferentes
casos
A continuación, en la Tabla 8 se muestra el valor
mínimo de frecuencia (Nadir) y el aporte de la potencia
activa por parte de los sistemas BESS de Baltra y Puerto
Ayora.
Tabla 8: Aporte del Sistema BESS a la RPF
Casos
Nadir
Frecuencia
Mínima Aporte del sistema BESS Baltra
y Puerto Ayora
Caso 1 59.775 Hz 5740 kW
Caso 2 59.766 Hz 1082 kW
Caso 3 59.766 Hz 1082 kW
Caso 4 59.772 Hz 3749.08 kW
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Este trabajo propone la implementación del modo de
operación GFM de un BESS ubicado en la Isla Baltra, sin
embargo, para ello se procede mediante simulación hacer
la implementación de las dos tecnologías de control
mencionadas en las primeras secciones, es decir, GFL y
GFM, con el objetivo de realizar una comparación
técnica en cuanto a su aplicación en MRE y el aporte a la
RPF. Tal como se observa en los resultados de la sección
cinco, ante un evento de pérdida de generación el modo
de control GFM caso 1, posee la capacidad de recuperar
la frecuencia de la MRE e inyectar potencia activa desde
su punto de conexión a diferencia del caso 2 usando
control GFL el cual requiere tener operando en la MRE
una unidad de generación térmica, y esto debido a tener
una referencia a seguir mediante su bloque de control
PLL, con estos resultados obtenidos queda comprobado
que el control GFM no necesita la operación de unidades
de generación térmica para tener un aporte de respuesta
inercial durante la RPF, la diferencia del modo de control
GFL radica en que esta requiere de seguir las señales de
frecuencia y ángulo de voltaje de una unidad de
generación convencional en operación lo cual lo logra
mediante su bloque de control PLL.
El aporte de este trabajo al incorporar ambas
tecnologías, es demostrar la capacidad de respuesta que
tiene el control GFM sobre el GFL en la MRE al realizar
RPF, y mitigar mediante el uso de convertidores de
electrónica de potencia el aporte a la RPF por parte de las
unidades de generación térmica la cual emplea
combustibles fósiles, y que provocan naturalmente
102
Edición No. 21, Issue I, Julio 2024
contaminación al medio ambiente. Además, por medio de
la simulación realizada en el software PowerFactory este
esquema establece la magnitud de voltaje y fase ángulo,
ante la operación en escenarios donde se encuentre una
alta penetración de fuentes de energías renovables no
convencionales las cuales tienen convertidores.
En la actualidad, es muy común por parte de la
generación de energías renovables no convencionales
operar en modo GFL, el cual es muy aceptado dentro de
las MRE, sin embargo, una desventaja es que requiere de
una máquina síncrona a la cual seguir, es decir, mediante
su seguidor de fase PLL seguirá las señales de voltaje y
frecuencia tal como se lo detalla en la sección 2.1. A
diferencia del modo GFM el cual no requiere de un PLL.
A través, de las simulaciones y escenarios establecidos
en el software PowerFactory, se destaca el aporte que
tiene el modo de operación GFM al lograr estabilizar la
señal de frecuencia de la MRE de forma rápida. El aporte
del esquema GFM para la RPF es de manera
independiente, tal como se detalló en la sección 2.2
Se recomienda realizar un estudio energético de tal forma
que se pueda obtener bases de datos meteorológicas con
las contribuciones de energía eólica y solar en las islas
Baltra, Santa Cruz y Puerto Ayora, de tal manera que se
puedan establecer escenarios de generación renovable
eólica, solar, sistema de almacenamiento y generación
térmica, de tal forma, que se pueda a través de la
simulación tener un escenario y condición más cercano a
la realidad, además, aquello permitirá emular
condiciones operativas futuras mediante predicciones.
7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Galápagos, «Plan Galápagos 2030,» Plan de
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Converter-Based MicroGrids,» IEEE Trasanctions
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103
Jacho et al. / Aplicación del Control Formador de Red en Sistemas de Almacenamiento de Energía para RPF
Andrés Jacho Alvarado. - Nació en Guayaquil, Ecuador
1990. Obtuvo su título de
Tecnólogo en Electricidad
Industrial (2008), Ingeniero en
Electricidad especialización
Potencia (2018) y el de Magister en
Sistemas Eléctricos de Potencia
(2022) en la Escuela Superior
Politécnica del Litoral.
Actualmente trabaja en la Subgerencia Nacional de
Investigación y Desarrollo del CENACE. Sus áreas de
investigación son: Estabilidad de sistemas de potencia en
tiempo real, Lenguajes de programación aplicados a
sistemas de control, esquemas de control utilizados en
fuentes de generación basadas en convertidores de
electrónica de potencia.
Diego Echeverría. - Recibió su
título de Ingeniero Eléctrico de la
Escuela Politécnica Nacional de
Quito, en 2006. En el año 2021,
obtuvo el título de Doctor en
Ingeniería Eléctrica en la
Universidad Nacional de San Juan,
Argentina. Actualmente trabaja en
el Operador Nacional de Electricidad CENACE de
Ecuador como Subgerente Nacional de Investigación &
Desarrollo. Sus áreas de interés son: Estabilidad de
Sistemas de Potencia en Tiempo Real, Sistemas de
medición sincrofasoriales PMU’s y Control de
Emergencia de Sistemas de Potencia.
Marlon Chamba. - Nació en Loja,
Ecuador en 1982. Obtuvo el título
de Ingeniero Eléctrico en la Escuela
Politécnica Nacional, Ecuador en el
2007. En el año 2016, obtuvo el
título de Doctor en Ingeniería
Eléctrica en la Universidad
Nacional de San Juan, Argentina.
Actualmente trabaja en la Subgerencia Nacional de
Investigación y Desarrollo del CENACE. Sus áreas de
investigación son: Mercados de Energía, Confiabilidad,
Calidad, Evaluación de la seguridad del SEP.
Wilson Sánchez Bravo. - Nació en
Latacunga, Ecuador 1994. Obtuvo
el título de Ingeniero Eléctrico en
la Escuela Politécnica Nacional,
Ecuador en el 2019. Actualmente
trabaja en la Subgerencia Nacional
de Investigación y Desarrollo del
CENACE. Sus áreas de
investigación son: Planificación en el SEP, Evaluación de
la seguridad del SEP, Estabilidad de voltaje.
Carlos Xavier Lozada. - Nació en
Quito en 1995, Recibió su título de
Ingeniero Eléctrico de la Escuela
Politécnica Nacional en el 2020; se
encuentra cursando sus estudios de
Maestría en Electricidad Mención
Redes Eléctricas Inteligentes.
Actualmente se desempeña como
Ingeniero de Investigación y Desarrollo en la
Subgerencia Nacional de Investigación y Desarrollo de
CENACE. Sus áreas de interés son: Sistemas Eléctricos
de Potencia, Protecciones Eléctricas y Optimización
Aplicada.
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