En el último año, ha habido un rápido despliegue de energías renovables en todo el mundo, impulsado por los objetivos internacionales de reducción de emisiones de CO₂. Sin embargo, cuanto más rápido se implementen estas nuevas instalaciones, más desafiante se vuelve para el sistema adaptarse. No obstante, esto representa una oportunidad para innovar y mejorar su capacidad de adaptación a este nuevo tipo de generación. Como resultado, surgen desafíos como la inercia, rampas de potencia, inestabilidad de tensión e inestabilidad de frecuencia. La Figura 1 ilustra un ejemplo de cómo los indicadores clave de la salud de un sistema de potencia pueden verse afectados por la pérdida de inercia. Se muestra que el nadir de frecuencia es más bajo y que la Tasa de Cambio de Frecuencia (Rate Of Change of Frequency, RoCoF) es mayor en un sistema de potencia con menos inercia.
La literatura presenta numerosos estudios orientados a abordar estos desafíos derivados del aumento en el uso de generadores basados en inversores (IBR, por sus siglas en inglés). Entre las soluciones propuestas, la respuesta en caída de frecuencia (droop response) y la emulación de inercia han sido identificadas como los algoritmos más efectivos para mitigar los problemas de estabilidad. Sin embargo, el gran volumen de estrategias de control propuestas para convertidores puede resultar abrumador para la industria. Para garantizar una coordinación efectiva, es esencial encontrar un equilibrio entre las propuestas más innovadoras y las necesidades prácticas del sector.
Figura 1. Comparación de la desviación de frecuencia ante pérdida de inercia.
Convertidores Seguidores de Red (Grid-Following, GFL) como Parte de la Solución
La mayoría de los generadores basados en inversores se basan en la topología de convertidores seguidores de red (Grid-Following, GFL), lo que significa que requieren una red externa para operar. Como su nombre lo indica, los convertidores GFL siguen la forma de onda de tensión y la frecuencia externas. Un componente clave de esta topología es el Phase-Locked Loop (PLL), que garantiza la sincronización continua del convertidor con la red mediante el muestreo frecuente del vector espacial de tensión (usualmente empleando las transformaciones de Clarke y Park). Un modelo simplificado típico de este tipo de topología, es una fuente de corriente detrás de una impedancia serie. Un diagrama de este modelo es ilustrado en la Figura 2.
Esta característica permite que los IBR con tecnología GFL tengan una respuesta muy rápida, ofreciendo ventajas significativas sobre la generación tradicional. Un beneficio destacado es su rápida respuesta en el punto de interconexión del convertidor (menos de un ciclo). Por esta razón, los convertidores GFL pueden «emular» fenómenos instantáneos, como la respuesta inercial, para ayudar a reducir la tasa de cambio de frecuencia (Rate of Change of Frequency, ROCOF), imitando la ecuación de oscilación de las máquinas síncronas tradicionales y proporcionando una respuesta primaria rápida de frecuencia (droop response) [1].
Sin embargo, el uso de la tecnología GFL para el soporte de frecuencia presenta ciertas limitaciones, entre ellas:
Figura 2. Modelo simplificado de inversores basados en la topología GFL.
Convertidores Formadores de Red (Grid-Forming, GFM) como Solución
Para abordar las deficiencias de la tecnología GFL, tanto la literatura como la industria han introducido los convertidores formadores de red (Grid-Forming, GFM). A diferencia de los GFL, los IBR con tecnología GFM pueden operar independientemente de la red y, por ejemplo, proporcionar servicios de arranque en negro (black start). Esta capacidad permite que la tecnología GFM construya formas de onda de tensión sin apoyo externo, eliminando la necesidad de un PLL y ofreciendo ventajas sobre los convertidores GFL. El modelo simplificado de los inversores GFM está ilustrado en la Figura 3. Dicho modelo es una fuente de tensión detrás de una impedancia serie.
La tecnología GFM crea un Rotor Sincrónico Virtual que emula la velocidad angular afectada por los desbalances entre generación y carga. Esta velocidad angular virtual determina el ángulo instantáneo del vector espacial, permitiendo la operación en espacios instantáneos (transformaciones de Park o Clarke). A pesar de sus ventajas, la tecnología GFM todavía presenta limitaciones, como una baja contribución de corriente de cortocircuito [2][3].
Figura 3. Modelo simplificado de inversores basados en la topología GFM
Inercia Real de los IBR tipo GFM (No Emulada)
La naturaleza de la inercia se basa en los elementos de almacenamiento de energía. En los sistemas mecánicos, la inercia se almacena como energía cinética, con la velocidad como la variable de estado que representa su nivel. De manera similar, los sistemas eléctricos almacenan energía en inductores o capacitores en forma de campos magnéticos o eléctricos.
En los sistemas de energía renovable, los inversores suelen emplear una configuración back-to-back con un capacitor en el enlace de corriente continua (DC link) entre la fuente primaria y el puente de IGBT. Este capacitor de DC almacena energía, con la tensión como su variable de estado. Sin un algoritmo de soporte de frecuencia, los convertidores pueden entregar naturalmente su inercia inherente a la red a través de sus capacitores de enlace de DC.
Esto abre oportunidades para mejorar la inercia mediante la integración de supercapacitores, evitando la necesidad de inercia emulada a partir de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (Battery Energy Storage Systems, BESS) basados en tecnología GFM. Aunque prometedora, esta estrategia aún se encuentra en etapa de investigación y podría tardar años en ser adoptada por la industria.
Regulaciones y Tendencias
Debido a la gran cantidad de propuestas para los lazos de control de los convertidores GFM, la industria busca estandarizar los requisitos de interconexión para las tecnologías de generación basadas en inversores. Además, organizaciones como WECC proponen modelos estandarizados para ser utilizados no solo en la industria, sino también en estudios académicos.
Inercia Centralizada vs. Descentralizada: Desafíos y Perspectivas Futuras
Las investigaciones en curso exploran enfoques de inercia centralizada y descentralizada (proporcionada por un controlador de planta de energía o localmente en cada inversor). Esto plantea preguntas clave para el futuro:
Esta solución imita el comportamiento de las máquinas síncronas convencionales. Esta respuesta es una respuesta local espontánea a nivel del convertidor y no tiene ningún objetivo específico en el POI. A diferencia de las centrales de generación basadas en máquinas síncronas, las centrales basadas en convertidores requieren un número significativamente mayor de unidades de generación para alcanzar la misma potencia nominal en el POI, y una red interna para evacuar la energía de las unidades de generación hasta este punto. Esta diferencia implica que la respuesta inercial descentralizada por sí sola es una opción, pero no suficiente para coordinar una respuesta inercial eficaz en el POI.
Esta opción es un reto dados los actuales retrasos en la respuesta en el POI de las plantas renovables. Sin embargo, una emulación de inercia centralizada mediante un Controlador de Plantas de Potencia (PPC) permitiría una respuesta coordinada a la frecuencia medida en el POI. En esta topología, el PPC envía referencias de potencia a cada inversor de la planta, eliminando la necesidad de realizar cambios importantes en el control de los inversores para proporcionar una respuesta inercial local. Los futuros avances en las tecnologías de comunicación permitirían que la respuesta de la planta fuera más rápida y que los PPC pudieran proporcionar respuestas inerciales centralizadas más precisas y rápidas en el POI.
La respuesta inercial local podría actuar en ventanas temporales más cortas, aprovechando la respuesta más rápida de esta configuración, mientras que la respuesta centralizada puede coordinar cada inversor en una ventana temporal más larga para garantizar la respuesta deseada en el POI. Este enfoque podría proporcionar una respuesta inercial rápida y coordinada a nivel de POI, cumpliendo con los futuros requisitos de los códigos de red. La investigación sobre la respuesta combinada del control centralizado y descentralizado es clave en este contexto.
[1] Remus Teodorescu; Marco Liserre; Pedro Rodriguez, «Grid Converter Control for WTS,» in Grid Converters for Photovoltaic and Wind Power Systems , IEEE, 2007, pp.205-236, doi: 10.1002/9780470667057.ch9.
[2] W. Du, Z. Chen, K. P. Schneider, R. H. Lasseter, S. Pushpak, F. K. Tuffner, and S. Kundu, “A comparative study of two widely used grid forming droop controls on microgrid small signal stability,” pp. 1–1.
[3] W. Du et al., «A Comparative Study of Two Widely Used Grid-Forming Droop Controls on Microgrid Small-Signal Stability,» in IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics, vol. 8, no. 2, pp. 963-975, June 2020, doi: 10.1109/JESTPE.2019.2942491.
keywords: {Voltage control;Inverters;Microgrids;Power system stability;Stability analysis;Low pass filters;Frequency control;Droop control;grid-forming;inverter;microgrid;stability},
[4] R. W. Kenyon, A. Sajadi, A. Hoke and B. -M. Hodge, «Open-Source PSCAD Grid-Following and Grid-Forming Inverters and A Benchmark for Zero-Inertia Power System Simulations,» 2021 IEEE Kansas Power and Energy Conference (KPEC), Manhattan, KS, USA, 2021, pp. 1-6, doi: 10.1109/KPEC51835.2021.9446243. keywords: {Computational modeling;System integration;Power system stability;Inverters;Stability analysis;Mathematical model;PSCAD;inverter-based resources;generic models;PSCAD;zero inertia;power system stability},
[5] Western Electricity Coordinating Council, “Model Specification of Droop-Controlled, Grid- Forming Inverters (REGFM_A1)”, USA, 2023.
[6] Du, Wei, Sebastian Achilles, Deepak Ramasubramanian, et al., 2024. Virtual Synchronous Machine Grid-Forming Inverter Model Specification (REGFM_B1). UNIFI-2024-6-1
[7] European Network of Transmission System Operators for electricity “Grid Forming capability of power park modules”
