loading . . . Fuente: _Zhang, B., Li, D., Wang, Y. and Yan, X. (2019), Self-adaptable reactive power-voltage controller for virtual synchronous generators. The Journal of Engineering, 2019: 2969-2973._
Autor: **Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante en la Universidad Politécnica de Madrid y Profesor Visitante en la Universidad París-Saclay, Francia)**
Tiempo de lectura: **6 minutos**
La estabilidad de la frecuencia es uno de los pilares fundamentales en cualquier sistema eléctrico. Tradicionalmente, esta estabilidad ha sido garantizada por la inercia proporcionada por los generadores síncronos (SG), cuya energía cinética almacenada actúa como un amortiguador natural frente a variaciones de frecuencia. Sin embargo, con la creciente penetración de fuentes de energía renovable (FER), esta inercia ha disminuido, lo que presenta nuevos desafíos. Para mantener la estabilidad, se han desarrollado soluciones innovadoras basadas en **inercia sintética** o **virtual** , dependientes de sistemas avanzados de control en convertidores electrónicos.
### **La inercia en los sistemas eléctricos convencionales**
En un sistema eléctrico convencional, la frecuencia se mantiene estable gracias al equilibrio entre la potencia generada y la consumida. Este equilibrio es posible debido a la inercia natural de los generadores síncronos, que almacenan energía cinética en sus masas rotantes. Cuando se produce una perturbación, como un aumento repentino de la demanda o una reducción en la generación, esta energía se libera o absorbe, ralentizando la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF) y proporcionando tiempo para que actúen los controles de frecuencia.
Cuando la demanda de energía excede la generación, o viceversa, la inercia de estas masas rotantes permite absorber o liberar energía cinética, estabilizando así la frecuencia hasta que entren en acción otros mecanismos de control. La estabilidad de la frecuencia es crítica porque incluso pequeñas desviaciones pueden afectar gravemente a los equipos conectados a la red. En la mayoría de los países, la frecuencia de la red eléctrica debe mantenerse en torno a los 50 o 60 Hz. Una caída brusca podría, por ejemplo, desconectar grandes partes del sistema eléctrico o dañar dispositivos sensibles.
En un sistema convencional, la respuesta inercial se divide en tres etapas (obviando el control terciario):
1. **Respuesta inercial inmediata:** Se produce debido a la liberación instantánea de energía cinética desde las masas rotantes.
2. **Control primario de frecuencia:** Ajusta la potencia de salida de los generadores para equilibrar la demanda y la generación.
3. **Control secundario de frecuencia:** Devuelve la frecuencia a su valor nominal ajustando la potencia de varios generadores en coordinación.
### **La inercia en redes eléctricas con energías renovables**
La transición hacia redes con alta penetración de energías renovables ha introducido desafíos adicionales. Las fuentes de energía renovable, como la solar fotovoltaica (PV) y la eólica, no utilizan generadores síncronos, sino **convertidores electrónicos de potencia**. Estos convertidores no tienen masas rotantes que almacenen energía cinética, lo que significa que no aportan inercia natural. Como resultado, la red es más vulnerable a las fluctuaciones de frecuencia.
Fuente: _Fernández-Guillamón, Ana & Gomez-Lazaro, Emilio & Muljadi, Eduard & Molina-Garcia, Ángel. (2019). Power systems with high renewable energy sources: A review of inertia and frequency control strategies over time. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 115. 109369._
Para afrontar este reto, se han desarrollado la **inercia sintética** o**virtual**. Estos sistemas utilizan el control de potencia en los convertidores para emular la respuesta de un generador síncrono. La inercia total de la red moderna es la suma de la inercia proporcionada por los generadores tradicionales y la contribución de las FER.
### **Técnicas de estimación de inercia y control en convertidores electrónicos**
#### **Estimación de inercia en sistemas renovables**
En los sistemas convencionales, la inercia es constante y fácil de calcular. Sin embargo, en las redes con energías renovables, la inercia es dinámica y depende de la operación de los convertidores electrónicos. La **tasa de cambio de frecuencia (RoCoF)** es un parámetro clave en la estimación de inercia, ya que permite anticipar la respuesta del sistema. Cuando se detecta una perturbación, los convertidores ajustan la potencia activa inyectada en la red para emular la respuesta de un generador síncrono. Este ajuste se realiza en milisegundos, lo que permite estabilizar la frecuencia antes de que actúen los controles primario y secundario.
#### **Convertidores electrónicos: clave para la inercia virtual**
Los **convertidores electrónicos** desempeñan un papel esencial en la implementación de inercia virtual. Estos dispositivos no solo transforman la energía de las FER en una forma compatible con la red, sino que también pueden controlar la inyección de potencia activa para estabilizar la frecuencia. El **control de generadores síncronos virtuales (VSG)** es una de las técnicas más efectivas. Estos sistemas imitan el comportamiento dinámico de un generador síncrono, ajustando la potencia en función de las variaciones de frecuencia. Los VSG utilizan un algoritmo que replica la ecuación de oscilación del generador, proporcionando una respuesta rápida y precisa. Los **filtros de paso bajo (LPF)** se emplean para suavizar las señales de control, evitando respuestas abruptas que podrían desestabilizar la red.
Fuente: _Sundaramoorthy, K., Thomas, V., O’Donnell, T. et al. Virtual synchronous machine-controlled grid-connected power electronic converter as a ROCOF control device for power system applications. Electr Eng**101** , 983–993 (2019)._
### **Un ejemplo: generadores de inducción doble alimentados (DFIG) empleados en turbinas eólicas**
Los **generadores de inducción doble alimentados (DFIG)** son ampliamente utilizados en parques eólicos debido a su capacidad para operar a velocidades variables. Estos generadores utilizan dos convertidores: uno en el rotor y otro en el lado de la red (**Grid Side Converter, GSC**). El GSC es responsable de controlar la potencia activa y reactiva inyectada en la red, lo que permite implementar estrategias de inercia virtual.
Durante una perturbación, el GSC puede ajustar rápidamente la potencia activa, proporcionando una respuesta inercial similar a la de un generador síncrono. La capacidad de los DFIG para ofrecer **inercia sintética** depende de la energía cinética almacenada en las palas del rotor, que se libera mediante un control avanzado del convertidor.
### **Respuesta inercial sintética y control droop**
La **respuesta inercial sintética** es una reacción rápida y automática ante perturbaciones de frecuencia. Los controladores de inercia sintética calculan la **RoCoF** y ajustan la potencia activa del convertidor en función de estos datos. La potencia ajustada se mantiene dentro de límites específicos. El **filtro de lavado (washout filter)** desempeña un papel clave en este proceso, ya que establece una correlación proporcional entre la variación de frecuencia y la potencia activa inyectada. Este tipo de control, conocido como **control droop sintético** , permite una respuesta más rápida y estable ante fluctuaciones, emulando el comportamiento de un gobernador en un generador síncrono tradicional.
### **Conclusión**
La integración de energías renovables ha transformado el panorama de los sistemas eléctricos, reduciendo la inercia natural y aumentando la necesidad de soluciones innovadoras. La inercia sintética y virtual, implementada mediante avanzados sistemas de control en convertidores electrónicos, es fundamental para mantener la estabilidad de la red. Tecnologías como los DFIG, el control VSG, y la precisión de los PLL, junto con estrategias avanzadas de control droop, garantizan una respuesta robusta frente a perturbaciones, asegurando un sistema eléctrico preparado para los desafíos del futuro.
Fuentes:
_Fernández-Guillamón, Ana & Gomez-Lazaro, Emilio & Muljadi, Eduard & Molina-Garcia, Ángel. (2019). Power systems with high renewable energy sources: A review of inertia and frequency control strategies over time. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 115. 109369._
_Makolo, Peter & Zamora, Ramon & Lie, Tek Tjing. (2021). The role of inertia for grid flexibility under high penetration of variable renewables – A review of challenges and solutions. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 147. 111223._
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