Autor: Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante en la Universidad Politécnica de Madrid y Profesor Visitante en la Universidad París-Saclay, Francia)
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La integración de energía solar fotovoltaica (PV) en las redes eléctricas ha crecido exponencialmente en los últimos años, ofreciendo una fuente de energía limpia y sostenible. Sin embargo, esta transición también presenta desafíos técnicos, especialmente en lo que respecta a la estabilidad de la frecuencia. A diferencia de los generadores síncronos convencionales, los sistemas fotovoltaicos no proporcionan inercia natural debido a la ausencia de componentes rotativos. Esta carencia de inercia puede comprometer la estabilidad de la red, especialmente durante fluctuaciones rápidas de frecuencia. Para abordar este desafío, se han desarrollado conceptos como la inercia virtual y la respuesta inercial sintética en plantas fotovoltaicas, que dependen del uso de convertidores electrónicos de potencia y sistemas de control avanzados.
¿Por qué las plantas fotovoltaicas carecen de inercia natural?
En los sistemas eléctricos convencionales, la inercia es proporcionada por la energía cinética almacenada en las masas rotantes de los generadores síncronos. Esta inercia permite amortiguar las variaciones de frecuencia y proporciona tiempo para que entren en acción los mecanismos de control primario y secundario.
Las plantas fotovoltaicas, en cambio, convierten directamente la radiación solar en electricidad a través de células semiconductoras. La corriente generada es continua (DC) y se convierte en corriente alterna (AC) mediante convertidores electrónicos de potencia. Estos convertidores utilizan un inversor trifásico que ajusta la tensión y la frecuencia de salida para que coincidan con los valores de la red. Como no hay masas rotantes en este proceso, las plantas PV no pueden aportar inercia física. Esta desconexión eléctrica del sistema hace que la red sea más vulnerable a las fluctuaciones de frecuencia, especialmente cuando la proporción de generación fotovoltaica es alta.
Inercia virtual en plantas fotovoltaicas: principios y funcionamiento
Para compensar la falta de inercia natural, las plantas fotovoltaicas pueden proporcionar inercia virtual mediante el control avanzado de los convertidores electrónicos. Este enfoque permite a los sistemas PV emular la respuesta de un generador síncrono, ajustando la potencia activa inyectada en la red en función de las variaciones de frecuencia.
El principio básico de la inercia virtual en PV es el siguiente:
1. Monitorización de la frecuencia: El convertidor mide continuamente la frecuencia de la red mediante un sistema de bucle de enganche de fase (PLL, Phase-Locked Loop). El PLL es fundamental para detectar con precisión los cambios de frecuencia y sincronizar la salida del convertidor con la red.
2. Detección de variaciones: Cuando se detecta una perturbación, el sistema calcula la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF) para determinar la magnitud del desequilibrio. Esta detección se realiza en milisegundos, lo que permite una respuesta rápida.
3. Respuesta de potencia: El convertidor ajusta rápidamente la potencia activa inyectada, imitando la liberación de energía cinética de un generador síncrono. Este ajuste se realiza mediante algoritmos de control, como el control de generador síncrono virtual (VSG).
El control VSG no solo regula la potencia activa, sino que también puede gestionar la potencia reactiva, lo que mejora la estabilidad de tensión en la red. La implementación de filtros de paso bajo (LPF) en el sistema de control permite suavizar la respuesta del convertidor, evitando oscilaciones indeseadas.
Técnicas avanzadas de control en plantas PV
Las estrategias de control en plantas fotovoltaicas han evolucionado para mejorar la estabilidad de la red. Entre las más importantes destacan:
Control de generador síncrono virtual (VSG)
El control VSG permite que un convertidor fotovoltaico emule el comportamiento de un generador síncrono, incluyendo la inercia y el amortiguamiento. Este sistema ajusta la potencia activa en respuesta a las variaciones de frecuencia, proporcionando una respuesta similar a la de un generador convencional. Para lograr esto, el convertidor utiliza una referencia de potencia basada en la diferencia entre la frecuencia medida y la frecuencia nominal, ajustando la salida mediante un lazo de control proporcional-integral (PI).
Operación en modo de carga reducida (de-loading)
En este modo, la planta fotovoltaica opera por debajo de su capacidad máxima, lo que le permite mantener una reserva de potencia. En caso de una caída de frecuencia, esta potencia reservada se inyecta rápidamente en la red, proporcionando una respuesta inercial sintética. Aunque este enfoque reduce temporalmente la eficiencia de la planta, mejora significativamente la estabilidad de la red.
El convertidor debe estar diseñado para manejar estas variaciones de potencia de forma rápida y eficiente. La clave está en la capacidad del inversor para ajustar su referencia de potencia en función de la señal de control de frecuencia.
Filtros de paso bajo (LPF)
Los filtros LPF se utilizan en el control de inercia virtual para suavizar las señales de frecuencia y evitar respuestas inestables. Estos filtros aseguran que la potencia inyectada por el convertidor sea proporcional a la variación de frecuencia, lo que mejora la estabilidad del sistema. La estructura de estos filtros permite reducir el impacto de las oscilaciones de alta frecuencia, proporcionando una respuesta más controlada y estable.
El papel del almacenamiento energético en la inercia virtual PV
Para maximizar la eficacia de la inercia virtual, muchas plantas fotovoltaicas se combinan con sistemas de almacenamiento de energía (ESS), como baterías, supercondensadores y volantes de inercia. Estos sistemas permiten almacenar energía durante los períodos de alta generación y liberarla rápidamente cuando se detecta una perturbación.
El convertidor del lado de la red (GSC, Grid Side Converter) desempeña un papel crucial en este proceso. El GSC controla la potencia activa y reactiva que se inyecta en la red, lo que permite gestionar la respuesta inercial sintética de manera precisa. En combinación con un sistema de almacenamiento, el GSC puede liberar energía almacenada en milisegundos, lo que proporciona una respuesta rápida ante caídas de frecuencia.
Implementación práctica: desafíos y perspectivas
A pesar de los avances en la inercia virtual, la implementación en plantas fotovoltaicas enfrenta varios desafíos:
1. Precisión del PLL: El PLL es crucial para sincronizar el convertidor con la frecuencia de la red. Cualquier error en la medición puede afectar la eficacia de la respuesta inercial.
2. Capacidad de los convertidores: Los convertidores deben ser capaces de manejar cambios rápidos en la potencia activa, lo que requiere un diseño robusto y eficiente.
3. Coordinación con otros recursos: La inercia virtual debe coordinarse con otros mecanismos de control en la red para evitar respuestas conflictivas o ineficientes.
Conclusión
La falta de inercia natural en las plantas fotovoltaicas representa un desafío importante para la estabilidad de las redes eléctricas modernas. Sin embargo, mediante el uso de técnicas avanzadas de control, como la inercia virtual y el control VSG, las plantas PV pueden emular la respuesta de los generadores síncronos. La combinación de convertidores electrónicos, almacenamiento energético y algoritmos de control sofisticados permite a las plantas fotovoltaicas no solo integrarse en la red, sino también contribuir activamente a su estabilidad. Estas soluciones son clave para garantizar un sistema eléctrico resiliente y sostenible en la era de las energías renovables.
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.
