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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

Las normas técnicas son documentos esenciales que establecen requisitos, especificaciones y directrices para garantizar que materiales, productos, procesos y servicios sean aptos para su propósito. En el ámbito de la ingeniería eléctrica y electrónica, estas normas aseguran la calidad, la seguridad y la compatibilidad de los sistemas, permitiendo la interoperabilidad entre dispositivos y facilitando el comercio internacional. La normalización y la reglamentación son conceptos clave en este contexto, y entender su diferencia es fundamental para cualquier profesional del sector.

Normalización vs. Reglamentación: diferencias clave

Normalización se refiere al proceso de establecer normas técnicas basadas en el consenso de expertos, que pueden ser voluntarias o convertirse en obligatorias si son adoptadas por una autoridad reguladora. Las normas proporcionan un marco común para garantizar que los productos y servicios cumplen con niveles mínimos de calidad y rendimiento.

Por otro lado, la reglamentación implica la creación de leyes o regulaciones por parte de autoridades gubernamentales o entidades oficiales que establecen requisitos obligatorios. Estas regulaciones pueden hacer referencia a normas específicas, dándoles fuerza legal. Por ejemplo, una norma de seguridad eléctrica puede ser voluntaria, pero si un gobierno la incluye en su legislación, su cumplimiento se convierte en obligatorio.

Jerarquía de las normas técnicas

Las normas técnicas se organizan en una jerarquía que refleja su alcance y autoridad:

1. Normas internacionales: Son desarrolladas por organismos internacionales y tienen el mayor alcance. Aunque su adopción es generalmente voluntaria, pueden adquirir carácter obligatorio si se integran en regulaciones nacionales. Ejemplos incluyen las normas ISO (International Organization for Standardization) e IEC (International Electrotechnical Commission).

2. Normas regionales: Aplican a una región específica, como la Unión Europea. Las normas EN (European Norms) son un ejemplo destacado, desarrolladas por organismos como CENELEC para garantizar la armonización dentro de Europa.

3. Normas nacionales: Son elaboradas por organismos de normalización de cada país, como la ANSI (American National Standards Institute) en Estados Unidos o la BSI (British Standards Institution) en el Reino Unido.

4. Normas de la industria: Desarrolladas por asociaciones profesionales o grupos específicos dentro de una industria. Estas normas abordan aspectos particulares de sectores como telecomunicaciones, construcción o automoción.

Principales organismos de normalización

En el ámbito de la ingeniería eléctrica y electrónica, varios organismos internacionales, regionales y nacionales desempeñan un papel crucial en la elaboración y aplicación de normas técnicas. A continuación veremos los principales organismos de normalización que existen:

Organismos internacionales:

1. International Electrotechnical Commission (IEC): Se encarga de preparar y publicar normas internacionales para tecnologías eléctricas, electrónicas y relacionadas. Las normas IEC son fundamentales en la estandarización de equipos eléctricos, garantizando la seguridad y la interoperabilidad a nivel global.

2. International Organization for Standardization (ISO): Esta organización desarrolla normas en una amplia gama de sectores, desde sistemas de gestión de calidad hasta especificaciones técnicas para productos industriales. En el contexto eléctrico, colabora estrechamente con la IEC.

3. International Telecommunication Union (ITU): Se especializa en la estandarización global de las telecomunicaciones. Las recomendaciones de la ITU aseguran la compatibilidad entre redes y sistemas de comunicación en todo el mundo.

4. ASTM International: Anteriormente conocida como la American Society for Testing and Materials, desarrolla normas técnicas voluntarias para materiales, productos y sistemas, muchas de las cuales son aplicables a la ingeniería eléctrica.

Organismos regionales:

1. CENELEC (Comité Europeo de Normalización Electrotécnica): Desarrolla normas europeas (EN) para la ingeniería eléctrica y electrónica. Las normas CENELEC son adoptadas por los países miembros de la UE, lo que garantiza la uniformidad de los estándares dentro de la región.

2. CEN (Comité Europeo de Normalización): Se ocupa de la estandarización en sectores no electrotécnicos, como la mecánica o la construcción.

3. ETSI (Instituto Europeo de Normas de Telecomunicaciones): Especializado en la estandarización de telecomunicaciones dentro de Europa, desarrollando normas para garantizar la compatibilidad de redes y sistemas.

Organismos nacionales:

1. ANSI (American National Standards Institute): Coordina la normalización voluntaria en los Estados Unidos y representa al país en organismos internacionales como ISO y IEC.

2. BSI (British Standards Institution): Es el organismo nacional de normalización del Reino Unido y desempeña un papel activo en la creación de normas internacionales.

3. DIN (Deutsches Institut für Normung): Desarrolla normas en Alemania y participa en la creación de normas europeas e internacionales.

Organismos específicos de la industria:

1. IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers): Conocido por sus estándares en áreas como redes eléctricas, telecomunicaciones y electrónica. Las normas IEEE, como las relacionadas con Ethernet o la transmisión de energía, son fundamentales en la industria tecnológica.

2. ASME (American Society of Mechanical Engineers): Aunque se centra en la ingeniería mecánica, también aborda aspectos eléctricos en sistemas integrados.

En España:

En España, el organismo responsable de la normalización es la Asociación Española de Normalización (UNE). La UNE es miembro de los principales organismos internacionales y europeos de normalización, como ISO, IEC, CEN y CENELEC. Su labor es fundamental para garantizar que las normas nacionales estén alineadas con los estándares internacionales y europeos, facilitando así la integración de productos y servicios españoles en los mercados globales.

La UNE desarrolla y publica normas en una amplia variedad de sectores, incluyendo la ingeniería eléctrica y electrónica. Estas normas abarcan desde requisitos de seguridad para instalaciones eléctricas hasta especificaciones técnicas para dispositivos electrónicos. Además, la UNE colabora estrechamente con el sector industrial, académico y gubernamental para asegurar que las normas reflejen las necesidades y desafíos actuales.

Importancia de las normas en ingeniería eléctrica y electrónica

Las normas garantizan que los productos y sistemas eléctricos funcionen de manera segura y eficiente, facilitando la compatibilidad entre diferentes dispositivos y tecnologías. Esto es especialmente importante en sectores como la generación y distribución de energía, la electrónica de consumo y las telecomunicaciones, donde la interoperabilidad es esencial. Además, las normas ayudan a proteger a los usuarios y profesionales, estableciendo requisitos de seguridad que minimizan riesgos como incendios o descargas eléctricas.

En última instancia, las normas son la base sobre la que se construye la confianza en la ingeniería eléctrica y electrónica. A través de un proceso riguroso de consenso y verificación, garantizan que los sistemas cumplen con los más altos estándares de calidad, seguridad y rendimiento.

Fuente:

Nazarbayev University Library (https://nu.kz.libguides.com/standards_guide/about)

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: 5 minutos

La compatibilidad electromagnética (EMC) es un concepto fundamental en la ingeniería eléctrica y electrónica que garantiza el correcto funcionamiento de los dispositivos y sistemas eléctricos en presencia de campos electromagnéticos. En estos tiempos, la EMC se ha convertido en una disciplina crítica. La finalidad de la EMC es doble: evitar que un dispositivo genere interferencias electromagnéticas no deseadas y protegerlo contra las interferencias provenientes de otros equipos o del entorno. Lograr esta compatibilidad requiere un diseño cuidadoso y la implementación de diversas técnicas de control, como el apantallamiento, la puesta a tierra y el filtrado de señales.

El fenómeno central en la EMC es la interferencia electromagnética (EMI), que se refiere a cualquier perturbación electromagnética que degrade o interfiera con el funcionamiento de un sistema eléctrico. Esta interferencia puede ser continua, como las señales de radiofrecuencia o el ruido de banda ancha, o transitoria, como las descargas electrostáticas (ESD), los picos de tensión debidos a conmutaciones rápidas o incluso eventos extremos como rayos o impulsos electromagnéticos nucleares. La EMI no solo afecta la eficiencia de los sistemas, sino que también puede causar daños físicos en los componentes, lo que hace esencial su control en aplicaciones críticas.

Uno de los primeros conceptos a considerar en EMC es la emisión electromagnética, que es la energía radiada o conducida por un dispositivo. Estas emisiones pueden ser intencionales, como en los transmisores de radio, o no intencionales, como en los circuitos de conmutación de alta frecuencia. Minimizar las emisiones no deseadas es esencial para evitar interferencias con otros dispositivos. Por otro lado, la susceptibilidad electromagnética se refiere a la capacidad de un dispositivo para resistir la interferencia electromagnética externa. Un equipo con alta susceptibilidad es más propenso a malfuncionamientos cuando se expone a un entorno electromagnético hostil. La inmunidad, por el contrario, es la capacidad del equipo para operar correctamente en presencia de dicha interferencia.

El fenómeno de acoplamiento electromagnético es otro aspecto crítico de la EMC. Se refiere a la forma en que la energía electromagnética se transfiere de un sistema a otro, y puede ocurrir de diversas maneras: por radiación, conducción, inducción electromagnética o incluso a través de la capacitancia entre conductores cercanos. Comprender y controlar estos mecanismos de acoplamiento es esencial para diseñar sistemas que minimicen la interferencia.

Cable apantallado. Fuente: Electrónica BF.

Para mitigar la EMI, se aplican varias técnicas de diseño. Una de las más comunes es el apantallamiento electromagnético, que consiste en utilizar materiales conductores para bloquear o reducir la radiación electromagnética. Los cables y carcasas de los dispositivos pueden estar recubiertos con materiales conductores para evitar que las emisiones se propaguen. Sin embargo, los apantallamientos deben ser diseñados cuidadosamente, ya que incluso pequeños espacios o aberturas pueden permitir que la radiación escape. En este sentido, los juntas RF se utilizan para sellar las uniones en las carcasas, asegurando que no haya fugas de interferencia.

La puesta a tierra es otra técnica fundamental en el control de EMC. Se trata de establecer una conexión eléctrica directa con la tierra, lo que permite disipar las corrientes no deseadas y evitar que se acumulen cargas estáticas. Un sistema de puesta a tierra bien diseñado puede reducir significativamente la susceptibilidad de un equipo a la interferencia electromagnética. Además, la utilización de filtros EMI en las líneas de alimentación y señal permite eliminar las frecuencias no deseadas, mejorando la inmunidad del sistema.

Puesta a tierra. Fuente: Depositphotos.

A nivel histórico, los problemas de EMC comenzaron a ser evidentes con los primeros sistemas eléctricos, como los efectos de los rayos en los barcos y edificios del siglo XVIII, lo que llevó a la invención del pararrayos. Durante el siglo XIX, la expansión de la electricidad trajo nuevos desafíos, como los cortocircuitos y las descargas estáticas en minas de carbón, que causaban incendios y explosiones. Con el tiempo, la complejidad de los sistemas eléctricos y electrónicos aumentó, y con ella la necesidad de regulaciones más estrictas. En la década de 1970, con el crecimiento de la electrónica moderna, se introdujeron normativas internacionales que obligan a los fabricantes a garantizar que sus productos cumplen con los estándares de EMC.

Hoy en día, la compatibilidad electromagnética es más crítica que nunca. La proliferación de dispositivos electrónicos, desde teléfonos móviles hasta automóviles eléctricos, ha creado un entorno electromagnético cada vez más saturado. La ingeniería de EMC debe considerar no solo el diseño del dispositivo individual, sino también su interacción con otros sistemas en un entorno complejo. La tecnología moderna, como las comunicaciones inalámbricas y los sistemas de control industrial, requiere niveles de inmunidad mucho más altos para garantizar un funcionamiento fiable.

En última instancia, la EMC no solo es una cuestión técnica, sino también de seguridad y eficiencia. Los fallos causados por interferencias electromagnéticas pueden tener consecuencias graves, especialmente en aplicaciones críticas como la aviación, la medicina o las redes de energía. Por ello, los ingenieros eléctricos y electrónicos deben incorporar medidas de EMC desde las primeras fases del diseño, asegurando que los sistemas no solo cumplen con las normativas, sino que también son robustos frente a las perturbaciones del mundo real. La compatibilidad electromagnética es, en esencia, una garantía invisible que permite que el complejo entramado tecnológico de nuestra sociedad funcione sin interferencias.

Fuente:

https://slayson.com/what-is-electromagnetic-compatibility

Autor: Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante UPM y Profesor Visitante Universidad París-Saclay)

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Los sistemas de generación eléctrica reversible, conocidos como bombeos hidráulicos o centrales hidroeléctricas de bombeo, desempeñan un papel crucial en la estabilidad y flexibilidad de las redes eléctricas modernas. Estas plantas no solo generan electricidad, sino que también funcionan como sistemas de almacenamiento de energía, bombeando agua a una altura superior durante periodos de baja demanda para liberarla y generar electricidad cuando la demanda aumenta. Desde el punto de vista eléctrico, estas centrales dependen de generadores-motores y convertidores electrónicos, cuya tecnología ha evolucionado significativamente para mejorar la eficiencia y la capacidad de respuesta del sistema.

En una planta de bombeo hidráulico, los generadores-motores son el corazón del sistema. Estos dispositivos son capaces de operar en dos modos: como generadores cuando convierten la energía mecánica del flujo de agua en electricidad, y como motores cuando utilizan electricidad para bombear agua hacia un embalse superior. Los generadores-motores pueden alcanzar potencias de hasta 360 MVA y funcionan tanto a velocidad fija como variable, dependiendo de la configuración de la planta. Tradicionalmente, las plantas operaban a velocidad constante, lo que significa que la velocidad del generador-motor y de la turbina-bomba debía mantenerse sincronizada con la frecuencia de la red. Sin embargo, esta configuración limita la capacidad de la planta para proporcionar servicios auxiliares a la red y no permite ajustar la potencia de bombeo, lo que puede resultar en un uso ineficiente de la energía sobrante.

La introducción de generadores de velocidad variable ha revolucionado el funcionamiento de las centrales de bombeo. Estos generadores permiten ajustar la velocidad de rotación en función de las necesidades de la red, lo que ofrece un control dinámico mucho más preciso. En lugar de operar a una velocidad fija, los generadores de velocidad variable pueden adaptarse a diferentes condiciones de carga, lo que maximiza la eficiencia y proporciona mayor flexibilidad operativa. Por ejemplo, cuando la demanda de energía es baja, la planta puede reducir la velocidad de bombeo para consumir menos energía, mientras que en momentos de alta demanda, puede aumentar la velocidad de generación para inyectar más potencia en la red.

Este control dinámico es posible gracias a la utilización de convertidores electrónicos, que desempeñan un papel clave en la regulación de la velocidad y la potencia. Existen dos tipos principales de sistemas de convertidores utilizados en generadores de velocidad variable: las máquinas de inducción doblemente alimentadas (DFIM) y las máquinas síncronas alimentadas por convertidor (CFSM). En una DFIM, el estator está conectado directamente a la red, mientras que las bobinas del rotor están conectadas a través de un convertidor electrónico de potencia que utiliza anillos deslizantes. Este convertidor controla la frecuencia de la corriente en el rotor, lo que permite variar la velocidad del generador sin cambiar la frecuencia y la tensión del estator. Esta capacidad de control es crucial para la operación a velocidad variable, ya que permite ajustar la potencia activa y reactiva de manera independiente, lo que mejora la estabilidad de la red y facilita la integración de fuentes de energía renovable.

Por otro lado, en una CFSM, la máquina síncrona está conectada a la red a través de un convertidor de frecuencia total, que generalmente utiliza un sistema de convertidores de fuente de tensión (VSC) en configuración back-to-back. Este sistema conecta dos lados de corriente alterna a través de un enlace de corriente continua (DC), lo que permite que la frecuencia del generador sea independiente de la frecuencia de la red. Las CFSM ofrecen un rendimiento superior en términos de control y eficiencia dinámica, ya que no tienen las limitaciones de velocidad de las DFIM. Además, estos convertidores pueden utilizarse como compensadores estáticos de potencia reactiva (STATCOM) cuando el generador no está en funcionamiento, proporcionando soporte adicional a la red. Sin embargo, las CFSM requieren un convertidor de potencia total, lo que puede resultar costoso y menos práctico para plantas de gran potencia, generalmente superiores a 100 MW.

La capacidad de los generadores de velocidad variable para controlar la potencia activa y reactiva de forma independiente es una de las principales ventajas de esta tecnología. Esto no solo mejora la estabilidad de la red, sino que también permite ofrecer servicios auxiliares valiosos, como la regulación de frecuencia y el soporte de tensión. En una planta de bombeo tradicional de velocidad fija, la potencia de bombeo no puede ajustarse, lo que limita la capacidad de la planta para equilibrar la red. Por el contrario, los sistemas de velocidad variable pueden regular la potencia de bombeo, lo que contribuye a la estabilización de la frecuencia tanto en modo de generación como en modo de bombeo.

Además de mejorar la flexibilidad y la estabilidad de la red, los generadores de velocidad variable también aumentan la eficiencia global de la planta. En una planta de velocidad fija, las máquinas hidráulicas están optimizadas para un único punto de operación, lo que significa que cualquier desviación en el caudal o la altura del agua puede reducir significativamente la eficiencia y causar problemas como vibraciones y cavitación. En cambio, con la operación a velocidad variable, es posible ajustar la velocidad de rotación para mantener una alta eficiencia en un rango más amplio de condiciones operativas. Esta flexibilidad es especialmente importante en plantas con variaciones significativas en la altura del agua o en aquellas que operan a carga parcial.

En resumen, la tecnología de velocidad variable ha transformado el funcionamiento de las centrales de bombeo hidráulico, ofreciendo una mayor flexibilidad, eficiencia y capacidad de respuesta. Los convertidores electrónicos, ya sea en configuraciones DFIM o CFSM, desempeñan un papel fundamental en esta evolución, permitiendo ajustar la velocidad de los generadores-motores en función de las necesidades de la red. A medida que la demanda de energía renovable continúa creciendo, estas tecnologías serán cada vez más importantes para garantizar la estabilidad y la eficiencia de las redes eléctricas modernas.

Fuentes:

Cavazzini, Giovanna & Pérez-Díaz, Juan & Blazquez, Francisco & Platero, Carlos & Fraile-Ardanuy, Jesύs & Sanchez, Jose & Chazarra, Manuel. (2017). Pumped-Storage Hydropower Plants: The New Generation.

R. Vasudevan, Krishnakumar & Ramachandaramurthy, Vigna & Venugopal, Gomathi & Ekanayake, Janaka & Tiong, S.K.. (2021). Variable speed pumped hydro storage: A review of converters, controls and energy management strategies. Renewable and Sustainable Energy Reviews.

Autores:

Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante UPM y Profesor Visitante Universidad París-Saclay)

Carlos Veganzones Nicolás (Profesor Titular UPM)

Tiempo de lectura: 9 minutos

Las turbinas eólicas modernas dependen de sistemas avanzados de control para maximizar su eficiencia y estabilidad. En particular, las turbinas que utilizan generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG, Doubly Fed Induction Generators) requieren estrategias sofisticadas de control en su convertidor del lado del rotor (RSC, Rotor Side Converter). Este convertidor es crucial para gestionar la interacción entre el generador y la red eléctrica, y permite optimizar la captura de energía mediante el seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT, Maximum Power Point Tracking).

El MPPT es una técnica que permite a la turbina operar en el punto óptimo de potencia en función de las condiciones del viento. En una turbina eólica, la potencia extraída del viento depende de la velocidad del viento y de la velocidad del rotor. Para cada velocidad del viento, existe una velocidad óptima del rotor que maximiza la potencia generada. El MPPT ajusta continuamente la velocidad del generador y la potencia eléctrica inyectada en la red para asegurarse de que la turbina esté operando en este punto óptimo. Si la turbina no sigue el MPPT, puede operar fuera del punto de máxima eficiencia, desperdiciando energía potencial del viento.

Las estrategias de control en el convertidor del lado del rotor (FOC, VOC, DTC y DPC) son las herramientas que permiten implementar el MPPT de manera efectiva. Su función es gestionar el flujo de energía entre el rotor del generador y la red eléctrica, controlando variables como la corriente, la tensión, el par y la potencia para mantener la turbina en el punto óptimo de operación.

En este artículo exploraremos las principales estrategias de control del RSC en turbinas eólicas DFIG: control orientado al flujo (FOC), control orientado a la tensión (VOC), control directo del par (DTC) y control directo de la potencia (DPC). Cada una de estas técnicas ofrece ventajas específicas y desempeña un papel fundamental en la operación eficiente de las turbinas eólicas.

1. Control orientado al flujo (FOC, Flux Oriented Control)

El control orientado al flujo es una de las estrategias más utilizadas para gestionar el RSC en turbinas DFIG. Esta técnica se basa en el principio de controlar las corrientes del rotor en un marco de referencia síncrono, alineando el flujo magnético con una de las componentes del vector de corriente. Esto permite un control preciso del par electromagnético y de la potencia activa/reactiva generada por el DFIG.

Al controlar directamente el par, el FOC permite ajustar la velocidad del rotor para que coincida con la velocidad óptima determinada por el algoritmo de MPPT. Si la velocidad del viento cambia, el FOC puede aumentar o disminuir el par para mantener el generador en el punto de máxima eficiencia.

Principio de funcionamiento:

En el FOC, se descompone la corriente del rotor en dos componentes ortogonales:

• Componente directa (d): Controla el flujo magnético.
• Componente cuadratura (q): Controla el par electromagnético.

Al mantener constante el flujo en la componente d, se simplifica el control del par, permitiendo una regulación independiente de la potencia activa y reactiva. El FOC requiere un sistema de transformación de coordenadas de Park, que convierte las señales de corriente del sistema trifásico en un sistema de coordenadas d-q. Esta transformación facilita el control vectorial del generador.

Ventajas:

• Control preciso del par y la potencia.
• Respuesta dinámica rápida.
• Operación eficiente incluso en condiciones de carga variable.

Desafíos:

• Requiere mediciones precisas de las corrientes y la posición del rotor.
• Sensible a variaciones en los parámetros del generador, lo que puede afectar el rendimiento en condiciones de operación fluctuantes.

2. Control orientado a la tensión (VOC, Voltage Oriented Control)

El control orientado a la tensión es similar al FOC, pero en lugar de basarse en el flujo, se orienta en torno a la tensión del generador. Esta técnica se utiliza para controlar la potencia activa y reactiva inyectada en la red, garantizando que la tensión en los terminales del generador se mantenga dentro de límites específicos.

El VOC regula la potencia reactiva y activa del sistema, lo cual es fundamental para controlar la velocidad del rotor en función del punto MPPT. Ajustando la tensión del rotor, se controla indirectamente el par y la velocidad del generador, optimizando la extracción de energía del viento.

Principio de funcionamiento:

En VOC, se descompone la tensión en componentes directas y cuadratura en un marco de referencia síncrono. Al igual que en el FOC, se aplican transformaciones d-q, pero aquí el objetivo principal es regular la tensión del generador y asegurar la estabilidad de la tensión en la conexión a la red.

Ventajas:

• Proporciona un control robusto de la tensión, lo que mejora la estabilidad de la red.
• Adecuado para aplicaciones en las que la regulación de tensión es crítica, como en redes con alta penetración de energía eólica.

Desafíos:

• Requiere un modelo preciso del sistema eléctrico para obtener un rendimiento óptimo.
• Puede ser más complejo de implementar que el FOC debido a la necesidad de sincronización precisa con la tensión de red.

3. Control directo del par (DTC, Direct Torque Control)

El control directo del par es una técnica que permite controlar directamente el par electromagnético y el flujo del generador sin necesidad de un bucle de regulación de corriente. En lugar de utilizar transformaciones de coordenadas, el DTC regula la corriente del estator seleccionando directamente los estados de conmutación del inversor.

El DTC ajusta el par en tiempo real, lo que permite cambiar rápidamente la velocidad del rotor para seguir el MPPT. La capacidad del DTC para reaccionar rápidamente a los cambios en las condiciones del viento lo convierte en una herramienta eficaz para mantener la turbina en su punto óptimo de operación.

Principio de funcionamiento:

El DTC se basa en la estimación del par y el flujo a partir de las medidas de tensión y corriente del estator. Utiliza un comparador de histéresis para mantener el par y el flujo dentro de límites predefinidos. Cuando el par o el flujo se desvían de los valores de referencia, el controlador selecciona un nuevo vector de tensión para corregir la desviación.

Ventajas:

• Respuesta dinámica muy rápida, ideal para aplicaciones que requieren cambios de carga frecuentes.
• No requiere transformaciones de coordenadas complejas.

Desafíos:

• Las fluctuaciones en el par pueden ser más pronunciadas que en el FOC.
• La precisión del control depende de la calidad de las estimaciones del par y el flujo, lo que puede verse afectado por el ruido en las mediciones.

4. Control directo de la potencia (DPC, Direct Power Control)

El control directo de la potencia es una estrategia similar al DTC, pero en lugar de controlar directamente el par, se centra en la potencia activa y reactiva. El DPC ajusta los estados de conmutación del inversor del lado del rotor para mantener la potencia dentro de los límites deseados.

El DPC ajusta la potencia eléctrica generada para asegurar que la turbina opere en el punto de máxima potencia. Al controlar la potencia activa, el DPC puede ajustar la velocidad del rotor en función de la referencia del MPPT, asegurando que la turbina esté siempre capturando la máxima energía del viento.

Principio de funcionamiento:

El DPC mide la potencia activa y reactiva en tiempo real y la compara con las referencias establecidas. Utiliza un comparador de histéresis para determinar si se deben aplicar correcciones, seleccionando los estados de conmutación adecuados para ajustar la potencia. Esta estrategia es especialmente útil para garantizar que la energía inyectada en la red sea estable y de alta calidad.

Ventajas:

• Respuesta rápida y precisa en la regulación de la potencia.
• Capacidad para compensar fluctuaciones rápidas en la carga o en la velocidad del viento.

Desafíos:

• Sensibilidad a variaciones en la red, lo que puede requerir un ajuste fino de los parámetros del controlador.
• La implementación puede ser más compleja debido a la necesidad de algoritmos avanzados para la estimación de la potencia en tiempo real.

Importancia de estas estrategias en el MPPT

Todas estas estrategias de control (FOC, VOC, DTC y DPC) desempeñan un papel crucial en el seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) en turbinas eólicas DFIG. El MPPT establece la velocidad óptima del rotor en función de la velocidad del viento para maximizar la potencia extraída. En resumen, las estrategias de control del convertidor del lado del rotor (RSC) son las que permiten implementar este ajuste en tiempo real:

FOC y VOC: Ajustan la corriente o la tensión del rotor para controlar el par electromagnético, lo que permite regular la velocidad del generador según el punto de máxima potencia.

DTC y DPC: Controlan directamente el par o la potencia activa, permitiendo ajustes rápidos para seguir el MPPT, especialmente en condiciones de viento variable.

El MPPT es esencial para garantizar que la turbina opere a su máxima eficiencia, extrayendo la mayor cantidad de energía posible del viento. Los controladores ajustan la velocidad del rotor y la potencia inyectada en la red en función de las condiciones del viento, lo que permite optimizar la captura de energía y mejorar la estabilidad operativa.

Conclusión

El control del convertidor del lado del rotor (RSC) en turbinas eólicas DFIG es un aspecto crítico para maximizar la eficiencia y garantizar la estabilidad en la generación de energía eólica. Estrategias como el control orientado al flujo (FOC), el control orientado a la tensión (VOC), el control directo del par (DTC) y el control directo de la potencia (DPC) ofrecen diferentes enfoques para gestionar la interacción entre el generador y la red. Cada técnica tiene sus propias ventajas y desafíos, y la elección de la estrategia adecuada depende de las condiciones operativas y los requisitos específicos del sistema. A medida que la tecnología eólica sigue avanzando, estas estrategias de control desempeñarán un papel fundamental en la optimización de la generación de energía y la integración de fuentes renovables en la red eléctrica.

Fuentes:

Wu, Yuan Kang & Yang, Wu-Han. (2016). Different Control Strategies on the Rotor Side Converter in DFIG-based Wind Turbines. Energy Procedia. 100. 551-555.

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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El Cold Ironing, también conocido como Shore Power u Onshore Power Supply (OPS), es una solución tecnológica emergente para reducir las emisiones contaminantes de los barcos atracados en puerto. Consiste en conectar las embarcaciones a la red eléctrica del puerto, lo que permite apagar los generadores diésel a bordo. Esta práctica contribuye significativamente a la reducción de ruido, vibraciones y emisiones de gases como óxidos de azufre (SOx), óxidos de nitrógeno (NOx), partículas en suspensión (PM) y dióxido de carbono (CO₂). Pero más allá de sus beneficios medioambientales, el sistema de cold ironing implica una infraestructura tecnológica compleja que debe cumplir con altos estándares de seguridad y eficiencia tanto a bordo del barco como en el puerto.

Infraestructura del puerto: componentes y funcionamiento

Subestación eléctrica y convertidores

La subestación eléctrica en el puerto es el primer punto donde la electricidad proveniente de la red pública es modificada para su uso en los barcos. Esta subestación convierte el voltaje de la red a los niveles adecuados para el puerto y para los barcos. La energía que llega al puerto puede estar a una tensión de 11 kV o 33 kV, dependiendo del tamaño de la infraestructura del puerto, pero los barcos generalmente requieren voltajes más bajos (por ejemplo, 6,6 kV a bordo). La subestación incluye un convertidor estático o rotativo, cuyo propósito es convertir tanto el voltaje como la frecuencia de la electricidad para que coincidan con los requisitos del barco.

1. Convertidores estáticos: Utilizan equipos como rectificadores y transformadores para transformar la corriente alterna (CA) de la red en una forma adecuada para los sistemas a bordo del barco, con una frecuencia y tensión reguladas. Los convertidores estáticos son más eficientes y compactos en comparación con los convertidores rotativos, que suelen ser más grandes y requieren mayor mantenimiento.

2. Convertidores rotativos: Aunque menos comunes en aplicaciones modernas de shore power, algunos puertos aún utilizan generadores rotativos, que funcionan con principios electromagnéticos y son más robustos en situaciones de carga variable, aunque generalmente son más costosos y menos eficientes en términos de consumo de energía.

La subestación también está equipada con sistemas de protección como interruptores automáticos y disyuntores, que aseguran una desconexión rápida en caso de fallos eléctricos o fluctuaciones en la corriente. Esto es crucial para evitar daños en los equipos tanto a bordo de los barcos como en el propio puerto. Los interruptores de media tensión son comúnmente utilizados para gestionar los niveles de energía de alta potencia que se transfieren desde la subestación al sistema de distribución del puerto.

Interruptores y sistemas de distribución (switchgear)

El sistema de switchgear en el puerto incluye interruptores de media y alta tensión que permiten gestionar la distribución de energía hacia los buques. Estos interruptores son fundamentales para proteger la infraestructura eléctrica de sobrecargas y cortocircuitos. Además, aseguran la desconexión segura del barco en caso de emergencia o mantenimiento.

Sistema de gestión de cables (CMS)

La conexión entre el puerto y el barco se realiza mediante un sistema de gestión de cables (Cable Management System, CMS). Este sistema garantiza la manipulación segura de los cables durante la conexión y desconexión del barco.

En la mayoría de los buques, los cables se conectan a través de cable reels (carretes de cable) o cranes (grúas) que facilitan el despliegue y la recogida de los cables pesados. La norma IEC establece que, para la mayoría de los tipos de barcos, el CMS debe estar instalado en tierra. Sin embargo, en los portacontenedores, debido a la limitada disponibilidad de espacio en el muelle, se requieren carretes de cable a bordo del barco.

El CMS en tierra es responsable de manejar y distribuir los cables que conectan el puerto con los barcos. Estos cables deben ser de alta capacidad y flexibles, capaces de soportar las tensiones y las condiciones marinas. La norma IEC establece que para la mayoría de los tipos de barcos, el CMS debe estar instalado en tierra, con un sistema móvil que puede moverse a lo largo del muelle para conectar diferentes barcos.

El CMS de tierra se conecta a la toma de corriente del barco utilizando cables pesados, y su función es garantizar que no haya riesgos de tracción o torsión durante el proceso de conexión y desconexión. Además, algunos puertos también disponen de sistemas móviles de CMS para adaptarse a la distribución variable de los barcos en el muelle. El sistema de gestión de cables es crucial para garantizar que el proceso de conexión y desconexión se realice de forma segura y eficiente.

Infraestructura a bordo del barco

La infraestructura a bordo del barco está diseñada para recibir y distribuir energía proveniente del puerto de manera segura y eficiente. Cuando el barco se conecta a la red eléctrica del puerto, el sistema eléctrico a bordo debe ser capaz de adaptarse a la energía que entra del puerto y distribuirla adecuadamente para alimentar todos los sistemas y equipos del barco.

Sistema de conexión de media tensión (MV)

En el barco, uno de los componentes más importantes para recibir energía de shore power es el sistema de conexión de media tensión (MV), que gestiona la potencia recibida desde el puerto. Este sistema incluye un interruptor de conexión que asegura que la energía del puerto se distribuya adecuadamente dentro del barco. El interruptor MV también se encarga de gestionar la puesta a tierra del sistema, lo que es esencial para la seguridad del equipo y la tripulación.

Los barcos están obligados a contar con un sistema de puesta a tierra equipotencial, el cual garantiza que no haya diferencias de potencial entre el barco y el puerto, previniendo posibles choques eléctricos que puedan ser peligrosos. Esto se logra mediante un sistema de conexiones a tierra que conecta de manera efectiva los sistemas eléctricos del barco con el sistema de tierra del puerto.

Sistemas de distribución de energía a bordo

Una vez que la electricidad es recibida a bordo, debe ser distribuida a los sistemas del barco. El sistema de switchgear a bordo se encarga de gestionar esta distribución de energía. Los interruptores de media tensión son utilizados para regular el flujo de electricidad hacia distintos sistemas del barco, como la iluminación, refrigeración, aire acondicionado, sistemas de control y navegación, entre otros. Estos interruptores aseguran que la energía se distribuya de manera segura y eficaz, protegiendo los sistemas de posibles sobrecargas o cortocircuitos.

En muchos barcos, se utiliza un sistema de generadores de baja tensión para alimentar equipos que requieren un voltaje específico, mientras que los sistemas de energía principales continúan siendo alimentados por la electricidad de la red del puerto. En este proceso, los sistemas de protección y control del barco gestionan la transición entre la energía de los generadores y la energía de tierra.

Sistemas de gestión de cables a bordo

A bordo del barco, se requiere un sistema de gestión de cables para conectar los cables a la toma de corriente del puerto. Estos cables son manejados mediante carretes de cable o sistemas automáticos que permiten que el cable sea recolectado y almacenado cuando no se usa, evitando que se enreden o se dañen. Estos sistemas aseguran que la conexión entre el barco y el puerto se realice de forma eficiente y segura, reduciendo el riesgo de daño al equipo durante el proceso de conexión y desconexión.

Conexión y operación del sistema

El proceso de conexión a la energía en tierra implica varios pasos críticos. Primero, el barco debe alinearse correctamente con la infraestructura del puerto. Luego, se despliegan los cables desde el CMS hacia la toma de corriente del barco. Antes de conectar, se realiza una verificación de la compatibilidad de voltaje y frecuencia, así como una comprobación de la conexión a tierra.

Una vez completada la conexión, el sistema de control sincroniza la energía del barco con la red del puerto utilizando un bucle de enganche de fase (PLL, Phase-Locked Loop). Este dispositivo asegura que la transferencia de energía sea estable y segura, evitando sobretensiones o desbalances de carga. Finalmente, se apagan los generadores diésel a bordo, y el barco comienza a recibir energía exclusivamente del puerto.

Beneficios y perspectivas futuras

El cold ironing no solo reduce significativamente las emisiones contaminantes y el ruido en las zonas portuarias, sino que también mejora las condiciones de trabajo y la seguridad en los puertos. Desde un punto de vista económico, el uso de electricidad de la red puede ser más rentable que operar generadores diésel, además de extender la vida útil de estos equipos al reducir su tiempo de funcionamiento.

A medida que la normativa medioambiental se vuelve más estricta, se espera que la adopción de shore power crezca rápidamente. La Organización Marítima Internacional (IMO) está trabajando en la estandarización global de estos sistemas, lo que facilitará su implementación a gran escala. Además, los avances en tecnologías de almacenamiento de energía y la integración con fuentes renovables podrían hacer que el cold ironing sea aún más sostenible en el futuro.

Conclusión

El cold ironing representa un avance tecnológico crucial en la descarbonización del transporte marítimo. La infraestructura necesaria, tanto en el puerto como a bordo del barco, incluye sistemas de conversión de energía, interruptores avanzados y sofisticados sistemas de gestión de cables. Cada componente debe cumplir con altos estándares de seguridad y eficiencia para garantizar un suministro eléctrico estable y fiable. A medida que esta tecnología se adopte en más puertos, contribuirá significativamente a la reducción de emisiones contaminantes, mejorando la sostenibilidad y la calidad de vida en las comunidades portuarias.

Fuentes:

Sulligoi, Giorgio & Bosich, D. & Pelaschiar, Roberto & Lipardi, Gennaro & Tosato, Fabio. (2015). Shore-to-Ship Power. Proceedings of the IEEE. 103. 1-20.

D. Paul, K. Peterson and P. R. Chavdarian, “Designing Cold Ironing Power Systems: Electrical Safety During Ship Berthing,” in IEEE Industry Applications Magazine, vol. 20, no. 3, pp. 24-32, May-June 2014

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

Los accionamientos eléctricos son componentes esenciales en la industria moderna, desempeñando un papel fundamental en la automatización y el control de máquinas eléctricas. Desde sistemas de transporte hasta procesos industriales complejos, estos dispositivos permiten controlar la velocidad, el par y la posición de motores eléctricos, asegurando un funcionamiento eficiente y preciso. Pero, como cualquier sistema técnico, los accionamientos eléctricos no están exentos de fallos, lo que ha llevado al desarrollo de avanzados métodos de diagnóstico que permiten detectar y prevenir posibles averías. En este artículo, exploraremos qué son los accionamientos eléctricos, dónde los encontramos y cómo los métodos de diagnóstico actuales contribuyen a mantener su rendimiento óptimo.

¿Qué son los accionamientos eléctricos?

Un accionamiento eléctrico es un sistema diseñado para controlar el movimiento de una máquina eléctrica, como un motor. Su función principal es ajustar variables clave, como la velocidad, el par (fuerza de rotación) o la posición del motor, de acuerdo con las necesidades específicas de cada aplicación. Esta capacidad de ajuste convierte a los accionamientos eléctricos en piezas clave para garantizar la precisión y eficiencia en diferentes procesos industriales. Funcionan convirtiendo la energía eléctrica en energía mecánica, lo que permite un control preciso del motor, adaptándose a las condiciones operativas en tiempo real.

Los accionamientos eléctricos están presentes en una amplia variedad de aplicaciones cotidianas e industriales. En la industria manufacturera, por ejemplo, son esenciales para controlar la maquinaria en líneas de producción automatizadas, donde incluso pequeñas variaciones en la velocidad pueden afectar la calidad del producto final. En el transporte, encontramos accionamientos eléctricos en vehículos eléctricos, donde garantizan la correcta distribución de potencia al motor. También están presentes en electrodomésticos comunes, como lavadoras o sistemas de climatización, y desempeñan un papel crucial en la optimización de sistemas de energía renovable, como las turbinas eólicas o los seguidores solares.

Los accionamientos eléctricos pueden clasificarse en varios tipos según diferentes criterios. Los más comunes son los accionamientos de corriente continua (CC), utilizados principalmente en aplicaciones que requieren un control preciso de la velocidad. Los accionamientos de corriente alterna (CA), por otro lado, son más comunes en la industria debido a su capacidad para manejar motores de inducción o síncronos, con variadores de frecuencia (VFD) que ajustan la velocidad del motor en función de la demanda. Por último, los accionamientos servo son conocidos por su precisión extrema en el control de posición y velocidad, lo que los hace ideales para aplicaciones de robótica y automatización avanzada.

Importancia del diagnóstico en accionamientos eléctricos

El diagnóstico de fallos en los accionamientos eléctricos es una parte crucial de la gestión de mantenimiento en la industria moderna. Los fallos en estos sistemas pueden generar tiempos de inactividad costosos, reducir la vida útil de los equipos o, en casos extremos, provocar daños catastróficos. Por esta razón, es fundamental contar con métodos de diagnóstico avanzados que permitan detectar y prevenir posibles fallos antes de que afecten al rendimiento del sistema.

Los fallos más comunes en los accionamientos eléctricos incluyen sobretensiones y subtensiones, que pueden deberse a fluctuaciones en el suministro eléctrico, y sobrecorrientes, que a menudo son indicativas de problemas en el motor o en el circuito de control. También son frecuentes los cortocircuitos, generalmente causados por un aislamiento defectuoso o por fallos en los componentes electrónicos. Identificar estos problemas de manera temprana es esencial para evitar daños mayores y garantizar un funcionamiento seguro y eficiente del sistema.

Métodos de diagnóstico: enfoques actuales

Existen tres enfoques principales para la detección y diagnóstico de fallos en los accionamientos eléctricos: los métodos basados en modelos, los métodos basados en señales y los métodos basados en inteligencia artificial. Cada uno de estos enfoques tiene sus propias ventajas y desafíos, y a menudo se combinan para ofrecer un diagnóstico más completo y preciso.

Los métodos basados en modelos utilizan representaciones matemáticas del sistema para predecir su comportamiento ideal. Estos modelos se comparan con las señales reales medidas en el sistema, y cualquier discrepancia entre ambas puede indicar la presencia de un fallo. La precisión de este enfoque es muy alta, ya que permite identificar fallos específicos con gran exactitud. Sin embargo, requiere un conocimiento detallado del sistema y puede ser computacionalmente intensivo, lo que limita su aplicación en tiempo real en algunos casos.

Por otro lado, los métodos basados en señales se centran en el análisis de las señales eléctricas medidas, como la corriente, la tensión o las vibraciones. Estas señales se analizan utilizando técnicas como el análisis de Fourier o la transformada wavelet, lo que permite identificar patrones anómalos que sugieren la presencia de un fallo. Aunque este enfoque es menos exigente desde el punto de vista computacional y puede aplicarse en tiempo real, su precisión puede verse afectada por la presencia de ruido en las señales o por la complejidad del sistema.

Finalmente, los métodos basados en inteligencia artificial utilizan algoritmos de aprendizaje automático para analizar grandes volúmenes de datos históricos y detectar patrones que indiquen la presencia de un fallo. Las redes neuronales y los algoritmos de clasificación son algunas de las herramientas más utilizadas en este enfoque. La principal ventaja de la inteligencia artificial es su versatilidad, ya que puede adaptarse a diferentes condiciones operativas y tipos de fallos. No obstante, su eficacia depende de la cantidad y calidad de los datos disponibles para el entrenamiento del modelo.

Aplicaciones prácticas y desafíos futuros

En la práctica, los métodos de diagnóstico se utilizan de manera complementaria para garantizar un análisis exhaustivo del sistema. La monitorización en tiempo real, basado en el análisis de señales, es ideal para detectar fallos menores de manera continua, mientras que los métodos basados en inteligencia artificial permiten predecir fallos futuros, facilitando un mantenimiento preventivo más eficiente. Por su parte, los métodos basados en modelos son utilizados para el análisis detallado de fallos críticos, especialmente en sistemas de alta potencia o en aplicaciones donde la precisión es fundamental.

A medida que la tecnología avanza, los métodos de diagnóstico para accionamientos eléctricos enfrentan nuevos desafíos. Uno de los principales es la necesidad de desarrollar algoritmos más eficientes y precisos, que puedan manejar grandes volúmenes de datos en tiempo real. También es crucial mejorar la integración de los sistemas de diagnóstico con otras tecnologías emergentes, como el Internet de las cosas (IoT) y la inteligencia artificial. Esto permitirá crear sistemas de monitorización más inteligentes y adaptativos, capaces de detectar y prevenir fallos con mayor eficacia.

Conclusión

El diagnóstico de fallos en los accionamientos eléctricos es una disciplina esencial para garantizar la fiabilidad y eficiencia de las máquinas eléctricas en la industria moderna. Los métodos actuales, que incluyen enfoques basados en modelos, señales e inteligencia artificial, ofrecen herramientas poderosas para detectar y prevenir fallos en tiempo real. A medida que la industria avanza hacia una mayor automatización y digitalización, la capacidad de diagnosticar y anticipar problemas será fundamental para mantener la competitividad y la sostenibilidad de los sistemas eléctricos. Estos avances no solo mejorarán el rendimiento de los accionamientos eléctricos, sino que también contribuirán a un futuro más eficiente y seguro en el ámbito industrial.

Fuentes:

X. Zhang, Y. Hu, J. Deng, H. Xu and H. Wen. (2022) Feature Engineering and Artificial Intelligence-Supported Approaches Used for Electric Powertrain Fault Diagnosis: A Review. IEEE Access, vol. 10, pp. 29069-29088.

Capolino, Gérard-André & Antonino-Daviu, J.A. & Riera-Guasp, Martin. (2015). Modern Diagnostics Techniques for Electrical Machines, Power Electronics, and Drives. IEEE Transactions on Industrial Electronics. 62. 1738-1745.

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 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.

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 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.

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.

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.

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 energía eólica es una de las fuentes renovables más utilizadas en el mundo, proporcionando una solución limpia y sostenible para satisfacer la creciente demanda energética. Dentro de este ámbito, las turbinas eólicas equipadas con generadores de inducción de doble alimentación (DFIG) son ampliamente utilizadas debido a su flexibilidad operativa y eficiencia. Estas turbinas permiten un control preciso de la potencia activa y reactiva, facilitando la integración en las redes eléctricas modernas.

Sin embargo, las turbinas DFIG enfrentan desafíos significativos, especialmente durante eventos de fallo en la red, como cortocircuitos cercanos. Para proteger los componentes electrónicos y garantizar la continuidad de la operación, se implementa un sistema llamado crowbar, que juega un papel crucial en la seguridad y estabilidad del generador.

El DFIG y su importancia en la energía eólica

El generador de inducción de doble alimentación (DFIG) es una configuración tecnológica clave en las turbinas eólicas. Este sistema permite que el estator esté conectado directamente a la red eléctrica, mientras que el rotor está conectado a través de un convertidor de potencia. Esta configuración ofrece dos ventajas principales:

1. Control de potencia reactiva y activa: Los convertidores gestionan la inyección de energía de manera eficiente, cumpliendo con los requisitos de las redes eléctricas modernas.

2. Operación en un rango amplio de velocidades: El DFIG puede adaptarse a variaciones del viento, maximizando la extracción de energía.

Aunque esta tecnología es eficiente, su diseño la hace vulnerable a eventos de sobrecorriente en los devanados del rotor o sobretensiones en el enlace de corriente continua (DC-Link). Para abordar estas vulnerabilidades, se emplea el sistema crowbar.

¿Qué es el sistema crowbar y cómo funciona?

El sistema crowbar es un mecanismo de protección que utiliza una resistencia trifásica controlada electrónicamente, diseñada para proteger los componentes sensibles del DFIG durante eventos anómalos. Su activación ocurre típicamente tras fallos en la red, como cortocircuitos cercanos al parque eólico, que pueden generar sobrecorriente en los devanados del rotor, o sobretensión en el enlace DC-Link del convertidor.

El objetivo del crowbar es desconectar los elementos vulnerables, disipar el exceso de energía y evitar daños al sistema. Su operación se realiza en los siguientes pasos:

1. Desconexión del convertidor del lado del rotor (RSC): Se aísla el RSC para evitar que la sobrecorriente o la sobretensión lo dañen.

2. Inserción de la resistencia trifásica: El crowbar introduce una resistencia en serie con los devanados del rotor para disipar la energía excedente.

3. Desconexión del crowbar: Una vez estabilizadas las condiciones, el sistema crowbar se desconecta de los devanados.

4. Reconexión del RSC: Si los niveles de corriente y tensión vuelven a la normalidad, el convertidor RSC se reconecta y la operación continúa normalmente.

Protección del DC-Link: el papel del DC-Chopper

En redes eléctricas con códigos de conexión más estrictos (grid codes), se recomienda complementar el sistema crowbar con un DC-Chopper. Este dispositivo consiste en una resistencia controlada por tiristores, instalada en el enlace DC-Link, que disipa el exceso de energía generada durante un evento anómalo.

El DC-Chopper cumple varias funciones importantes:

1. Evita la reinserción del crowbar: Si el crowbar se activa repetidamente, puede interrumpir la operación continua del generador. El DC-Chopper reduce este riesgo al estabilizar la tensión del enlace DC-Link.

2. Equilibra la potencia eléctrica: Disipa el desequilibrio entre la energía inyectada al enlace DC-Link por el RSC y la energía transferida a la red por el convertidor del lado de la red (GSC).

¿Por qué es necesario el sistema crowbar?

El sistema crowbar es indispensable para proteger los componentes del DFIG durante eventos de falta, que de otro modo podrían causar daños significativos. Estos eventos son particularmente comunes en parques eólicos conectados a redes eléctricas amplias y complejas, donde los cortocircuitos o fluctuaciones repentinas de tensión pueden ser frecuentes.

Además de proteger los convertidores, el crowbar también asegura el cumplimiento de los estrictos códigos de red, que exigen que las turbinas eólicas permanezcan operativas incluso durante condiciones adversas. Esto es especialmente importante para evitar apagones masivos y garantizar la estabilidad de la red.

Ventajas del sistema crowbar

El sistema crowbar ofrece múltiples beneficios, entre ellos:

1. Protección de los componentes electrónicos: Minimiza el riesgo de daños en el convertidor del lado del rotor (RSC) y el enlace DC-Link.

2. Reducción de interrupciones: Permite que la turbina retome su operación normal rápidamente tras un evento anómalo.

3. Cumplimiento de códigos de red: Garantiza que las turbinas puedan manejar fallos sin desconectarse de la red.

4. Aumento de la vida útil del generador: Al disipar el exceso de energía de manera controlada, reduce el estrés en los componentes del sistema.

Limitaciones y mejora del sistema crowbar

Aunque el sistema crowbar es una herramienta efectiva, tiene ciertas limitaciones. Por ejemplo, si las condiciones de sobretensión o sobrecorriente persisten, el crowbar podría activarse nuevamente, interrumpiendo la operación continua de la turbina. Esta repetición es indeseable, ya que puede afectar la estabilidad de la red y el rendimiento del sistema.

Para abordar estas limitaciones, la incorporación del DC-Chopper se ha convertido en una práctica común en turbinas modernas. Además, la investigación en electrónica de potencia busca desarrollar sistemas de protección más avanzados, capaces de responder aún más rápido a las fluctuaciones de la red.

Conclusión

El sistema crowbar es una pieza esencial en las turbinas eólicas con DFIG, diseñada para proteger el generador y garantizar su operación continua durante eventos adversos en la red eléctrica. Junto con tecnologías complementarias como el DC-Chopper, el crowbar asegura que las turbinas cumplan con las estrictas normativas de conexión, al mismo tiempo que prolonga la vida útil de los componentes electrónicos.

En un mundo donde la energía eólica juega un papel clave en la transición hacia fuentes renovables, tecnologías como el sistema crowbar demuestran cómo la ingeniería y la innovación permiten superar los desafíos técnicos, garantizando un suministro energético confiable y sostenible.

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 transmisión de energía eléctrica mediante corriente continua de alta tensión, conocida como HVDC (High Voltage Direct Current), se ha convertido en una tecnología fundamental para enfrentar los desafíos energéticos del siglo XXI. Con la creciente integración de fuentes renovables y la necesidad de redes eléctricas más interconectadas y eficientes, los sistemas HVDC desempeñan un papel crucial. En este contexto, los convertidores utilizados en las líneas HVDC son los pilares tecnológicos que permiten una operación confiable y eficiente.

En este artículo, exploraremos las tecnologías de convertidores HVDC más relevantes, analizando sus características, ventajas y aplicaciones en sistemas de transmisión modernos.

Convertidores HVDC: tipos y funcionamiento

En la tecnología HVDC predominan dos tipos principales de convertidores: los convertidores conmutados por línea (LCC, Line Commutated Converters) y los convertidores de fuente de tensión (VSC, Voltage Source Converters). Ambos tienen diferencias significativas en cuanto a su diseño, capacidades y aplicaciones.

Convertidores LCC

Los convertidores LCC son una tecnología madura que ha sido utilizada durante décadas en sistemas HVDC. Estos convertidores se basan en el uso de tiristores, dispositivos semiconductores que permiten conmutar corrientes altas. La operación del LCC depende de la tensión alterna de la red conectada para conmutar el flujo de corriente.

Entre las principales ventajas de los LCC se encuentran su capacidad para manejar altos niveles de potencia y tensión, siendo ideales para transmisiones de larga distancia y alta capacidad. Un ejemplo destacado es el sistema LCC más grande hasta ahora construido, que opera con una capacidad de 12 GW a 1100 kV. Sin embargo, los LCC tienen limitaciones en cuanto a su capacidad para manejar fallos en la red y su dependencia de redes de corriente alterna robustas para funcionar adecuadamente.

Convertidores VSC

Por otro lado, los convertidores VSC representan una evolución más reciente en la tecnología HVDC. Utilizan transistores como los IGBT (Transistor Bipolar de Puerta Aislada) y permiten un control más preciso y flexible de la potencia transmitida. A diferencia de los LCC, los VSC no dependen de la red de corriente alterna para conmutar, lo que les permite operar en condiciones de red más débiles.

Los VSC sobresalen en aplicaciones que requieren una respuesta rápida y flexible, como la integración de fuentes renovables y la creación de redes HVDC malladas o multi-terminales. Estos convertidores también son capaces de proporcionar servicios auxiliares a las redes de corriente alterna, como soporte de tensión y capacidad de arranque en negro (black start), lo que los hace más versátiles en comparación con los LCC.

Comparación entre LCC y VSC

La elección entre LCC y VSC depende de las necesidades específicas del sistema de transmisión. Mientras que los LCC son ideales para aplicaciones de transmisión de larga distancia y alta potencia, los VSC son más adecuados para sistemas que requieren flexibilidad, como redes offshore y conexiones multi-terminales.

Características	LCC	VSC
Capacidad de potencia/tensión	Muy alta	Alta
Control del flujo de potencia	Limitado	Preciso y dinámico
Manejo de fallos en CA	Dependiente del diseño	Excelente
Compatibilidad con redes débiles	Baja	Alta
Aplicaciones	Larga distancia, sistemas robustos	Renovables, sistemas débiles

Desafíos y avances en los convertidores VSC

Los convertidores VSC han experimentado avances significativos en las últimas décadas, impulsados por la demanda de sistemas más eficientes y confiables. Un ejemplo de innovación es la implementación de topologías de convertidores modulares multinivel (MMC, Modular Multilevel Converters), que mejoran la eficiencia y reducen las pérdidas en sistemas de alta capacidad.

Sin embargo, aún existen desafíos importantes, especialmente en términos de manejo de fallos en corriente continua (CC). Durante un cortocircuito en el sistema HVDC, los convertidores VSC tradicionales no pueden evitar la circulación de corriente de fallo. Para superar esta limitación, se han desarrollado topologías avanzadas como los convertidores MMC de submódulos de puente completo, que bloquean las corrientes de fallo y permiten una recuperación más rápida del sistema.

Otro desafío relevante es la necesidad de reducir el tamaño y peso de los convertidores en aplicaciones offshore. Esto es crucial para disminuir los costos de instalación y operación en plataformas marinas.

Aplicaciones de convertidores HVDC

Los convertidores HVDC desempeñan un papel clave en varias aplicaciones críticas:

1. Integración de energías renovables: Los convertidores VSC permiten la conexión eficiente de parques eólicos y solares, especialmente aquellos ubicados lejos de los centros de consumo.

2. Interconexiones internacionales: Los sistemas HVDC facilitan la transmisión de energía entre países y continentes, mejorando la seguridad energética y permitiendo el comercio de energía.

3. Estabilidad de redes híbridas AC/DC: Los convertidores HVDC ayudan a estabilizar las redes híbridas al proporcionar servicios auxiliares como el control de tensión y la regulación de frecuencia.

Hacia redes globales HVDC

Con la creciente necesidad de redes eléctricas más interconectadas, los sistemas HVDC están evolucionando hacia configuraciones malladas que pueden cubrir distancias continentales y conectar múltiples fuentes de generación y centros de consumo. Este concepto, conocido como supergrids, requiere una combinación de tecnologías LCC y VSC para optimizar el rendimiento y la eficiencia.

Los avances en tecnologías como los convertidores DC/DC también están permitiendo la integración de diferentes niveles de tensión en un solo sistema HVDC, aumentando la flexibilidad y reduciendo los costos de infraestructura.

Conclusión

La tecnología HVDC y sus convertidores son la columna vertebral de las redes eléctricas del futuro. Desde la integración de renovables hasta la creación de redes globales, los avances en convertidores LCC y VSC están transformando la forma en que se genera, transmite y utiliza la energía eléctrica. A medida que la demanda de energía limpia y confiable sigue creciendo, el desarrollo de estas tecnologías será esencial para garantizar un suministro sostenible y eficiente en todo el mundo.