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INTRODUCCIÓN
La conexión de centrales fotovoltaicas y eólicas exigen una evaluación adecuada de la estabilidad, es decir, el uso masivo de fuentes de energía renovables puede conducir a problemas en la MRE, es por ello que la integración de sistemas de almacenamiento con baterías en MRE, emergen como una solución innovadora para abordar desafíos significativos en la generación distribuida. En el caso particular de las Islas Galápagos, el cual está geográficamente aislado, la eficiencia y estabilidad de su MRE son fundamentales para el buen vivir de sus habitantes y desarrollo como sociedad ENT#091;1ENT#093;.
La justificación de este trabajo está en la complejidad que presenta la red eléctrica de las Islas Galápagos en relación de generación y distribución de energía. La red eléctrica de Galápagos para satisfacer sus necesidades energéticas, tiene un perfil de generación de electricidad donde el 85.43% de la generación total procede de generadores térmicos, mientras que la parte restante de la generación la cubren la eólica (8.58%) y la solar (5.99%) acorde ENT#091;2ENT#093;. Y son estas fuentes de generación renovable (eólica y solar) que, al depender de un recurso energético intermitente, conlleva a variaciones en la calidad del suministro eléctrico y provocar inestabilidad de la red eléctrica, provocando apagones y desperdicio de recursos de energía renovable ENT#091;3ENT#093;. Además de mencionar que las Islas Galápagos se enfrentan a restricciones en la expansión de la capacidad de generación convencional debido a preocupaciones medioambientales ENT#091;4ENT#093;.
Con estas condiciones mencionadas anteriormente, el estado ecuatoriano promueve con el Artículo 3 del Decreto 238 que “El sector eléctrico será eficiente, competitivo, sostenible, ambientalmente responsable basado en la innovación, garantizando la seguridad jurídica y potenciando la inversión privada”. Además, en este mismo Decreto 238 se menciona al almacenamiento de energía en el Artículo 1 como un servicio público ENT#091;5ENT#093;.
Y bajo estos antecedentes, en el presente trabajo se analiza la implementación del sistema de almacenamiento basados en baterías cuyo modo de operación llamado Formador de Red (Grid-Forming sus siglas en ingles GFM) que se empleará para el control de frecuencia y potencia activa en la red eléctrica modelada en software PowerFactory, este sistema BESS permitirán gestionar la variabilidad inherente de las fuentes de energía renovable y mejorar la confiabilidad de la red, en especial para la regulación primaria de frecuencia.
Esta tecnología se ha desplegado en algunas MRE y otros están en construcción, un ejemplo de ellos es el proyecto denominado Hornsdale, ubicado en el Sur de Australia, pues brinda servicios de inercia a escala de red, con una capacidad de 150 MW/193 MWh y su modo de operación es GFM, el tiempo de pruebas para esta implementación fue de dos años previo a la aprobación por parte del Operador del Mercado Energético de Australia, quienes mencionan que este modo de operación es fundamental para una transición exitosa de una red eléctrica basada en carbón a una que puede ser completamente de energías renovables ENT#091;14ENT#093;.
Otro ejemplo de una MRE a la cual se está implementando este tipo de tecnología y que actualmente se encuentra en desarrollo, está ubicado en Nueva Gales del Sur, el proyecto denominado AGL Broken Hill cuenta con una capacidad de 50 MW/ 50 MWh, la necesidad de implementar este modo de operación surge a partir de la disminución de la fortaleza de la MRE, es decir, la inercia del sistema, puesto que está impactando una mayor inversión en energías renovables ENT#091;15ENT#093;. Las inercias de estos sistemas de generación renovable son de valores pequeños, y eso convierte a la MRE en un sistema vulnerable ante cualquier evento dinámico que involucre la respuesta inercial del sistema, en otras palabras, que la frecuencia opere en valores y rangos no deseados, es decir, fuera del rango de operatividad. Los BESS se destacan por su capacidad de respuesta rápida, lo que los hace especialmente idóneos para aplicaciones de RPF, esta última se caracteriza por demandar tiempos de respuestas menores a 30 segundos.
El presente trabajo se encuentra organizado de la siguiente forma: en la sección 2 se desarrolla el estado del arte y modos de operación del BESS, en la sección 3 se presentan aplicaciones del BESS con sus modos de operación Formador de Red y Seguidor de Red (Grid-Following sus siglas en ingles GFL) en redes eléctricas de potencia, la sección 4 se detalla la modelación del BESS, controladores, eventos dinámicos y escenarios en la red eléctrica de Galápagos sobre la cual se evaluará el comportamiento del BESS. En la sección 5 se muestran los resultados obtenidos de la simulación y finalmente en la sección 6 se presentan las conclusiones y recomendaciones.
MODO DE OPERACIÓN DE INVERSORES
En esta sección se describen los modos de operación de los inversores, los cuales son GFL y GFM. A continuación, se da el detalle del funcionamiento de cada uno de ellos.
Inversor tipo Seguidor de Red
La mayoría de inversores utilizados en aplicaciones de MRE emplean un controlador de tipo GFL. El enfoque de este control implica la regulación de la magnitud de la corriente de salida y el ángulo de fase en relación con el voltaje de la red eléctrica. El controlador ajusta la corriente de salida del inversor para inyectar la potencia activa y reactiva requerida. No obstante, este tipo de inversor depende de la red eléctrica para proporcionar tanto el voltaje como la frecuencia al sistema, lo que implica que opera en sincronización con la red eléctrica principal. En otras palabras, sigue las señales de voltaje y frecuencia de la red eléctrica a través de un dispositivo conocido como "sincronizador de fase" (Phase-Locked Loop sus siglas en inglés PLL), que mide tanto la frecuencia como el ángulo del voltaje de la red eléctrica.
En la Fig. 1 en la parte izquierda se muestra dentro de un rectángulo de color rojo la representación del controlador de corriente, este lazo de control interno es el que se encarga de controlar la corriente inyectada por el inversor, mientras que en la parte derecha se muestra dentro de un rectángulo de color rojo el “Phase Locked Loop” que es la representación del PLL, cuya función es sincronizar el inversor con la red eléctrica.
Un inversor tipo GFL se puede representar como una fuente de corriente controlada, que inyecta a la red eléctrica una potencia activa y reactiva. Ver Fig. 2. Una característica que tiene este tipo de inversor es controlar la corriente del inversor para inyectar potencia activa y reactiva, con ello se puede aplicar controles de soporte a la red eléctrica, como Potencia-Frecuencia o Reactiva-Voltaje, sin embargo, solo funciona de manera confiable si hay suficiente energía de cortocircuito en la red eléctrica, la cual es proporcionada por generadores síncronos. Adicional, este tipo de control no tiene participación en la regulación primaria de frecuencia, y es porque su funcionalidad está basada en inyectar el máximo valor de potencia activa disponible a la red, bajo esta forma de operar no mantiene reservar para enfrentar naturalmente los desbalances ocasionados por la demanda y generación ENT#091;7ENT#093;.
Una desventaja de este tipo de inversor es que ante la ausencia de una máquina síncrona la cual genera la amplitud de voltaje y frecuencia conectada a la red eléctrica, no podrá funcionar en modo isla, es decir, una red eléctrica débil (baja inercia) afectará la estabilidad del inversor.
Inversor tipo Formador de Red
Este esquema de control es utilizado en fuentes de generación basada en convertidores, lo que trata es replicar la sincronización que realiza la máquina sincrónica la cual no tiene un PLL, sino que la hace basado en cantidades eléctricas, un GFM tiene que comportarse como una máquina sincrónica, y por eso el modelado de este esquema de control es de una fuente de voltaje detrás de una reactancia.
El esquema GFM tiene una función objetivo, que es controlar el inversor, tal que se comporte como una fuente de voltaje estableciendo un fasor, donde la magnitud y el ángulo es controlado, similar como lo haría una máquina síncrona en el punto de conexión de la red eléctrica, naturalmente siguiendo valores referentes específicos. Y al tener esta capacidad, puede participar en la regulación de voltaje, frecuencia empleando el Control Droop ENT#091;8ENT#093;, sin requerir del aporte de una máquina síncrona que se encuentre operativa en la red eléctrica.
Bajo estos antecedentes, la representación de este tipo de inversor es una fuente de voltaje alterna que tiene una impedancia de bajo valor acoplada al punto de conexión, este valor de impedancia juega un rol muy crítico en controlar la inyección de potencia activa y reactiva. Ver Fig. 3.
Tenemos que:
Donde:
P: Potencia activa transferida entre dos nodos
E y V: Voltajes en los dos extremos de la conexión
XL: Reactancia de la línea o acople
δp: diferencia de ángulos de los voltajes extremos
Cuando la diferencia angular entre el voltaje del inversor y el punto de conexión común (PCC) en la red eléctrica es diferente de cero, esto significa que el inversor no está en sincronía con la red eléctrica. Bajo esta situación tenemos:
Sí δp > 0, la función seno será positiva, esto significa que se transfiere potencia activa desde el inversor hacia la red eléctrica
Sí δp < 0, la función seno será negativa, esto significa que se transfiere potencia activa desde la red eléctrica hacia el inversor
Un inversor que no está en sincronía con la red eléctrica, puede generar o absorber potencia activa dependiendo de la dirección de la diferencia angular, este comportamiento es típico en situaciones en las que el inversor está operando de manera autónoma o en sistemas aislados donde no está en sincronía con una red eléctrica. A diferencia con el tipo de inversor visto en la Sección 2.1, este no tiene un medio de sincronización con la red eléctrica, es decir, no posee PLL. Sin embargo, tiene un control de voltaje el cual se encarga de recibir como señal de referencia el voltaje de la red eléctrica junto a un valor de voltaje configurado. Ver Fig. 4.
Este lazo de control de voltaje recibe señal de entrada el voltaje proveniente del punto de conexión de la red eléctrica, luego, el control de tensión permite regular la magnitud del voltaje y la frecuencia de salida, mientras que el lazo de control de corriente recibe como señal de entrada la corriente proveniente de la salida del inversor, este controlador regula la corriente inyectada por el inversor a través del modulador de ancho de pulso.
Además, existen diferentes formas de crear un GFM los cuales están basados en los siguientes modelos:
Modelos basados en las formas de operación del generador eléctrico
Modelos basados en la ecuación de oscilación
Definiendo una regla de control, es decir, cambios de la potencia basados en cambios de la frecuencia
Con estas diferentes formas de crear un GFM, se tiene los esquemas de control más comunes y propicios que son:
Control Droop
Máquina Virtual Síncrona
Control Droop
Este control es el más utilizado en este tipo de inversor y que usualmente es empleado en Microrredes aisladas. Este tipo de control habilita al inversor para ser controlado similar a un generador síncrono, que posee sus características Droop, y que actúe cuando exista un evento dinámico, por ejemplo, cuando existe la salida de un generador, la caída de frecuencia tendrá un aporte en la RPF por parte del BESS con su modo de operación GFM con control Droop.
Este esquema de control básicamente crea una relación entre la frecuencia y potencia, siguiendo una pendiente dada por la ecuación (2):
Donde:
En la Fig. 5 se muestra en bloques las ecuaciones que forman el control Droop Frecuencia-Potencia y Voltaje-Potencia reactiva.
Máquina síncrona virtual
Este control permite emular dentro de sus ecuaciones el comportamiento físico de las máquinas sincrónicas reales incluyendo las ventajas que tiene GFM acorde ENT#091;11ENT#093;, para lograr aquello, se reemplaza la inercia mecánica en la ecuación de oscilación basada en potencias.
En la Fig. 6 se muestra los bloques que realizan la emulación del comportamiento de una máquina síncrona. Para lograr esta emulación se tiene dos partes; una eléctrica y otra mecánica. La parte mecánica es definida por la ecuación de oscilación donde se incluye el momento de inercia y una proporcionalidad de la desviación de la velocidad. Y la parte eléctrica que está definida por los enlaces de flujo y corrientes. Básicamente se replica el comportamiento de la máquina síncrona, usando una forma de mímica de algunos de los procesos dinámicos de la máquina síncrona.
APLICACIÓN MODO CONTROL FORMADOR DE RED EN LA REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA
Esta sección detalla la participación del modo de control GFM en la actuación de la RPF.
La RPF es un aspecto fundamental en la operación de los SEP, asegurando que la generación y la demanda de energía estén en equilibrio, en otras palabras, cuando la demanda de energía supera o cae por debajo de la generación de energía, la frecuencia de la red se desvía del valor nominal. La RPF actúa para restaurar la frecuencia a su valor nominal, al ajustar la generación de energía inmediatamente después de una perturbación, caso contrario, es decir que no se logre restaurar a su valor nominal, sus consecuencias son daños o provocar mal funcionamiento en equipos eléctricos; o activar las desconexiones de carga por acción de los relés de baja frecuencia ENT#091;13ENT#093;.
Un sistema BESS que opera con el esquema de control GFM puede contribuir a la RPF al inyectar o absorber potencia activa hacia la MRE, cuando la frecuencia disminuye, y esto debido al aumento en la demanda eléctrica, el BESS puede inyectar potencia activa a la MRE para estabilizar la frecuencia. De manera similar, si la frecuencia aumenta debido a una disminución de carga, el BESS puede absorber energía, naturalmente estas acciones brindadas por parte del BESS a la RPF estará en función del estado de carga en el que se encuentre la batería de almacenamiento y la topología de la red eléctrica.
MODELACIÓN Y SIMULACIÓN DEL MODO OPERACIÓN FORMADOR DE RED
En esta sección se detalla las consideraciones e hipótesis previo a realizar el modelado de la MRE de Baltra-Santa Cruz de las Islas Galápagos, así como también el controlador GFM con su respectiva batería.
Sistema eléctrico Baltra- Santa CruzEl sistema eléctrico de Baltra-Santa Cruz pertenecientes a las Islas Galápagos, se encuentra conformado por las centrales de generación Santa Cruz (térmica), Puerto Ayora (Fotovoltaica) y Baltra (componente fotovoltaico y eólico), y su carga principalmente se encuentra ubicada en la Isla Santa Cruz. Para interconectar los sistemas de Baltra y Santa Cruz se usa una línea de subtransmisión a 34.5 kV. A continuación, se describen características de los generadores eléctricos:
| Generador | Cantidad | Capacidad ENT#091;MWENT#093; |
|---|---|---|
| Hyundai | 6 | 1.67 |
| Caterpillar 3512 | 2 | 0.65 |
| Caterpillar 3516 | 1 | 1.1 |
Tabla 2: Generadores Eólicos y Solares
| Generador | Cantidad | Capacidad ENT#091;MWENT#093; |
|---|---|---|
| Unison | 3 | 0.75 |
| PV Santa Cruz | 1 | 1.5 |
| PV Baltra | 1 | 0.067 |
El sistema de subtransmisión es de 34.5 kV, la distribución es a nivel de 13.8 kV con líneas aéreas y soterradas, así como sus características generales se indican a continuación:
Tabla 3: Características del sistema de distribución y subtransmisión
| Sistema | Voltaje | Longitud ENT#091;kmENT#093; | Tipo |
|---|---|---|---|
| Subtransmisión | 34.5 ENT#091;kVENT#093; | 49 | Aéreo, soterrado y submarino |
| Distribución MV | 13.8 ENT#091;kVENT#093; | 22 | Aéreo y soterrado |
| Distribución BV | 220/127 - 240/120 ENT#091;VENT#093; | 0.067 | Aéreo y soterrado |
Se ha considerado el modelado de los reguladores de velocidad y voltaje en los generadores térmicos, para conseguir un comportamiento en estado dinámico aceptable en el sistema eléctrico de potencia dentro de los límites de estabilidad de frecuencia y voltaje.
A continuación, en la Fig. 7 se muestra la ubicación de cada fuente de energía renovable y térmica existente, que sirven para suplir la carga de energía eléctrica en Galápagos.
Modelado del sistema de almacenamiento en baterías en Baltra y Puerto Ayora
En esta sección se detalla el modelamiento del BESS junto con sus características técnica y operativas.
La ubicación y conexión del sistema BESS es en la barra de Baltra a un nivel de voltaje de 34.5 kV, tal como se muestra en la Fig. 8. El BESS se modela como generador estático en el software PowerFactory, pues estos generadores estáticos son representados como fuentes de voltaje o corriente, bajo esta primicia, la representación es acorde a la sección 2.2 la fuente de voltaje.
La capacidad del BESS modelado se muestra en la Tabla 4:
Tabla 4: Características del BESS - Baltra
| Parámetros | Valor |
|---|---|
| Potencia Activa | 11.335 kW |
| Energía a entregarse | 34.005 kWh |
| Potencia Aparente | 15 MVA |
A continuación, en la Fig. 9 se muestra la estructura del controlador GFM, realizado en lenguaje DSL:
En la Fig. 9 se muestra de color azul la representación de los bloques de medición de corrientes, voltajes, potencia activa y reactiva, mientras que de color verde se muestra los bloques de control del inversor, impedancia virtual y cálculo de salida de voltaje los cuales se conectan al bloque que representa la batería color rojo. Esta estructura de control es usada de la librería de PowerFactory y acoplada a la MRE de Galápagos.
A continuación, en la Fig. 10 se muestra el sistema de control basado en la regulación de estatismo de potencia activa y reactiva acorde ENT#091;17ENT#093;
El dimensionamiento apropiado del sistema BESS para su integración en la RPF está vinculado a factores tales como el desequilibrio entre la generación y la demanda, la demanda energética en tiempo real y costos operativos de la red eléctrica
El otro sistema BESS ubicado en la barra Puerto Ayora a un voltaje de 0.69 kV, tal como se muestra en la Fig. 11. Este BESS en su modelo contiene un rectificador/inversor para transformar el voltaje continuo proveniente de la fuente de voltaje corriente continua en un voltaje alterno que conecta a la barra Puerto Ayora. Este modelo está en las librerías y plantillas del software PowerFactory, bajo esta primicia, la representación es acorde a la sección 2.2 la fuente de corriente, puesto que su modo de operación es GFL.
La capacidad del BESS modelado se muestra en la Tabla 5:
Tabla 5: Características del BESS - Puerto Ayora
| Parámetros | Valor |
|---|---|
| Potencia Activa | 5.933 kW |
| Energía a entregarse | 7.000 kWh |
| Potencia Aparente | 7.5 MVA |
A continuación en la Fig. 12 se muestra la estructura del controlador GFL, realizado en lenguaje DSL:
En la Fig. 12 se muestra de color azul la representación de los bloques de medición de voltajes, potencia activa y el medidor PLL, mientras que de color verde se muestra los bloques de control de carga, frecuencia, potencia, modelo de batería. Se conectan al bloque de color rojo que representa el rectificador/inversor de este modelo de control. Esta estructura de control es usada de la librería de PowerFactory y acoplada a la MRE de Galápagos.
RESPUESTAS DE LOS MODOS DE OPERACIÓN
En esta sección se muestran las respuestas de las señales eléctricas como frecuencia, potencia activa proveniente del BESS de Baltra y Puerto Ayora, para cada modo de operación.
Modo Seguidor de Red
En esta sección se detallan las respuestas obtenidas de la simulación ante el mismo evento dinámico realizado en la sección 5.1, sin embargo, se ha considerado para estos escenarios, la operación de generadores síncronos con la finalidad que el PLL perteneciente al controlador GFL, tenga las señales eléctricas de frecuencia y potencia a seguir. El análisis realizado está focalizado en la RPF. Los escenarios de análisis se describen a continuación en la Tabla 8:
Tabla 8 Escenarios de análisis
| Casos | Escenarios | Consideraciones |
|---|---|---|
| Caso 1 | 95% Renovable - 1 un. Generación Térmica Hyundai | Considerando el 95% de carga del BESS Puerto Ayora. |
| Caso 2 | 80% Renovable - 2 un. Generación Térmica | Considerando el 80% de carga del BESS Puerto Ayora. |
| Caso 3 | 50% Renovable - 1 un. Generación Térmica | Considerando el 50% de carga del BESS Puerto Ayora. |
| Caso 4 | 25% Renovable - 2 un. Generación Térmica | Considerando el 25% de carga del BESS Puerto Ayora. |
En el caso 1, tenemos la contribución del generador térmico Hyundai, a continuación, en la Fig. 13 se presenta la respuesta de frecuencia y el aporte de potencia activa proveniente de la batería que contribuye a la MRE al operar en modo GFL.
En la Fig. de color azul se representa la curva de la potencia activa que entrega el BESS instalado en Baltra a la MRE, el tiempo de respuesta del aporte con potencia activa es alrededor de 1.5 segundos y se establece con un valor de 4683.48 kW. En el análisis de este caso, se evidencia que la frecuencia experimenta una disminución hasta alcanzar un valor bajo, atribuido a la pérdida de generación fotovoltaica, concretamente 5960.82 kW. L a respuesta inercial asociada a esta situación es notablemente reducida, lo que ocasiona que la señal de frecuencia descienda hasta los 43.444 Hz. Este descenso se atribuye a la falta de respuesta inercial de la MRE. Esto se debe a la baja inercia de la unidad de generación térmica, estimada en 0.338 segundos, sin embargo, luego de haber pasado 1.3 segundos se recupera la frecuencia a un valor de 58.986 Hz y esto debido al aporte del control de regulador de velocidad que posee la unidad de generación térmica Hyundai Ver Fig. 18.
A continuación, para los diferentes casos de estudio, se presenta el aporte la RPF por parte de los sistemas BESS operando en conjunto con los generadores térmicos:
Para este caso 2, se tiene el aporte de la inercia de dos unidades de generación térmica Hyundai, es decir una inercia equivalente de 0.676 segundos, en la Fig. 19 de color morado se puede observar el comportamiento de la frecuencia, la cual cae a un valor de 51.776 Hz y se logra estabilizar en un tiempo de 1.5 segundos a un valor de 58.953 Hz.
La Fig. 20 muestra el comportamiento de las señales de velocidad de las unidades de generación térmica Hyundai ante este evento dinámico, logran estabilizarse a los 4.5 segundos.
La Fig. 21 evidencia la rápida respuesta de la potencia activa proveniente del BESS Puerto Ayora y Baltra, de color naranja la señal de potencia activa del BESS Puerto Ayora , con una inyección de 3306 kW a la MRE, mientras que de color morado la señal de potencia activa del BESS Baltra con una inyección de 1614 kW a la MRE.
Para este caso 4, en la Fig. 22 muestra el comportamiento de la señal de frecuencia, la respuesta inercial en la MRE provoca una disminución de la frecuencia, alcanzando un valor de 50.756 Hz. Cabe destacar que este fenómeno se ve acentuado por la falta de inercia en la MRE.
En la Fig. 23 se puede observar el comportamiento de la señal de potencia activa proveniente del BESS ubicado en Puerto Ayora y Baltra. No obstante, resulta evidente que la aportación de potencia activa del BESS en Puerto Ayora es notablemente reducida, atribuible a su estado de carga del 25%.
Modo Formador de Red
En esta sección se detallan las respuestas obtenidas de la simulación ante un evento dinámico, se ha considerado como evento de frecuencia la salida de operación del sistema fotovoltaico como unidad de generación en la Isla Baltra con despacho de 5960.82 kW. Cabe mencionar que el análisis realizado está focalizado en la RPF. Los escenarios de análisis se describen a continuación en la Tabla 6:
Tabla 6: Escenarios de análisis
| Casos | Escenarios | Consideraciones |
|---|---|---|
| Caso 1 | 100% Renovable - Sin Generación Térmica | Considerando el 100% de carga del BESS Puerto Ayora y Baltra. |
| Caso 2 | 80% Renovable - Generación Térmica | Considerando el 80% de carga del BESS Puerto Ayora y Baltra. |
| Caso 3 | 50% Renovable - Generación Térmica | Considerando el 50% de carga del BESS Puerto Ayora y Baltra. |
| Caso 4 | 25% Renovable - Generación Térmica | Considerando el 25% de carga del BESS Puerto Ayora y Baltra. |
En el caso 1, se ha considerado el aporte de generación renovable al 100%, es decir, no hay contribución de los generadores térmicos, a continuación, en la Fig. 13 se presenta la respuesta de frecuencia y el aporte de potencia activa proveniente de la batería que contribuye a la MRE al operar en modo GFM.
En la Fig. 13 de color rojo se puede observar el comportamiento de la frecuencia, esta cae a un valor de 59.775 Hz y se logra estabilizar en un tiempo de aproximadamente 1.5 segundos a un valor de 59.825 Hz, de color morado se representa la curva de la potencia activa que entrega el BESS instalado en Baltra, con un valor de 4422.78 kW, en este caso no hay aporte por parte de la generación térmica a la RPF.
A continuación, para los diferentes casos de estudio, se presenta el aporte la RPF por parte de los sistemas BESS operando en conjunto con los generadores térmicos:
En la Fig. 14 se muestra el comportamiento de la señal de frecuencia ante los diferentes casos mencionados en la Tabla 6. Se puede observar que entre mayor sea el valor en porcentaje del estado de carga del BESS de Puerto Ayora, el modo GFM logra estabilizar la señal de frecuencia de forma rápida a valores que están dentro del rango de 5% de desviación de frecuencia.
En la Fig. 15 y Fig. 16 se muestra el comportamiento de la potencia activa ante los diferentes casos mencionados en la Tabla 6. proveniente de los sistemas BESS de Baltra y Puerto Ayora, estos contribuyen al sistema eléctrico de potencia al inyectar dentro de muy pocos segundos (alrededor de 500 milisegundos) un nivel de potencia activa tal como se muestra en las figuras mencionadas que permite contribuir a la RPF. Podemos notar que las señales de potencia activa se estabilizan de tal manera que se contribuye a la pérdida de despacho por parte de la generación fotovoltaica, es decir, 5960.82 kW.
A continuación, en la Tabla 7 se muestra el valor mínimo de frecuencia (Nadir) y el aporte de la potencia activa por parte de los sistemas BESS de Baltra y Puerto Ayora.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Este trabajo propone la implementación del modo de operación GFM de un BESS ubicado en la Isla Baltra, sin embargo, para ello se procede mediante simulación hacer la implementación de las dos tecnologías de control mencionadas en las primeras secciones, es decir, GFL y GFM, con el objetivo de realizar una comparación técnica en cuanto a su aplicación en MRE y el aporte a la RPF. Tal como se observa en los resultados de la sección cinco, ante un evento de pérdida de generación el modo de control GFM caso 1, posee la capacidad de recuperar la frecuencia de la MRE e inyectar potencia activa desde su punto de conexión a diferencia del caso 2 usando control GFL el cual requiere tener operando en la MRE una unidad de generación térmica, y esto debido a tener una referencia a seguir mediante su bloque de control PLL, con estos resultados obtenidos queda comprobado que el control GFM no necesita la operación de unidades de generación térmica para tener un aporte de respuesta inercial durante la RPF, la diferencia del modo de control GFL radica en que esta requiere de seguir las señales de frecuencia y ángulo de voltaje de una unidad de generación convencional en operación lo cual lo logra mediante su bloque de control PLL.
El aporte de este trabajo al incorporar ambas tecnologías, es demostrar la capacidad de respuesta que tiene el control GFM sobre el GFL en la MRE al realizar RPF, y mitigar mediante el uso de convertidores de electrónica de potencia el aporte a la RPF por parte de las unidades de generación térmica la cual emplea combustibles fósiles, y que provocan naturalmente contaminación al medio ambiente. Además, por medio de la simulación realizada en el software PowerFactory este esquema establece la magnitud de voltaje y fase ángulo, ante la operación en escenarios donde se encuentre una alta penetración de fuentes de energías renovables no convencionales las cuales tienen convertidores.
En la actualidad, es muy común por parte de la generación de energías renovables no convencionales operar en modo GFL, el cual es muy aceptado dentro de las MRE, sin embargo, una desventaja es que requiere de una máquina síncrona a la cual seguir, es decir, mediante su seguidor de fase PLL seguirá las señales de voltaje y frecuencia tal como se lo detalla en la sección 2.1. A diferencia del modo GFM el cual no requiere de un PLL. A través, de las simulaciones y escenarios establecidos en el software PowerFactory, se destaca el aporte que tiene el modo de operación GFM al lograr estabilizar la señal de frecuencia de la MRE de forma rápida. El aporte del esquema GFM para la RPF es de manera independiente, tal como se detalló en la sección 2.2
Se recomienda realizar un estudio energético de tal forma que se pueda obtener bases de datos meteorológicas con las contribuciones de energía eólica y solar en las islas Baltra, Santa Cruz y Puerto Ayora, de tal manera que se puedan establecer escenarios de generación renovable eólica, solar, sistema de almacenamiento y generación térmica, de tal forma, que se pueda a través de la simulación tener un escenario y condición más cercano a la realidad, además, aquello permitirá emular condiciones operativas futuras mediante predicciones.
