Innovadora Metodología Australiana Optimiza el Tamaño de Sistemas de Almacenamiento de Energía para Emergencias de Subfrecuencia

Un grupo de investigadores de la Universidad Edith Cowan en Australia ha desarrollado una nueva metodología para determinar el tamaño óptimo de los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) conectados a inversores, destinados a responder a emergencias de subfrecuencia. Esta innovación busca mantener la frecuencia dentro del rango operativo estándar con la mínima capacidad de ESS posible, lo que resulta beneficioso tanto para la planificación del sistema eléctrico como para la operación de una flota de unidades ESS parcialmente descargadas.

En su estudio, publicado en el Journal of Energy Storage, los científicos explican que la capacidad activa de potencia del ESS puede utilizarse para minimizar los esquemas de desconexión de carga por subfrecuencia (UFLS), que se activan durante eventos de baja frecuencia para evitar caídas adicionales. Dado que estos eventos son poco frecuentes, algunos operadores de sistemas de transmisión no requieren mantener un margen de maniobra para grandes perturbaciones, lo que hace que el uso de ESS para respuestas de emergencia sea una opción rentable.

El equipo de investigación destaca la novedad de su trabajo en la determinación de la potencia mínima necesaria de las baterías tanto para generadores síncronos virtuales (VSG) como para inversores formadores de red basados en control de caída (GFM). La metodología propuesta se basa en un algoritmo de escalada de colinas, una técnica clásica de optimización en inteligencia artificial que busca la mejor solución a un problema aumentando el valor de elevación hasta encontrar el punto más alto.

El estudio de caso, implementado mediante el software DIgSilent PowerFactory, mostró que para los inversores GFM, una disminución en el coeficiente de caída de potencia activa incrementa la salida de potencia activa, aunque este aumento está limitado por las restricciones actuales de los inversores. Por lo tanto, se sugiere mantener el coeficiente de caída de potencia activa en un valor que evite la inestabilidad y maximice la salida de potencia activa.

En cuanto a los VSG, los investigadores recomiendan mantener la constante de aceleración, que equilibra la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF) y las oscilaciones de potencia. La constante de tiempo de aceleración del controlador VSG es proporcional a la inercia, y aumentarla mejora esta última.

Para el caso estudiado, la potencia mínima de almacenamiento de energía para el control de generador síncrono virtual es de 85 MVA, mientras que para el control de caída es de 89 MVA. Estos resultados son valiosos para los planificadores de sistemas eléctricos, ya que permiten aprovechar mejor las capacidades de los sistemas de almacenamiento de energía.

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Fuente: https://www.pv-magazine.com/2024/08/02/new-battery-sizing-approach-for-virtual-synchronous-generators-control-based-grid-forming-inverters/