¿Qué es la tecnología de Voltage Ride-Through (VRT) en PCS?

Introducción a la tecnología de Voltage Ride-Through (VRT) en PCS

• Autor: División de Negocios Internacionales · Centro Tecnológico
• Productos aplicables: Inversores de almacenamiento (PCS) de la serie ENJOY EPCS125-AM / EPCS105-AM

I. Descripción general

El Voltage Ride-Through (VRT) es un requisito obligatorio de cumplimiento normativo para los equipos electrónicos de potencia conectados a la red (PCS, inversores fotovoltaicos, convertidores eólicos, etc.). Exige que, cuando la tensión de la red se desvíe transitoriamente debido a una falla u otras causas, el equipo permanezca conectado, brinde soporte activo a la red y se recupere según el despacho de la red, en lugar de simplemente "saltar al detectar baja tensión".

A medida que aumenta la proporción de capacidad instalada de energías renovables (en la UE, la generación combinada eólica y fotovoltaica superó el 40 % en 2025), la estrategia tradicional de "el inversor se desconecta ante cualquier falla" provoca desconexiones en cascada: el gran apagón de Australia del "28-9" de 2016, el gran apagón del Reino Unido del "9-8" de 2019 y el apagón de Texas (EE. UU.) de 2021 están directamente relacionados con la desconexión colectiva de los equipos de generación renovable durante las fallas.

Propósito de este artículo:

1. Explicar de forma sistemática los conceptos, parámetros y estándares del VRT en PCS
2. Comparar las diferencias entre los principales estándares globales de conexión a red
3. Presentar la capacidad real medida de la serie ENJOY EPCS125-AM en las certificaciones ya obtenidas
4. Proporcionar plantillas de respuesta y errores frecuentes en la ejecución de proyectos

II. ¿Qué es el Voltage Ride-Through?

2.1 Definición básica

Voltage Ride-Through = capacidad del PCS de permanecer conectado a la red durante un tiempo determinado cuando la tensión de la red se desvía transitoriamente del rango normal, y de entregar/absorber reactiva según lo requiera la red o mantener la potencia activa.

Su nombre en inglés, "Ride-Through", se traduce literalmente como "montar a través", expresando de forma vívida la idea de "aguantar este momento sin fallar".

2.2 Tres categorías principales

Este es un cambio fundamental entre "autoprotección" y "responsabilidad con la red". Durante una falla, la red necesita que el PCS:

1. No se desconecte (evitar desconexiones en cascada)
2. Genere reactiva (soportar la tensión)
3. Limite la activa (evitar agravar la falla)
4. Se recupere rápidamente tras despejarse la falla

III. Por qué el PCS debe disponer de capacidad de Voltage Ride-Through

3.1 Requisito de estabilidad de la red

Tras la integración a gran escala de energías renovables, disminuye la proporción de generadores síncronos tradicionales (térmicos/hidráulicos). Los generadores síncronos poseen de forma natural capacidad de fault ride-through, respuesta inercial y soporte de reactiva, mientras que los equipos electrónicos de potencia deben simular activamente dichas capacidades.

3.2 Requisito de cumplimiento normativo

Las principales normativas de red del mundo exigen hoy capacidad de VRT a los equipos conectados:

• China GB/T 34133-2017 Especificaciones técnicas para la conexión de sistemas de almacenamiento a la red eléctrica
• UE EN 50549-1/-2/-10 (2019~2022)
• Reino Unido G99 Issue 2 (incl. Amd 7, 2024)
• Norteamérica IEEE 1547-2018
• Alemania VDE-AR-N 4105/4110/4120
• Italia CEI 0-21 / CEI 0-16
• Australia AS/NZS 4777.2:2020

Sin certificado de VRT = no se puede conectar a la red.

3.3 Nuevas necesidades del almacenamiento Grid-Forming (GFM/VSG)

A medida que disminuye la proporción de máquinas síncronas, las nuevas normativas de conexión (como la británica GC0137, la australiana CSIP-AUS y el sudafricano Grid Code 9.0) comienzan a exigir:

• Modo Grid-Forming (GFM): el almacenamiento establece activamente las referencias de tensión/frecuencia de la red
• Virtual Synchronous Generator (VSG): simula la inercia, amortiguamiento y regulación primaria de frecuencia de un generador síncrono
• Black Start (arranque en negro): el almacenamiento arranca cargas de forma autónoma tras un apagón total de la red

Todas estas capacidades se basan en el voltage ride-through: un equipo que no supere el VRT no puede participar en la operación grid-forming.

IV. Parámetros clave del VRT en detalle

4.1 Perfil tensión-tiempo (Voltage-Time Profile)

Este es el primer indicador duro del VRT: define "el PCS debe permanecer conectado cuando la tensión de la red se encuentre dentro de determinada región".

Curva típica GB/T 34133-2017 (referencia)

Por debajo de la curva = zona de desconexión permitida; por encima de la curva = debe permanecer conectado.

Curva EN 50549-10:2022 (específica para almacenamiento)

• 0,05 pu durante ≥ 150 ms
• 0,20 pu durante ≥ 625 ms
• 0,85 pu durante ≥ 3,0 s

IEEE 1547-2018 Category III (la más estricta)

• 0,0 pu durante ≥ 160 ms
• 0,30 pu durante ≥ 1,6 s
• 0,65 pu durante ≥ 3,0 s
• 0,88 pu durante ≥ 5,0 s

4.2 Coeficiente k de respuesta de corriente reactiva (Reactive Current Coefficient)

Fórmula:

$$\Delta I_q \geq k \cdot (U_0 - U_{measured})$$

Donde:

• $U_0$: referencia de tensión normal (normalmente 0,9 pu)
• $U_{measured}$: tensión instantánea medida
• k: coeficiente de respuesta, en pu/pu

Cuanto mayor sea k → más fuerte el soporte de tensión → más valorado por la red

Tiempo de respuesta: ≤ 20 ms (1 ciclo de frecuencia industrial) tras la falla para entregar corriente reactiva.

4.3 Prioridad operativa durante la falla

Prioridad (de mayor a menor):

$$\text{Corriente reactiva (Q)} > \text{Corriente activa (P)}$$

Es decir, durante un hueco de tensión, primero se entrega reactiva para estabilizar la tensión y luego se considera la activa.

Estrategia concreta:

• Durante LVRT: la activa puede reducirse a 0 (GB/T, IEEE); EN 50549-10 permite al almacenamiento seguir cargando a baja potencia (≤ 0,1 pu), ventaja exclusiva del BESS frente al FV
• Durante HVRT: la activa se reduce a 0, se puede absorber reactiva para bajar la tensión

4.4 Recuperación tras despejarse la falla

• Tras despejarse la falla ≤ 500 ms: la potencia activa se recupera a ≥ 90 %
• Pendiente de subida de corriente: ≤ 0,2 pu por ciclo
• Respuesta de frecuencia: la perturbación durante la recuperación debe ser ≤ 0,5 Hz

V. Comparativa de los principales estándares globales de conexión a red

5.1 Tabla rápida de estándares

5.2 Diferencias clave

1. Curva más estricta: IEEE 1547-2018 Cat III (exige穿越 de 0 pu durante 160 ms)
2. Respuesta más rápida: EN 50549-10, G99 (exigen inicio de inyección de reactiva en 10~20 ms)
3. Cláusulas específicas para almacenamiento: EN 50549-10 (carga inversa durante fallas)
4. Requisitos de simulación más complejos: VDE-AR-N 4110/4120 (requieren modelo en DIgSILENT PowerFactory)

VI. Capacidad real medida de VRT de la serie ENJOY EPCS125-AM

6.1 Introducción del producto

La serie ENJOY EPCS125-AM es un PCS bidireccional de almacenamiento desarrollado para los mercados europeo, australiano y asiático, e incluye 3 modelos:

Parámetros técnicos principales:

• Tensión nominal: 230/400 Vac (trifásico, cuatro hilos)
• Frecuencia nominal: 50 Hz / 60 Hz autoadaptativa
• Topología: IGBT de dos niveles + filtro LCL
• Versión de software: V200B000D000 (a fecha de 2025)
• Plataforma de control: arquitectura dual-core DSP + FPGA
• Interfaces de comunicación: RS485 / CAN / Ethernet (Modbus RTU/TCP, CAN 2.0B)

6.2 Certificaciones de VRT obtenidas (aquí solo se muestran parte de los certificados; para detalles, acceder al Centro de Certificados)

| # | País/Región | N.º de certificado | Estándar | LVRT | HVRT | ZVRT | |---|---|---|:-:|:-:|:-:| | 1 | UE general | COCPVP0201925E-001 | EN 50549-1+10 | ✅ | ✅ | ✅ | | 2 | UE (MV) | COCPVP0201925E-002 | EN 50549-2+10 | ✅ | ✅ | ✅ | | 3 | Alemania | 250194RECO01-CER | VDE-AR-N 4110/4120 | ✅ | ✅ | ✅ | | 4 | Reino Unido | COCPVP1007024E-001 | G99 Type D | ✅ | ✅ | ✅ | | 5 | Reino Unido | 2588AP060242001 | G100 | ✅ | ✅ | — | | 6 | España | 240375RECO01-CER | UNE 217001 | ✅ | ✅ | ✅ | | 7 | España | 240375RECO02-A/B | UNE 217002 | ✅ | ✅ | ✅ | | 8 | Italia | COCPVP0308024E-001 | CEI 0-21 | ✅ | ✅ | ✅ | | 9 | Italia | COCPVP0308024E-002 | CEI 0-16 | ✅ | ✅ | ✅ | | 10 | Francia | COCPVP0309625E-001/002 | Type A / Type B | ✅ | ✅ | ✅ | | 11 | Polonia | COCPVP0500525E-002 | Type D / NC RfG | ✅ | ✅ | ✅ | | 12 | Países Bajos | COCPVP0500525E-003 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 13 | Suecia | COCPVP0500525E-004 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 14 | Finlandia | COCPVP0500525E-005 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 15 | República Checa | COCPVP0510025E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 16 | Dinamarca | COCPVP0600525E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 17 | Rumanía | COCPVP0600525E-002 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 18 | Bélgica | COCPVP0600525E-003 | Synergrid C10/11 | ✅ | ✅ | ✅ | | 19 | Hungría | COCPVP0703625E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 20 | Suiza | COCPVP0703625E-002 | ESTI | ✅ | ✅ | ✅ | | 21 | Austria | COCPVP0206725E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 22 | Grecia | AOCPVP0909825E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 23 | Sudáfrica | COCPVP0500525E-001 | NRS 097-2-1 | ✅ | ✅ | ✅ | | 24 | Arabia Saudí | DSS_PCS-25-1206 | SASO / IEC 62116 | ✅ | ✅ | — | | 25 | Australia | Certificado Australia 100~125 kW | AS/NZS 4777.2 | ✅ | ✅ | ✅ | | 26 | AU-NZ | COCPVP1104724E-002 | AS/NZS 4777.2 + IEC 61727/62116 | ✅ | ✅ | ✅ |

Cobertura total: 22 países + 2 tipos (UE general MV/LV) = 24 áreas de conexión a red.

6.3 Capacidades reales medidas (basadas en datos de ensayos de certificación)

6.3.1 LVRT medida (ejemplo EN 50549-10:2022)

Condiciones de prueba: 100 % potencia nominal (125 kW), 50 Hz, hueco trifásico simétrico, tiempo de respuesta de corriente reactiva dinámica ≤ 20 ms.

6.3.2 HVRT medida

6.3.3 Falla asimétrica medida

6.4 Doble verificación con modelo de simulación y medidas reales

ENJOY proporciona un modelo de simulación en DIgSILENT PowerFactory para grandes proyectos de conexión a red:

• Archivo de modelo: EPCS125.pfd
• Hash MD5: 9051EAAF58492DDA68DA1AF3F8353D0C
• Plataforma de simulación: DIgSILENT PowerFactory 2024
• Estándares asociados: VDE-AR-N 4110/4120 + FGW TR3 Rev. 26 / TR4 Rev. 10

Aplicaciones:

• Estudio de impacto de red (Grid Impact Study, GIS) en fase de licitación
• Análisis de estabilidad transitoria del sistema (Transient Stability)
• Verificación mediante simulación de la capacidad de fault ride-through
• Análisis de interacción armónica entre múltiples unidades en paralelo

6.5 Informes de pruebas de terceros y entidades certificadoras

Todas las pruebas son emitidas por entidades internacionales de reconocido prestigio como SGS, TÜV, Intertek, DNV y CESI, y los procedimientos cumplen con:

• ISO/IEC 17065 (sistema de certificación de producto)
• IEC 61400-21-1 (métodos de medición de calidad de potencia)
• FGW TR3 Rev. 26 (directrices técnicas alemanas para plantas de generación)

Cada certificado tiene una validez de 5 años; el certificado VDE más reciente es válido hasta el 2030-06-19.

VII. Ventajas del PCS para BESS frente al inversor FV

El PCS de almacenamiento y el inversor fotovoltaico comparten similitudes en topología y control, pero el flujo bidireccional + despacho flexible del almacenamiento le otorga capacidades únicas de VRT:

Conclusión: en el nuevo sistema eléctrico, el PCS de BESS ya no es solo un "equipo conectado a la red", sino un "activo de soporte activo a la red".

VIII. Puntos clave de ejecución del proyecto y errores frecuentes

8.1 Confirmación de la versión del estándar

Trampa 1: la especificación técnica del cliente cita una versión antigua del estándar.

• Fenómeno habitual: el pliego cita "G99 Issue 1" o "EN 50549-1:2019", pero el DSO ya ha actualizado a G99 Issue 2 Amd 7 / EN 50549-1+A1.
• Respuesta: en la fase de licitación verificar la normativa vigente del DSO y citar explícitamente el número de versión del estándar en el PQD.

8.2 Capacidad para fallas asimétricas

Trampa 2: el pliego solo indica "LVRT" sin precisar si se exige asimétrica.

• La mayoría de los DSO exigen por defecto el conjunto trifásico simétrico + asimétrico (monofásico y bifásico).
• Respuesta: responder explícitamente "Soporta 4 modos de falla: trifásico simétrico, fases AB, fases BC, fase AN".

8.3 Valor k y limitación de corriente

Trampa 3: el cliente exige k≥3,0, pero la capacidad de sobrecorriente del hardware del PCS es ≤1,5 pu.

• La respuesta real será inferior al valor teórico de k debido a la limitación de corriente.
• Respuesta: el informe de pruebas debe indicar claramente "k=3,0 antes de la limitación de corriente; k máximo medido tras la limitación = 1,4 pu".

8.4 Configuración del DC Chopper

Trampa 4: el aumento de tensión del bus DC durante LVRT en BESS de gran potencia daña los IGBT.

• Respuesta: los BESS de más de 100 kW deben equipar un DC chopper IGBT activo (no una resistencia pasiva).
• La serie ENJOY EPCS125-AM incorpora DC chopper, sin necesidad de añadir nada externo.

8.5 Registro de fallas e informes de terceros

Trampa 5: la respuesta a la licitación solo indica "ha superado la certificación" en cuatro palabras, sin datos concretos de forma de onda.

• El DSO suele exigir formas de onda medidas (registro de 5 s: 0,2 s pre-falla, durante la falla, 1 s post-falla).
• Respuesta: entregar formas de onda y datos brutos certificados por entidades de terceros (SGS/TÜV).

8.6 Requisitos de modelo de simulación

Trampa 6: en fase de licitación el cliente solicita simulación en PSCAD/EMTDC.

• El modelo DIgSILENT PowerFactory solo es válido para simulación RMS, por lo que no es suficientemente preciso para análisis de transitorios electromagnéticos como sobretensión transitoria (TOV) o冲击 de conmutación.
• Respuesta: preguntar si el cliente acepta el modelo DIgSILENT o preparar adicionalmente un modelo simplificado en PSCAD.

8.7 Paralelismo de múltiples unidades

Trampa 7: con varios PCS en paralelo, la resonancia del PLL provoca disparos espurios.

• Respuesta: preguntar si se cuenta con experiencia en pruebas multiunidad en campo, o solicitar al DSO los datos de impedancia de la red (potencia de cortocircuito).

IX. Preguntas frecuentes (FAQ)

Q1: ¿Cuál es la diferencia entre LVRT y el sag de tensión (Voltage Sag)?

R: El sag de tensión es un fenómeno (caída de tensión de corta duración), mientras que el LVRT es una capacidad de respuesta (habilidad del equipo para permanecer conectado durante el sag). El sag puede deberse a cortocircuitos, arranque de grandes motores o cierre del transformador.

Q2: ¿Cuál es la diferencia esencial entre EN 50549-10 y EN 50549-1?

R: - EN 50549-1: requisitos generales de conexión a red (aplicables a todos los equipos de generación/almacenamiento) - EN 50549-10: anexo específico para almacenamiento, que incluye cláusulas únicas como carga inversa durante LVRT, modo VSG e inercia virtual

Q3: ¿Dispone ENJOY EPCS125-AM del certificado VDE-AR-N 4105?

R: ENJOY EPCS125-AM ha obtenido las certificaciones VDE-AR-N 4110:2023-09 (media tensión, >52 kW) y VDE-AR-N 4120:2018+A1:2024 (alta tensión). La 4105 está orientada principalmente a equipos de baja tensión de pequeño tamaño (≤135 kW trifásico), aplicable, pero debe confirmarse el rango de modelos.

Q4: ¿El modo grid-forming (VSG/GFM) requiere una certificación independiente?

R: Depende de los requisitos del proyecto. ENJOY EPCS125-AM-F ya dispone de funcionalidad VSG (consúltese el Informe de pruebas de conmutación on-grid/off-grid del PCS grid-forming con contactor), pero algunos DSO exigen un procedimiento de certificación GFM independiente (p. ej., la británica GC0137 y la australiana CSIP-AUS). Se recomienda confirmarlo con el cliente en la fase de licitación.

Q5: ¿Se puede proporcionar un informe personalizado de VRT para un DSO concreto (p. ej., ČEPS, PSE, Transelectrica)?

R: Sí. ENJOY ya ha superado las certificaciones de los 18 países mencionados; cada certificado incluye en su anexo las formas de onda medidas y curvas exigidas por el DSO correspondiente. Si se requiere una respuesta específica, podemos emitir una tabla de respuesta a medida en 5 días laborables.

X. Glosario

XI. Referencias y lista de certificaciones

11.1 Estándares principales

1. GB/T 34120-2017 Especificaciones técnicas generales para inversores de almacenamiento
2. GB/T 34133-2017 Especificaciones técnicas para la conexión de sistemas de almacenamiento a la red eléctrica
3. EN 50549-1:2019+A1:2023 Requirements for generating plants to be connected in parallel with distribution networks
4. EN 50549-2:2019+A1:2023 Connection to MV distribution networks
5. EN 50549-10:2022 Additional requirements for storage plants
6. VDE-AR-N 4105:2018 Generators connected to LV distribution network
7. VDE-AR-N 4110:2023-09 Generators connected to MV distribution network
8. VDE-AR-N 4120:2018+A1:2024 Generators connected to HV distribution network
9. G99 Issue 2 Amendment 7 (2024) — Reino Unido
10. IEEE 1547-2018 — Standard for Interconnection and Interoperability of DER
11. AS/NZS 4777.2:2020 — Grid connection of energy systems via inverters
12. CEI 0-21:2022 + CEI 0-16:2022 — Italia
13. FGW TR3 Rev. 26 — Technical guidelines for generating plants (Alemania)
14. FGW TR4 Rev. 10 — Simulation model (Alemania)