¿Cuáles son los principios de VSG?

Principios técnicos de VSG

Prefacio

Este documento técnico (white paper) ofrece una descripción sistemática de la tecnología de formación de red (grid-forming) para almacenamiento de energía VSG, incluyendo la introducción de las funciones del sistema, los puntos críticos de los escenarios de aplicación actuales, la recomendación de la cartera de productos y la descripción de las soluciones ventajosas.

1. Introducción al principio y funciones de VSG

El Generador Síncrono Virtual (Virtual Synchronous Generator, VSG) es una estrategia avanzada de control basada en electrónica de potencia. Al simular las características electromecánicas y el comportamiento dinámico de un generador síncrono tradicional, permite que los inversores o los sistemas de almacenamiento de energía dispongan de la capacidad de soporte de inercia, regulación de frecuencia y soporte de estabilidad de tensión propios de los generadores convencionales.

Los generadores síncronos tradicionales dependen de una máquina primaria (turbina hidráulica, turbina de vapor, etc.) que arrastra el rotor para generar electricidad, y poseen de forma natural características de inercia y amortiguamiento, pudiendo interactuar con la red mediante la regulación defrecuencia y tensión. VSG, en cambio, mediante algoritmos de control, hace que los equipos de generación renovable o los equipos de almacenamiento de energía —que originalmente carecen de estas características— "emulen" el funcionamiento de un generador síncrono tradicional. El objetivo principal es reforzar la coordinación entre las energías renovables y la red eléctrica, mejorando la estabilidad y compatibilidad del sistema eléctrico.

Al adaptarse a diferentes escenarios de aplicación, VSG cuenta con cuatro ramas funcionales principales:

• Soporte de formación de red en conexión a red — El almacenamiento de energía, conectado a la red, puede proporcionar soporte oportuno de potencia activa y reactiva en función de las variaciones de frecuencia y tensión sin necesidad de EMS, aportando inercia y amortiguamiento al sistema y optimizando los armónicos del sistema.
• Conmutación sin interrupciones con la red — El sistema de almacenamiento de energía forma red de forma continua, empleando un dispositivo de interrupción rápida junto con funciones de detección de isla activa y pasiva para identificar cortes de suministro y aislar rápidamente el circuito en falta, logrando una conmutación sin interrupciones y sin parada.
• Cooperación híbrida diésel-almacenamiento — Mediante la coordinación de VSG con grupos electrógenos diésel, se consigue una aplicación de salida híbrida con aumento de capacidad, sin necesidad de STS, reduciendo los costes de hardware.
• Formación de red en isla con paralelismo — Permite sistemas de formación de red en isla sin comunicación o con comunicación CAN débil, coordinando todo el sistema mediante EMS.

Sitio revolucionario de paralelismo de 12 unidades sin comunicación en isla

2. Soporte de formación de red en conexión a red

2.1 Contexto de aplicación

Las redes de Finlandia y Brasil ya exigen de forma obligatoria que el almacenamiento de energía conectado a la red disponga de función de formación de red. Europa, a través de Turquía, requiere un tiempo de respuesta de regulación de frecuencia de 100 ms, y Alemania está actualmente elaborando estándares de retribución por servicios de formación de red.

Un PCS con función de formación de red presenta, en el lado de la fuente y de la red, características de fuente de alimentación más estables y flexibles. Emplea tres mecanismos principales —amortiguamiento virtual, respuesta de inercia y reformulación de la impedancia virtual— para reducir el riesgo de resonancia del sistema, ayudando a que la tensión y la frecuencia del nuevo sistema eléctrico sean más estables y a construir un modelo de retribución para el nuevo sistema eléctrico.

2.2 Lista de productos compatibles

2.3 Solución de aplicación

Solución de acoplamiento AC fotovoltaico-almacenamiento de 800 V con múltiples ramales y formación de red

Conformidad normativa
El módulo PCS de 215 kW ya cuenta con las certificaciones de conexión a red CE + EN50549 europea para 400 V / 690 V / 800 V.

Solución string de múltiples ramales
Proporciona función de equilibrado de SOC a nivel de cluster. La solución string de múltiples ramales con formación de red garantiza que el fallo de cualquier ramal de almacenamiento no afecte al funcionamiento del sistema, asegurando una alta disponibilidad y estabilidad del sistema.

Solución de acoplamiento AC fotovoltaico-almacenamiento de 800 V con formación de red
Admite salida AC de 800 V, lo que permite el acoplamiento AC directo con los inversores fotovoltaicos convencionales. Sumado al algoritmo de formación de red VSG, que reduce el riesgo de resonancia del sistema mediante tres mecanismos principales —amortiguamiento virtual, respuesta de inercia y reformulación de la impedancia virtual—, el sistema fotovoltaico-almacenamiento puede conectarse a la red con un único transformador.

Función de formación de red VSG en conexión a red
El sistema de almacenamiento de energía, mediante la función de formación de red en conexión a red, soporta:

• Regulación primaria de frecuencia y tensión pasiva a nivel de microsegundos
• Supresión de armónicos
• Regulación secundaria de frecuencia y tensión activa
• Función de soporte de inercia flexible

Ante una falta en el lado de red, proporciona un soporte de formación de red de hasta 1,5 veces la potencia nominal durante 200 ms, contribuyendo a la operación estable de la red y creando un nuevo modelo de retribución pasiva para los sistemas de almacenamiento conectados a la red.

3. Conmutación sin interrupciones con la red

3.1 Formatos de producto

3.2 Descripción de las soluciones de conmutación con formación de red

3.2.1 Solución 1: Configuración con módulo STS (250 kW - 500 kW - 1 MW)

VSG coordinado con el módulo STS (tiempo de conmutación de 20 ms — VSG conectado a red cambiando a VSG en isla)

Todo el proceso es impulsado por el módulo STS y el módulo PCS para realizar la conmutación entre conectado a red y en isla. El módulo STS y el PCS requieren comunicación CAN previamente. En comparación con el modo tradicional de conmutación PQ/VF, la coordinación de VSG con el módulo STS utiliza comunicación débil, lo que proporciona una mejor estabilidad de comunicación, mayor distancia de comunicación y mayor inmunidad a interferencias.

En cuanto a la capacidad de carga durante la conmutación, al no implicar conmutación propiamente dicha, es superior al modo tradicional, con un incremento superior al 30%.

3.2.2 Solución 2: Configuración con interruptor eléctrico + dispositivo de sincronización (100 ms)

Modo de aplicación: Orientado a módulos sin terminal VG o situaciones donde el interruptor del punto de conexión a red está lejos (es suficiente con que se comunique cualquier equipo maestro) Paso de conectado a red a isla

Conmutación de conectado a isla: el PCS opera en modo VSG conectado a red, realizando simultáneamente la detección de isla activa/pasiva - Isla activa: ante corte de la red, el PCS envía la orden de apertura al interruptor externo y conmuta al modo VSG en isla - Isla pasiva: ante corte de la red, el PCS detecta el estado de apertura/cierre del interruptor externo mediante el contacto seco DI y conmuta a VSG en isla

Paso de isla a conectado a red

En este momento, el EMS ajusta la referencia de tensión y frecuencia del PCS en isla para alinearla con la red. El dispositivo de sincronización detecta la sincronización y envía la señal de contacto seco para el control de cierre. El PCS lee el estado de apertura/cierre del interruptor eléctrico y conmuta de VSG en isla a VSG conectado a red.

3.2.3 Solución 3: Esquema de sincronización y cierre con muestreo VG

• Configuración de conmutación con interruptor eléctrico + muestreo VG (100 ms) (es suficiente con que se comunique cualquier equipo maestro)
• Configuración de conmutación con contactor + muestreo VG (20 ms) (es suficiente con que se comunique cualquier equipo maestro)

El PCS opera en modo VSG. Mediante un grupo de contactos secos DO controla la apertura/cierre del interruptor de conmutación externo; mediante un grupo de contactos secos DI detecta el estado de apertura/cierre del interruptor externo; y mediante un muestreo de tensión monitoriza la fase y amplitud de tensión del lado de red. Tanto la detección activa como la pasiva de isla por corte de suministro son realizadas por el PCS. La sincronización para la transición de isla a conectado a red es iniciada activamente por el PCS, que se sincroniza con la red y envía la orden de cierre al interruptor eléctrico.

Modo de aplicación 1: Apertura activa del lado de red como protección para pasar a isla; cierre tras parada para pasar a conectado a red

• De conectado a red a isla: el PCS opera en modo VSG conectado a red; el interruptor eléctrico del lado de red se abre activamente y el PCS lee su estado para conmutar a modo VSG en isla.
• De isla a conectado a red: el PCS opera en modo VSG en isla; primero se detiene, luego el interruptor eléctrico se cierra. El PCS conmuta al modo VSG conectado a red y arranca para conectarse a la red.

Modo de aplicación 2: Paso a isla por corte pasivo del lado de red; cierre automático sin parada al reconectarse a la red

• De conectado a red a isla: el PCS opera en modo VSG conectado a red, realizando simultáneamente la detección de isla activa/pasiva
• Isla activa: ante corte de la red, el PCS envía la orden de apertura al interruptor externo y conmuta al modo VSG en isla
• Isla pasiva: ante corte de la red, el PCS detecta el estado de apertura/cierre del interruptor externo mediante el contacto seco DI y conmuta a VSG en isla
• De isla a conectado a red: el PCS opera en modo VSG en isla. El dispositivo de sincronización monitoriza en tiempo real el estado del lado de red; tras la recuperación de la tensión, sincroniza automáticamente la fase y amplitud con la red. Una vez completada la sincronización, envía la orden de cierre al interruptor eléctrico, y el PCS conmuta al modo VSG conectado a red basándose en el estado del contacto seco DI.

4. Sistema diésel, fotovoltaico y de almacenamiento conformando conjuntamente una microrred para soportar la carga (soporte de red débil)

4.1 Contexto de aplicación y puntos críticos

En escenarios de aplicación con redes débiles en zonas remotas o que requieren energía de respaldo, el generador se utiliza habitualmente como fuente de alimentación de corriente alterna estable. Sin embargo, el coste de combustible del generador es elevado y, ante incrementos súbitos de carga, las características transitorias del sistema son inestables, con caídas significativas de frecuencia y tensión. Por ello, es habitual integrar energía fotovoltaica y almacenamiento en el sistema de microrred para reducir el consumo de combustible del generador diésel.

No obstante, en los sistemas tradicionales fotovoltaico-almacenamiento-diésel en isla suelen presentarse los siguientes puntos críticos.

Punto crítico 1: Las características inestables de frecuencia y tensión del generador diésel provocan conmutaciones frecuentes del STS o fallos de sincronización del PLL — las fluctuaciones transitorias desencadenan fallos en cascada

Los generadores diésel pequeños (≤500 kW) utilizados habitualmente en zonas remotas presentan, debido al retardo de respuesta del regulador de velocidad (tiempo de respuesta típico de 0,5-1 s) y a la baja precisión de regulación del sistema de excitación, los siguientes efectos ante incrementos súbitos de carga (como arranque de motores, funcionamiento de soldadoras):

• La frecuencia puede caer instantáneamente entre 0,5 y 10 Hz
• La tensión cae entre un 15% y un 30%

Los umbrales de disparo de conmutación del STS suelen fijarse en una desviación de frecuencia de ±0,5 Hz y una desviación de tensión de ±10%, por lo que las fluctuaciones transitorias del generador diésel pueden disparar la conmutación con frecuencia. Asimismo, el lazo de enganche de fase (PLL) debe seguir la fase de tensión del generador diésel; cuando la tasa de distorsión de tensión supera el 5% o la velocidad de variación de la frecuencia supera 0,2 Hz/s, se produce un fallo en el enganche de fase, impidiendo el paralelismo entre el sistema fotovoltaico-almacenamiento y el generador diésel.

Punto crítico 2: Riesgo de potencia inversa cuando el almacenamiento en modo conectado a red comparte carga con el generador diésel — el desequilibrio fuente-red-carga provoca daños en los equipos

El sistema de almacenamiento en modo conectado a red adopta una estrategia de control de fuente de corriente, cuya potencia de salida sigue la señal de consigna; mientras que el generador diésel, como fuente de tensión, mantiene la estabilidad de frecuencia y tensión mediante el regulador de velocidad y el sistema de excitación, existiendo una diferencia esencial en la lógica de control entre ambos. Cuando la generación fotovoltaica aumenta súbitamente (por ejemplo, al desaparecer la nubosidad) o la carga disminuye bruscamente (por ejemplo, al parar un equipo grande), si la potencia activa entregada por el almacenamiento supera la demanda instantánea de carga, debido a la velocidad de respuesta del EMS, el excedente de energía se inyecta inversamente hacia el generador diésel. Dado que el generador diésel es un equipo de rotación mecánica, la potencia inversa provoca un aumento anómalo de la velocidad (entre un 5% y un 10% por encima de la velocidad nominal), activando las protecciones del regulador de velocidad e incluso causando fatiga y daños en componentes mecánicos como el cigüeñal y el volante de inercia.

Punto crítico 3: La capacidad fotovoltaico-almacenamiento está limitada por la capacidad y características del generador diésel debido al riesgo de resonancia — la tasa de utilización de energía limpia se ve seriamente restringida

Cuando el sistema fotovoltaico-almacenamiento se conecta a la microrred a través de inversores, su impedancia de salida, junto con la impedancia interna del generador diésel (impedancia inductiva, que varía con la carga) y la impedancia de la línea, puede formar resonancias serie o paralelo a frecuencias específicas (normalmente entre 30 y 300 Hz). Cuanto menor es la capacidad del generador diésel, mayor es el rango de variación de su impedancia interna y, por tanto, mayor el riesgo de resonancia. Además, las características de impedancia interna difieren significativamente entre generadores diésel síncronos y asíncronos: la regulación de excitación de los síncronos acentúa la fluctuación de la impedancia, reduciendo aún más el límite superior de la capacidad fotovoltaico-almacenamiento. El sector suele adoptar el umbral empírico "capacidad fotovoltaico-almacenamiento ≤ 70% de la capacidad del generador diésel", llegando incluso a requerir un control por debajo del 50% en algunos escenarios exigentes.

4.2 Solución sistemática con ventajas de producto

4.2.1 Solución de conmutación en frío diésel-almacenamiento sin necesidad de STS

Cuando el PCS utiliza el modo VSG (Generador Síncrono Virtual), dispone de función de sincronización por enganche de fase integrada. Por tanto, cuando el sistema diésel establece la tensión y el PCS se conecta a dicho sistema, el PCS puede sincronizarse automáticamente enganchándose a la fuente de tensión establecida por el diésel, sin necesidad de equipos adicionales. Además, el lazo de control de tensión y frecuencia de VSG garantiza el acoplamiento operativo con el diésel, formando red conjuntamente.

Cuando un generador diésel se conecta a un sistema fotovoltaico-almacenamiento que ya ha establecido una fuente de tensión, los distintos tipos de diésel requieren distintas soluciones, ya que algunos solo pueden operar en modo unitario, mientras que otros disponen de función de sincronización integrada (generador síncrono).

Escenario de aplicación — Adaptación a generador síncrono (sin necesidad de ningún equipo auxiliar de conmutación) Cuando el generador acoplado al sistema dispone de función de sincronización integrada, es decir, el controlador puede sincronizar la fuente externa y posteriormente controlar el cierre del interruptor eléctrico interno del diésel. Con este tipo de generador síncrono, utilizando el modo VSG, el sistema diésel y el sistema de almacenamiento pueden conmutar libremente y sin interrupciones.

Escenario de aplicación — Adaptación a generador unitario

• Conexión del diésel unitario: en estado de isla el diésel no arranca y el sistema fotovoltaico-almacenamiento forma la red. Cuando el SOC alcanza el umbral de arranque del diésel, este arranca y, mediante el dispositivo de sincronización/muestreo VG + interruptor eléctrico, se conecta al sistema en isla; el PCS lee el estado de apertura/cierre y conmuta al modo VSG conectado a red.
• Desconexión del diésel: cuando el SOC alcanza el límite superior, el EMS apaga directamente el diésel y envía la orden de apertura; el PCS lee el estado de apertura/cierre y conmuta al modo VSG en isla.

Solución 1: Dispositivo de sincronización + interruptor eléctrico Mediante un dispositivo de sincronización externo y un interruptor eléctrico, se garantiza la sincronización de fase en el momento de la conexión del diésel al sistema de almacenamiento, procediéndose posteriormente al cierre.

Solución 2: Terminal de muestreo VG + interruptor eléctrico El PCS muestrea directamente, a través del terminal VG, la fase y frecuencia de tensión del lado del diésel tras su arranque, sincronizándose activamente con él. Una vez confirmada la sincronización, controla el cierre del interruptor eléctrico y, leyendo el estado del interruptor, conmuta del modo VSG en isla al modo VSG conectado a red.

4.2.2 Aplicación VSG híbrida diésel-almacenamiento

Aplicación de aumento de capacidad del sistema

VSG incorpora de forma nativa soporte de regulación primaria de frecuencia y tensión, así como respuesta de inercia. Coordinado con el grupo electrógeno, soporta rápidamente cargas de impacto transitorio, colaborando con el diésel en la alimentación de cargas en microsegundos. En función de los parámetros configurados y de las características del diésel, la capacidad total del sistema puede situarse entre (diésel + almacenamiento) × (0,5 - 0,8); por ejemplo, con un diésel de 100 kW y un almacenamiento de 100 kW, en vacío el sistema puede asumir de forma súbita entre 100 y 160 kW.

Esta aplicación también puede emplearse en aplicaciones de respaldo en frío con diésel. Si en la microrred existen numerosas cargas inductivas, puede recurrirse a la aplicación de aumento de capacidad para conectar el diésel al sistema durante el arranque de la carga, ampliando temporalmente la capacidad del sistema, y desconectarlo posteriormente una vez que la carga inductiva haya arrancado. Esta aplicación permite reducir significativamente la capacidad configurada del sistema de almacenamiento en microrredes con predominio de cargas inductivas.

Distribución de potencia de carga

El EMS puede proporcionar al PCS consignas de potencia activa/reactiva mediante regulación secundaria de frecuencia, distribuyendo la carga en estado estable entre el diésel y el sistema de almacenamiento, por ejemplo, manteniendo el punto de máxima eficiencia del generador.

Ampliación de capacidad fotovoltaico-almacenamiento con formación de red

El algoritmo de formación de red VSG reduce el riesgo de resonancia del sistema mediante la inyección activa de tres mecanismos principales: amortiguamiento virtual, respuesta de inercia y reformulación de la impedancia virtual, lo que permite que el sistema de almacenamiento coopere con el diésel en la formación de red. En comparación con el modo de control tradicional en el que tanto el fotovoltaico como el almacenamiento son fuentes de corriente, la fórmula de cálculo de la capacidad fotovoltaica del sistema pasa de

"capacidad fotovoltaico-almacenamiento ≤ 70% de la capacidad del diésel"

a

"capacidad fotovoltaica = capacidad de almacenamiento × 75% + capacidad del diésel × 70%"

Supresión de armónicos del sistema

En modo VSG, el PCS coopera con el diésel en la formación de red. El control tradicional de fuente de corriente no permite optimizar los armónicos del sistema, sino que añade entre un 1% y un 2% de contenido armónico sobre la base de los armónicos existentes del diésel. El contenido armónico de tensión de VSG se sitúa por debajo del 1-2%, y en función de la capacidad, el almacenamiento puede compensar parte del contenido armónico del diésel (3%-8%), reduciendo el nivel global de armónicos del sistema.

5. Sistema de paralelismo y formación de red de PCS puramente en isla

5.1 Contexto de aplicación

En escenarios de aplicación en zonas remotas e islas, al no existir una red eléctrica principal, se requiere formación de red fotovoltaico-almacenamiento puramente en isla. Asimismo, en escenarios de respaldo de gran escala, también es necesario el paralelismo y la formación de red de múltiples PCS en estado de isla.

El paralelismo tradicional de PCS en isla con VF está limitado por la carga de comunicación, lo que restringe la capacidad total de formación de red y la distancia de comunicación. Además, en estado de isla no es posible controlar activamente la potencia ni aplicar estrategias de equilibrado de SOC, lo que afecta a la estabilidad global del sistema e incrementa los costes de mantenimiento.

5.2 Solución de aplicación

5.2.1 Función de equilibrado de SOC en línea en isla

Arquitectura de comunicación VF tradicional

Arquitectura de paralelismo VSG

En modo VSG, el paralelismo no requiere cable de comunicación; basta con que el EMS regule respectivamente las consignas de regulación secundaria de frecuencia y tensión de cada PCS para mantener la estabilidad del sistema. Actualmente se pueden poner en paralelo 12 unidades, y en estado de isla es posible controlar individualmente las consignas de carga/descarga de cada PCS mediante las consignas de regulación secundaria de frecuencia.

5.2.2 Solución de comunicación de paralelismo y formación de red para múltiples equipos en isla

Paralelismo VSG sin comunicación para múltiples armarios

• Modo de arranque: el EMS envía la orden de arranque a un equipo cualquiera a través de la línea de comunicación; dicho equipo establece primero la tensión y, a continuación, va enviando sucesivamente las órdenes de arranque a los equipos esclavos, con un intervalo de 30 s.
• Modo de control: el EMS envía la consigna de potencia a cada PCS, debiéndose cumplir que potencia total de descarga de PCS − potencia total de carga de PCS = carga

Paralelismo VSG con comunicación débil para múltiples armarios

• Modo de arranque: el EMS envía la orden de arranque a todos los equipos a través de la línea de comunicación; a continuación, los equipos maestro y esclavos esperan la confirmación de la orden y realizan automáticamente un arranque en negro sincronizado.
• Modo de control: el EMS envía la consigna de potencia total del PCS al maestro, que distribuye de forma automática y uniforme la potencia entre los esclavos.
• Descripción de la comunicación débil: puede disponer de arranque en negro sincronizado con una sola pulsación y de sincronización de consignas de potencia del EMS.

Paralelismo con formación de red sin comunicación a larga distancia y comunicación débil para múltiples armarios

• Modo de control: el EMS envía primero la orden de arranque, a través de la línea de comunicación, al maestro de mayor capacidad dentro del grupo CAN. Tras completarse el arranque, envía sucesivamente las órdenes de arranque a los maestros de los grupos CAN con capacidad decreciente, con un tiempo de espera de 30 s - 60 s entre cada uno.

5.2.3 Aplicación de aumento de capacidad en proyectos en isla

En proyectos antiguos puramente en isla, el aumento de capacidad suele ser un punto crítico, ya que debe considerarse tanto la adaptación a la arquitectura de comunicación de los PCS antiguos como si la carga de comunicación es suficiente.

En isla, el PCS puede ampliar capacidad mediante la formación de red VSG sin comunicación, siendo compatible con PCS de cualquier marca, sin necesidad de considerar la arquitectura de comunicación, y permitiendo ampliar el sistema en isla de forma transparente. Mediante armarios All-in-One se consigue un sistema Place-and-Play, listo para usar.

Apéndice: Tabla de consulta rápida de parámetros clave

Tres mecanismos principales de VSG

Cartera de productos PCS

Comparativa de soluciones de conmutación

Beneficios clave del VSG híbrido diésel-almacenamiento

Comparativa de soluciones de paralelismo en isla