CIGRE 869 · IEEE 1547 · NFPA 855
Sistemas BESS en Subestaciones: Diseño & Operación
Guía sobre diseño e integración de BESS en subestaciones. Normativas, topologías, control, protección, instalación y operación.
Resumen
- Drivers: Estabilidad de frecuencia e inercia sintética.
- Tecnología: Li-ion LFP como estándar dominante.
- Control: Transición obligatoria a Grid-Forming (GFM).
- Seguridad: Cumplimiento estricto NFPA 855.
1. Introducción y Drivers
BESS en la Era de Renovables
El crecimiento exponencial de energías renovables (solar, eólica) ha transformado fundamentalmente el panorama operacional de redes eléctricas modernas. A diferencia de generadores síncronos tradicionales que proporcionaban inercia, estabilidad de voltaje y respuesta inmediata, los inversores solares y eólicos presentan características radicalmente diferentes: son rápidos en respuesta pero no proporcionan inercia nativa.
¿Por qué Instalar BESS en Subestaciones?
Las subestaciones son puntos críticos de la red donde convergen múltiples líneas de transmisión/distribución, cargas y fuentes de generación. Instalar BESS a este nivel amplifica su impacto en toda una zona operativa.
- Regulación de frecuencia: Respuesta <100ms (vs generadores 1-2 segundos)
- Soporte de voltaje: Inyección rápida de potencia reactiva y activa
- Almacenamiento energético: 2-4 horas típicas de autonomía
- Operación en isla: Capacidad de desconexión automática y funcionamiento autónomo
2. Desafíos Técnicos: Fluctuación e Inercia
Fluctuación Severa de Potencia
Solar y eólica exhiben variabilidad predecible a largo plazo pero impredecible a corto plazo. BESS de 50-200 MW puede suavizar rampas de potencia limitando variaciones a ±10 MW/min.
Pérdida de Inercia
BESS moderno implementa ecuación del swing con control Grid-Forming, emulando inercia sintética (H=3-8s) con respuesta instantánea.
Desafíos Técnicos Especiales en Redes Débiles
Según CIGRE y estudios recientes
a. SCR Bajo (Short Circuit Ratio < 1.5)
En redes remotas con alta penetración de renovables, el Short Circuit Ratio (SCR) cae por debajo de 1.5, creando:
- → Inestabilidad de voltaje: Oscilaciones subsíncronas (50–200 Hz)
- → Distorsión armónica elevada: THD > 8% sin filtros (vs norma 5%)
- → Falta de «amortiguamiento»: Resonancia entre inductancia de línea y capacitancia de filtro
Fórmula SCR: $$SCR = \frac{S_{cc}}{P_{\text{nominal\_BESS}}}$$
Modelo: \( SCR = \dfrac{S_{cc}}{P_{\text{nominal\_BESS}}} \)
- \( S_{cc} \): Potencia de cortocircuito trifásico en el PCC (MVA)
- \( P_{\text{nominal\_BESS}} = 100\,\text{MW} \)
Ejemplo: \( S_{cc} = 150\,\text{MVA} \Rightarrow SCR = \dfrac{150}{100} = 1.5 \) (límite crítico)
Solución BESS: Inversores Grid-Forming (GFM) con Voltage Control Loop rápido (10–50 ms) y amortiguamiento de impedancia. Implementación de Synchronous Condenser emulation en software.
b. ROCOF Elevado (Rate of Change of Frequency)
Ante pérdida de generador (p.ej. falta de rayo en línea), ROCOF puede alcanzar:
Sin BESS (Red débil)
\( -2\,\mathrm{Hz/s} \)
\( \rightarrow \) Blackout si relé UF \( > 1\,\mathrm{Hz/s} \)
Con BESS Grid-Following
\( -0.8\,\mathrm{Hz/s} \)
\( \rightarrow \) Mejora pero aún crítica
Con BESS Grid-Forming (GFM)
\( -0.15\,\mathrm{Hz/s} \)
\( \rightarrow \) Sistema estable ✓
Capacidad GFM requerida: Mínimo \( 5\text{–}8\,\text{s} \) de \( H \) sintética para red con < 50% renovables.
c. Distorsión Armónica & Interarmónicas
Inversores de potencia generan harmónicas característicos (5, 7, 11, 13) y componentes continuas bajo modulación SVM.
| Harmónica | Fuente | Límite IEEE 1547 | Mitigación |
|---|---|---|---|
| Armónicas \(h_3, h_5, h_7\) | Modulación PWM del inversor | \( < 4\% \) individual | Filtro LCL sintonizado |
| Interarmónicas | Chopping frecuencia portadora | \( < 2\% \) banda \( \pm 10\,\text{Hz} \) | Filtro activo o aumento carrier |
| THD Total | Suma todos armónicos | \( < 5\% \) (norma 2020+) | Diseño PCS + GSU \( K \ge 13 \) |
3. Tecnología BESS
La siguiente tabla compara las principales tecnologías de baterías utilizadas en sistemas de almacenamiento de energía (BESS). Se destacan sus ventajas clave y las aplicaciones más comunes de cada una, facilitando la selección de la tecnología más adecuada según las necesidades del proyecto.
| Tecnología | Ventajas | Aplicación |
|---|---|---|
| Lithium-ion (LFP) | Ciclos > 5000, seguridad térmica | > 70% instalaciones nuevas |
| Sodio-Ión (Na-Ion) | Más barato, abundante | Crecimiento 30% anual |
| Flujo Redox | Ciclos ∞, larga duración | Aplicaciones > 4 h |
Tendencias Técnicas
Argumentación DC vs AC
El reto de integrar baterías nuevas con viejas. La tendencia favorece la Argumentación AC (nuevos inversores) para evitar el uso masivo de convertidores DC/DC necesarios para igualar voltajes en el bus DC.
Explosión: NFPA 68 vs 69
Ya no basta con supresión de incendios. Se exige Venting de Deflagración (NFPA 68) para liberar presión y Ventilación Activa (NFPA 69) activada por sensores de gas (H2, CO) antes del evento térmico.
Grid Forming (GFM)
Capacidad de «Black Start» y operación en redes débiles (SCR < 1.5). Los inversores GFM son ahora obligatorios en nuevas interconexiones de CAISO y ERCOT para reemplazar la inercia síncrona.
Ciberseguridad NERC CIP
BESS como infraestructura crítica. Se requiere segmentación de redes (Air-gapped) y gateways unidireccionales para SCADA, cumpliendo con CIP-005 y CIP-007.
4. Topologías de Conexión
La selección de la topología de conexión de un sistema BESS en subestaciones depende de factores como la escala del proyecto, la flexibilidad operativa, los requisitos de protección y la facilidad de expansión futura. A continuación se presentan las configuraciones más utilizadas, cada una con ventajas y limitaciones específicas.- Doble transformación: Permite aislar eléctricamente el BESS y reducir el impacto de armónicos y corrientes de cortocircuito en la red principal.
- Distribuida: Favorece la modularidad y el mantenimiento, facilitando la integración progresiva de nuevos skids o bloques de baterías.
- Centralizada LV: Reduce el número de transformadores y simplifica la protección, pero puede concentrar las corrientes de falla en un solo punto.
Opción 1: Doble Transformación
HV/MV/LV
- • Uso: Grandes parques con distribución interna MV.
- • Ventaja: Reduce corrientes de cortocircuito en baja.
- • Nota: Mayor coste inicial, pero mejor aislamiento y flexibilidad para futuras ampliaciones.
Opción 2: Distribuida
MV/LV Direct
- • Uso: Conexión directa de skids a red MV.
- • Ventaja: Modularidad y expansión simple.
- • Nota: Ideal para proyectos escalables o con fases de crecimiento.
Opción 3: Centralizada LV
MV/LV Central
- • Uso: Sistemas compactos con gran transformador central.
- • Ventaja: Menor costo trafo, altas corrientes LV.
- • Nota: Requiere especial atención a la protección y dimensionamiento del transformador.
5. Control y Protección
Jerarquía de Control
- 1. EMS (Energy Management System): Despacho diario, optimización económica. (minutos/horas)
- 2. SCADA/Control: Señales operador, límites SOC. (segundos)
- 3. Reguladores Locales: Frecuencia, voltaje, droop. \(100\text{–}500\,\text{ms}\)
- 4. Protecciones Hardware: Límites de corriente, temperatura. \(< 50\,\text{ms}\)
Protecciones Adaptativas para BESS
Esquema 1: Adaptación Dinámica de Sensibilidad
Los relés ajustan el umbral de disparo \( I_{\text{pickup}} \) según la dirección de potencia (P) y la rampa de variación (\(\dot{P}\)):
Modo Carga (P < 0): \( I_{\text{pickup}} = 1.20\,I_{\text{nom}}
\)
Mayor sensibilidad (menor umbral relativo)
Modo Descarga (P > 0): \( I_{\text{pickup}} =
1.50\,I_{\text{nom}} \)
Menor sensibilidad (evita disparos por contribución propia)
Transición (|𝑜P| > 10\,MW/s): \( I_{\text{pickup}} =
1.35\,I_{\text{nom}} \)
Rampa rápida aplica nivel intermedio
Esquema 2: Anti-islanding Mejorado
Triple redundancia para detectar pérdida de red en <100ms:< /p>
Detección de Frecuencia (ROCOF): Si \( \frac{df}{dt} < -2\,\text{Hz/s} \), disparo instantáneo.
Detección de Voltaje (RoCoV): Si \( \frac{dV}{dt} > \pm 10\,\text{kV/s} \), activa compuerta anti-islanding.
Test de Impedancia (\( Z_{\text{bus}} \)): Inyección de corriente de prueba para medir impedancia vista (si aumenta, posible isla).
Cumple con IEEE 1547-2018 § 4.3.3 (no-intentional islanding).
Matriz de Protecciones recomendadas
| Función ANSI | Principio | Tiempo Reacción | Norma |
|---|---|---|---|
| 27/59 | Sub/Over Voltaje | 150–200 ms | IEEE C37.108 |
| 81U/O | Sub/Over Frecuencia | 50–100 ms | NERC PRC-024 |
| 81R | ROCOF (Rate of Change) | 20–50 ms | GB RoCoF |
| 50/51 | Overcorriente (Fase) | 100–400 ms | IEC 60255-3 |
| 67N | Neutro Direccional | 200–500 ms | IEC 61850-7-4 |
| 78 | Anti-islanding | < 100 ms | IEEE 1547 § 4.3 |
6. Normativa e Instalación
IEEE 1547:2018
Estándar de interconexión. Requiere ride-through de menos de 150 ms y distorsión armónica total (THD) menor al 5 %.
NFPA 855:2020
Seguridad contra incendios. Requiere separación mayor a > 3 m entre contenedores y sistemas de supresión dedicados.
Proceso de Instalación
- Diseño & Ingeniería (3-6 meses): Estudios de estabilidad y coordinación.
- Fabricación & FAT (6-9 meses): Pruebas de BMS y PCS.
- Instalación Física (2-4 meses): Fundaciones, conexión eléctrica.
- Comisionamiento & SAT (4-8 semanas): Energización y pruebas de performance.
Estudios de Coordinación Requeridos
Load Flow (Carga Estática)
- • Perfiles horarios 4 estaciones
- • Max/Min carga anual
- • Límites voltaje nodal \( \pm 10\% \)
- • Margen N-1 transmisión
Cortocircuito (IEC 60909)
- • Falla trifásica con/sin BESS
- • Falla monofásica (tierra)
- • Ampliación de rating equipos
- • Cálculo SCR en PCC
Transitorios Electromagnéticos
- • Modelado BESS (GFM + control)
- • Inrush transformador \( 20 \times I_{\text{nominal}} \)
- • Energización línea \( \sim 2\,\text{kV} \) picos
- • Recierres automáticos coordinados
Estabilidad Transitoria
- • Falla trifásica 150–500 ms
- • Sincronismo con BESS GFM
- • Ángulo de rotor δ generadores
- • RoCoF durante evento
Coordinación Protecciones
- • Curvas \( I\text{-}t \) de todos los relés
- • Adaptación GFM/GFL dinámico
- • Eliminación nuisance tripping
- • Bloqueo de seccionadores
Armónicas & Resonancia
- • Barrido de frecuencia (IEC 61000-4-13)
- • Puntos de resonancia LC
- • Espectro esperado (IEEE 519)
- • Filtros LCL sintonización
📋 Documentos Técnicos Asociados:
- • CIGRE TB 869 Ch. 2.1-2.3: Requisitos técnicos y modelado
- • IEEE 1547-2018 Annex B: Valores y procedimientos de prueba
- • NERC PRC-024-3: Validación transitoria de GFM (Mandatory 2027)
- • ENTSO-E NC RfG (14.8.2): Requisitos de sincronismo en red débil
7. Mantenimiento y Ciclo de Vida
La capacidad útil de BESS cae con ciclos y edad. Se espera una vida útil de 15–20 años con degradación al 70 %.
Buenas Prácticas de Mantenimiento
- Monitorización continua: Uso de BMS avanzado para seguimiento de temperatura, voltaje y SOC de cada celda.
- Pruebas periódicas: Realizar pruebas de capacidad y resistencia interna cada 1-2 años.
- Inspección visual: Revisión de conexiones, presencia de corrosión y estado de gabinetes.
- Actualización de firmware: Mantener actualizado el software de BMS y PCS para mejoras de seguridad y eficiencia.
- Gestión térmica: Verificar funcionamiento de sistemas HVAC y alarmas de sobretemperatura.
Factores que Afectan la Degradación
- Profundidad de descarga (DoD): Ciclos profundos aceleran la degradación.
- Temperatura ambiente: Altas temperaturas reducen la vida útil.
- Corrientes elevadas: Operación frecuente a alta potencia incrementa el desgaste.
- Eventos de sobrecarga o descarga profunda: Pueden causar fallos prematuros.
Reemplazo y Reciclaje
- Planificación de reemplazo: Considerar reemplazo de módulos degradados a partir del 70-80% de capacidad.
- Reciclaje: Seguir normativas locales (p.ej. Directiva Europea 2006/66/CE) para disposición y reciclaje de baterías.
- Segunda vida: Módulos con capacidad residual pueden reutilizarse en aplicaciones menos exigentes.
8. Casos de Éxito
Gran Bretaña – Pylons Project
100 MW / 100 MWh
Integración de más de 800 MW eólicos.
RoCoF limitada a \( -0.2\,\mathrm{Hz/s} \) y ahorro anual de £15 M+ en congestión.
Australia – Blackout Prevention
250 MW / 140 MWh
Cero blackouts por baja inercia desde 2021. Penetración renovable subió al 72%.
Caso de Éxito: Dinamarca – Repowering Ringelmose
📊 Ficha Técnica
✓ Impacto Operacional
- ✓ Inercia total: Aumentó de \(18\,\text{s}\) a \(24.5\,\text{s}\) (Dinamarca 2024)
- ✓ RoCoF máximo: Limitado a \(-0.3\,\text{Hz/s}\) (vs \(-0.8\,\text{Hz/s}\) histórico)
- ✓ Congestión evitada: \(1,200\,\text{GWh/año}\) en alivio de líneas
- ✓ Penetración renovables: Pasó de 68% a 82% sin inestabilidad
- ✓ Eventos evitados: 3 potenciales blackouts prevenidos en 2024
📅 Timeline Implementación
Fase 1: Ingeniería & Estudios
Estudios de estabilidad, coordinación protecciones, permisos ambientales
Fase 2: Fabricación & Transporte
Pedido de baterías Catl (8 envíos container), inversores ABB, transformador GSU K-13
Fase 3: Instalación & FAT
Instalación física 4 meses, Energización inicial julio, SAT agosto
Fase 4: Operación Comercial
Participación en mercados regulación frecuencia, picos demanda, Black Start readiness
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