Sistema de almacenamiento de energía con baterías para soporte de frecuencia

Abstract

La reducción de inercia causada por la creciente penetración de generación renovable no síncrona incrementa la severidad de las desviaciones de frecuencia ante perturbaciones, comprometiendo los límites operativos exigidos por la CREG 025 de 1995 y los requisitos de respuesta primaria de frecuencia establecidos en la CREG 060 de 2019. Este estudio desarrolla el diseño integral de un sistema de almacenamiento con baterías (BESS) para soporte primario en un sistema de transmisión, integrando modelado dinámico, criterios normativos y restricciones operativas.

El análisis se realizó sobre el sistema IEEE de 9 nodos, evaluando cuatro tipos de disturbios: contingencias N-1, cortocircuitos trifásicos, variaciones abruptas de carga y cambios súbitos de generación. A partir de 27 simulaciones por escenario (convencional y alta renovable), se caracterizaron nadir, RoCoF y tiempo de recuperación, y se determinaron los requerimientos energéticos y de potencia del BESS. El diseño consideró tiempos de reacción <2 s, establecimiento <15 s y sostenimiento ≥30 s, en conformidad con el marco regulatorio.

Para validar objetivamente el impacto del BESS, se aplicó una prueba t de Student para muestras emparejadas, demostrando reducciones estadísticamente significativas en el nadir, en el RoCoF y en los tiempos de reingreso al rango 59.8–60.2 Hz. En todos los tipos de perturbación, el BESS mejoró de manera consistente el desempeño dinámico del sistema.

Los resultados confirman que un BESS adecuadamente dimensionado y ubicado mitiga los efectos de la baja inercia, aumenta la resiliencia del sistema ante disturbios severos y constituye una solución técnicamente robusta para fortalecer la estabilidad de frecuencia en redes de transmisión modernas.

The increasing share of non-synchronous renewable generation has reduced rotational inertia in modern power systems, intensifying frequency deviations during disturbances and challenging compliance with operational limits defined by CREG 025 of 1995 and primary frequency response requirements in CREG 060 of 2019. This study presents the complete engineering design of a Battery Energy Storage System (BESS) for primary frequency support at the transmission level, integrating dynamic modeling, regulatory criteria, and operational constraints.

Using the IEEE 9-bus system, four disturbance categories were evaluated: N-1 contingencies, three-phase faults, abrupt load variations, and sudden generation changes. A total of 27 simulations per scenario (conventional and high-renewable) were conducted to characterize nadir, RoCoF, and recovery time, enabling the derivation of the BESS power–energy requirements, optimal siting, and controller design. The system was engineered to comply with mandated response times (<2 s reaction, <15 s settling, ≥30 s sustain).

A paired-sample Student’s t-test was applied to quantify the effectiveness of the BESS. The statistical analysis confirmed significant improvements in nadir, RoCoF reduction, and recovery time to the 59.8–60.2 Hz regulatory band across all disturbance types.

The results demonstrate that a properly sized and located BESS effectively mitigates low-inertia vulnerabilities, enhances frequency resilience under severe disturbances, and represents a technically sound solution to support reliable operation in modern transmission networks undergoing energy transition.