{"id":9145,"date":"2026-09-21T17:25:21","date_gmt":"2026-09-21T17:25:21","guid":{"rendered":"https:\/\/diramstg.wpenginepowered.com\/?p=9145"},"modified":"2026-09-21T17:25:36","modified_gmt":"2026-09-21T17:25:36","slug":"grid-forming-droop-inercia-ffr-corrientedefalla","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/diram.com\/en\/grid-forming-droop-inercia-ffr-corrientedefalla\/","title":{"rendered":"Grid Forming para ingenieros: Droop, Inercia virtual, FFR y Corriente de falla."},"content":{"rendered":"\n
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Por Gerardo Gonz\u00e1lez<\/strong>, DIRAM<\/em><\/p>\n<\/blockquote>\n\n\n\n

Durante d\u00e9cadas, la estabilidad de la red descans\u00f3 en algo que casi nadie ten\u00eda que especificar: la f\u00edsica de los generadores s\u00edncronos. Una masa girando entrega inercia de forma natural, aporta varias veces su corriente nominal durante una falla y mantiene una tensi\u00f3n interna que no depende de un algoritmo. Conforme la solar, la e\u00f3lica y las bater\u00edas sustituyen esa generaci\u00f3n, lo que antes ven\u00eda “gratis” ahora hay que dise\u00f1arlo, especificarlo y probarlo.<\/p>\n\n\n\n

Ah\u00ed entra el Grid Forming (GFM)<\/strong>. En M\u00e9xico ya no es solo un tema acad\u00e9mico: las Disposiciones de la CNE para la integraci\u00f3n de sistemas de almacenamiento, publicadas en el DOF el 16 de abril de 2026, establecen que los sistemas basados en electr\u00f3nica de potencia que inyecten a la red de transmisi\u00f3n o distribuci\u00f3n deben implementar tecnolog\u00eda grid forming. Chile avanz\u00f3 en la misma direcci\u00f3n con su Norma T\u00e9cnica de Seguridad y Calidad de Servicio de 2026.<\/p>\n\n\n\n

El problema es que “grid forming” se volvi\u00f3 una etiqueta de cat\u00e1logo. Lo que importa para quien eval\u00faa o integra un equipo es qu\u00e9 hace el convertidor con la frecuencia, la tensi\u00f3n y la corriente cuando la red se mueve.<\/p>\n\n\n\n

Grid Following vs Grid Forming: qui\u00e9n sigue a qui\u00e9n<\/h2>\n\n\n\n

La mayor\u00eda de los inversores instalados hasta hoy son Grid Following (GFL)<\/strong>. Miden la tensi\u00f3n de la red con un lazo de sincronizaci\u00f3n (PLL), estiman \u00e1ngulo y frecuencia, y con eso inyectan una corriente controlada. Se comportan como una fuente de corriente que necesita una red que le diga d\u00f3nde est\u00e1.<\/p>\n\n\n\n

Un convertidor Grid Forming<\/strong> genera su propia referencia de tensi\u00f3n y \u00e1ngulo, y se comporta como una fuente de tensi\u00f3n detr\u00e1s de una impedancia, parecido a una m\u00e1quina s\u00edncrona. La corriente resulta de la diferencia entre su tensi\u00f3n interna y la de la red.<\/p>\n\n\n\n

La diferencia pesa en redes d\u00e9biles. Un indicador com\u00fan es el SCR<\/strong> (Short Circuit Ratio): la potencia de cortocircuito en el punto de conexi\u00f3n dividida entre la potencia de la planta. Con SCR bajo, la tensi\u00f3n se mueve mucho con la propia inyecci\u00f3n del inversor y un GFL puede tener problemas para sincronizarse. Un GFM suele tolerar mejor esas condiciones, aunque su desempe\u00f1o depende del dise\u00f1o del control y debe verificarse para el rango de SCR del proyecto.<\/p>\n\n\n\n

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Sugerencia de figura: circuitos equivalentes simplificados. GFL como fuente de corriente con PLL; GFM como fuente de tensi\u00f3n detr\u00e1s de una impedancia, ambos conectados al equivalente de Thevenin de la red.<\/em><\/p>\n<\/blockquote>\n\n\n\n

<\/h1>\n\n\n\n

Droop: el lenguaje b\u00e1sico de la regulaci\u00f3n<\/h2>\n\n\n\n

El droop<\/strong> (estatismo) permite repartir carga entre fuentes sin comunicaci\u00f3n entre ellas. En su versi\u00f3n P-f, cuando la frecuencia baja, cada fuente aumenta su potencia activa en proporci\u00f3n:<\/p>\n\n\n\n

\u0394P \/ P_nom = \u2212(\u0394f \/ f\u2080) \/ R<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Con R = 5 % y una ca\u00edda de 0.3 Hz en 60 Hz (0.5 %), la unidad aumenta su potencia en 10 % de su nominal. El equivalente para tensi\u00f3n es el droop Q-V<\/strong>: si la tensi\u00f3n baja, el equipo inyecta reactivos; si sube, los absorbe. Es el mismo principio que usamos desde hace a\u00f1os en STATCOM y SVC con regulaci\u00f3n por pendiente.<\/p>\n\n\n\n

En un GFL el droop es una funci\u00f3n agregada al control; en muchos esquemas GFM forma parte del propio mecanismo de sincronizaci\u00f3n. Por eso dos equipos con “5 % de droop” en la hoja de datos pueden responder muy distinto en los primeros cientos de milisegundos.<\/p>\n\n\n\n

Inercia virtual: H no es lo mismo que MW<\/h2>\n\n\n\n

Cuando se pierde un generador grande, la frecuencia cae. La velocidad inicial de esa ca\u00edda, el RoCoF<\/strong> (Rate of Change of Frequency), depende de cu\u00e1nta energ\u00eda cin\u00e9tica hay girando en el sistema. Menos inercia, ca\u00eddas m\u00e1s r\u00e1pidas.<\/p>\n\n\n\n

Un convertidor puede emular ese comportamiento. La relaci\u00f3n idealizada es:<\/p>\n\n\n\n

\u0394P \u2248 \u2212(2 \u00b7 H \u00b7 S_base \/ f\u2080) \u00b7 RoCoF<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Con H = 4 s, S_base = 100 MVA y un RoCoF de \u22120.5 Hz\/s en 60 Hz, la respuesta es del orden de 6.7 MW. Aqu\u00ed aparece un error com\u00fan: pedir “H = 4 s” no define nada<\/strong> si no se especifica la base, el RoCoF de dise\u00f1o, la duraci\u00f3n y el punto de operaci\u00f3n previo. H es un par\u00e1metro de control; la red necesita MW en un tiempo determinado.<\/p>\n\n\n\n

Algunas implementaciones GFL calculan la derivada de la frecuencia y responden a ella, con el retardo y la sensibilidad al ruido que eso implica. En un GFM la respuesta surge de forma inherente: al moverse el \u00e1ngulo de la red, la diferencia con el \u00e1ngulo interno produce potencia de inmediato. Y aunque la energ\u00eda involucrada es peque\u00f1a (6.7 MW durante un segundo son menos de 2 kWh), la potencia no lo es: se necesita margen de corriente y un lado de CD capaz de entregarla en ese instante.<\/p>\n\n\n\n

FFR: r\u00e1pida, pero no instant\u00e1nea<\/h2>\n\n\n\n

La FFR<\/strong> (Fast Frequency Response) suele confundirse con la inercia virtual. Ambas ayudan a contener la ca\u00edda de frecuencia, pero funcionan distinto:<\/p>\n\n\n\n

Servicio<\/strong><\/td>Qu\u00e9 lo activa<\/strong><\/td>Escala de tiempo t\u00edpica<\/strong><\/td>Qu\u00e9 lo limita<\/strong><\/td><\/tr><\/thead>
Inercia (real o virtual)<\/td>Cambio de \u00e1ngulo o RoCoF<\/td>Primeros cientos de milisegundos<\/td>Corriente del convertidor, potencia en CD<\/td><\/tr>
FFR<\/td>Umbral o desviaci\u00f3n de frecuencia<\/td>Fracciones de segundo a pocos segundos<\/td>Margen de potencia activa, estado de carga<\/td><\/tr>
Regulaci\u00f3n primaria (droop)<\/td>Desviaci\u00f3n de frecuencia<\/td>Segundos a decenas de segundos<\/td>Reserva de potencia y energ\u00eda<\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n

Un BESS puede aportar las tres, pero solo si al momento del evento tiene margen de potencia y un estado de carga adecuado. Un sistema descargando al 100 % de su potencia no tiene hacia d\u00f3nde crecer.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n
\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Figura 2. Respuesta de frecuencia tras la p\u00e9rdida de un generador, con y sin soporte din\u00e1mico de convertidores (curvas ilustrativas).<\/em><\/p>\n\n\n\n

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Sugerencia de figura: curva de frecuencia tras la p\u00e9rdida de un generador, se\u00f1alando d\u00f3nde act\u00faan la inercia, la FFR y la regulaci\u00f3n primaria.<\/em><\/p>\n<\/blockquote>\n\n\n\n

Ride-through y corriente de falla: donde la f\u00edsica pone el l\u00edmite<\/h2>\n\n\n\n

Un generador s\u00edncrono aporta varias veces su corriente nominal durante una falla. Un convertidor no: sus semiconductores tienen l\u00edmites t\u00e9rmicos estrictos, y en muchos dise\u00f1os la corriente disponible queda en el orden de su nominal o ligeramente por encima, durante un tiempo que depende de cada plataforma.<\/p>\n\n\n\n

Esto afecta a las protecciones<\/strong>, dise\u00f1adas para corrientes de falla altas y para una forma de onda que en un convertidor depende del control, no de su impedancia f\u00edsica. Tambi\u00e9n obliga a limitar la corriente<\/strong> en el GFM: al comportarse como fuente de tensi\u00f3n, intentar\u00eda entregar una corriente muy alta ante una falla cercana, y mientras el control la limita, el equipo deja temporalmente de comportarse como fuente de tensi\u00f3n ideal. C\u00f3mo sale de esa limitaci\u00f3n al liberarse la falla es uno de los puntos m\u00e1s delicados del dise\u00f1o.<\/p>\n\n\n\n

Adem\u00e1s, el equipo debe cumplir el ride-through<\/strong> (FRT): permanecer conectado durante huecos y sobretensiones definidos por el c\u00f3digo de red, aportar corriente reactiva durante el evento y recuperar su potencia activa despu\u00e9s. Las fallas asim\u00e9tricas y los saltos de fase merecen revisi\u00f3n aparte, porque ah\u00ed m\u00e1s difieren las implementaciones.<\/p>\n\n\n\n

La corriente es un recurso compartido<\/h2>\n\n\n\n

En nuestra experiencia evaluando este tipo de sistemas, este es el punto que m\u00e1s se pasa por alto. Potencia activa, reactiva, respuesta inercial y soporte en falla salen de la misma corriente:<\/p>\n\n\n\n

S = \u221a(P\u00b2 + Q\u00b2)   e   I \u2248 S \/ V<\/p>\n\n\n\n

Un convertidor de 100 MVA despachando 80 MW tiene 60 Mvar disponibles a tensi\u00f3n nominal. Si la tensi\u00f3n cae a 0.8 pu con la corriente en su l\u00edmite, la potencia aparente disponible baja a 80 MVA: para sostener los 80 MW no queda margen para reactivos. Qu\u00e9 funci\u00f3n cede lo decide la l\u00f3gica de prioridad de corriente.<\/p>\n\n\n\n

[Sugerencia de figura: curva de capacidad P-Q de un convertidor a 1.0 pu y a 0.8 pu de tensi\u00f3n con el mismo l\u00edmite de corriente.]<\/em><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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