https://doi.org/10.37815/rte.v34n4.961

Artículos
originales

Uso
de supercondensadores para brindar soporte de frecuencia en una microrred
aislada

Use of supercapacitors for providing frequency-support in an island-mode
microgrid

Danny Ochoa1 https://orcid.org/0000-0001-5633-1480,

Edisson Villa1  https://orcid.org/0000-0002-2766-5913, Vinicio Iñiguez1 https://orcid.org/0000-0001-7494-191X, Ciro Larco1 https://orcid.org/0000-0002-7801-1514, Rodrigo Sempértegui1 https://orcid.org/0000-0002-0764-8657

1Universidad de Cuenca, Cuenca,
Ecuador

[email-masked], [email-masked], [email-masked], [email-masked], [email-masked]

Enviado:         2022/08/07

Aceptado:       2022/12/20

Publicado:      2022/12/30

Resumen

Este artículo presenta la implementación práctica de una técnica de
control de frecuencia (inercia virtual) en un sistema de almacenamiento
energético basado en el uso de supercondensadores (SAE-SC). La propuesta estuvo
diseñada para brindar soporte de frecuencia a una microrred eléctrica aislada
real que integra fuentes de generación renovable (solar fotovoltaica, 15 kWp), generación síncrona convencional (térmico diésel, 44 kVA) y sistemas de almacenamiento energético (SAE-SC, 30
kW). Tomando como caso base la operación en condiciones normales de una
microrred híbrida solar-diésel (una situación típica de sistemas insulares), se
comprobó la efectividad de las labores de soporte de frecuencia provisto por el
SAE-SC y se evaluó la resiliencia de la microrred en términos de esta variable.
Los resultados experimentales mostraron que la implementación de la propuesta
permitió reducir las fluctuaciones de frecuencia de la microrred en un 30%,
representando una mejora significativa en la calidad del suministro eléctrico.
Los experimentos se llevaron a cabo en el Laboratorio de Micro-Red del Centro
Científico, Tecnológico y de Investigación Balzay
(CCTI-B) de la Universidad de Cuenca.

Sumario: Introducción, Materiales
y Métodos, Resultados y Discusión y Conclusiones.

Como citar: Ochoa , D., Villa,
E., Iñiguez, V., Larco, C. & Sempértegui, R.
(2022). Uso de supercondensadores para brindar soporte de frecuencia en
una microrred aislada. Revista Tecnológica - Espol, 34(4), 174-185.
http://www.rte.espol.edu.ec/index.php/tecnologica/article/view/961

Palabras clave: microrred, supercondensadores, respuesta rápida
de frecuencia, inercia virtual, sistemas de almacenamiento energético.

Abstract

This article presents the
practical implementation of a frequency control technique (virtual inertia) in
an energy storage system based on supercapacitors (ESS-SC). The design of this
proposal provides frequency support to a real isolated microgrid that
integrates renewable generation sources (solar photovoltaic, 15 kWp),
conventional synchronous generation (diesel thermal, 44 kVA), and energy
storage systems (ESS-SC, 30 kW). The base case is a hybrid solar-diesel
microgrid (typical situation of insular systems) operating in normal
conditions. Frequency support tasks' effectiveness provided by the SAE-SC
checks out, and the resilience of the microgrid are evaluated in terms of this variable.
The experimental results show that the implementation of the proposal allows
reducing the frequency fluctuations of the microgrid by 30%, representing a
significant improvement in the quality of the electricity supply. The
experiments were carried out in the Microgrid Laboratory of the Centro
Científico, Tecnológico y de Investigación Balzay (CCTI-B) of the Universidad
de Cuenca.

Keywords: microgrid, supercapacitors, fast-frequency
response, virtual inertia, energy storage system.

Introducción

En muchas regiones
del mundo, la participación de agentes de generación, basados en el
aprovechamiento de fuentes energéticas renovables, particularmente la energía
eólica y solar, ha aumentado sustancialmente como resultado de las políticas,
los incentivos y la economía de escala que ha supuesto una reducción de los
costos de inversión (Ahmed
et al., 2022). Este hecho ha dado lugar a que en los
sistemas eléctricos de potencia tradicionales proliferen los recursos
energéticos distribuidos (DER, por sus siglas en inglés) que, de manera
gradual, han ido transfigurando al sistema hacia un modelo más distribuido, con
agentes de generación de pequeña y mediana potencia más cerca de los puntos de
consumo energético. Este cambio de paradigma en la concepción de un sistema
eléctrico va dando paso, en mayor o menor medida, a la aparición de microrredes
eléctricas (Győrvári
& Vokony, 2017; Smith & Ton, 2013).

De acuerdo con Stadler
& Naslé (2019), una microrred eléctrica es un grupo de
cargas y recursos energéticos distribuidos interconectados, dentro de unos
límites eléctricos claramente definidos, que actúa como una sola entidad
controlable con respecto a la red eléctrica principal. Una microrred puede
conectarse y desconectarse de la red eléctrica principal para operar tanto en
modo conectado como en modo isla (Samanta
et al., 2019). Los sistemas eléctricos insulares remotos,
que por sus limitaciones geográficas, técnicas y económicas no pueden
conectarse a una red eléctrica continental, suelen también considerarse
ejemplos prácticos de microrredes aisladas: la isla de San Cristóbal-Ecuador (Ochoa & Martinez, 2019), la isla de El Hierro-España (Martínez-Lucas
et al., 2020), las islas Feroe-Dinamarca (Thomsen
et al., 2014), etc. En todos estos casos, estos sistemas
eléctricos se caracterizan por poseer generación síncrona de pequeña capacidad
y una integración importante de generación renovable, con o sin sistemas de
almacenamiento energético.

El uso cada vez mayor de DERs
con interfaces de conexión a la red basada en convertidores electrónicos de
potencia (inversores) supone un riesgo constante para la estabilidad de
frecuencia en una microrred aislada (Győrvári & Vokony, 2017).
Esto se debe, en primer lugar, a que la incorporación de potencia, proveniente
de generadores renovables no convencionales, reduce la cantidad de unidades de
generación tradicionales que pueden proporcionar una reserva de energía
primaria para el control primario/secundario de frecuencia, lo que lleva a que
se produzcan mayores desviaciones de frecuencia y al debilitamiento de la
estabilidad de la microrred. En segundo lugar, los DER, normalmente, poseen una
inercia baja o inexistente debido al empleo de inversores, lo que implica una
reducción significativa de la inercia total del sistema. Este empobrecimiento
inercial provoca que la frecuencia del sistema sufra cambios rápidos y severos,
incluso ante pequeñas perturbaciones. Estos problemas pueden conducir a la
inestabilidad de la microrred y, en el peor de los casos, a la pérdida total
del suministro (Pazmiño et al., 2022).

En respuesta a los desafíos de estabilidad
causados ​​por la baja inercia del sistema debido a la alta
penetración de DER, en la literatura se han propuesto nuevos conceptos para la
provisión de soporte rápido de frecuencia en el contexto de una microrred (Tamrakar et al., 2017; Ochoa &
Martinez, 2018; Fernández-Guillamón et al., 2020; Pazmiño et al.,
2021; Ali et al., 2021; Sarmiento-Vintimilla et al., 2022).
Casi la totalidad de las soluciones consultadas explotan el concepto de
“inercia virtual” y precisan de un colchón energético (propio o externo) para
que factibilicen su implementación práctica. La inercia virtual se consigue
implementando lazos de control adicionales en el controlador de potencia de los
inversores tales que ofrezcan, en el punto de conexión a la red, una potencia
activa que sea sensible a las variaciones de la frecuencia del sistema, similar
a como lo haría un generador síncrono convencional. Debido a que la respuesta
conseguida por el inversor es forzada, emulada y controlada, de ahí el nombre
de inercia virtual o sintética, como se ha venido acuñando en la literatura en
los últimos años. Las pruebas basadas en simulación y en experimentación han
demostrado que la aplicación de estas técnicas consiguen mejorar la inercia del
sistema, las propiedades de amortiguación y la estabilidad de frecuencia (Bevrani et al., 2014; D’Arco
et al., 2015),
permitiendo una transferencia de energía ininterrumpida entre generación y
demanda dentro de los distintos agentes de la microrred, tanto en modo isla y
como cuando está conectada a la red principal.

Este artículo
presenta la implementación práctica de una técnica de control de inercia virtual
en los controladores preexistentes de un sistema de almacenamiento de energía
basado en supercondensadores (SAE-SC). La propuesta está diseñada para facultar
al SAE-SC a dar soporte de frecuencia a una microrred aislada real que integra
fuentes de generación renovables, generación síncrona convencional y sistemas
de almacenamiento de energía. El banco de pruebas experimental está montado en
el Laboratorio de Micro-Red del Centro Científico, Tecnológico y de
Investigación Balzay (CCTI-B) de la Universidad de
Cuenca-Ecuador.

Materiales y Métodos

Esta investigación tuvo por objeto estudiar la dinámica de
una microrred operando en modo aislado ante perturbaciones de potencia
ocasionadas por la integración de una cantidad importante de generación solar
fotovoltaica y evaluar la resiliencia del sistema en términos de frecuencia.
Además, se buscó evaluar una solución basada en el uso de supercondensadores
para contribuir al mejoramiento de la respuesta dinámica de la frecuencia de la
microrred al momento de absorber la inyección de potencia solar fotovoltaica
intermitente. Las labores de experimentación se llevaron a cabo en el
Laboratorio de Micro-Red del Centro Científico, Tecnológico y de Investigación Balzay (CCTI-B) de la Universidad de Cuenca. Este laboratorio
cuenta con una variedad de agentes de generación, consumo y almacenamiento
energético y con la posibilidad de trabajar conectado a la red principal de
distribución (grid-connected mode)
o en modo isla (island-mode) (Espinoza
et al., 2017; Rey et al., 2022). La Figura 1
muestra una representación esquemática de los principales componentes del
laboratorio.

Figura 1

Representación
esquemática de los principales componentes del Laboratorio de Micro-Red del
CCTI-B: 1. Red principal de distribución, 2. Barra de conexión a la red (B-01),
3. Barra de servicio para operación aislada de la red (B-02), 4. Componentes de
almacenamiento energético, 5. Cargas y fuentes programables, 6. Otras cargas,
7. Generación solar fotovoltaica, 8. Generación eólica, 9. Generación térmica,
10. Generación hidráulica

Sistema eléctrico en estudio

De acuerdo con los intereses investigativos de este estudio,
se definió como sistema de pruebas una microrred eléctrica híbrida
solar-diésel, como se aprecia en la Figura 2.
Esto se consiguió en el laboratorio del CCTI-B transfiriendo a la barra de
servicio B-02 los siguientes equipos: un generador diésel de 44 kVA, un sistema de generación fotovoltaica de 15 kWp y una carga trifásica programable de 150 kW.
Inicialmente, el sistema de almacenamiento energético, basado en
supercondensadores (SAE-SC) de 30 kW, estuvo deshabilitado, hasta cuando
se implementaron las tareas de compensación. La Figura 3
muestra los componentes del sistema de pruebas en el laboratorio.

En sistemas eléctricos con estas características es de
esperar que el régimen variable de la generación fotovoltaica incorporada
introduzca una potencia activa muy cambiante con el tiempo, lo que trae consigo
una afectación importante a la dinámica de la frecuencia del sistema y a la
tensión trifásica en el punto de conexión común (PCC, por sus siglas en
inglés). En la microrred en estudio, las labores de control de frecuencia y de
tensión fueron llevadas a cabo únicamente por la generación síncrona diésel,
mientras que, la generación fotovoltaica se limitó a inyectar una potencia
activa que obedece a criterios de eficiencia mediante la aplicación de un
algoritmo de seguimiento del punto de potencia máxima (MPPT, por sus siglas en
inglés). A fin de tener un entorno de pruebas controlado, la carga trifásica
programable fue mantenida en un valor constante e igual a 20 kW.

Como resultado, se esperaría que la operación dinámica del
sistema esté caracterizada por un generador diésel procurando en cada momento
mantener el balance entre la potencia total generada y la potencia demandada;
condición que es violada permanentemente por la integración de una potencia
fotovoltaica intermitente. Esta labor de compensación hace que la velocidad de
giro del eje del generador diésel sufra constantes desvíos respecto a su valor
nominal, lo que se traduce en una dinámica fluctuante de la frecuencia de las
variables eléctricas trifásicas del sistema. En este estudio, se evaluó la
resiliencia del sistema en términos del desvío máximo de la frecuencia respecto
a su valor nominal (60 Hz). La prueba experimental aquí descrita constituyó el
caso base de estudio. En el esquema de la Figura 3, los interruptores SA,
SB y SC se encuentran cerrados durante las pruebas. Para
habilitar la compensación con el SAE-SC, se tuvo que repetir el experimento con
el interruptor SD cerrado.

Figura 2

Diagrama unifilar de microrred aislada en
estudio

Figura 3

Componentes
del sistema de pruebas implementado en el laboratorio: 1. Generador diésel,
2. SAE-Supercondensadores, 3. Carga programable, 4. Módulos fotovoltaicos
e inversor

Soporte de frecuencia provista por el
SAE-Supercondensadores

El Laboratorio de Micro-Red del CCTI-B cuenta con un banco
de supercondensadores (10 unidades de 130 F y 56 V conectadas en serie) con
interfaz de conexión a la red basado en convertidor electrónico de potencia
(CEP). El CEP asociado al SAE-SC tiene una capacidad de 30 kW y obedece a
consignas de potencia activa y reactiva, P*SC, Q*SC,
que son generadas desde la interfaz HMI del sistema SCADA (Figura 1). Para
cumplir con los objetivos de este estudio, la señal de referencia P*SC
que se diseñó para contribuir en las tareas de control de frecuencia del
sistema, fue generada en tiempo real y de forma controlada por el esquema de
control que se describe en la siguiente subsección.

Esquema de control de frecuencia a
implementarse en el SAE-SC

La Figura 4
muestra el esquema de control de frecuencia propuesto en esta investigación, el
cual ha sido tomado de Martinez
et al. (2019)
y acondicionado para las particularidades de esta aplicación. Este esquema fue
implementado en una rutina de MATLAB para generar, en tiempo real, la consigna
de potencia activa que deberá presentar el SAE-SC en sus bornes con miras a
mitigar las fluctuaciones de frecuencia del sistema. Si el lector precisa de
mayores detalles respecto a la topología, control y operación del convertidor
electrónico de potencia asociado al SAE-SC y la configuración del lazo de
control PQ, puede consultar el trabajo reportado en Ochoa (2021).

Figura 4

Esquema de la estrategia de control de
frecuencia implementada en el SAE-SC

La rutina de control propuesta inició con la medición de la
frecuencia de la microrred en los bornes del inversor del SAE-SC. Este dato se
comparó con un valor de referencia correspondiente a la frecuencia nominal del
sistema eléctrico ecuatoriano, 60 Hz, a fin de generar una señal de error que
fue necesaria para el control correctivo. Luego, esta señal de error alimentó
una función de estatismo de ganancia variable, Ri,
la cual, se actualizó constantemente en función del estado de carga actual del
SAE-SC (SoC, por sus siglas en inglés), esta
constituyó una segunda variable de entrada del esquema. A la salida de la
función de estatismo, se generó una señal de consigna de potencia activa
instantánea, P*SC, que fue enviada al SCADA que
comanda el SAE-SC. La inyección/absorción de la potencia activa del SAE-SC,
controlada por el esquema propuesto, brindó un importante respaldo al generador
diésel en las labores de seguimiento de potencia de la carga alimentada, lo que
se tradujo en una reducción de las fluctuaciones de frecuencia de la microrred.

Resultados y Discusión

Con el objeto de
representar la operación dinámica que tendría un sistema eléctrico de potencia
débil y aislado que integra cantidades importantes de potencia provenientes de
fuentes energéticas renovables no convencionales, se permitirá que la
instalación fotovoltaica del laboratorio de microrred inyecte la potencia
máxima disponible en cada instante de tiempo, PFV. La
instalación fotovoltaica usada en este estudio tiene una potencia nominal de 15
kWp y un perfil temporal como el que se muestra en la
Figura
5. Si se compara esta potencia fotovoltaica máxima con la
capacidad del generador diésel del laboratorio (44 kVA),
se estaría representando un escenario de penetración de energía solar
fotovoltaica del 34%.

Figura 5

Perfil
de la potencia fotovoltaica registrado en los experimentos

La Figura 6 muestra el comportamiento de ciertas variables de interés para
un horizonte temporal de una hora, durante el día en el que se realizaron las
pruebas experimentales. Esta prueba constituye el caso base de estudio. En esta
figura se evidencian los efectos derivados de la inyección de un recurso
energético de alta variabilidad (Figura 5) sobre la potencia activa y velocidad
de giro (frecuencia) de un generador diésel. La Figura 6(a) muestra la dinámica
de la potencia desarrollada por el generador diésel, PGD, en
su esfuerzo por mantener el balance entre generación y demanda, lo que implica
mantener la frecuencia de la red en un valor cercano a 60 Hz. Se observa además
que, en una microrred débil y aislada, la incorporación de generación
fotovoltaica cambiante se traduce en importantes fluctuaciones de frecuencia en
condiciones normales de operación (Figura 6(b)). De estos resultados
preliminares, salta a la vista la necesidad de implementar soluciones técnicas
de compensación de potencia a fin de reducir la alta variabilidad de la
frecuencia, que en este caso se estima en un s2
= 0.2958 para el horizonte de tiempo graficado.

Figura 6

Dinámica
de las variables de interés obtenida en los experimentos (caso base)

(a)

(b)

A continuación, se
procede a repetir el experimento en el laboratorio, pero, en este caso, con la
función de compensación del SAE-SC habilitada. En este estudio, se han seguido
las recomendaciones de Martinez et al. (2019), para definir el valor de la función de
estatismo del esquema de la Figura 4, Ri,
quedando como sigue:

(1)

Donde, R0
es el estatismo fijo del esquema, SOCmax
es el estado de carga máximo que admite el SAE-SC y SOCi
es el estado de carga actual del SAE-SC, que tiene que ser medido en tiempo
real.

La Figura 7 muestra los resultados obtenidos luego de implementar la
propuesta en el laboratorio. En esta se observa una respuesta correcta del
SAE-SC (Figura 7(c)), en términos de potencia, PSC, ante los
desvíos de la frecuencia experimentados por la microrred aislada (Figura
7(b)). En este caso, la variabilidad de la frecuencia es considerablemente
menor: s2 = 0.2069; un 30% menos fluctuante que en el caso
base. El aporte del SAE-SC se refleja también en la nueva dinámica adoptada por
la potencia activa inyectada por el generador diésel (Figura 7(a)), la cual se
percibe menos agresiva que en el experimento anterior. Por último, estos
resultados ponen en evidencia que la acción controlada de la propuesta mantiene
el estado de carga del SAE-SC, SoC, en un valor más o
menos constante y próximo a su condición inicial, logrando con esto una
operación del SAE-SC lejos de sus límites de carga superior e inferior (Figura
7(d)).

Figura 7

Dinámica
de las variables de interés con la implementación de la propuesta

(a)

(b)

(c)

(d)

Finalmente, la Figura 8 evidencia la dinámica de las variables de interés: PFV,
PGD, frecuencia, PSC y SoC
para un horizonte temporal más reducido que facilita verificar, con un mayor
nivel de detalle, la efectividad del método propuesto.

Figura 8

Evaluación de la efectividad de la propuesta en el soporte de
frecuencia de la microrred aislada para el intervalo (30£t£120 s)

(a)

(b)

(c)

(d)

(e)

Conclusiones

Los recursos energéticos distribuidos (DER) con interfaces
de conexión a la red basada en convertidores electrónicos de potencia, han
mostrado ser una solución técnica para la integración amigable de agentes de
generación eléctrica renovable no convencional en los sistemas eléctricos
continentales y en microrredes. No obstante, la presencia cada vez mayor de DER
puede suponer un riesgo latente para la estabilidad de frecuencia de un sistema
eléctrico débil y aislado, pues su incorporación implica reducir la cantidad de
unidades de generación tradicionales que proporcionan reserva de energía
primaria para el control primario/secundario de frecuencia y la inercia
necesaria para mantener a la red estable ante la presencia de perturbaciones de
potencia. Esto se traduce en un empobrecimiento inercial que provoca que la
frecuencia de tales sistemas sufra cambios rápidos y severos que pueden incluso
conducir a la inestabilidad de la microrred y, en el peor de los casos, a la
pérdida total del suministro eléctrico.

En este trabajo se ha estudiado la dinámica de una microrred
operando en modo aislado ante perturbaciones de potencia ocasionadas por la
integración de una cantidad importante de generación solar fotovoltaica en un
entorno real de experimentación. Se verifica que en un sistema eléctrico débil
y aislado, la incorporación de generación fotovoltaica con un nivel de
penetración del 34% y alta variabilidad temporal, empobrece seriamente la
característica inercial de la microrred, llevándola a presentar fuertes
fluctuaciones de frecuencia en condiciones normales de operación (s2
= 0.2958). Ante tal situación, se ha procedido a implementar una técnica de
control de inercia virtual en un sistema de almacenamiento energético basado en
el uso de supercondensadores (SAE-SC) para respaldar a la generación síncrona
convencional en las labores de control de frecuencia. Los resultados
experimentales demuestran que la implementación de la propuesta en el SAE-SC en
tiempo real, le faculta a este sistema de almacenamiento energético a responder
con una potencia activa que hace frente al constante desequilibrio introducido
por una potencia solar fotovoltaica intermitente. Esto se traduce en una
notable reducción de las fluctuaciones de frecuencia de la microrred (s2 = 0.2069);
un 30% menos que en el caso base, lo que representa una mejora significativa de
la resiliencia del sistema en términos de frecuencia.

Finalmente, es posible establecer, con base a los resultados
alcanzados en el laboratorio, que sí es factible integrar cantidades
importantes de generación renovable no convencional en sistemas eléctricos
débiles y aislados, siempre y cuando, se cuente con agentes energéticos
habilitados para ofrecer una respuesta rápida de frecuencia cuando la naturaleza
real de tales sistemas así lo demande.

Reconocimientos

Los autores agradecen a la Universidad de Cuenca por
facilitar el acceso a las instalaciones del Laboratorio de Micro-Red del Centro
Científico, Tecnológico y de Investigación Balzay
(CCTI-B), por permitir hacer uso de sus equipos y por autorizar la provisión de
soporte técnico por parte de su personal para la realización de los
experimentos descritos en este artículo.

El trabajo documentado forma parte de las actividades
ejecutadas en el proyecto titulado: “Movilidad Eléctrica: retos,
limitaciones y plan de implementación en el régimen especial de la Provincia de
Galápagos enfocada en el desarrollo sostenible y su factibilidad en la Ciudad
de Cuenca”, dirigido y co-dirigido por los
autores R. Sempértegui y D. Ochoa, respectivamente,
en el marco del II Concurso de Proyectos de Investigación – Vinculación,
organizado por el Vicerrectorado de Investigación y la Dirección de Vinculación
con la Sociedad de la Universidad de Cuenca.

Referencias

Ahmed, I., Rehan, M., Basit, A., & Hong,
K.-S. (2022). Greenhouse gases emission reduction for electric power generation
sector by efficient dispatching of thermal plants integrated with renewable
systems. Scientific Reports, 12(1). Scopus. https://doi.org/10.1038/s41598-022-15983-0

Ali, H., Magdy, G., & Xu, D. (2021). A new optimal robust controller
for frequency stability of interconnected hybrid microgrids considering
non-inertia sources and uncertainties. International Journal of Electrical
Power & Energy Systems, 128, 106651.
https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2020.106651

Bevrani,
H., Ise, T., & Miura, Y. (2014). Virtual synchronous generators: A survey
and new perspectives. International Journal of Electrical Power & Energy
Systems, 54, 244-254. https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2013.07.009

D’Arco, S., Suul,
J. A., & Fosso, O. B. (2015). A Virtual Synchronous Machine implementation for distributed control of
power converters in SmartGrids. Electric Power
Systems Research, 122, 180-197. https://doi.org/10.1016/j.epsr.2015.01.001

Espinoza, J. L., González, L. G., & Sempértegui,
R. (2017). Micro grid laboratory as a tool for research on non-conventional
energy sources in Ecuador. 2017 IEEE International Autumn Meeting on Power,
Electronics and Computing (ROPEC), 1-7.
https://doi.org/10.1109/ROPEC.2017.8261615

Fernández-Guillamón, A.,
Martínez-Lucas, G., Molina-García, Á., & Sarasua, J.-I. (2020). Hybrid Wind–PV Frequency Control Strategy under Variable Weather
Conditions in Isolated Power Systems. Sustainability, 12(18), 7750.
https://doi.org/10.3390/su12187750

Győrvári,
B., & Vokony, I. (2017). Technical issues of
solar- and gas engine based MicroGrids: Assessment on
feasibility by using present technologies. 2017 IEEE International Conference
on Environment and Electrical Engineering and 2017 IEEE Industrial and
Commercial Power Systems Europe (EEEIC / I&CPS Europe), 1-6.
https://doi.org/10.1109/EEEIC.2017.7977650

Martinez, S., Mendonca,
H., de Castro, R. M., & Ochoa, D. (2019). Contribution
of electric vehicles to power system ancillary services beyond distributed
energy storage. En N. Kishor & J. Fraile-Ardanuy
(Eds.), ICT for Electric Vehicle Integration with the Smart Grid (pp. 265-284).
Institution of Engineering and Technology. https://doi.org/10.1049/PBTR016E_ch10

Martínez-Lucas, G., Sarasúa, J. I.,
Pérez-Díaz, J. I., Martínez, S., & Ochoa, D. (2020). Analysis of the
Implementation of the Primary and/or Inertial Frequency Control in Variable
Speed Wind Turbines in an Isolated Power System with High Renewable
Penetration. Case Study: El Hierro Power System.
Electronics, 9(6), 901. https://doi.org/10.3390/electronics9060901

Ochoa, D. (2021). Modelo
simplificado de una interfaz de conexión a la red basada en un convertidor
electrónico de potencia para estudios de red en régimen dinámico. Ingenius, 26, 87-98.
https://doi.org/10.17163/ingenius.n26.2021.08

Ochoa, D., & Martinez, S. (2018). Proposals
for Enhancing Frequency Control in Weak and Isolated Power Systems: Application
to the Wind-Diesel Power System of San Cristobal Island-Ecuador. Energies,
11(4), 910. https://doi.org/10.3390/en11040910

Ochoa, D., & Martinez, S. (2019). Modeling an Isolated Hybrid
Wind-Diesel Power System for Performing Frequency Control Studies. A Case of
Study: San Cristobal Island, Galapagos–Ecuador. IEEE Latin America
Transactions, 17(05), 775-787. https://doi.org/10.1109/TLA.2019.8891946

Pazmiño, I., Martinez, S., & Ochoa, D. (2021). Analysis of Control Strategies Based on Virtual Inertia for the
Improvement of Frequency Stability in an Islanded Grid with Wind Generators and
Battery Energy Storage Systems. Energies, 14(3), 698.
https://doi.org/10.3390/en14030698

Pazmiño, I., Ochoa, D.,
Minaya, E. P., & Mera, H. P. (2022). Use
of Battery Energy Storage Systems to Enhance the Frequency Stability of an
Islanded Microgrid Based on Hybrid Photovoltaic-Diesel Generation. En M. I. A.
Chauvin, M. Botto-Tobar, A. Díaz Cadena, & S.
Montes León (Eds.), Sustainability, Energy and City (Vol. 379, pp. 48-58). Springer International
Publishing. https://doi.org/10.1007/978-3-030-94262-5_5

Rey, J. M., Vera, G. A.,
Acevedo-Rueda, P., Solano, J., Mantilla, M. A., Llanos, J., & Sáez, D.
(2022). A Review of Microgrids in Latin America:
Laboratories and Test Systems. IEEE Latin America Transactions, 20(6),
1000-1011. https://doi.org/10.1109/TLA.2022.9757743

Samanta,
H., Pramanik, M., Das, A., Bhattacharjee, A.,
Bhattacharya, K. D., Deb, N. K., Sengupta, S., & Saha,
H. (2019). Development of a novel controller for DC-DC boost converter for DC
Microgrid. TENCON
2019 - 2019 IEEE Region 10 Conference
(TENCON), 1124-1129. https://doi.org/10.1109/TENCON.2019.8929521

Sarmiento-Vintimilla, J. C.,
Torres, E., Larruskain, D. M., & Pérez-Molina, M.
J. (2022). Applications, Operational Architectures and
Development of Virtual Power Plants as a Strategy to Facilitate the Integration
of Distributed Energy Resources. Energies, 15(3), 775.
https://doi.org/10.3390/en15030775

Smith, M., & Ton, D. (2013). Key Connections: The U.S. Department of
Energy?s Microgrid
Initiative. IEEE Power and Energy Magazine, 11(4), 22-27.
https://doi.org/10.1109/MPE.2013.2258276

Stadler, M., & Naslé, A. (2019). Planning
and implementation of bankable microgrids. The Electricity Journal, 32(5),
24-29. https://doi.org/10.1016/j.tej.2019.05.004

Tamrakar,
U., Shrestha, D., Maharjan, M., Bhattarai, B. P.,
Hansen, T. M., & Tonkoski, R. (2017). Virtual
Inertia: Current Trends and Future Directions. Applied Sciences, 7(7), 654.
https://doi.org/10.3390/app7070654

Thomsen, B., Guerrero, J.
M., & Thøgersen, P. B. (2014). Faroe Islands wind-powered space heating microgrid using self-excited
220-kW induction generator. IEEE Transactions on Sustainable Energy, 5(4),
1361-1366. Scopus. https://doi.org/10.1109/TSTE.2014.2339373