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a medida que la máquina se mueve hacia el nuevo punto de
operación, las fuerzas que intentan resincronizarla con ese
punto de operación serán más débiles. De manera similar, si
la potencia electromagnética máxima de la máquina disminuye (ver la curva naranja en la figura 4), tiene el efecto de
disminuir la potencia de sincronización y da como resultado
una reducción en la estabilidad transitoria de la máquina.
Ahora, considere lo que sucede inicialmente cuando solo
una pequeña parte de la generación síncrona es reemplazada
por energías renovables basadas en convertidores. Si los
generadores síncronos restantes están menos cargados de lo
normal, su par de sincronización aumenta. Esto mejora la
estabilidad transitoria del sistema. Sin embargo, un aumento
adicional de las energías renovables requiere una liberación
progresiva de las unidades convencionales. La característica del ángulo de potencia equivalente reflejará la curva
naranja de la figura 4, con el funcionamiento en el punto
C. La potencia electromagnética máxima de la máquina
síncrona se reducirá porque será más difícil " empujar " la
potencia de las máquinas síncronas restantes a las cargas,
debido a la reactancia aumentada de los caminos ahora más
largos y el soporte de tensión más pobre de la generación
no síncrona ahora predominante. Como se discutió anteriormente, una menor potencia electromagnética provocará una
reducción del par de sincronización y, a niveles muy altos de
penetración renovable, la estabilidad transitoria se deteriora
rápidamente porque las unidades síncronas restantes se ven
obligadas a estar muy cargadas. No obstante, se debe tener
en cuenta que los avances recientes en las aplicaciones de
conexión a la red basadas en convertidores con base en la
tecnología de transistores bipolares de puerta aislada permitirán a los ingenieros contrarrestar estos fenómenos.
El " Estudio de facilitación de energías renovables para
los GRT en todas las islas " (consulte Eirgrid 2010 en la

50.1
49.9

sección " Lecturas complementarias " ) estimó la reducción
del tiempo crítico de limpieza (el tiempo máximo permitido para que la protección despeje una falla trifásica en los
terminales de un generador síncrono antes de que el generador comience a deslizar los polos) con una penetración
creciente de la generación de energía eólica. Con base en
esta estimación y el hecho de que el tiempo de limpieza está
inversamente relacionado con la potencia de sincronización,
esta última se puede presentar como en la figura 5. Se ve
en la figura que la estabilidad del ángulo del rotor del sistema mejora ligeramente hasta que la penetración del viento
aumenta hasta en un 50 %. Luego, comienza a disminuir y se
deteriora rápidamente a niveles de penetración del viento del
80 % o más. Por lo tanto, monitorear la seguridad transitoria
de las centrales síncronas restantes (es decir, la estabilidad
del ángulo del rotor) en tiempo real será aún más crítico con
niveles más altos de penetración de energías renovables.
Para investigar cómo evoluciona la seguridad transitoria
de las centrales no síncronas (la capacidad de brindar soporte
durante una falla trifásica) con el aumento de la generación de
energías renovables, considere cómo evolucionan las características de la falla trifásica. La forma más económica de
conectar fuentes de energías renovables a un sistema síncrono
es mediante convertidores electrónicos de potencia. Esto tiene
dos implicaciones principales: la inercia del sistema mecánico se agota cada vez más cuando aumenta la penetración de
energías renovables, y la contribución de la corriente de cortocircuito de las fuentes renovables se limita a su corriente de
carga máxima. La primera implicación afectará la seguridad
de frecuencia de un sistema; el segundo hace que las caídas
de tensión asociadas con fallas en el sistema de transmisión
se propaguen más ampliamente dentro de un sistema que
tiene niveles reducidos de cortocircuito. Esto tiene un impacto
directo en el rendimiento del soporte a la red durante fallas
(fault ride-through) de fuentes de generación no sincrónicas.
La mayor parte del sistema experimenta una caída de tensión,
y una mayor proporción de la generación no síncrona puede
dispararse con la protección de baja tensión.

Frecuencia (Hz)

49.7

Efecto de las energías renovables en la
estabilidad de la tensión

49.5
49.3

a

49.1
48.9

b

48.7
48.5

c

48.3
48.1
0

10

20
30
Veces

40

50

figura 8. Desviaciones de frecuencia debidas al disparo
repentino de un gran generador para (a) una cartera de
generación tradicional, (b) una cartera con una gran penetración de generación no síncrona y (c) una cartera con una
penetración significativa de generación no síncrona.
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En los comienzos, los generadores renovables no tenían ninguna capacidad de control de tensión y potencia reactiva.
Pronto, cuando los generadores no síncronos renovables desplazaron a los convencionales, se reconoció que las capacidades de control de tensión de los generadores convencionales se estaban agotando. Los códigos de la red comenzaron
a actualizarse para introducir al menos alguna funcionalidad similar a una generación convencional en una cartera
de generación no síncrona. Por ejemplo, el código de red
irlandés requiere que todos los sistemas eólicos conectados
a la transmisión puedan controlar la tensión y/o la potencia reactiva en sus terminales. La mejor tecnología existente
para esta tarea consiste en conectar las energías renovables a
la red a través de un convertidor con una potencia nominal.
marzo/abril 2021



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