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Esto permite modular la tensión trifásica del lado de la red
de acuerdo con la potencia reactiva requerida. No obstante,
la mayoría de las fuentes de energías renovables conectadas a la distribución siguen siendo máquinas de factor de
potencia fija que no regulan la tensión. Esto significa que la
regulación de tensión se vuelve cada vez más difícil en un
sistema con una alta penetración de energías renovables. En
áreas con generación renovable significativa, los colapsos de
tensión se vuelven más probables.
Considere las características ideales de tensión de potencia de un corredor de transmisión entre dos partes de un
sistema, con la parte receptora representada por la carga en
forma de impedancia. Esta característica se describe en la
figura 6(a). En un sistema eléctrico de CA correctamente
diseñado, donde toda la generación se realiza mediante
máquinas síncronas, la distancia desde el área de operación
normal (punto A) hasta el sitio de inestabilidad (punto B), el
" morro " de la característica de tensión de potencia es lo suficientemente grande para acomodar posibles contingencias,
como cortes en circuitos paralelos. Históricamente, la cartera de generación térmica convencional estaba planificada
para ubicarse lo más cerca posible de los centros de carga;
por lo tanto, grandes cantidades de electricidad no fueron
diseñadas para viajar largas distancias. A altos niveles de
penetración de energías renovables, cuando se desplaza una
parte significativa de la cartera térmica, la potencia debe viajar más lejos porque las energías renovables normalmente se
colocan lejos de los centros de carga.
Considere el mismo corredor de transmisión en un sistema
donde la generación convencional cerca del centro de carga
está programada para estar fuera de línea a fin de que pueda
ser reemplazada por generación distante de energías renovables. La transferencia de potencia cambiaría de dirección y
su valor absoluto aumentaría. Por lo tanto, la característica
de tensión de potencia cambiaría debido a la impedancia adicional asociada con la importación de electricidad de áreas
remotas, como en la figura 6(b). El punto de funcionamiento
A ahora estará más cerca del punto de inestabilidad B debido
a la mayor impedancia y la mayor transferencia.

Efecto de las energías renovables en la
estabilidad de frecuencia
El principal efecto de la generación renovable sobre la estabilidad de frecuencia está relacionado con el hecho de que la
generación de energías renovables proporciona poca inercia a
un sistema porque está parcial o completamente desacoplado
mecánicamente. Con el reemplazo progresivo de la generación convencional por generación no síncrona de energías
renovables (figura 7), la inercia del sistema disponible disminuye, lo que significa que si se produce un desequilibrio de
potencia, la desviación de frecuencia para el mismo desequilibrio será mayor en un sistema que tiene menos inercia disponible (figura 8). Hasta cierto punto, el problema puede aliviarse mediante la introducción de mecanismos de respuesta
de frecuencia rápida (algunos de los cuales se denominan
marzo/abril 2021	

inercia sintética), pero la inercia genuina proporcionada por
una central síncrona solo puede ser replicada por completo
por una central basada en convertidor si el desequilibrio de
potencia en el sistema se evalúa directamente y se compensa
en tiempo real. La curva C en la figura 8 corresponde a la
activación de un esquema de alivio de carga por baja frecuencia. Este es el mecanismo de defensa de la integridad del
sistema diseñado para desconectar automáticamente un porcentaje de la carga. Esta es una última defensa y no se acepta
para el funcionamiento rutinario en la sociedad moderna.

Evaluación en tiempo real de la
seguridad operativa
La evaluación de la seguridad del sistema operativo de un
sistema eléctrico se vuelve obligatoria para los GRT que
integran grandes cantidades de energías renovables. Estas
evaluaciones se pueden realizar utilizando tecnología de
evaluación de seguridad dinámica en línea: software que
toma instantáneas de las condiciones del sistema eléctrico,
realiza evaluaciones de seguridad (incluida la determinación
de los límites de estabilidad) casi en tiempo real y para marcos de tiempo futuros (de horas a días), y proporciona advertencias y medidas correctivas en situaciones anormales. Se
puede encontrar un ejemplo de un sistema de evaluación de
seguridad dinámico en línea en el artículo " Seguridad en
números " en la sección " Lecturas complementarias " .

Lecturas complementarias
Eirgrid. All Island TSO Facilitation of Renewables Studies
(Estudio de facilitación de energías renovables para los GRT
en todas las islas). Dublin: Eirgrid, 2010.
I. M. Dudurych, " On-line Assessment of Secure Level of
Wind on the Irish Power System " (Evaluación en línea del
nivel seguro de viento en el sistema eléctrico irlandés), in
Proc. Reunión General de la PES del IEEE de 2010, Providence, RI, 25 al 29 de julio, 2010, págs. 1-7. doi: 10.1109/
PES.2010.5588059.
I. M. Dudurych, A. Rogers, R. Aherne, L. Wang, F.
Howell y X. Lin, " Safety in numbers " (Seguridad en números), IEEE Power & Energy Mag., págs. 62-70, Marzo-Abril
de 2012. doi: 10.1109/MPE.2011.2178283.
ENTSO-e. in Proc. 1st DSA Stakeholder Workshop, (Primer taller de partes interesadas de DSA), Bruselas 23 de
mayo de 2018. [En línea]. Disponible: https://docstore.entsoe
.eu/Documents/Events/2018/180523_DSA_SH_Workshop
-Joint_presentation_with_conclusions.pdf
Eirgrid, " Operational constraints update version 1.80 "
(Actualización de restricciones operativas versión 1.80),
31 de julio de 2020 [En línea]. Disponible: https://www
.eirgridgroup.com/site-files/library/EirGrid/Operational
ConstraintsUpdateVersion1_96_July_2020.pdf

Biografía
Ivan M. Dudurych pertenece a Military Technological Cop&e
llege, Muscat, 111, Omán.
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