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Desafíos de la robustez del sistema y la
estabilidad local
Además del problema de la inercia decreciente, las redes
con menos generadores síncronos y más IBR también son
más débiles y más susceptibles a las perturbaciones de tensión. En particular, la mayor sensibilidad de la tensión a las
perturbaciones de potencia reactiva (así como activa) y la
disponibilidad decreciente de la corriente de cortocircuito
significa que la gestión de la tensión se vuelve mucho más
difícil, especialmente en redes largas de alta impedancia
en áreas rurales donde están conectadas muchas energías
renovables a gran escala.
El término robustez del sistema se ha introducido como
un concepto general para indicar una medida general de la
estabilidad del sistema eléctrico, particularmente en términos de la capacidad con la que un sistema mantiene la forma
de onda y la fase de tensión en condiciones de operación
genéricas, incluso después de una interrupción. La robustez del sistema generalmente se ha asociado con el nivel de
corriente de falla disponible en una ubicación determinada
y se ha medido mediante métricas como la relación de cortocircuito.
No obstante, también se han observado recientemente
varios problemas emergentes de inestabilidad en presencia de
las IBR y los circuitos de control rápido, lo que exige nuevas
consideraciones y métricas además del nivel de corriente de
falla. Por ejemplo, en redes robustas, las IBR normalmente
utilizan un control de lazo de fase sincronizada como mecanismo de sincronización de tensión que compensa la falta de
sincronismo inherente. Sin embargo, como las redes muy
débiles con una gran proporción de IBR pueden experimentar
oscilaciones y distorsiones de tensión significativas durante y
después de una perturbación, los controles existentes pueden
ser inadecuados para rastrear el ángulo de tensión y mantener
la sincronización. Esto ha llevado al Operador Australiano de
Mercados Energéticos (AEMO, por sus siglas en inglés) a realizar intervenciones de seguridad relacionadas con la robustez del sistema, como la aplicación de un número mínimo de
generadores síncronos que permanecen en línea, la restricción
de la producción de energías renovables y la adquisición de
condensadores síncronos.
Otras soluciones para reducir los impactos negativos de
las condiciones de baja robustez del sistema incluyen el reajuste de los controladores IBR y el soporte de potencia reactiva rápida. También se están probando en Australia varios
proyectos en curso de almacenamiento de baterías a gran
escala. Algunos de estos incluyen convertidores de formación de red más nuevos, que no utilizan una arquitectura
basada en lazo de fase sincronizada, pero generan la tensión
de referencia ellos mismos, y máquinas síncronas virtuales
que emulan las características dinámicas de los generadores
síncronos convencionales.
marzo/abril 2021	

Fragilidad del sistema y riesgo de cascada
También relacionado con la disminución de la robustez y
la inercia del sistema, muchas energías renovables, FED y
sus sistemas de protección generalmente pueden ser más
sensibles y vulnerables a las excursiones de frecuencia y
tensión y, por lo tanto, sea más propenso a la cascada (lo
que generalmente podemos indicar como " fragilidad " ).
Esto incluye una capacidad de soporte a la red durante
fallas ( fault ride-through) inadecuada, un soporte reactivo
local insuficiente en respuesta a transitorios de tensión o
configuraciones de protección inadecuadas o no completamente coordinadas.
Además, existen riesgos relacionados con las interconexiones entre los parámetros del sistema y las condiciones de
seguridad, como las caídas de frecuencia inducidas por la
tensión y la respuesta dinámica no coordinada o poco entendida de las nuevas tecnologías (consulte el estudio de caso
a continuación). Todas estas situaciones destacan la mayor
fragilidad de una red cada vez más compleja con una gran
proporción de IBR y múltiples dinámicas interconectadas, lo
que exige nuevas herramientas y tecnologías operativas para
gestionar la seguridad del sistema.

El papel de las nuevas herramientas de
seguridad operativa
Frente a todos los desafíos técnicos emergentes ilustrados
anteriormente, se han propuesto varios avances a fin de hacer
frente a las condiciones cambiantes del sistema, incluido un
nuevo flujo de carga óptimo y herramientas de programación buscando comprometer y despachar fuentes de forma
segura en sistemas de baja inercia, así como herramientas
basadas en aprendizaje automático que lidien con la variabilidad y la incertidumbre de diferentes naturalezas. Por
ejemplo, los mapas de seguridad de respuesta en frecuencia desarrollados durante la Revisión de Finkel (figura 2),
que tenía como objetivo revisar el estado del NEM luego del
apagón de Australia del Sur de septiembre de 2016 y avanzar
hacia un futuro rico en energías renovables, se puede -utilizar

Requerimiento de nadir
Requerimiento estático
Requerimiento ROCOF
RFP

estos generadores podrían ser más necesarios para proporcionar inercia y robustez al sistema.

Región segura
Inercia alta
Inercia baja
Inercia agregada después de la contingencia

figura 2. Un mapa de seguridad de respuesta en frecuencia para eventos de baja frecuencia con una ilustración de
la transición convencional de condiciones de " inercia alta "
a " inercia baja " (adaptado de Mancarella et al., 2017).
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2021

Contents
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