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del 20% (que es un factor de carga promedio típico), la
potencia de cortocircuito que se puede suministrar es
aproximadamente cinco veces la potencia activa proporcionada a la red.
✔✔ Con las máquinas síncronas, la potencia activa proporcionada a la red a menudo es similar a la potencia
nominal de las máquinas, con base en la suposición
de que las máquinas síncronas funcionan a máxima
potencia y la potencia de cortocircuito proporcionada
a la red es de tres a cinco veces la potencia activa suministrada antes de la falla.
Con respecto a la rigidez de la red, la potencia de cortocircuito es un buen indicador, pero para los convertidores, la
regulación de la tensión es el principal conductor del comportamiento y el control en estado estacionario y en modo de
falla puede ser completamente diferente. Como ejemplo, la
regulación de la tensión de un convertidor de formación de
redes puede generar una tensión de red muy rígida; mientras
tanto, los controles pueden bloquear el convertidor durante
el modo de falla, sin proporcionar de este modo corriente
de falla.
Probablemente se necesitará una nueva definición para
abordar la rigidez de la red con los convertidores. El comportamiento de los convertidores de formación de redes
durante una falla es uno de los problemas que deberán abordarse detenidamente, siendo el control de la tensión mientras
se mantiene la corriente por debajo de la capacidad máxima
del convertidor uno de los aspectos clave.
Opciones tecnológicas
Los convertidores de formación de redes, con los controles
adecuados tanto en el circuito de potencia activa como en
el circuito de potencia reactiva, junto con las características
de caída correctamente diseñadas, ofrecen la capacidad de
desarrollar y operar sistemas de menor inercia. La prueba de
concepto se puede demostrar por medio de la simulación del
sistema a gran escala con modelos eficaces en simulaciones
de secuencias positivas en el dominio temporal de sistemas
grandes.
En un reciente proyecto realizado por el Centro de Investigación en Ingeniería de Sistemas de Potencia (PSERC, por
sus siglas en inglés), la viabilidad de un sistema de potencia
de inercia cero ha sido sistemáticamente examinada y analizada. Este análisis de viabilidad se llevó a cabo en un sistema a gran escala utilizando la práctica industrial convencional de la simulación de secuencia positiva en el dominio
temporal. Un primer paso fundamental en este estudio fue
desarrollar un modelo adecuado para la generación interconectada a un convertidor que permitiría captar las características esenciales del dispositivo real.
El estudio se centró principalmente en la posibilidad de
controlar y operar un sistema de inercia cero; por lo tanto, no
se estudió el margen de reserva. Se reveló que los principios
de caída de la frecuencia de la potencia, acompañada por
la disponibilidad de una respuesta rápida de los dispositivos
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del convertidor, pueden servir de forma competente en la
detención del cambio de frecuencia y la recuperación de la
frecuencia.
Este análisis ha demostrado que el control y el funcionamiento de un sistema de potencia de inercia cero son viables.
La principal suposición aquí es que se dispone de un margen
de potencia activa adecuado para equilibrar el sistema. Para
que este sea el caso con la generación de energía renovable
basada solo en convertidores, algunas de las fuentes renovables de energía deberían ser suministrables, o se necesitará
un uso generalizado de almacenamiento de energía. Una
segunda suposición expone que cada fuente de generación
interconectada a un convertidor es capaz de proporcionar
soporte de tensión, lo que requiere dimensionar el convertidor para asegurar que haya suficiente corriente disponible
para proporcionar la corriente activa y reactiva necesaria.
Verificación por simulación
en un sistema a gran escala
Las simulaciones a gran escala fueron realizadas por el Consejo Coordinador de Electricidad del Oeste, el cual incluye
todas las partes de Estados Unidos al oeste de las montañas
rocosas, la parte norte de Baja California en México y las
provincias canadienses de Columbia Británica y Alberta.
Entre otros, el siguiente caso de contingencia se examinó
usando el modelo de sistema de menor inercia.
Se estudió el cierre de una línea de transmisión para
garantizar que no provocara transitorios excesivos de
corriente y tensión. Para observar este escenario, el flujo
de potencia del sistema se solucionó con una línea afectada
por el corte entre dos barras principales en Arizona, lo que
ocasionó una gran diferencia de ángulo entre las barras. En
t = 15 s, la línea se había cerrado, provocando un transitorio grave. Con la corriente máxima del convertidor establecida en 1.7 por unidad (pu), los Gráficos 5 y 6 muestran las
corrientes de convertidores para las unidades generadoras
cercanas. Según los gráficos, podemos observar que, aunque
hay un gran aumento en la corriente instantánea, el valor de
la corriente anterior a la perturbación se logra en 1 s. Además, tal como se esperaba, la unidad ubicada cerca de la
línea se ve afectada en mayor medida, pero el sistema es
estable y seguro. Sin embargo, si las unidades generadoras
cercanas tuvieran un valor de corriente máximo de 1,4 pu, la
unidad ubicada cerca de la línea se dispararía, mientras que
las otras unidades recuperarían la inactividad.
Este ejercicio basado en la simulación a gran escala ha
demostrado que el uso únicamente de convertidores de formación de redes con un control bien diseñado y un margen
adecuado en los recursos de generación puede funcionar con
eficacia, incluso en grandes sistemas, y tolerar grandes perturbaciones, incluyendo la pérdida significativa de generación y el cierre de grandes líneas de transmisión.
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