IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December - 26

el de Irlanda, pueden producirse caídas de frecuencia inducidas
por la tensión debido a la propagación de la baja tensión
en una zona más amplia durante las fallas. Es necesario
comprender y estudiar estos acontecimientos para determinar
las medidas de mitigación adecuadas. En los grandes
sistemas interconectados, la división del área síncrona es un
problema, ya que puede ser difícil mantener la estabilidad de
la frecuencia en subsistemas separados.
Un RoCoF elevado tras una contingencia o una división
del sistema podría suponer un límite a la penetración instantánea
máxima de las IBR, a menos que se mantenga un nivel
suficiente de inercia. Una opción es mantener varios generadores
síncronos de funcionamiento obligatorio. No obstante,
los generadores síncronos, especialmente las turbinas de
gas, pueden ser sensibles a un RoCoF elevado y no mitigar
la preocupación. La inercia necesaria también puede ser proporcionada
por condensadores síncronos (SynCons, por sus
siglas en inglés) e IBR FR. Aunque la inercia de los SynCons
es relativamente pequeña, se pueden añadir volantes de inercia
para aumentar su contribución. La respuesta inercial de
una IBR FR está sujeta al búfer de energía disponible y a la
capacidad de sobrecorriente del inversor.
Tensión y estabilidad angular
La transferencia de energía a larga distancia desde focos de
generación remotos ha sido uno de los principales retos en
la planificación y operación del sistema. La transferencia
máxima de las regiones con generadores síncronos suele
estar determinada por la estabilidad transitoria de la primera
oscilación y así garantizar que las máquinas permanezcan
en sincronismo. A medida que las IBR sustituyen a los gene1.02
1.04
1.06
0.92
0.94
0.96
0.98
1
Colapso
de tensión en el rango
de tensión de funcionamiento
normal: 0,95~1,05 p.u.
radores síncronos y reducen la robustez del sistema, la preocupación
por la estabilidad transitoria puede ser sustituida
por la necesidad de mantener una tensión y una estabilidad
angular adecuadas en toda la red.
Se crean nuevos problemas de estabilidad de la tensión
debido a lo siguiente:
✔ El número variable de reguladores de tensión en línea
con altas ganancias.
✔ Las diferencias en las respuestas de la IBR.
✔ La posible interacción entre las IBR y otros dispositivos
dinámicos.
Por ejemplo, si la robustez del sistema en un punto de interconexión
es baja, la tensión crítica en la punta de la curva
de potencia-tensión puede residir dentro del rango de tensión
de funcionamiento normal. Esto puede enmascarar una
condición de tensión que supera el punto de funcionamiento
confiable. La figura 2 ofrece un ejemplo de este fenómeno
basado en el " Estudio de la zona de energías renovables del
Mango " del Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas
Históricamente, se han observado problemas similares en
sistemas con altos niveles de compensación reactiva en derivación.
Esta convergencia de los límites de estabilidad de la
tensión en el rango de funcionamiento normal contribuye a
la aparente " fragilidad " del sistema, tendiendo a acelerar la
velocidad a la que falla la red.
Las contingencias sin fallas, como las desconexiones de
la línea, pueden provocar una mayor tensión en el sistema.
En condiciones de falla, se activa el modo de soporte a la red
durante fallas (fault ride-through) de las IBR, lo que provoca
un rápido aumento de la potencia reactiva y la reducción
de la potencia activa para ayudar a la recuperación de
la tensión. En el caso de las condiciones de contingencia sin
fallas, la potencia real se mantiene en niveles más altos, lo
que provoca un aumento de las pérdidas reactivas debido al
estado de poscontingencia del sistema. Esto puede provocar
un rápido colapso de la tensión. Por otro lado, una respuesta
inadecuada de las IBR durante el soporte a la red durante
fallas (fault ride-through) después de esta (por ejemplo, una
recuperación de potencia activa demasiado agresiva) podría
llevar a un colapso de alta o baja tensión en cascada en los
BPS donde las IBR se concentran en focos remotos lejos de
los centros de carga.
El gran ancho de banda de control y las diferentes caracGeneración
eólica en la zona del Mango (GW)
Nodo 1
Nodo 4
Nodo 7
Nodo 2
Nodo 5
Nodo 3
Nodo 6
figura 2. Curvas de potencia-tensión en los nodos de
345 kV, que ilustran un colapso de tensión posterior a
la contingencia en un rango de tensión normal (extraído
del Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas de 2014
" Informe del estudio de la zona de energías renovables del
Mango " ). p.u.: por unidad.
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terísticas dinámicas de los controles de tensión IBR pueden
interactuar de formas nuevas, y no del todo conocidas, con
otros dispositivos reactivos. Las limitaciones en el ancho
de banda de los controles de los generadores síncronos (por
ejemplo, 5 Hz en Gran Bretaña) también pueden aplicarse a
las IBR. A medida que la penetración de las IBR se acerca
al 100 %, la sintonía de control coordinada entre centrales
cercanas puede dejar de ser práctica. El concepto de estabilidad
angular también cambia al aumentar la penetración de
la IBR. La estabilidad del ángulo del rotor de amplia señal
ha sido durante mucho tiempo el sustituto de las máquinas
síncronas que mantienen el sincronismo durante las fallas de
noviembre/diciembre 2021
Tensión de los nodos (p.u.)
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
2.2
2.4
2.6
2.8
3
3.2
3.4
3.6
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