IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November 2019 - 111

Los operadores de redes, fabricantes, investigadores y responsables
de formular políticas deben analizar continuamente las condiciones
bajo las cuales se necesita la tecnología de FR y los requerimientos
de rendimiento deben definirse claramente.

ayudar a mejorar la estabilidad del sistema solo si hay un
número suficiente de GS conectados a la red que mantienen
un nivel de inercia mínimo y aseguran un RoCoF aceptable
en los primeros 100 ms después de un disparo del generador.
Los estudios en la Universidad de Strathclyde han demostrado que, cuando no se cumple esta condición, la RFR de la
IBPS SR puede ser perjudicial para la estabilidad (gráfico 6).
Varios proyectos de investigación han estudiado los controles de FR y han propuesto varias soluciones técnicas que
cumplen con los requerimientos establecidos al comienzo de
este artículo. La Red Nacional y la Universidad de Strathclyde han demostrado que todos los escenarios estudiados
podrían estabilizarse, incluso en un caso extremo que representa una división del sistema con una penetración de 93 %
de IBPS y transferencias de potencia muy altas, al reemplazar una porción de la IBPS SR (10-30 %) con controles
de FR. El proyecto MIGRATE, financiado por la Comisión
Europea, también demostró los beneficios de estabilidad de
los controles de FR en el sistema de transmisión irlandés. Si
bien el porcentaje exacto requerido de las IBPS FR depende
de las características del sistema que se evalúa, la investigación ha demostrado que, en general, el 10-30 % del total de
las IBPS es adecuado.
Los equipos del proyecto del Instituto de Investigación
de Energía Eléctrica (EPRI) y la Universidad Estatal de
Arizona, EPRI y la Universidad Estatal de Washington, la
Universidad de Strathclyde y la Red Nacional y MIGRATE
han investigado las siguientes condiciones de control de FR:
✔ una máquina síncrona virtual (VSM, por sus siglas en
inglés) que emula el comportamiento beneficioso de
un GS
✔ una VSM con inercia cero, que es similar a un GS sin
inercia
✔ una caída de frecuencia, que recrea el vínculo entre el
desbalance de carga y generación y la desviación de
frecuencia
✔ una reducción del ángulo, que vincula directamente el
desequilibrio de carga y generación a una desviación
del ángulo de tensión en terminales
✔ un control de oscilaciones virtuales despachables
(dVOC, por sus siglas en inglés) que imita el comportamiento perfecto de un oscilador de inductancia o capacitancia y se sincroniza automáticamente en una red.
Aunque estos controles tienen implementaciones algo
diferentes, su comportamiento cercano a las condiciones
noviembre/diciembre 2019

nominales (en una señal pequeña) es parecido. El proyecto MIGRATE investigó la interoperabilidad de las FR
y demostró que la VSM, la caída de frecuencia y el dVOC
pueden operar en la misma red de manera estable. Los otros
controles no han sido investigados de manera similar, lo que
no significa que sean incompatibles. Además, estos controles
no cambian el funcionamiento fundamental del sistema, ya
que recrean el enlace lineal entre el desequilibrio de la frecuencia y la carga. Sin embargo, el límite entre el control de
frecuencia primario y secundario y la inercia puede modificarse con el cambio en la dinámica del sistema.
El control de FR crea un enlace directo entre la red de CA
y el lado de CC del convertidor. Esta es una de las condiciones necesarias para garantizar un funcionamiento estable del
sistema de CA, pero significa que el lado de CC del convertidor debe estar correctamente modelado. Por ejemplo, una
IBPS FR reaccionará de inmediato a un cambio escalonado
de carga de CA al aprovechar la potencia de su lado de CC.
Es necesaria una representación precisa de esto, ya que la
reducción de potencia en el lado de CC tendrá un impacto
directo en la tensión del lado de CA. Por lo tanto, una barra
de CC no rígido podría provocar el acoplamiento entre la
potencia activa y la tensión; este efecto ha sido ignorado en
gran medida en el análisis del sistema eléctrico hasta ahora.
También se requiere un intermediario de energía en el lado
de CC del convertidor y su tamaño dependerá de la velocidad de respuesta de otros dispositivos en la red.
La línea entre la necesidad del dominio tradicional de
los fasores y las simulaciones detalladas del sistema eléctrico de EMT se vuelve menos perceptible con el aumento
de las IBPS. En esencia, cada convertidor que se usa para
la interconexión de una fuente de generación al sistema
eléctrico es un convertidor de fuente de tensión (VSC). Sin
embargo, por la naturaleza del control de IBPS actual, el
sistema eléctrico percibe estos convertidores como fuentes
de corriente virtuales y los convertidores siguen el ángulo
y la frecuencia de la tensión de la red. A medida que disminuye la fortaleza del sistema, los controladores rápidos
de las IBPS pueden experimentar problemas de estabilidad,
que actualmente no son observables con los modelos de convertidor en simulaciones de sistemas de energía de dominio
de fasores. Realizar una simulación de EMT detallada es la
única vía para estudiar los fenómenos (la curva azul en el
gráfico 7). Sin embargo, mediante una investigación reciente
llevada a cabo en la Universidad Estatal de Arizona y en el
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