IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023 - 48

de 1 MW). Los ingenieros eléctricos tuvieron que
aprender sobre distintos modos de control de las operaciones
de IBR:
✔ Modo de operación continua: se inyecta corriente activamente
a la red
✔ Modo de cese momentáneo
* Se deja momentáneamente de inyectar corriente activa
a la red, pero se mantiene conectado de forma
eléctrica
* Se produce por tensiones anormales en el sistema
(< 0.9 o > 1.1 por unidad)
✔ Modo de disparo (cese de abastecimiento)
* Deja de inyectar corriente y retrasa el restablecimiento
del servicio (normalmente en unos cinco minutos)
* También puede desconectarse mecánicamente de la
red.
La representación precisa de IBR supone un desafío
mayor en un modelado de eventos, dado que se modelan muy
pocos comportamientos dinámicos de IBR en simulaciones
convencionales de flujo eléctrico y dinámicas.
Los operadores de redes también se enfrentaron a un
mundo en que las velocidades de escaneo del SCADA son
casi inútiles e incluso los PMU son demasiado lentos para
reflejar el comportamiento dinámico en milisegundos de
las IBR. Del mismo modo, las oscilaciones entre áreas que
habían estado presentes en varias perturbaciones de sistemas
ya no se limitan al comportamiento oscilatorio de
las máquinas rotativas (máquinas síncronas). Además, las
interacciones entre los inversores y otros dispositivos y
controles de electrónica de potencia ya no se limitan a las
frecuencias inferiores a 1 Hz impuestas por la física de las
máquinas. Después de todo, las IBR son dispositivos controlados
por computadora que pueden reaccionar en milisegundos
a las condiciones del sistema. Si no se coordina
bien, la velocidad de respuesta de las IBR podría desestabilizar
la red eléctrica en su totalidad; si se utiliza con cautela,
esa velocidad podría utilizarse como una ventaja enorme
para la estabilidad del sistema.
Con una cantidad creciente de instalaciones de IBR,
hay una posibilidad cada vez mayor de que se controlen
interacciones y se fuercen oscilaciones. Si la frecuencia
de las oscilaciones resultantes es cercana a la frecuencia
resonante (es decir, los modos oscilatorios naturales de la
interconexión), se podrá observar en toda la interconexión
la oscilación forzada originada por una central de 200 MW
en Florida.
También es de interés que los PMU en sí, que han sido
invaluables en la observación de oscilaciones y rendimiento
general de los sistemas, no puedan medir con precisión las
perturbaciones a tanta distancia de su ancho de banda para el
que están diseñados.
La NERC ha publicado varios documentos técnicos de
referencia, ha recomendado prácticas y ha dado directrices
sobre buenas prácticas para la incorporación de IBR
en el BPS.
48
ieee power & energy magazine
Perturbaciones en los sistemas
relacionadas con IBR
Recientemente ha habido varias perturbaciones en los sistemas
en que se perdieron ( " dispararon " o entraron en modo
de cese momentáneo) cantidades importantes de IBR y otras
fuentes cuando su rendimiento no fue el deseado ante eventos
comunes de los sistemas (fallas y conmutación). Entre
ellas se incluye, aunque no se limita, a las siguientes:
✔ Perturbación de incendio de Blue Cut (2016)
✔ Perturbación de incendio de Canyon 2 (2018)
✔ Perturbaciones de Palmdale Roost y Angeles Forest
(2019)
✔ Perturbación de San Fernando (2020)
✔ Perturbaciones de Odessa (2021)
✔ Perturbaciones de California (2021)
* Victorville, 24 de junio de 2021
* Trumbleweed, 4 de julio de 2021
* Windhub, 28 de junio de 2021
* Incendio de Lytle Creek, 25 de agosto de 2021
✔ Evento eólico del Mango de Texas (2022)
✔ Perturbación de Odessa II (2022) (Evento de categoría
3 de la NERC: pérdida de > 2,000 MW de fuentes).
Una mirada más detallada a algunas de estas perturbaciones
puede ser didáctica en cuanto a los potenciales problemas
que enfrente la industria en el análisis de eventos.
En cualquier caso, si los hay, son muy pocos los registros
de datos de punto de la onda de alta velocidad para analizar
de forma adecuada el funcionamiento específico de
las IBR.
Perturbación de incendio de Blue Cut: 16 de
agosto de 2016
La perturbación de incendio de Blue Cut dio inicio a una
serie de perturbaciones importantes en los sistemas provocadas
por IBR durante lo que se consideran condiciones normales
de funcionamiento del sistema. La perturbación ocurrió
durante un incendio forestal en California que produjo
varias fallas de líneas. El incendio de Blue Cut en sí causó 13
fallas de líneas de 500 kV y dos fallas de líneas de 287 kV.
La más grave fue la falla de las 11:45:06 hora de verano del
Pacífico.
A continuación, se enumeran distintas observaciones de
este evento:
✔ Una falla entre líneas de 500 kV corregida normalmente
en 2.5 ciclos (41.7 milisegundos).
✔ Las fuentes de energía FV impactadas fueron equivalentes
a 1,178 MW (según los datos de velocidad
de escaneo de 4 segundos del SCADA). Posteriormente,
el retrocálculo dio una pérdida momentánea
de 2,500 MW utilizando las ecuaciones de Kundur a
partir de la inercia conocida del sistema en el momento
del evento (no visto en el SCADA y ni siquiera en los
PMU).
✔ Había 26 instalaciones diferentes de energía solar en
un área con un radio de más de 200 millas.
mayo/junio 2023
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023
