IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December - 58

¿En qué punto es mejor dejar de intentar replicar las características
de las máquinas síncronas y aprovechar la mayor
flexibilidad de los inversores?
2) Escenario 2: de las ocho centrales FV, cuatro (incluida
la central del escenario 1) tienen control de tensión a
nivel de inversores. Las cuatro restantes están configuradas
para operar con control de potencia reactiva a
nivel de inversores.
3) Escenario 3: las ocho centrales FV operan con control
de tensión a nivel de inversores.
En el escenario 1, con una cantidad mínima de dispositivos
con control de tensión a nivel de inversores, el sistema es
incapaz de llegar a un estado estacionario posterior a la perturbación
y termina en una colapso completo del sistema. No
obstante, con una mayor cantidad de centrales con control
de tensión a nivel de inversores, no solo se estabiliza rápidamente
el sistema, sino que el aumento (es decir, el escenario
3 comparado con el escenario 2) tiene un beneficio notable
en la recuperación de la tensión.
Los resultados de la simulación ilustran muchos aspectos
del Programa de Investigación de Diseño de Inversores
(p. ej., la pregunta de investigación 5 en la tabla 2), pero se
aplican a un solo ejemplo simulado. Se requieren métodos y
estándares de diseño generalizables para garantizar estabilidad
en todos los sistemas y eventos creíbles. Esta aplicabilidad
global está en el centro de la agenda de investigación
G-PST, aunque casi siempre se requerirá la adaptación local.
Síncrono o no síncrono: esa es la
cuestión
Con la creciente penetración de IBR, el carácter subyacente
del sistema eléctrico está cambiando de uno basado principalmente
en un paradigma síncrono a uno basado en un
paradigma no síncrono. Estos cambios limitarán la aplicabilidad
de algunas herramientas y métodos existentes que
sustentan sus decisiones operativas y de planificación del
sistema eléctrico. Además, dictarán el desarrollo de nuevas
herramientas y métodos para garantizar la confiabilidad,
seguridad y estabilidad del sistema. Por lo tanto, se deben
desarrollar herramientas analíticas que ayuden a evaluar el
funcionamiento de un sistema eléctrico con una gran cantidad
de IBR.
Los modelos de IBR plantean un desafío en que existen
distintos esquemas de control de propiedad entre los fabricantes.
Dependiendo del tipo de modelado de estabilidad que
se realice, es posible que los modelos genéricos existentes no
estén detallados adecuadamente para reflejar su funcionamiento
bajo distintas condiciones de la red. A medida que
aumente la penetración de IBR, las cuestiones convergentes
de diseñar y modelar adecuadamente respuestas de IBR e
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integrar estas herramientas a las prácticas operativas y de
planificación se volverán cada vez más urgentes.
Incluso en escenarios de alta penetración de IBR sin
generación alimentada por combustibles fósiles, muchos
sistemas eléctricos seguirán operando con máquinas síncronas
al menos una parte del tiempo (p. ej., con centrales
nucleares, hidroeléctricas, geotérmicas o alimentadas por
hidrógeno). Las nuevas herramientas y métodos de estabilidad
deberán integrarse completamente a las existentes, que
forman parte de la " caja de herramientas " , con el objetivo
de realizar análisis en los periodos operativos y de planificación.
Las herramientas de estabilidad deben configurarse
para que los operadores de redes puedan pasar de los análisis
tabla 3. Preguntas del Programa de Investigación de
Herramientas y Métodos de Estabilidad.
12) ¿Qué enfoques pueden tomarse para el modelado de
sistemas casi en tiempo real con grandes cantidades de IBR
que le brinden suficiente precisión al diseño de estabilidad
del sistema y, a su vez, permitan que siga siendo manejable?
13) ¿Qué métodos pueden utilizarse en las herramientas
de monitoreo en línea y fuera de línea para detectar
inestabilidades incipientes? ¿Qué nuevas capacidades se
necesitan para abordar estas limitaciones?
14) ¿Qué tipo de análisis de contingencia y estabilidad en
línea deberían realizarse a niveles de cambios constantes de
las IBR?
¿Qué herramientas analíticas y modelos deberían
proporcionarse a los planificadores y operadores para una
evaluación robusta del rendimiento del sistema?
16) ¿Qué herramientas se necesitan para el análisis operativo
de las redes de más alta impedancia?
17) ¿Qué métodos y herramientas analíticos deberían
utilizarse para determinar la matriz y las capacidades
adecuadas de los inversores de formación de redes y de
seguimiento de la red a fin de mitigar las condiciones de baja
inercia en un sistema eléctrico en particular?
18) ¿Cuáles son los métodos y las herramientas adecuadas
para determinar, en un sistema eléctrico dado, el grado al
que la respuesta de frecuencia muy rápida puede sustituir
la inercia? En este sentido, ¿qué herramientas y métodos
se necesitan si se desea componer de manera efectiva una
matriz de Tf y respuestas de df/dt?
19) ¿Qué herramientas y métodos se necesitan en la
identificación de las mejores estrategias de mitigación para
los problemas de colapso de tensión en condiciones de
alta penetración de IBR? ¿Y qué tan efectiva es la IBR en la
recuperación de caídas importantes de tensión (teniendo en
cuenta la falta de corriente de sobrecarga de corto plazo)?
noviembre/diciembre 2021
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