Recurso basado en inversor

Un recurso basado en inversor ( IBR ) es una fuente de electricidad que se conecta de forma asíncrona a la red eléctrica mediante un convertidor de potencia electrónico (" inversor "). Los dispositivos de esta categoría, también conocidos como generación con interfaz de convertidor ( CIG ) y fuente de interfaz electrónica de potencia , incluyen los generadores de energía renovable variable (eólica, solar) y los sistemas de almacenamiento de energía como baterías, supercondensadores, etc. [ ^{1 ] [ 2 ] Estos} dispositivos carecen de comportamientos intrínsecos (como la respuesta inercial de un generador síncrono ) y sus características están definidas casi por completo por los algoritmos de control, lo que presenta desafíos específicos para la estabilidad del sistema a medida que aumenta su penetración, ^{[ 1 ]} por ejemplo, un único fallo de software puede afectar a todos los dispositivos de un tipo determinado en una contingencia (véase la sección sobre el incendio de Blue Cut más adelante). Los IBR a veces se denominan generadores no síncronos . ^{[ 3 ]} El diseño de inversores para el IBR generalmente sigue las normas IEEE 1547 y NERC PRC-024-2. ^{[ 4 ]}

El término fuentes no convencionales incluye los IBR, así como otros generadores que se comportan de manera diferente a los generadores síncronos. ^{[ 5 ]}

Un dispositivo seguidor de red ( GFL ) se sincroniza con la tensión de la red local e inyecta un vector de corriente eléctrica alineado con la tensión (es decir, se comporta como una fuente de corriente ^{[ 6 ]} ). Los inversores GFL están integrados en la gran mayoría de los dispositivos IBR instalados. ^{[ 1 ]} Debido a su naturaleza de seguimiento, el dispositivo GFL se apagará si se observa una gran perturbación de tensión/frecuencia. ^{[ 7 ]} Los dispositivos GFL no pueden contribuir a la robustez de la red , amortiguar las oscilaciones de potencia activa ni proporcionar inercia . ^{[ 8 ]}

Un dispositivo formador de red ( GFM ) imita parcialmente ciertos atributos de un generador síncrono: su voltaje es controlado por un oscilador controlado localmente que se ralentiza cuando se extrae más energía del dispositivo. ^{[ 9 ]} A diferencia de un generador convencional, el dispositivo GFM no tiene capacidad de sobrecorriente y, por lo tanto, reaccionará de manera muy diferente en caso de cortocircuito . ^{[ 1 ]} Agregar la capacidad GFM a un dispositivo GFL no es costoso en términos de componentes, pero afecta los ingresos: para respaldar la estabilidad de la red proporcionando energía adicional cuando sea necesario, los semiconductores de potencia deben ser sobredimensionados y se debe agregar almacenamiento de energía. El GFM tiene un mayor consumo en espera que el GFL. ^{[ 10 ]} Sin embargo, el modelado demuestra que es posible operar un sistema de energía que se base casi por completo en dispositivos GFL. ^{[ 11 ]} Se está investigando una combinación de una estación de energía con almacenamiento de baterías GFM y condensadores síncronos ("SuperFACTS"). ^{[ 12 ]}

La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E) agrupa los dispositivos GFM en tres clases, de 1 a 3, siendo la Clase 1 la de menor contribución a la estabilidad de la red (la clasificación original tenía los números invertidos, siendo la Clase 1 la de mayor contribución). La Clase 2 se subdivide a su vez en 2A, 2B y 2C, siendo 2A la más básica de las tres: ^{[ 13 ]}

• Los dispositivos de Clase 1 se ocupan principalmente de su propia supervivencia (rangos operativos completos de frecuencia y voltaje) y contribuyen mínimamente a la red, incluyendo la gestión básica de potencia reactiva para mantener el factor de potencia unitario y el modo sensible a la frecuencia limitado (LFSM-O).
• Los dispositivos de clase 2 ofrecen capacidades adicionales:
  • 2A admite la tolerancia a fallos y el control de voltaje para el estado estacionario;
  • La versión 2B añade el control dinámico de voltaje, el modo sensible a la frecuencia (FSM) y el LFSM-U;
  • El modelo 2C también proporciona control de voltaje con potencia activa cero, amortiguación de oscilaciones e inyección rápida de corriente de falla (FFCI) para los períodos B y C (los períodos de CA inmediatamente posteriores al período "A" con la falla).
• La Clase 3 es capaz de operar de forma totalmente autónoma sin apoyo de la red. Crea tensión de sistema, es capaz de manejar el nivel de falla en el período A, contribuye a la inercia total del sistema (TSI) de la red, puede manejar la desconexión de demanda de baja frecuencia (LFDD), proporciona un sumidero para los armónicos e interarmónicos de la tensión del sistema y un sumidero para el desequilibrio de tensión .

El cumplimiento con el estándar IEEE 1547 hace que el IBR admita características de seguridad: ^{[ 14 ]}

• Si la tensión de línea detectada se desvía significativamente de la nominal (normalmente fuera de los límites de 0,9 a 1,1 pu ), el IBR se desconectará después de un retardo ( tiempo de espera ), el retardo es más corto si la desviación de tensión es mayor. Una vez apagado el inversor, permanecerá desconectado durante un tiempo considerable (minutos);
• Si la magnitud de la tensión es inesperada, el inversor entrará en estado de parada momentánea : mientras permanezca conectado, no inyectará energía a la red. Este estado tiene una duración breve (menos de un segundo).

Una vez que un IBR deja de suministrar energía, solo puede volver gradualmente, aumentando su salida desde cero hasta la potencia máxima. ^{[ 15 ]}

La naturaleza electrónica de los IBR limita su capacidad de sobrecarga: el estrés térmico hace que sus componentes puedan funcionar incluso temporalmente a no más de 1-2 veces la capacidad nominal , mientras que las máquinas síncronas pueden tolerar brevemente una sobrecarga de hasta 5-6 veces su potencia nominal. ^{[ 16 ]}

Una falla típica de un generador síncrono convencional (como una pérdida del motor primario ) es lenta (segundos), mientras que el IBR tiene que desconectarse rápidamente debido al bajo margen de sobrecarga. ^{[ 17 ]}

La North American Electric Reliability Corporation (NERC) señala que los generadores IBR, al igual que los generadores convencionales, pueden proporcionar servicios esenciales de confiabilidad y resume las diferencias de la siguiente manera: ^{[ 18 ]}

La creciente penetración de los IBR (resistencias basadas en indicadores) planteó nuevos desafíos para la estabilidad del sistema. Se reportaron casos de desconexiones durante eventos de contingencia donde se esperaba que la falla se soportara , así como una amortiguación deficiente de las oscilaciones subsíncronas en redes débiles . ^{[ 1 ]}

Las desconexiones masivas generalizadas de IBR en caso de una falla representan un riesgo de confiabilidad "notable" para las redes. ^{[ 21 ]} A mediados de la década de 2020, los IBR, incluidos los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), demostraron una tendencia a desconectarse o reducir significativamente la producción debido a fallas normalmente no consecuentes que los sistemas de protección eliminan de forma rutinaria. ^{[ 22 ]} Este riesgo se agrava por la retirada de máquinas síncronas, lo que aumenta la dependencia de la red de los IBR para servicios esenciales de confiabilidad y rendimiento de tolerancia a fallas. ^{[ 23 ]} Western Interconnection en los EE. UU., con su alta penetración de recursos solares fotovoltaicos y eólicos, presentó 4 eventos con pérdida de más de 500 MW en la primavera-verano de 2024. ^{[ 24 ]} El análisis de estas perturbaciones indicó que una parte significativa de los ajustes del inversor no estaban optimizados para la capacidad máxima del equipo, lo que resultó en una capacidad de tolerancia a fallas subutilizada. ^{[ 23 ]} Se observó que las actualizaciones de firmware de los equipos de control revertían inadvertidamente la configuración de los algoritmos a las configuraciones predeterminadas, deshaciendo las mitigaciones previas y dejando las instalaciones vulnerables a disparos. ^{[ 25 ]}

Una de las contingencias de energía más estudiadas que involucró a los IBR es el incendio de Blue Cut de 2016 en el sur de California , con una pérdida temporal de más de un gigavatio de energía fotovoltaica en un tiempo muy corto. ^{[ 15 ]}

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