Un recurso basado en inversores ( IBR ) es una fuente de electricidad que está conectada de forma asíncrona a la red eléctrica a través de un convertidor de potencia electrónico (" inversor "). Los dispositivos de esta categoría, también conocidos como generación interconectada por convertidor ( CIG ), incluyen los generadores variables de energía renovable (eólica, solar) y las centrales eléctricas de almacenamiento de baterías . [1] Estos dispositivos carecen de comportamientos intrínsecos (como la respuesta inercial de un generador síncrono ) y sus características están definidas casi en su totalidad 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 solo Una falla de software puede afectar a todos los dispositivos de un determinado tipo en una contingencia (consulte la sección sobre el incendio Blue Cut a continuación). A los IBR a veces se les llama generadores no síncronos . [2] El diseño de inversores para IBR generalmente sigue los estándares IEEE 1547 y NERC PRC-024-2. [3]
Un dispositivo de seguimiento de red ( GFL ) se sincroniza con el voltaje de la red local e inyecta un vector de corriente eléctrica alineado con el voltaje (en otras palabras, se comporta como una fuente de corriente [4] ). Los inversores GFL están integrados en la inmensa mayoría de los dispositivos IBR instalados. [1] Debido a su siguiente naturaleza, el dispositivo GFL se apagará si se observa una gran perturbación de voltaje/frecuencia. [5] Los dispositivos GFL no pueden contribuir a la intensidad de la red , amortiguar las oscilaciones de potencia activa ni proporcionar inercia . [6]
Un dispositivo formador de red ( GFM ) imita parcialmente el comportamiento de un generador síncrono: su voltaje está controlado por un oscilador de funcionamiento libre que se desacelera cuando se retira más energía del dispositivo. A diferencia de un generador convencional, el dispositivo GFM no tiene capacidad de sobrecorriente y, por lo tanto, reaccionará de manera muy diferente en una situación 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, es necesario sobredimensionar los semiconductores de potencia y agregar almacenamiento de energía. Sin embargo, el modelado demuestra que es posible ejecutar un sistema de energía que se base casi en su totalidad en dispositivos GFL. [7] Se está investigando una combinación de central eléctrica de almacenamiento de baterías GFM y condensadores síncronos ( SuperFACTS ). [8]
El cumplimiento del estándar IEEE 1547 hace que el IBR admita características de seguridad: [9]
Una vez que un IBR deja de proporcionar energía, sólo puede regresar gradualmente, aumentando su producción de cero a plena potencia. [10]
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 o 2 veces la capacidad nominal , mientras que las máquinas síncronas pueden tolerar brevemente una sobrecarga de hasta 5 o 6 veces. veces su potencia nominal. [11]
Nuevos desafíos para la estabilidad del sistema surgieron con la mayor penetración de los IBR. Se reportaron incidencias de desconexiones durante eventos de contingencia en los que se esperaba que se produjera la falla y una pobre amortiguación de oscilaciones subsíncronas en redes débiles . [1]
Una de las principales contingencias energéticas más estudiadas que involucró a las IBR es el incendio Blue Cut de 2016 en el sur de California , con una pérdida temporal de más de un gigavatio de energía fotovoltaica en muy poco tiempo. [10]
El incendio de Blue Cut en Cajon Pass el 16 de agosto de 2016 afectó múltiples líneas de transmisión de energía de alto voltaje (500 kV y 287 kV) que pasaban por el cañón. A lo largo del día se registraron trece fallas en la línea de 500 kV y dos fallas en 287 kV. [12] Las fallas en sí fueron transitorias y se solucionaron solas en poco tiempo (2-3,5 ciclos , menos de 60 milisegundos ), pero las características inesperadas de los algoritmos en el software del inversor fotovoltaico desencadenaron múltiples pérdidas masivas de energía, siendo la mayor uno de casi 1200 megavatios [13] a las 11:45:16 a.m., que persiste durante varios minutos. [14]
El análisis realizado por la North American Electric Reliability Corporation (NERC) demostró que:
Como resultado del incidente, NERC había emitido múltiples recomendaciones, que incluían cambios en el diseño del inversor y enmiendas a las normas. [3]