Un recurso basado en inversor ( IBR ) es una fuente de electricidad que está conectada asincrónicamente a la red eléctrica a través de un convertidor electrónico de potencia (" inversor "). Los dispositivos de esta categoría, también conocidos como generación interconectada por convertidor ( CIG ), incluyen los generadores de energía renovable variable (eólica, solar) y las centrales eléctricas de almacenamiento de baterías . [1] Estos dispositivos carecen de los comportamientos intrínsecos (como la respuesta inercial de un generador sincrónico ) y sus características están casi completamente definidas por los algoritmos de control, lo que presenta desafíos específicos para la estabilidad del sistema a medida que aumenta su penetración, [1] por ejemplo, una sola falla de software puede afectar a todos los dispositivos de un cierto tipo en una contingencia (cf. sección sobre el incendio de Blue Cut a continuación). Los IBR a veces se denominan generadores no sincrónicos . [2] El diseño de inversores para el 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 gran mayoría de dispositivos IBR instalados. [1] Debido a su naturaleza de seguimiento, 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 o proporcionar inercia . [6]
Un dispositivo de formación de red ( GFM ) imita parcialmente el comportamiento de un generador síncrono: su voltaje es controlado por un oscilador de funcionamiento libre que se ralentiza 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 la 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 al proporcionar energía adicional cuando sea necesario, los semiconductores de potencia deben sobredimensionarse y se debe agregar almacenamiento de energía. Sin embargo, el modelado demuestra que es posible ejecutar un sistema de energía que se basa casi en su totalidad en los dispositivos GFL. [7] Se está investigando una combinación de una central eléctrica de almacenamiento de batería GFM y condensadores síncronos ( SuperFACTS ). [8]
El cumplimiento del estándar IEEE 1547 hace que el IBR admita funciones de seguridad: [9]
Una vez que un IBR deja de suministrar energía, puede volver solo gradualmente, aumentando su producción desde cero hasta su máxima 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 sincrónicas pueden tolerar brevemente una sobrecarga de hasta 5 o 6 veces su potencia nominal. [11]
La mayor penetración de los IBR planteó nuevos desafíos a la estabilidad del sistema. Se reportaron casos de desconexiones durante eventos de contingencia en los que se esperaba que la falla atravesara la red y una amortiguación deficiente de las oscilaciones subsincrónicas en redes débiles . [1]
Una de las contingencias eléctricas más estudiadas que involucró a los 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 el Cajon Pass el 16 de agosto de 2016 afectó a múltiples líneas de transmisión de energía de alto voltaje (500 kV y 287 kV) que pasan por el cañón. A lo largo del día se registraron trece fallas en líneas de 500 kV y dos fallas de 287 kV. [12] Las fallas en sí mismas fueron transitorias y se autoeliminaron en poco tiempo (2-3,5 ciclos , menos de 60 milisegundos ), pero las características inesperadas de los algoritmos en el software del inversor fotovoltaico provocaron múltiples pérdidas masivas de energía, con la mayor de casi 1200 megavatios [13] a las 11:45:16 AM, persistiendo durante varios minutos. [14]
El análisis realizado por la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC) demostró que:
Como resultado del incidente, NERC emitió múltiples recomendaciones que incluían cambios en el diseño del inversor y modificaciones a las normas. [3]