El 9 de mayo de 2021 ocurrió un evento particular que fue denominado perturbación Odessa por el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT por sus siglas en inglés). Fue una falla de una fase a tierra en el pararrayos justo fuera de una central a gas natural, de despeje normal, tres ciclos y, como se esperaba, la unidad salió del sistema. Inesperadamente, inversores de otras 18 plantas solares y 3 parques eólicos salieron del sistema con una reducción de potencia temporal del orden de 1.148 MW.
“Cuando vemos la dispersión geográfica del impacto de esta única falla vimos que unidades solares distantes hasta 3 o 5 kilómetros, con diferentes niveles de tensión, reaccionaron negativamente a esta perturbación. Tenemos tensiones nominales en los troncales de transmisión de 138 KV, 69 KV y 345 KV, y en cada uno de estos niveles de tensión vimos unidades solares que salieron del sistema o que redujeron temporalmente su potencia inyectada. Y vimos esto en diferentes momentos, lo que significa que algunas respondieron dejando de inyectar potencia, pero se recuperaron dentro de 10 segundos. A otras les tomó un poco más volver al sistema, quizás dentro de un minuto, otras entre 5 y 10 minutos, y algunas bastante más que eso. Entonces, cuando vemos la recuperación de potencia, no ocurrió según lo esperado”, comentó Stephen Solis, Director Mejoramiento de Operación de Sistemas de ERCOT.
Se observó además que los recursos eólicos no tuvieron muchos problemas, pero sí algunos inversores en parques eólicos presentaron efectos negativos debido a este evento en particular.
Las principales causas que provocaron este impacto fueron dos, “la primera fue la pérdida de sincronismo de un PLL, un relé o una protección de lazo de seguimiento de fase, que realmente no debiera haber sacado esas unidades del sistema, pero vimos que teníamos aproximadamente 389 MW de pérdida de generación producto de ello. Y la segunda, cuando miramos la sobretensión, a nivel de inversores y de alimentadores, vimos unidades que salieron del sistema producto de una sobretensión. Operó su modo de regulación de alta tensión y perdimos esa generación. Tuvimos también algunos ceses momentáneos, esto es, el cese de generación de ciertos niveles de potencia, durante algunos segundos, la que se restituyó aproximadamente un minuto más tarde”.
También se vieron algunas salidas del sistema o reducción en los niveles de generación por baja frecuencia, algo muy defectuoso. La frecuencia no llega realmente a niveles tan bajos pero las mediciones provocaron algunos problemas. Y también se observaron algunos factores desconocidos o sin analizar.
Según Solis, el problema estuvo focalizado, principalmente, en la pérdida de sincronismo del PLL, de un fabricante en particular, en dos unidades solares. Lo interesante es que el fabricante de este inversor solucionó este problema y continuó con nuevas instalaciones, pero para las instalaciones existentes, a pesar de tener una solución, solo la implementan a solicitud. Entonces, tener consciencia de este problema es importante para que las instalaciones existentes puedan corregir el problema y para que las nuevas instalaciones se puedan asegurar de tener los ajustes adecuados desde el principio. Esta falla en particular la estamos viendo en Texas a medida que la integración solar continúa aumentando en nuestra interconexión”.
Este último ha sido un problema persistente que se ha visto en California y ahora en Texas, “en ERCOT hablamos del crecimiento y de por qué estamos preocupados. Cuando ocurrió el evento teníamos 7.200 MW de recursos solares fotovoltaicos. Esta cantidad ha crecido enormemente dentro del último año. Si miramos ahora, tenemos más de 10.000 MW, esto es, tenemos casi 3.000 MW de recursos solares que se han interconectado dentro de los últimos seis meses. Cuando miremos hacia finales del año 2023, potencialmente, se habrán conectado hasta 25.000 MW de nuevas plantas solares fotovoltaicas. Obviamente, tenemos un riesgo si perdemos cerca de 1.000 MW de un total de 7.200 MW, un 15% a 20%. Si expandimos la presencia de recursos solares fotovoltaicos, podemos tener grandes volúmenes de potencia que salen del sistema, lo que potencialmente puede provocar perturbaciones de frecuencia”, indicó Solis.
El nuevo estándar, el IEEE p2800, tiene un programa que entra en vigor el segundo trimestre de 2022, mientras tanto en ERCOT están trabajando con los problemas específicos que se observaron en este evento como también están mirando el modelamiento. “Realmente, para este tipo de problemas, los modelos de secuencia positiva no parecen ser efectivos, y esperamos que los nuevos modelos y los requerimientos alrededor de ellos para los modelos de EMT nos permitan un mejor proceso de filtro a través de las nuevas interconexiones que se están realizando. Estamos intentando obtener esos modelos en tiempo real, de manera de poder filtrar y capturar estos problemas antes de que los recursos solares se interconecten”.