Estabilidad transitoria: qué es y qué la decide

Respuesta corta

Un sistema es transitoriamente estable si, tras un disturbio grande como una falla, sus generadores recuperan un estado de operación estable sin perder el sincronismo. Lo decide sobre todo la rapidez con que se despeja la falla. El Código de Redes fija los criterios y pide los datos de las máquinas para estudiarla.

Qué es la estabilidad transitoria

El Código de Redes define la estabilidad transitoria así: un sistema de potencia es transitoriamente estable si, para una condición de operación estable y para un disturbio en particular, alcanza después del disturbio una condición de operación estable aceptable. Un disturbio típico es una falla en una línea que luego se despeja. Para profundizar en la respuesta en frecuencia de una red con mucha generación renovable, consulte respuesta en frecuencia con alta penetración renovable.

La palabra clave es «en particular»: la estabilidad no es una propiedad del sistema en general, sino de una condición de operación frente a un evento concreto. Un sistema puede ser estable ante una falla en una línea y no serlo ante otra más cercana al generador.

El Código también define la estabilidad de estado estacionario, que mira lo contrario: si, después de un disturbio pequeño, el sistema llega a una condición de operación parecida a la anterior. Es el caso de las oscilaciones lentas que deben amortiguarse.

Qué ocurre cuando falla una línea

Un generador síncrono entrega potencia eléctrica según la tensión de la red y el ángulo entre su rotor y esa red. La turbina le aporta potencia mecánica. En operación normal, las dos potencias se igualan y el ángulo se mantiene.

Cuando hay un cortocircuito cercano, la tensión cae y el generador solo puede entregar una parte de su potencia eléctrica. La turbina sigue empujando, el rotor se acelera y su ángulo con respecto a la red aumenta. Al despejarse la falla, la potencia eléctrica vuelve a subir y frena el rotor. Hay dos desenlaces:

El rotor se frena a tiempo. El ángulo alcanza un máximo y vuelve a oscilar alrededor de su valor de operación hasta amortiguarse. El sistema es estable.
El rotor se pasa del límite. El ángulo sigue creciendo, el generador pierde el sincronismo con la red y debe desconectarse. Ahí actúa la protección de pérdida de sincronismo (78).

El criterio de áreas iguales resume esta competencia: la energía cinética que el rotor gana durante la falla debe poder devolverse después de despejarla. El tiempo crítico de despeje es el mayor tiempo de falla con el que todavía se cumple. Por eso la rapidez de la protección es un requisito de estabilidad. El Código de Redes lo dice en sus requisitos generales de protección: el tiempo de operación debe ser lo suficientemente corto para garantizar la estabilidad del sistema.

Qué pasa con el generador ante una falla cercana

Falla en la red. La tensión cae y el generador entrega menos potencia eléctrica
El rotor se acelera. La turbina sigue aportando la misma potencia mecánica
¿Se despeja antes del tiempo crítico? Sí: continúa; No: pasa al paso 6.
La potencia eléctrica frena el rotor. El ángulo oscila y se amortigua
Sistema estable. El generador sigue en servicio
Pérdida de sincronismo. El generador se desconecta

Qué criterios fija el Código de Redes

En los criterios generales del planeamiento de la operación eléctrica, el Código de Operación del Código de Redes (numeral 2.2.2) establece, entre otros:

Se supone una falla trifásica a tierra en un circuito del sistema de transmisión, cerca de la subestación con mayor nivel de cortocircuito. La protección principal la despeja y el elemento fallado sale de servicio de forma permanente. Con ese evento, el sistema debe conservar la estabilidad.
Los ángulos de los rotores de las máquinas deben oscilar de forma coherente y amortiguada con respecto a una referencia.
Las corrientes e impedancias que ven los relés vecinos no deben causar la salida de elementos adicionales, porque eso originaría una cascada de eventos.
En las barras principales del sistema de transmisión, la tensión transitoria no debe estar por debajo de 0,8 por unidad durante más de 500 milisegundos.
En el análisis de pequeñas perturbaciones, los valores propios deben tener componente de amortiguación. Si no la tienen, se ajustan los sistemas de control de las unidades y, como último recurso, se limitan las transferencias.

El mismo numeral define el límite de transferencia de una línea como el menor valor entre el límite térmico del conductor, la capacidad de los transformadores de corriente, el límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad transitoria y dinámica. Es decir, en una línea larga la estabilidad puede ser la restricción que manda.

Qué datos pide un estudio de estabilidad

Un estudio de estabilidad usa una simulación en el dominio del tiempo con modelos fasoriales (simulación RMS), que es más rápida que una simulación de transitorios electromagnéticos. Los datos que el Código de Planeamiento pide para estos estudios (Apéndice I, cuadros 7 a 10) dan una idea de lo que se modela:

Inercia de la unidad (H), en segundos y con base en 100 MVA.
Reactancia transitoria y subtransitoria de cada unidad.
Parámetros del modelo detallado de la máquina y de su regulador de velocidad, tanto en plantas hidráulicas como térmicas.
La red, con el modelo del flujo de carga y el cortocircuito: líneas, transformadores, cargas y reguladores de tensión.

Además hay que definir los eventos: dónde se simula la falla, cuánto dura, qué protección despeja y si hay recierre. Sin eso, el resultado no responde nada. Los estudios de flujo de carga y de cortocircuito aportan el punto de partida. Cómo se pide y se revisa un estudio hecho con software está en Estudios eléctricos con software: qué pedir y revisar; los modelos de transformadores, líneas y equipos para fenómenos rápidos, en Modelos para estudios EMT: transformadores, líneas y equipos.

Qué resultados entrega

Evolución en el tiempo del ángulo, la velocidad y la tensión de cada máquina ante cada evento.
Tiempo crítico de despeje de cada falla estudiada, para compararlo con el tiempo real de la protección y del interruptor.
Casos que no cumplen y las medidas posibles: acelerar el despeje, añadir teleprotección, ajustar el regulador de tensión o limitar la transferencia.
Necesidad de esquemas especiales, como los esquemas de acción remedial, que actúan para evitar la pérdida de estabilidad.

Dónde aparece en la práctica

Despeje de fallas. Los tiempos máximos de despeje salen de estos estudios. Condicionan la velocidad de los relés, el tipo de teleprotección y el tiempo del interruptor. Por eso un relé lento o una teleprotección fuera de servicio no es un problema solo de selectividad.

Oscilaciones de potencia. Una oscilación estable puede ser vista como falla por un relé de distancia. El bloqueo por oscilación de potencia (68) evita ese disparo.

Deslastre de carga. El Código de Operación indica que el esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia lo define el CND a partir de estudios de estabilidad dinámica. Vea deslastre de carga por baja frecuencia.

Plantas con generación propia. Un generador síncrono de la planta, conectado a la red del operador, puede perder el sincronismo ante una falla de la red si esta se despeja con lentitud. Para plantas solares y eólicas, el Código de Conexión pide al CND los modelos RMS y EMT para sus estudios de estabilidad y de transitorios; vea pruebas de modelos y parámetros ante el CNO.

Errores frecuentes

Estudiar una sola falla. La estabilidad se verifica con varios eventos y ubicaciones; la falla más severa no siempre es la más obvia.
Usar tiempos de despeje de catálogo y no los reales de la protección y el interruptor.
Modelar las máquinas sin regulador de velocidad ni de tensión. Su respuesta cambia el resultado.
Ignorar el recierre. Una falla que se repite al reenergizar es un segundo disturbio.
Confundir estabilidad con capacidad de cortocircuito. Son estudios distintos que usan el mismo modelo.

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Guías relacionadas

Referencias

Resolución CREG 025 de 1995, Código de Redes: definiciones de criterio de estabilidad transitoria y de estado estacionario; Código de Operación, numerales 2.2.2 y 2.2.3; requisitos generales de protección; Código de Planeamiento de la Expansión del STN, Apéndice I, cuadros 7 a 10.

Preguntas frecuentes

¿Cuál es la diferencia entre estabilidad transitoria y estabilidad de pequeña señal?

La transitoria estudia la respuesta a un disturbio grande, como una falla trifásica, y mira si los generadores mantienen el sincronismo. La de pequeña señal estudia disturbios pequeños mediante los valores propios del sistema y comprueba que las oscilaciones se amortigüen.

¿Por qué una falla que dura más tiempo puede hacer perder el sincronismo?

Durante la falla, el generador entrega menos potencia eléctrica de la que recibe de la turbina y se acelera. Cuanto más dura la falla, más se adelanta su rotor respecto a la red. Si pasa de cierto ángulo antes de despejar, no puede recuperar el sincronismo.

¿Una planta industrial con generación propia tiene que estudiarla?

Depende de lo que exija el operador de red y de la capacidad de la planta. Si la planta tiene generadores síncronos conectados a la red, el estudio verifica que no pierdan el sincronismo ante fallas en la red y define el tiempo máximo de despeje.