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controlar las tensiones y mantener su estabilidad. Esta escasez
se debe a las siguientes razones:
✔ La capacidad de potencia reactiva de las FER eólicas
es aproximadamente la mitad de la de un generador
síncrono del mismo tamaño.
✔ A diferencia de los generadores convencionales, las
FER variables se desplegaron allí donde las condiciones
climáticas son adecuadas (p. ej., la energía eólica
marítima); en consecuencia, pueden no ser eficientes
para el control general de la tensión, en particular
cerca de los lugares de alta carga, ya que el envío de
potencia reactiva para largas distancias es ineficiente.
✔ Millones de pequeñas FER, desplegadas según el código
de red en sistemas de distribución, no son controlables
y funcionan con un factor de potencia constante
(unitario), p. ej., los paneles fotovoltaicos en redes de
baja tensión.
Estas razones obligan a replantearse y planificar rápidamente
fuentes adicionales de potencia reactiva (p. ej., condensadores
síncronos y compensadores síncronos estáticos),
especialmente cerca de los grandes centros de carga, lo que
aumenta aún más el costo global de la electricidad.
Otros cambios en las redes ricas en FER tienen que ver
con la filosofía de protección, ya que, a diferencia de los
generadores síncronos, las FER no pueden proporcionar
una corriente de falla suficiente. Los apagones de Australia
(2016) y el Reino Unido (2019) atestiguan que, en comparación
con los generadores convencionales, el comportamiento
de las FER aún no se conoce bien y es más sensible a condiciones
de funcionamiento inusuales; por lo tanto, las FER
pueden desconectarse inesperadamente, privando a la red de
producción y reservas valiosas, lo que posiblemente provoque
un apagón. Se avecina cierta incertidumbre, y en esas
circunstancias pueden ocurrir apagones.
Además, dado que el consumo de energía debe satisfacerse
en cualquier momento, será necesario mejorar la
resiliencia de la red y la adecuación de la generación con
porcentajes elevados (hasta el 100 %) de FER basadas en
inversores, debido al " efecto Dunkelflaute " que se traduce en
una baja producción simultánea de los generadores eólicos
y solares, tal y como se experimenta en ocasiones, especialmente
durante el mes de febrero en Europa. Estudios preliminares
informan de que, en Europa, la frecuencia media de
Dunkelflaute se reduce de aproximadamente un 3 a un 9 % a
nivel nacional a aproximadamente un 3.5 % a nivel regional,
siempre que aumenten los límites de transmisión de energía
de las redes interconectadas. Cómo compensar el déficit de
energía durante este efecto, además del almacenamiento de
energía, es una ardua cuestión política que compete a los ciudadanos
y que tiene que ver con la combinación óptima de
suministro eléctrico durante la transición energética.
A pesar de estas amenazas importantes para la seguridad
y la resiliencia del funcionamiento de la red, lograr un suministro
de electricidad 100 % renovable (incluidas la energía
hidroeléctrica despachable y el almacenamiento de energía)
mayo/junio 2023
es muy difícil, pero técnicamente factible caso por caso.
Pero el costo de la transición energética no será asequible, al
menos en Europa, a menos que la energía nuclear con bajas
emisiones de carbono y despachable forme parte durante
algún tiempo y en cierta medida de la matriz energética.
Las herramientas de ayuda a la toma de
decisiones para operadores están muy
rezagadas
Las herramientas actuales de toma de decisiones para mejorar
la seguridad en predespacho o tiempo real, como el flujo
eléctrico óptimo con restricciones de seguridad, son en gran
medida deficientes a la hora de modelar adecuadamente
los fenómenos predominantes de funcionamiento de la red
durante la transición energética. Las herramientas precisas
para mejorar la resiliencia están en sus inicios, y deben integrar
y ampliar significativamente los módulos de las herramientas
para la seguridad. Para garantizar la seguridad y
resiliencia de las redes durante la transición energética, las
herramientas de apoyo a la toma de decisiones para los operadores
en todos los plazos necesitan avances sustanciales en
los problemas planteados, que deberían modelar lo siguiente:
✔ el acoplamiento temporal y las incertidumbres intrínsecas
del funcionamiento de las FED,
✔ resolución temporal fina, ya que la resolución temporal
actual (p. ej., normalmente 30 min, si no 1 h) durante
la que se supone que todos los flujos eléctricos
en la red son constantes es en gran medida inexacta,
✔ modelos actualizados de redes de distribución cada
vez más activas,
✔ dinámica de la red,
✔ un cambio radical en la filosofía de control de la frecuencia
y las tensiones de la red que se debería aplicar
con una alta penetración de las FER basadas en inversores,
en un extremo utilizando el concepto de las FER
formadoras de red, que implica el control de granularidad
fina basado en caídas de millones de FER,
✔ métricas de riesgo para gestionar la seguridad y la resiliencia,
✔
coordinación para la flexibilidad con los DSO y los
operadores de otros vectores energéticos,
✔ modelo y simulación de red eléctrica compuesta físico-cibernética.
Los
problemas, incluidas las características mencionadas
anteriormente, que se deben resolver para calcular las acciones
óptimas para mejorar la seguridad y la resiliencia, son
enormes en tamaño y muy difíciles desde el punto de vista
informático. Para resolverlos se necesitarán potentes computadoras
de alto rendimiento, cuando no la próxima generación
de computadoras cuánticas. En la figura 5 se ilustran (en
rojo) las tres principales fuentes de complejidad informática.
Las herramientas para parte del problema de la seguridad,
centradas en las restricciones de estado estacionario
(térmicas y de tensión), se abordaron recientemente en
dos concursos de la Agencia de Proyectos de Investigación
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