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variables más pequeñas comparadas con una central despachable
grande. De nuevo, el volumen de datos asociados
requiere el formateo y la estandarización de los datos y los
protocolos de comunicación. Los sistemas de comunicación
tendrán que trabajar en conjunto de manera continua para
abordar la multiplicación de las interfaces. Se están debatiendo
e implementando nuevos dispositivos y estándares a
nivel nacional y europeo.
Las soluciones técnicas existen
y se deben incentivar
Existen medidas de mitigación para los desafíos ya comentados.
Primero se mejoran los servicios proporcionados por
las centrales actuales y luego se desarrollan nuevas funciones
en las tecnologías que constituirán el sistema eléctrico
futuro. Las demostraciones han evidenciado capacidades de
mitigación a escala industrial en sistemas eléctricos reales
en varios proyectos. Estos incluyen el proyecto European
Union (EU)- SysFlex (2018-2022) financiado por Horizon
2020, en el que muchos actores clave del sistema eléctrico
(GRT, GRD, proveedores de tecnología, servicios públicos
e investigadores) colaboraron en la búsqueda de soluciones
de flexibilidad.
Estas demostraciones incluyen la mejora de las funciones
de las centrales de energía eólica y solar a fin de presentar su
capacidad de dar apoyo a los servicios de frecuencia y tensión,
al control de las rampas y a la nivelación de máximos.
La figura 7 ilustra el suministro de 1 MW de reserva de contención
de la frecuencia (FCR, por sus siglas en inglés) de un
parque eólico de 12-MW en Anglure, Francia. Demuestra
que la potencia activa se proporcionó con éxito para compensar
la disminución en la frecuencia. La central eólica debía
proporcionar la FCR completa dentro de un rango de desviación
de la frecuencia reducido. Esta prueba permitió que
se verificara el comportamiento dinámico del controlador,
en especial a fin de observar la liberación tota de la reserva
tras alcanzar el umbral de la frecuencia. Como se observa en
este fragmento de 14 minutos, la potencia provista alcanza la
potencia activa máxima disponible estimada cuando la frecuencia
cae a 49.95 Hz, proporcionando así 1 MW de la FCR
completa, como se esperaba. La figura 7 también evidencia
la capacidad de la central eólica de proporcionar 1 MW de
FCR incluso cuando la producción de energía eólica es baja,
es decir, operando a 2 MW.
No obstante, la variabilidad de la energía eólica y solar
sigue ocasionando problemas, y se investigó la agregación
para suavizar los impactos locales de fuentes que dependen
del clima. Sumar almacenamiento a la agregación, como el
sistema de almacenamiento de energía a batería de la figura
8, no solo beneficia el balance de la energía y la nivelación
de máximos, sino que también mejora los servicios de frecuencia,
rampa y tensión proporcionados por la generación
variable. La agregación también incluye la gestión activa de
los activos del lado de la demanda. Esto ayuda a reducir los
desbalances; suma capacidad de almacenamiento en el lado
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de la demanda con el despliegue de baterías residenciales
para consumo propio, calefacción o movilidad; y podría
también proporcionar servicios adicionales a la red, si los
estudios posibles de vehículo a la red son concluyentes.
Sin embargo, incluso si el volumen que se podría proporcionar
parece prometedor en teoría, los modelos de negocios
actuales probados en varios países europeos, como Francia,
España y Finlandia, no son tan convincentes sobre la capacidad
de estas fuentes numerosas de proporcionar múltiples
servicios de la red simultáneamente. Se deben establecer
incentivos y estándares rápido a fin de asegurar que los nuevos
vehículos eléctricos y medidores eléctricos que llegan al
mercado están diseñados para proporcionar la flexibilidad
que pronto será necesaria para la red eléctrica.
La coordinación entre la transmisión
y el GRD es crucial
A medida que surgen problemas, a nivel del sistema de distribución
y transmisión, es crucial la coordinación mejorada
entre sistemas. Para activar las flexibilidades conectadas al
nivel de la distribución, como los generadores, las baterías y
la respuesta del lado de la demanda, los GRT deberían asegurarse
de no causar violaciones de tensión o problemas de
congestión en las áreas que gestionan los GRD y que esas
flexibilidades están disponibles.
Como la red de distribución y los sistemas de datos
correspondientes los opera el GRD, hay intercambios
mejorados en la interface entre GRT y GRD y también se
desarrollan nuevas herramientas para fomentar el nivel de
información requerido y aceptable proporcionado por el
GRD al GRT. Esta información puede permitir que el GRT
entienda qué cantidad de potencia activa y reactiva hay
disponible para los servicios de flexibilidad. Además, el
GRD puede usar las flexibilidades ubicadas en su sistema
para resolver las necesidades locales de potencia activa y
reactiva a medida que se encuentre con problemas como
las infracciones de la tensión, los fenómenos de retroalimentación
y las congestiones. Esto puede afectar la cantidad
de servicios que queden disponibles para satisfacer las
necesidades del GRT.
Se han desarrollado y probado varias herramientas para
garantizar las siguientes capacidades:
✔ mejorar la observación de la red del GRD
✔ mejorar la precisión y la previsión de los flujos de
energía en la red de distribución
✔ demostrar los servicios de flexibilidad
✔ demostrar intercambios de datos y coordinación continuos
entre el GRT y el GRD.
El uso de una metodología estandarizada para describir
con precisión los intercambios permite que se aclaren todos
los procesos. De acuerdo con un proyecto de demostración
liderado por un servicio público alemán (E.On), un GRT
(50 hertz) y un GRD (Mitnetz Strom), el escenario de gestión
de la congestión del sistema sobre la provisión de potencia
activa de fuentes en la red de distribución (110 kV) a la red
julio/agosto 2022
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