IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2021 - 25

La reserva de frecuencia de respuesta rápida ayuda a frenar una
disminución de frecuencia más rápida y está siendo considerada
por la Comisión Australiana de Mercados Energéticos, el órgano
regulador del NEM.
actualmente sin inercia síncrona, y se espera que se necesite
un nivel mínimo de inercia en el NEM en el futuro previsible.
Trasladarse a una operación del sistema con niveles
menores de inercia implica un enfoque escalonado que permita
que el diseño de control del
sistema de frecuencia se adapte
al sistema cambiante con la capacidad
incluida antes de que el
requerimiento sea evidente en el
sistema.
Un progreso prometedor es la
proporcionada
inercia
sintética
por inversores de formación de
la red. Algunos de los estudios
más grandes del mundo (30 MW)
se están llevando a cabo en Australia.
Estos estudios están demostrando
que los inversores pueden
proporcionar inercia sintética a
la red. Mientras que los inversores
de formación de la red son
prometedores, todavía se encuentran
en una etapa de despliegue
temprana. Se necesita más experiencia
y análisis para probar si
podemos remplazar la inercia de
grandes generadores síncronos y
permitir que múltiples inversores
de formación de la red trabajen
de manera segura con el resto del
sistema en todas las condiciones.
Otro gran cambio positivo
del manejo de la frecuencia en
el NEM fue el restablecimiento
de control de frecuencia primaria
amplio, también conocido
como control de caídas, en todos
los generadores a gran escala en
2020. Esto lo introdujo la Comisión
Australiana de Mercados
Energéticos como respuesta a la
disminución del rendimiento de
la frecuencia. Estas normas se
introdujeron con especificaciones
mínimas sobre cómo se establecen
septiembre/octubre 2021
160
140
120
100
80
60
40
20
los parámetros de control. No se requieren sistemas de generación
para tener margen máximo (la capacidad de aumentar
la producción) o margen mínimo (la capacidad de disminuir
la producción) más allá de lo que está disponible mediante
2015
2016
2017
Rango previsto para 2025
Requerimientos mínimos de generación síncrona
2018
2019
0102030405060
Probabilidad de exceso (%)
70 80 90 100
figura 3. La inercia histórica de NEM continental y el rango previsto futuro. (Fuente:
AEMO; usado con permiso).
Riesgo creíble = 750 MW, Carga baja = 18,860 MW, Alivio de la carga = 0.5
1,900
1,700
1,500
1,300
1,100
900
700
500
40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 100,000110,000 120,000
Inercia precontingente (MW.s)
Dinámica RFR de 0 MW
Dinámica RFR de 328 MW
Dinámica RFR de 656 MW
Requerimiento de estática
Dinámica RFR de 492 MW
Dinámica RFR de 164 MW
Requerimientos mínimos
de robustez del sistema
figura 4. Los requerimientos de reserva de 6 s estimados trazados contra la inercia
de precontingencia del sistema de NEM para el riesgo creíble más grande de
750 MW. RFR: respuesta de frecuencia rápida. (Fuente: AEMO; usado con permiso).
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25
Reserva de 6 s (R6_MW)
Inercia (GW)
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