IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2021 - 32

El ajuste mejorado del sistema de control del generador, las mejoras
en las redes, y la ubicación dirigida de condensadores síncronos
también son medidas importantes.
* la capacidad de compensar la generación de DPV
para la seguridad del sistema que se requiere en condiciones
anormales extremas del sistema
✔ la gestión del sistema, que incluye
* la contratación de reservas
* las medidas operativas para asegurar que los servicios
adecuados de seguridad del sistema están disponibles
en periodos con altos niveles de generación
pasiva en línea de DPV
✔ las opciones de desarrollo de la red que ayudan a mitigar
las consecuencias de la generación alta de DPV
durante el día y reducir la probabilidad de que las regiones
se aíslen del NEM. Esto puede incluir la construcción
de nuevas líneas de transmisión o bancos de
resistencia de la red.
Con miras hacia el futuro
Para el 2025, se prevé que la generación cada media hora
de FV de energía eólica y solar (incluidos los DPV) exceda
regularmente el 50 % en el NEM y que por momentos
alcance niveles mucho más altos. Si no se tratan, los límites
del sistema crearán barreras para la generación de energía
eólica y solar que puede operar de manera segura en un
determinado momento.
La figura 10 muestra el pronóstico cambiante de las condiciones
del sistema en el NEM de 2019 a 2025 (como en la
figura 2). Estas están superpuestas con los límites del sistema
identificados en el estudio RIS de Etapa 1 que, si no
se tratan, crearán barreras para la proporción de generación
de FV de energía eólica y solar que puede operar de manera
segura en un determinado momento. Para leer la figura 10,
✔ los puntos grises ilustran la penetración instantánea real
de generación de energía eólica y solar en el NEM en 2019
y los puntos rojos y naranjas muestran la penetración instantánea
prevista de energía eólica y solar según la generación
Central y de Cambio escalonado del ISP de 2020
✔ la Zona A indica dónde comienzan a surgir los desafíos
de la integración de DPV
✔ la Zona B indica dónde se tornará cada vez más desafiante
la gestión de la variabilidad y la incertidumbre
✔ la Zona C indica dónde la inercia y el límite de la robustez
del sistema impactan las operaciones seguras
✔ la Zona D es una suma de la generación síncrona en
línea mínima actual requerida para cumplir los requerimientos
de robustez del sistema en cada región.
La Zona A representa dónde comienzan a aumentar
los desafíos de adaptar las crecientes penetraciones de FV
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altamente distribuidos Las siguientes medidas le llaman la
atención a los autores como facilitadores de bajo rechazo que
pueden considerarse lo más temprano posible en la incorporación
regional de los DPV:
✔ establecer la visibilidad apropiada de la flota distribuida
(visibilidad estática inicial de lo que se instala
y eventualmente un nivel agregado de visibilidad en
tiempo real)
✔ perturbación de DPV mediante la capacidad de soporte
de la red (ride-through)
✔ capacidad de DPV de soportar la frecuencia de la red
y la tensión de distribución
✔ la capacidad de restringir o arrogar la generación de
DPV para su uso si surgen condiciones extremadamente
anormales (p. ej. aislamiento eléctrico de las
regiones) durante periodos de alta generación de DPV.
También se requiere que los operadores del sistema mantengan
la efectividad del alivio de la carga por subfrecuencia
de emergencia y las capacidades de reinicio del sistema a
medida que la incorporación de DPV reduce la disponibilidad
de bloques de carga fácilmente previstos e implementados
durante el día.
La Zona B resalta dónde las características de variabilidad
e incertidumbre del tiempo comienzan a empujar contra
los límites operativos al balancear la oferta y la demanda. Al
mismo tiempo, la flexibilidad del sistema está cambiando y
debe ser gestionada activamente para garantizar los resultados
seguros. Se requerirá que los aumentos en la flexibilidad
del sistema y las mejoras en las previsiones que reduzcan la
incertidumbre, junto con las mejoras operativas tales como
el uso de un pronóstico probabilístico como dato de entrada
para el despacho de generación, gestionen el sistema cambiante.
Con
el objetivo de evaluar los requerimientos de rampas
y la capacidad de respuesta del sistema en distintos periodos,
se necesitarán nuevas herramientas y procesos operativos.
También deben considerarse marcos normativos apropiados
para asegurarse de que las señales del mercado se alinean
con esta necesidad del sistema.
A medida que la penetración aumenta en la Zona C, el
sistema afecta los límites mínimos de inercia y la capacidad
de gestionar de manera segura la estabilidad de la frecuencia.
A fin de gestionar con éxito la estabilidad de la frecuencia
en el NEM en 2025, se necesitará un nivel mínimo de
inercia síncrona. Se recomienda un enfoque escalonado para
reducir la inercia en línea con el objetivo de permitir la adaptación
progresiva del diseño del control de la frecuencia del
septiembre/octubre 2021
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