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oscilación del sistema eléctrico y se puede calcular
como el cambio observado en la potencia del sistema
multiplicado por la frecuencia nominal y dividido por
el doble de la inercia del sistema posterior al evento.
En la actualidad, se controlan las RoCoF mínimas y
máximas. La RoCoF mínima podría ocurrir debido
al disparo de un gran generador o un interconector
importador, y la RoCoF máxima podría resultar del
disparo de un interconector exportador.
*	Inercia del sistema: este criterio es válido para un
sistema síncrono en su conjunto, pero se puede aplicar en parte de un sistema síncrono más grande que
está planificado para operar como un sistema síncrono separado durante una separación del sistema
(por ejemplo, después de un incidente de frecuencia
grave). La inercia del sistema de monitoreo desde
la generación síncrona asegura que los operadores
siempre mantengan un número mínimo de unidades
generadoras convencionales sincronizadas con el
sistema eléctrico. En la actualidad, el nivel mínimo
de inercia para el sistema de Irlanda e Irlanda del
Norte es de 23,000 MW (consulte " Actualización
de restricciones operativas " en la sección " Lecturas
complementarias " ). Puede ser proporcionado por un
número mínimo de unidades de generación convencionales buscando mantener
- suficiente inercia para soportar el control de frecuencia y la estabilidad
- suficiente par de torsión síncrono para mantener
la robustez del sistema y la estabilidad transitoria
- soporte de potencia reactiva para gestionar el control y la estabilidad de la tensión; con tal fin, las
unidades deben seleccionarse en partes del sistema de tensión crítica.
*	Reserva operativa de potencia activa: este es un
requerimiento clásico para una reserva rotativa que

Potencia

Carga aumentada

B Potencia electromagnética máxima
A

C

Carga normal

Ángulo del rotor

figura 4. Una característica de ángulo de potencia con
carga normal y aumentada (puntos de funcionamiento A
y B) y una característica de ángulo de potencia reducida
(punto de funcionamiento C).
50	

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se puede complementar con nuevas tecnologías (por
ejemplo, baterías).
*	Aumento de megavatios disponibles: esta es una
evaluación de la capacidad de ajuste de cargas total
disponible de una central en línea y una central fuera
de línea en varios horizontes temporales (por ejemplo, 3 h, 8 h, etc.).

Impacto de una penetración
extremadamente alta de energía
renovable en la seguridad operativa
Los efectos de la variabilidad de los recursos
La variabilidad de los recursos renovables tiene un impacto
profundo en la seguridad operativa. La figura 3 muestra el
porcentaje de generación no síncrona (principalmente eólica)
en la isla de Irlanda. La SNSP se muestra en el porcentaje de
la generación total de abril a junio de 2019. Se ve que dicha
generación es extremadamente volátil y cambia aleatoriamente de casi cero a 65 %. Esto significa que la programación de la central convencional será significativamente diferente de un día a otro y de una hora a otra, lo que provocará
que la central realice ciclos e incluso se detenga y arranque
con mucha más frecuencia que en el pasado. Los ciclos más
frecuentes y la operación fuera del rango más eficiente de
la central (que normalmente está cerca de la salida nominal total de la central menos la provisión de reserva) reduce
la eficiencia y conduce a un mayor desgaste y, por lo tanto,
puede reducir la confiabilidad. Vale la pena mencionar que
Europa está trabajando para mejorar la flexibilidad de las
turbinas de gas y vapor nuevas y existentes y extender el
ciclo de vida del equipo para cumplir con los requerimientos
de las redes que tienen altos niveles de energías renovables.
Un ejemplo es el proyecto Flexturbine de la Unión Europea
(2016-2018).
Las redes de transmisión y distribución existentes se
diseñaron utilizando criterios de planificación basados en
un número limitado de patrones de flujo de potencia. Estos
patrones se derivaron del paradigma fundamental del flujo
de potencia unidireccional desde los grandes generadores a
través del sistema de transmisión hasta el sistema de distribución. Este último se ha considerado " pasivo " y fue diseñado
para transportar electricidad desde los puntos de suministro
del sistema de transmisión de gran porte hasta las cargas.
Con el advenimiento de la generación de energías renovables
y otra distribuida, este ya no es el caso. Los sistemas de transmisión y distribución ahora experimentan flujos de potencia
multidireccionales, dependiendo de la cantidad de generación instantánea de energías renovables en diferentes partes
del sistema. La magnitud del flujo de potencia puede variar,
al igual que su dirección. Cuando la generación de energía
eólica es baja, la potencia fluye del sistema de transmisión
al de distribución, mientras que durante los periodos de
alta generación eólica, la energía puede fluir en la dirección
opuesta, desde el sistema de distribución al de transmisión.
marzo/abril 2021



IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2021

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Contents
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