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Redes bajas en carbono: desafíos
técnicos y opciones de mitigación
Se están experimentando varios desafíos técnicos en sistemas que operan cada vez más con una gran proporción de
energías renovables y fuentes basadas en inversores (IBR,
por sus siglas en inglés). En particular, los desafíos de control y equilibrio de frecuencia son prominentes en sistemas
que están débilmente interconectados, conectados a otras
redes a través de enlaces de corriente continua de alta tensión o incluso completamente aislados, como el sistema de
Australia. Otros desafíos, generalmente asociados con la
sensibilidad y la estabilidad de la tensión, son más típicos de
los sistemas donde las fuentes y los centros de carga están
conectados por redes largas y de densidad relativamente
baja, lo que, nuevamente, es una situación generalizada en
Australia. A continuación, analizamos algunos de los principales desafíos técnicos de la operación con bajas emisiones
de carbono con estudios de casos reales de Australia.

Control de frecuencia e inercia

disponible, que se asumió que era la misma en los dos
casos. En el caso del apagón de Australia del Sur en 2016,
cuando esta estaba aislada del resto de la red y menos del
40 % de la generación disponible era síncrona, la ROCOF
estimada era de aproximadamente -6 Hz/s. Con esa tasa de
caída de frecuencia, los esquemas de " reducción de carga
por baja frecuencia " no pudieron intervenir. Además, con
proporciones cada vez mayores de cargas interconectadas
a través de la electrónica de potencia, la amortiguación
de frecuencia por carga se reducirá de manera inherente
drásticamente, nuevamente, lo que requiere cantidades de
respuesta de frecuencia más rápidas y mayores. Es posible
que estas reservas más rápidas y/o más grandes no estén
disponibles fácilmente, o que el mercado o la configuración normativa no sean adecuados para proporcionar los
incentivos adecuados a corto plazo.

Variabilidad, incertidumbre, visibilidad y
flexibilidad

Los sistemas dominados por fuentes de energía renovable,
particularmente eólica y solar, presentan un grado mucho
mayor de variabilidad operativa e incertidumbre (debido a
errores de predicción) en varias escalas de tiempo, desde
segundos y minutos (que afectan las reservas de normativa
y seguimiento de carga) hasta horas (que potencialmente
requieren nuevos tipos de reservas de flexibilidad y ajuste
de cargas). Esta situación se ve agravada por el hecho de que
muchas fuentes de energía distribuida (FED) integradas en
las redes de distribución no son visibles a nivel del sistema.
Esto significa que el lado de la demanda, cuya previsión
históricamente ha sido bastante precisa, se vuelve más difícil.
Además, se están presenciando nuevas formas de incertidumbre, incluidas las " contingencias comerciales " a través de la
auto-rrestricción de los generadores dentro de los periodos
de despacho en respuesta a los precios bajos o negativos y la
falta de visibilidad sobre la reducción de las FED.
Todos estos problemas exigen
más flexibilidad de potencia activa
y nuevos proveedores de servi50
cios de flexibilidad. Las fuentes
Mismo valor de frecuencia
convencionales también están
Inercia
49.9
de estado casi estacionario
inferior
comenzando a responder a nue49.8
vos requerimientos. Por ejemplo,
Mayor
ROCOF
en Australia, las centrales eléc49.7
inercia
más alta
tricas de carbón están invirtiendo
49.6
en hacerse más flexibles para que
Nadir de
49.5
puedan encenderse y apagarse
frecuencia
durante el mediodía (debido, por
49.4 más baja y
ejemplo, a los bajos precios resultiempo de
49.3 nadir reducido
tantes de grandes cantidades de
generación solar). Sin embargo,
49.2
0
5
10
15
20
25
esto también tiene un riesgo del
Tiempo (s)
sistema, lo que ilustra una vez más
la complejidad del trilema energéfigura 1. Los efectos de una menor inercia en la respuesta de frecuencia del sistema
después de un evento de contingencia dado (adaptado de Mancarella et al., 2017).
tico. Este es el momento en el que
Frecuencia (Hz)

El control de frecuencia es inherentemente más desafiante
en un entorno con fuentes más variables y asincrónicas. En
primer lugar, una menor inercia del sistema significa que
la frecuencia del sistema se vuelve mucho más sensible a
las perturbaciones de la potencia activa. En particular, las
grandes perturbaciones asociadas con contingencias pueden
conducir a tasas iniciales muy altas de cambio de frecuencia (ROCOF) y a valores de frecuencia mínima (nadir) o
máxima (cenit) no deseados en escalas de tiempo demasiado
rápidas para que las respuestas primarias convencionales o
incluso de emergencia las alivien.
Por ejemplo, la figura 1 ilustra cómo las características dinámicas de la respuesta del sistema cambian con
los niveles de inercia, mientras que el nivel de frecuencia
de estado casi estacionario no lo hace. Este último solo
depende de la respuesta de frecuencia primaria (RFP)

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