IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2021 - 94

para representar los efectos de diferentes parámetros y la
utilización de fuentes en los requerimientos de seguridad.

Requerimiento ROCOF
0

2,50

Requerimiento de nadir

0

RFP (MW)

2,00

Requerimiento estático

0
1,50
0

1,00

500

In

er

cia

70
0
)
60 0
0
W
de 1 0
0
5
(M
00
sp 2 0
ué 3 0
40
cia
sd 4
0
en
g
3
0
e
00
tin
co 5 0
20
nt 6
on
c
ing
0
0
en 7 0 1
de
o
cia 8 00
ñ
a
(G
m
W
Ta
)

figura 3. Un mapa de seguridad de respuesta en frecuencia para cumplir con el nadir deseado, la ROCOF y los
límites de frecuencia de estado casi estacionario considerando el tamaño de contingencia variable (adaptado de
Puschel et al., 2020).

Dichos mapas representan el área segura (sombreada) en
la que los parámetros de respuesta de tres frecuencias relevantes se limitarían a cumplir con los criterios de seguridad
adecuados (por ejemplo, ROCOF máxima aceptable, nadir
mínimo aceptable y el nivel mínimo de frecuencia de estado
casi estacionario) en diferentes niveles de RFP e inercia del
sistema. La línea vertical representa el nivel de inercia que
corresponde al límite de ROCOF deseada, mientras que la
línea horizontal corresponde al requerimiento de RFP estática (implementado actualmente en el NEM y en la mayoría de las jurisdicciones en todo el mundo) para el límite de
frecuencia de estado casi estacionario deseado. La curva de
tipo hiperbólico representa el límite deseado para el nadir
de frecuencia en eventos de subfrecuencia (se pueden dibujar mapas similares de eventos de sobrefrecuencia e incluso
para áreas múltiples en el caso de separación del sistema).
En el caso de parámetros típicos que podrían usarse para
restringir el sistema (por ejemplo, un nadir de frecuencia
posterior a la contingencia no inferior a 49 Hz) y los factores
típicos de amortiguación de carga (por ejemplo, 3 %/Hz), los
sistemas de alta inercia con abundante generación síncrona
suelen estar limitados por requerimientos estáticos que son
independientes de la inercia del sistema, es decir, la envolvente de operación segura está limitada por la línea horizontal. Sin embargo, cuando se realiza la transición a sistemas

tabla 1. La fragilidad de las redes bajas en carbono: retos y posibles soluciones.

94	

Riesgo

Surgimiento

Mitigaciones

Control de
frecuencia e
inercia

*	 Excursiones de frecuencia sostenidas
(normativa)
*	 ROCOF alta después de contingencia
*	 Inercia regional insuficiente
*	 RFP insuficiente
*	 El riesgo de inercia baja y RFP insuficiente
después de la separación

*	 Niveles mínimos de inercia
*	 Respuesta obligatoria del regulador basada en caída
*	 Una cantidad adicional de RFP
*	 La optimización conjunta de la energía, la respuesta de
frecuencia y la inercia (a nivel regional y de sistema)
*	 La asignación regional de reservas
*	 Nuevas fuentes de respuesta de frecuencia rápida (por
ejemplo, baterías, electrolizadores)
*	 La gestión de los mayores flujos de contingencia e
interconexión (sistema en riesgo de separación regional)

Variabilidad e
incertidumbre

*	 Una gran variación en la demanda neta
*	 Reservas insuficientes a corto y medio
plazo y ajuste de cargas

*	 Mejor previsión
*	 Aprendizaje automático para evaluar reservas (p. ej.,
herramientas dinámicas de red de creencias bayesianas)
*	 El uso de fuente más flexibles, incluido el almacenamiento
de energía (p. ej., bombeo hidroeléctrico)

Visibilidad de
las FED

*	 Disparo de generación fotovoltaica
(y generalmente de las FED) después
de eventos de tensión y frecuencia de
transmisión
*	 Problemas de seguridad comercial
relacionados con una respuesta rápida
basada en los precios de las FED

*	 Estándares de conexión
*	 La configuración de mercados distribuidos para que las FED
interactúen con los mercados mayoristas
*	 Gestor de redes de transmisión avanzado/interfaz y
coordinación del gestor de sistemas de distribución

Robustez del
sistema

*	 Baja de corriente de falla
*	 Inestabilidad de tensión
*	 Oscilaciones de tensión sostenidas
después de una falla
*	 Problemas de soporte a la red durante
fallas (fault ride-through)

*	 Niveles mínimos de inercia y corriente de falla (despacho
fuera de mérito de generadores convencionales)
*	 Condensadores síncronos
*	 Compensador síncrono estático y compensadores estáticos
VAR para mejorar la estabilidad de la tensión
*	 Mejoras de los controles internos de los generadores
(especialmente en parques solares y eólicos)
*	 Convertidores formadores de redes y máquinas virtuales
síncronas

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marzo/abril 2021



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

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2021

Contents
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