IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2021 - 62

necesidad de mantener suficiente robustez del sistema. Operar
un sistema en modo de isla da como resultado una reducción
en la robustez disponible para el sistema, y también significa
que las características relacionadas con la frecuencia, como
el control de frecuencia y la inercia, deben obtenerse desde
dentro de la isla. Estos factores aumentan colectivamente el
número mínimo requerido de generadores síncronos durante
el funcionamiento en modo de isla en comparación con los
requeridos para condiciones intactas del sistema.
Relación entre la inercia física
y la respuesta de frecuencia rápida
En un sistema eléctrico, la inercia y el control de frecuencia
están estrechamente relacionados. La cantidad de inercia
física es el factor determinante para detener el aumento o la
disminución de la frecuencia. A pesar de ello, esto no es suficiente
por sí solo para asegurar la recuperación de frecuencia
dentro del rango necesario. La provisión de control de frecuencia
local es otro factor crítico para mantener la seguridad
del sistema durante el funcionamiento en modo de isla.
Los dos atributos pueden ser proporcionados por el mismo
dispositivo (p. ej., generadores síncronos). Sin embargo, esto
no es esencial, ya que las IBR sin inercia pueden proporcionar
una respuesta de frecuencia más rápida que la del regulador
de la turbina en un generador síncrono. Por ejemplo,
un sistema de almacenamiento de energía por baterías tiene
una respuesta de frecuencia típica del orden de unos pocos
cientos de milisegundos, en lugar de varios segundos para
un generador síncrono.
Si bien siempre se necesita un nivel mínimo de inercia
física para detener la frecuencia, esto no es suficiente para
mantener todos los aspectos de la seguridad del sistema. La
inercia adicional requerida puede provenir de generadores
síncronos o por la respuesta de frecuencia rápida (RFR) de
la IBR. Por ejemplo, si varios generadores síncronos están
funcionando, podrían utilizarse como la fuente principal de
control de frecuencia. No obstante, operar en condiciones
de baja demanda con un número menor de generadores síncronos
significaría que, probablemente, se le deba indicar a
estos generadores que entren en línea. Maximizar el uso de
la RFR reduciría la necesidad de estos generadores síncronos
e instrucciones asociadas.
La figura 8 presenta un ejemplo de la relación entre la
inercia física y la RFR para el sistema eléctrico de SA en
una condición operativa específica. La relación que evidencia
la figura 8 cambia según el tamaño de la contingencia. La
posibilidad de una desconexión inadvertida de energía FV
distribuida significaría que ocurriese una contingencia creíble
más grande durante las horas diurnas, lo que indica la
necesidad de un mayor nivel de inercia física y RFR durante
el día.
Gestión del tamaño de la contingencia
El tamaño más grande de una contingencia que un sistema
eléctrico en modo de isla puede soportar sin violar sus están62
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dares de frecuencia operativa depende de la capacidad de
control de frecuencia de los generadores locales. Los estudios
del sistema eléctrico de AEMO para el funcionamiento
en modo de isla de SA indicaron que la capacidad total de
control de frecuencia proporcionada por los generadores
síncronos y las IBR no siempre sería suficiente para hacer
frente a la mayor contingencia creíble si no se tomaban
medidas preventivas.
El tamaño máximo de una contingencia a menudo se
puede controlar mediante el proceso de despacho central,
donde se puede aplicar una restricción a la salida de las IBR
y los generadores síncronos para gestionar su desconexión
creíble. No obstante, esto no es cierto cuando se trata de un
disparo involuntario de unidades FV distribuidas debido a
que la generación distribuida no se puede controlar a través
del proceso de despacho.
Para reducir el tamaño de la desconexión de la unidad
FV distribuida y el tamaño de la contingencia, se requeriría
la intervención manual de emergencia en forma de desconexión
preventiva de la energía FV distribuida. Esto también
aumentaría la carga disponible requerida para el funcionamiento
estable de grandes generadores síncronos, permitiéndoles
operar suficientemente por encima de sus puntos mínimos
de carga estable para facilitar la provisión de control de
frecuencia bidireccional. Dicha intervención de emergencia
se lograría mediante la coordinación entre los proveedores
de servicios de redes de transmisión y distribución y AEMO
como operador del sistema eléctrico.
Orden de compromiso para las IBR conectadas a
la red
Durante los periodos de baja demanda, donde existe más
generación que demanda, se deben tomar decisiones prudentes
en el orden de compromiso de los generadores controlables.
Algunas IBR en SA están habilitadas con OFGS.
AEMO debe garantizar que haya suficiente capacidad OFGS
disponible en todo momento para adaptarse a la pérdida de
las cargas más grandes y el interconector de CC en SA, por
lo que AEMO
✔ da prioridad a todas las IBR habilitadas con OFGS
durante los periodos de baja demanda donde las instalaciones
distintas de IBR pueden permanecer en línea
✔ aplica una mayor delimitación en periodos de muy
baja demanda para dar prioridad de despacho a aquellas
IBR habilitadas para OFGS que tengan un umbral
de activación con frecuencia relativamente más baja.
Estas acciones se implementaron durante el evento en modo
de isla real y se implementarían en caso de que ocurriera un
evento en modo de isla en el futuro.
Anteriormente, discutimos la relación entre la inercia
física y la RFR. Actualmente, una alta cantidad de RFR está
disponible desde un sistema de almacenamiento de energía
por baterías conectado a la transmisión en SA. Operar un
sistema de almacenamiento de energía por baterías cerca
de una generación cero maximizaría la capacidad de RFR
septiembre/octubre 2021
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