IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2021 - 63

para cualquier contingencia dada y eventos de desconexión
de carga o de generación. Esto ayudaría a operar un sistema
eléctrico de SA en modo de isla con una inercia física mucho
menor que la que se requeriría si no hubiera RFR disponible,
lo que da como resultado una menor necesidad de instrucciones
para las unidades síncronas.
En condiciones de baja demanda cuando es necesario
reducir la cantidad de generación conectada a la red, esta
medida proporciona un beneficio doble. Permite un número
menor de unidades síncronas en línea y, a su vez, maximiza
la capacidad general de control de frecuencia de una región.
La necesidad de modelos mejorados
y pruebas de sistemas
El funcionamiento seguro del sistema eléctrico requiere
implementar modelos de simulación de sistemas eléctricos
validados, precisos y adecuados para su propósito. El
uso de la modelación EMT de área amplia se ha convertido
en una necesidad. Los modelos de sistemas eléctricos
convencionales no pueden representar con precisión
interacciones complejas y la respuesta general del sistema
en escenarios con una alta proporción de IBR. Todos los
estudios discutidos en este artículo y las medidas operativas
tomadas se basan en los modelos de EMT de área
amplia que ha desarrollado AEMO. Si bien AEMO no
integra actualmente el análisis EMT en las herramientas
de la sala de control para evaluaciones en tiempo real,
sí utiliza estos modelos ampliamente para determinar el
límite operativo seguro del sistema eléctrico con una alta
proporción de IBR y límites del sistema eléctrico bajo
diversas condiciones.
Teniendo en cuenta la novedad de algunos de los fenómenos
experimentados y el aumento de la complejidad de
los sistemas eléctricos reales y los modelos de simulación,
es importante validar estos modelos para garantizar que
representen el comportamiento real del sistema y sus elementos.
Las mediciones de campo registradas durante las
perturbaciones del sistema brindan una buena oportunidad
para validar el modelo general del sistema frente a fallas de
la red que, de otro modo, no serían factibles.
En los últimos años, AEMO y los propietarios de activos
pertinentes han llevado a cabo pruebas de campo en un área
con una alta proporción de IBR. El objetivo es observar la
respuesta colectiva de varias IBR y sus interacciones con la
red más amplia, y medir las cantidades clave que luego se
pueden utilizar para validar modelos. En las figuras 5 y 7, se
muestran ejemplos de tales pruebas.
Resumen
El funcionamiento de un sistema eléctrico con una alta participación
de IBR ha presentado a AEMO varios desafíos de
seguridad del sistema nuevos y complejos. Esto ha requerido
el desarrollo de muchas soluciones novedosas respaldadas
por estudios de simulación y modelado de sistemas eléctricos
detallados y adaptados a su propósito.
septiembre/octubre 2021
SA, una de las cinco regiones del NEM, tiene la mayor
proporción de IBR tanto a nivel de transmisión como de
distribución. Por esta razón, muchas de las acciones actualmente
implementadas en el NEM comenzaron a funcionar
primero en SA y luego en otras regiones (reconociendo que
otras regiones del NEM experimentan fenómenos únicos).
Las medidas analizadas en este artículo son
✔ establecer el mínimo de unidades síncronas para todo
momento, tanto con el sistema intacto como durante el
funcionamiento en modo de isla
✔ instalar condensadores síncronos estratégicamente
ubicados para reducir la necesidad de instrucciones
de despacho para generadores síncronos, que de otra
manera naturalmente tienden a estar fuera de línea durante
periodos de alta IBR, reduciendo así el costo de
las intervenciones de mercado
✔ determinar y gestionar el tamaño de la desconexión
involuntaria de la energía FV distribuida no controlada,
con el objetivo de evitar la creación de una contingencia
mayor a la que, de otro modo, sería necesario
considerar
✔ identificar el valor de la RFR provista por las IBR,
y su valor complementario en relación con la inercia
física proporcionada por los generadores síncronos,
para operar de forma segura un sistema eléctrico normalmente
interconectado con una alta proporción de
IBR en modo de isla.
El artículo también presenta un ejemplo de interacciones
adversas del sistema de control entre múltiples IBR eléctricamente
cercanas, todas en partes remotas de la red y lejos
de grandes generadores síncronos. Estos fenómenos se han
experimentado con frecuencia en partes remotas de la red
con grandes proporciones de IBR. Los métodos implementados
a corto y largo plazo para abordar las oscilaciones de
baja frecuencia resultantes incluyen una reducción en la cantidad
de inversores en línea, el uso de condensadores síncronos
cercanos y el ajuste del sistema de control para que las
IBR afectadas funcionen de manera estable en condiciones
de menor robustez del sistema que no serían posibles con el
sistema de control original.
Lecturas complementarias
B. Badrzadeh, S. Grogan y N Modi, " Minimum system
strength for secure operation of large-scale power systems
with high penetration of non-synchronous generation "
(Robustez mínima del sistema para la operación segura de
sistemas eléctricos a gran escala con alta penetración de
generación no sincrónica), in Proc. CIGRE Paris Symp.,
2018.
A. Jalali, B. Badrzadeh, J. Lu, N. Modi y M. Gordon,
" System strength challenges and solutions developed for a
remote area of Australian power system with high penetration
of inverter-based resources " (Desafíos y soluciones para
la robustez del sistema desarrollados para un área remota del
sistema eléctrico australiano con alta penetración de fuentes
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