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embargo, cuando se acercan tormentas o incendios forestales,
la probabilidad de una pérdida de línea de doble circuito
aumenta significativamente e históricamente ha sido " reclasificada "
de increíble a creíble. De esta manera, la resiliencia
del sistema eléctrico puede ser incrementada para condiciones
anormales conocidas.
No obstante, se puede aumentar aún más la resiliencia
del sistema eléctrico del NEM mediante la declaración
de un " evento protegido " . Este es un evento de contingencia
increíble, pero con cierto grado de posibilidad, que
probablemente conduzca a una falla en cascada, como la
pérdida de una importante línea de transmisión de doble
circuito. Para evitar que un evento protegido dé lugar a
una falla en cascada, el operador de la red puede adoptar
un enfoque de cartera que implemente una combinación
de pasos previos (p. ej., la instalación de esquemas de
protección especiales) y medidas posteriores (p. ej., la
contratación de servicios auxiliares adicionales y limitaciones
en los flujos de la red). Esto es, por ejemplo, lo
que el AEMO emplea para hacer frente a situaciones en
las que la pérdida de importantes interconexiones y los
eventos de separación de algunas regiones (p. ej., Australia
Meridional del resto del NEM) pueden volverse
factibles.
Si ocurriera un evento de contingencia excepcional, pero
grave, es posible que los esquemas de control de emergencia
no detengan una interrupción en cascada. Así, partes del sistema
eléctrico podrían sufrir un apagón del sistema, como
sucedió en Australia Meridional en septiembre de 2016. Por
lo tanto, el gestor de la red debe asegurarse de que existan
suficientes instalaciones de reinicio del sistema disponibles
para reabastecer el sistema después de una interrupción
importante en el suministro. Esto está representado en el
lado derecho de la figura 1.
La decisión de tratar a las contingencias como creíbles
o increíbles define de manera crucial los límites técnicos
para el funcionamiento del sistema eléctrico. Esto implica
una compensación entre los costos continuos que afronta el
mercado por mantener la red en un estado seguro y los beneficios
de, potencialmente, evitar la pérdida de carga después
de eventos menos severos y el riesgo reducido de una interrupción
importante del suministro.
Tres tipos de eventos no distintivos que afectan a la incertidumbre operativa
El clima
Existe un riesgo creciente para la generación asociado a los
cambios climáticos, como la intensidad de la luz solar o la
velocidad del viento, que generalmente son distribuidos y
afectan a un número importante de unidades. Si bien los
cambios en la generación asociados pueden pronosticarse
y evaluarse de una manera probabilística, también existe
una incertidumbre asociada a ellos, particularmente en
condiciones climáticas anormales, como durante vientos
intensos y tormentas fuertes. En partes del NEM, la mayor
contingencia creíble podría ser un cambio de salida de un
grupo de unidades generadoras de energía variable en un
área geográfica afectada.
La respuesta del sistema
Con cada vez más unidades síncronas retirándose, los menores
niveles de corriente de falla e inercia resultantes aumentan
significativamente la incertidumbre de la respuesta
dinámica del sistema a las perturbaciones. Esta respuesta
incierta se ve agravada por el comportamiento de respuesta
más complejo de las DER. En particular, el tamaño de una
contingencia, como una sola falla en la red o un disparo del
generador, puede verse incrementado significativamente
por una pérdida inesperada de generación. Por ejemplo, esto
podría deberse a que una parte cercana de la generación de
una VRE conectada a inversores (como en el apagón del sistema
de Australia Meridional en 2016) o de las DER conectadas
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a la distribución (como en el evento de desconexión de la
carga de Gran Bretaña en agosto de 2019) no logran que la
red soporte (ride-through) la perturbación asociada, incluso
debido a problemas de configuración de la protección.
Esquemas de control de emergencia
Surgen problemas asociados con la efectividad de los esquemas
de control de emergencia y la incertidumbre asociada
en la respuesta del sistema resultante. Un ejemplo
importante son los esquemas de UFLS en presencia de
grandes cantidades DER. Si bien el esquema está diseñado
para aliviar carga desconectando los alimentadores de
distribución en subestaciones predefinidas, también puede
desconectar áreas de generación neta integrada, lo cual aumenta
la pérdida general neta de suministro y, por lo tanto,
el riesgo para el sistema eléctrico.
Nuevamente, ha habido algunas situaciones de este
tipo, como el ya mencionado evento de agosto de 2019 en
Gran Bretaña. Otras consideraciones importantes sobre la
incertidumbre operativa y el riesgo que pueden conllevar
los esquemas de control de emergencia son las interacciones
entre los diferentes tipos de esquemas de protección
especial a medida que cambian tanto la matriz de la generación
como las condiciones del sistema eléctrico. Esto
puede requerir la revisión de los algoritmos de control y la
configuración para evitar interacciones no deseadas e interrupciones
en cascada.
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