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ejemplo, la respuesta a la frecuencia de parte de las baterías
o los electrolizadores de hidrógeno podría ser un sustituto de
la respuesta de frecuencia primaria de los generadores convencionales
en el caso de eventos creíbles. No obstante, la
rápida respuesta de las nuevas tecnologías puede ser mucho
más beneficiosa para el sistema en el caso de eventos de
HILP, especialmente en condiciones de baja inercia. Capturar
este tipo de comportamiento desde una perspectiva técnica,
y luego desde una visión normativa y de mercado, es un
trabajo en curso en Australia y en todo el mundo.
Debate y desarrollo de nuevos
mecanismos para respaldar aún más la
resiliencia
Los operadores de los sistemas eléctricos necesitan nuevos
mecanismos y herramientas para administrar la resiliencia
que se vean y se sientan muy diferentes de los que aprendieron
a operar originalmente. Este es un desafío importante
para los responsables de formular políticas y los operadores
de redes, principalmente debido a las crecientes incertidumbres
que rodean los eventos de HILP y la complejidad asociada
a evaluar sus costos.
En este sentido, el NEM está atravesando un importante
proceso de reforma para lograr la transición a un sistema
eléctrico cada vez más cimentado en la generación renovable
descentralizada, variable y basada en inversores. El trabajo
de la Junta de Seguridad Energética y varios organismos del
mercado se centra en gestionar una rápida transición de la
flota generadora, el crecimiento de las DER y un lado de la
demanda cada vez más activo. Este trabajo en curso brindará
más robustez al sistema eléctrico y mayores beneficios
de resiliencia. La AEMC también está realizando avances
en varios trabajos dirigidos específicamente a mejorar la
resiliencia del sistema. Esto incluye trabajar con otros organismos
del mercado para desarrollar marcos de gestión de
eventos " no distintivos " .
Como se mencionó anteriormente, los perfiles de riesgo
de los sistemas eléctricos están cambiando y las nuevas
clases de " riesgos no distintivos " son las que predominan
actualmente. A diferencia de un evento de contingencia distintivo,
los eventos no distintivos requieren considerar tanto
múltiples potenciales activos que se verán afectados como la
respuesta del sistema. En consecuencia, los eventos no distintivos
requieren una evaluación que reconozca la incertidumbre
inherente al evento en sí, así como la incertidumbre
de la respuesta resultante del sistema eléctrico. Es probable
que los marcos existentes que solo consideran la probabilidad
de eventos distintivos sean inapropiados para gestionar
eventos no distintivos.
La AEMC está considerando un nuevo marco normativo
para gestionar mejor estos eventos no distintivos. Esto permitiría
al AEMO tomar otras medidas además de las necesarias
para gestionar un evento de contingencia distintivo y
creíble cuando las condiciones externas signifiquen que es
probable que el sistema eléctrico enfrente mayores riesgos
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no distintivos. Por ejemplo, para gestionar el aumento de
un riesgo causado por un gran sistema de tormentas atravesando
una región, el AEMO podría optar por aplicar más
restricciones al despacho o adquirir servicios auxiliares adicionales.
La
figura 4 resume las disposiciones actuales del NEM
para eventos distintivos y las estrategias operativas para
eventos no distintivos en el futuro. Como se mencionó anteriormente,
el sistema eléctrico se mantiene en un estado
seguro para gestionar los riesgos de eventos de contingencia
discretos y creíbles. Se garantiza la resiliencia del sistema de
diferentes maneras, con el objetivo de que se gestionen los
riesgos para la mayoría de los eventos distintivos increíbles
posibles, y que solo los eventos más graves puedan representar
un riesgo de apagón del sistema. Por ejemplo, esto
se logra a través del marco de eventos protegidos donde los
eventos distintivos específicos increíbles son gestionados
mediante soluciones mixtas. También se garantiza resiliencia
a través de la capacidad del AEMO de reclasificar distintas
contingencias de increíbles a creíbles durante condiciones
anormales.
En la figura 4 también se resumen las nuevas disposiciones
normativas posibles para la gestión de riesgos de eventos
no distintivos. En el momento de redactar este artículo
(mayo de 2021), la AEMC investiga algunos de estos acuerdos
a través de la " solicitud de cambio de normas para eventos
no distintivos " .
Se define el tamaño y las características de eventos no
distintivos considerados razonablemente posibles y creíbles
utilizando métodos probabilísticos.
El cuadro superior izquierdo de la figura 4 describe el
enfoque actual del AEMO para la gestión de distintos eventos
creíbles. Se considera que estas contingencias son razonablemente
posibles en las condiciones circundantes, y el
AEMO toma medidas para gestionarlas limitando el despacho
y adquiriendo servicios auxiliares adicionales.
El recuadro inferior izquierdo representa la extensión
lógica a los eventos no distintivos. En esta área, el operador
de la red tomaría medidas para operar el sistema eléctrico de
modo que sea seguro contra eventos no distintivos creíbles.
Por ejemplo, como se mencionó anteriormente, las contingencias
a nivel de la transmisión pueden inducir a que se
disparen las DER y VRE o a la caída de las salidas debido a
la configuración del relé de protección y a las estrategias de
control específicas. Esto puede ocurrir particularmente en
áreas donde la robustez y la inercia del sistema se vean reducidas
debido a la penetración a gran escala de tecnologías
basadas en inversores y energías renovables. Sin embargo,
en estos casos, no se conoce el posible tamaño y la ubicación
exacta del impacto en la producción debido a la pérdida de
VRE y DER.
Por lo tanto, se ha debatido un nuevo mecanismo operativo
denominado operación N−(X+). El " + " indica el aumento
del criterio clásico N−X considerando el " tamaño " de la contingencia
no distintiva. Este enfoque teórico probablemente
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