IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December - 112

La reducción en los márgenes de estabilidad transitoria, las fuentes de
potencia reactiva controlables, y las caídas en la frecuencia inducidas
por las caídas en la tensión se suman a los desafíos operativos.
una robustez adecuada del sistema y permitir las operaciones
estables del sistema. En este momento no hay condensadores
síncronos grandes disponibles en este sistema. Sin embargo,
se espera que la instalación de cuatro de estos condensadores
por parte del operador regional de transmisión durante 2021
reduzca la necesidad de estas intervenciones en el mercado.
Respecto de sistemas más pequeños en modo de isla,
como Irlanda y Tasmania, la operación a niveles altos de
penetración de IBR requiere monitoreo cuidadoso en tiempo
real y manejo de la inercia, los niveles de la falla y las reservas
de respuesta de frecuencia. Los requerimientos del sistema
se identifican mediante el uso de modelos de sistema
bien validados. La reducción en los márgenes de estabilidad
transitoria, las fuentes de potencia reactiva controlables, y
las caídas en la frecuencia inducidas por las caídas en la tensión
se suman a los desafíos operativos.
Las últimas adiciones a la generación de energía eólica
en Tasmania durante 2020 implican que la generación eólica
instalada más la capacidad de importación de HVdc puede
cumplir en teoría la totalidad de la demanda, lo que pone
mayor presión negativa en el compromiso de generación síncrona
y la inercia del sistema. La mitigación de Tasmania de
las operaciones con baja inercia incluyen lo siguiente:
✔ Un uso significativo de interrupción de la carga conmutada
contratada para el suministro de reservas de
respuesta de frecuencia primaria. También se estableció
un requerimiento mínimo para las reservas de
respuesta del gobernador de tipo proporcional a fin de
gestionar el sobreimpulso de la frecuencia luego de
eventos más pequeños de pérdida de la generación que
ocasionen la interrupción de la carga conmutada.
✔ Muchas unidades de generación hidroeléctrica son
capaces de operar en modo de condensador síncrono.
Una unidad de generación hidroeléctrica más grande
es capaz de operar en modo de depresión de la descarga
de agua, lo que permite la transición rápida entre un
condensador síncrono al modo de generación a fin de
responder a los eventos de subfrecuencia.
✔ Tasmania permite una caída de 2-Hz en la frecuencia
antes del inicio del UFLS (en comparación con 1
Hz en la zona continental australiana). La protección
clave y los sistemas de control de Tasmania están diseñados
para tolerar una tasa de cambio de frecuencia
(RoCoF, por sus siglas en inglés) por encima de 1 Hz/s.
Si la RoCoF excede este nivel, los bloques iniciales de
UFLS están diseñados para caer a una configuración
de frecuencia más alta.
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En Tasmania, se descubrió que un requerimiento operativo
más oneroso que mantener los niveles mínimos de
la inercia del sistema es mantener los niveles mínimos de
la falla. Gestionar los niveles de la falla en nodos clave de
transmisión es un requerimiento de tiempo real, con niveles
de falla mínimos identificados mediante estudios del sistema
que consideran la respuesta estable posfalla de la generación
de energía eólica y el enlace de HVdc. Las unidades
de generación hidroeléctrica están comprometidas en modo
de condensador síncrono, mediante acuerdos comerciales,
donde se les requiera para mantener estos niveles de la falla.
En Irlanda e Irlanda del Norte, las restricciones operativas
debido a la estabilidad tradicionalmente implican que se
necesita un mínimo de cuatro máquinas síncronas grandes
estén comprometidas en todo momento. Entonces, contemplar
estas cantidades crecientes de generación renovable no
síncrona demanda relajar esta restricción. Las nuevas herramientas
de apoyo a las decisiones del centro de control para
ayudar a gestionar esta situación incluyen lo siguiente:
✔ La evaluación de seguridad en línea se ha mejorado
con una nueva herramienta de evaluación de seguridad
anticipada a fin de detectar posibles inestabilidades.
Esto permite la implementación oportuna de los
cambios requeridos para que los programas iniciales
del mercado cumplan los criterios operativos de seguridad.
✔
Se está desarrollando una herramienta de trayectoria
de la tensión que oriente a los operadores del centro
de control sobre los mejores métodos de gestión de la
tensión del sistema. Determinará los objetivos reactivos
óptimos para los distintos tipos de dispositivos y
brindará planes de la trayectoria de la tensión seguros
contra los eventos de contingencia en el caso de horizontes
a mediano plazo (normalmente, intradiarios
y predespacho). La gestión de la tensión se ha vuelto
más desafiante debido a la reducción de las fuentes
de potencia reactiva disponibles. Este es el resultado
del desplazamiento de las centrales convencionales y
la ubicación dispersa de parques eólicos con diferentes
características de capacidad, junto con la creciente
instalación de cables de alta tensión.
Necesidad de un nuevo conjunto
de servicios de confiabilidad
Una alternativa para que el compromiso fuera del mercado
de los generadores síncronos bride servicios de confiablidad
es desarrollar nuevos productos de mercado para estos servinoviembre/diciembre
2021
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