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este modo, el costo de energía perdida prevista por cada año
de operación puede utilizarse para estimar el costo de prestar
servicios adicionales de potencia activa y reactiva a la red.
Análisis de costo-beneficio para justificar el
funcionamiento superflexible
Además de cuantificar las pérdidas adicionales para habilitar
la flexibilidad, es necesario considerar otros aspectos en
el análisis de costo-beneficio. Las rampas de carga cortas y
altas serán absorbidas por los generadores síncronos que no
se consideraron en los estándares tradicionales como C50.13
del IEEE y 60034-3 de CEI. En futuros regímenes operativos
se necesitarán estándares para evaluar tanto la eficiencia
operativa total como el consumo durante la vida útil debido
a las operaciones irregulares como consecuencia de la transición
energética. Por lo general, se considera la potencia
nominal en el envejecimiento térmico de la máquina y,
por lo tanto, el servicio S1 (servicio continuo) es la opción
predeterminada (véase la figura 8). Sin embargo, se ignora
la expansión térmica diferencial del generador al considerar
todas las fluctuaciones de MW-Mvar. Tanto la expansión
como el envejecimiento térmico tienen un impacto
en la vida útil de la máquina, y para el futuro cercano se
desconocen los ciclos de carga, aunque se ha destacado
la tendencia.
En general, la implementación de energía hidroeléctrica
superflexible habilita el marco de optimización de una nueva
red para:
✔ mitigar las inestabilidades de la tensión o los apagones
(es decir, mejorar la confiabilidad)
✔ reducir las pérdidas de transmisión.
El diseño de control coordinado tendría que ser el factor
para la toma de decisiones según las entradas en tiempo real.
Estas entradas identifican las áreas más vulnerables y de alta
pérdida de la red mediante técnicas óptimas de flujo eléctrico
y una evaluación de riesgos de infraestructura crítica
y obstáculos. Además, la eficiencia económica del concepto
superflexible puede identificarse a través de una metodología
típica de costo-beneficio identificando la suma de diferentes
costos. Los costos de capital serían el costo directo de
implementar el concepto superflexible, lo que estaría sujeto
a estimaciones aproximadas. Lo costos operativos implican
tanto costos operativos adicionales debido al servicio mejorado
de la central hidroeléctrica como costos de pérdidas de
la red al operarla. Por otra parte, los costos de la energía no
suministrada representan el valor económico de la confiabilidad
que puede determinarse según los costos incurridos
por los clientes como consecuencia de las interrupciones. La
tabla 6 identifica algunos de estos costos para la industria.
Como se observa, los costos económicos y sociales por las
interrupciones de la red y el racionamiento pueden volverse
rápidamente graves. Además, la duración, el verano/invierno
y el tipo de cliente (tipo de industria, agricultura y vivienda)
aceleraría más el costo y la penalización por las interrupciones
del SE.
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Como se mencionó anteriormente, los costos operativos
pueden subdividirse en costos de servicios mejorados y costos
de pérdidas de la red, en que se podrían restar las pérdidas
reducidas de la red por el funcionamiento superflexible
de los costos por pérdidas de la red. Pueden identificarse
algunas cantidades preliminares de estos costos según el
mapa de eficiencia del generador y el análisis de flujo de
carga, y los resultados del método se muestran en la tabla 7.
Un escenario de reducción de pérdidas aproximadas en
los sistemas de transmisión de 300 a 420 kV y el potencial
de reducción de pérdidas a partir del nuevo concepto se
muestran en la tabla 8. Además, una implementación a gran
escala del concepto superflexible también contribuiría a la
reducción de pérdidas en niveles de tensión más baja que la
transmisión; por ejemplo, de 60 a 132 kV, dado que algunos
software del mismo tipo de estos sistemas regionales de subtransmisión
son similares.
Es evidente que, por la energía hidroeléctrica superflexible,
una mayor confiabilidad y el potencial de reducir pérdidas
tendrían los más altos rangos y prioridad en comparación
con los costos de capital y los costos de energía de
los servicios mejorados. Por ejemplo, las centrales hidroeléctricas
podrían producir potencia reactiva muy barata (como
se indica en la tabla 7), pero las necesidades de contar con
potencia reactiva de transmisión en distancias más extensas
aumentará las pérdidas totales del sistema. Como es evidente,
es un problema de optimización complejo, en que la
toma de decisiones en general debe hacerse de manera cuidadosa
desde una perspectiva política, lo que no es sencillo.
Es claro que se necesita más una planificación detallada
de los sistemas de transmisión para desarrollar un esquema
óptimo de ubicación de equipos adicionales para la red.
Impacto ambiental
En la actualidad, el impacto ambiental de la generación
hidroeléctrica a través de represas, embalses y el funcionamiento
de centrales es motivo de inmensa preocupación. No
obstante, la generación hidroeléctrica brinda servicios de
gestión hídrica como control de inundaciones y sequías, lo
que puede tener un rol importante en la resiliencia climática
y los esfuerzos de adaptación. Aun así, la generación
hidroeléctrica impactará de manera negativa la biodiversidad
local y el sustento de las personas al alterar los servicios
ecosistémicos y las cuencas naturales. Muchas personas
viven cerca de ríos regulados por generación hidroeléctrica,
y su sustento depende de servicios acuáticos como la irrigación,
el agua potable, la pesca, la migración de peces, la
recreación y el turismo. Por lo tanto, la aceptación pública
es fundamental, y la evaluación del impacto ambiental es
importante en todas las etapas de la vida útil, lo que implica
cuestiones de salud humana, efectos de la disponibilidad de
fuentes y calidad general del ecosistema.
Al adoptar los regímenes de superflexibilidad, habrá un
cambio en la condición física de los ríos, lo que debe ser
evaluado en términos de aceptación social. Además, se sabe
noviembre/diciembre 2022
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