IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November 2019 - 36

Demanda mínima de Australia Meridional (MW)

Modelado y gestión de
generación síncrona en
Australia Meridional

1,200
1,000

El estado de Australia Meridional
se encuentra en un extremo de la
600
interconexión del este de Australia,
también conocido como el Natio400
nal Electricity Market (NEM). Si
200
bien no es un sistema insular, solo
0
una interconexión de CA de doble
circuito abarca los 580 mi entre los
-200
centros de generación síncrona en
-400
Carga de red de transmisión
Australia Meridional y la siguiente
Generación de energía FV en tejados
-600
Pronóstico de demanda mínima
región del NEM. En 2018, la
-800
producción eólica de Australia
Meridional superó la demanda
regional aproximadamente el 5 %
Cierre del ejercicio fiscal
del tiempo, y la producción instantánea alcanzó el 144 % de la
gráfico 7. La demanda de red mínima (línea negra) en Australia Meridional ocurre
al mediodía debido a la alta penetración de energía FV. A medida que la generación
demanda regional. Además, más
de energía FV en tejados aumenta, la carga en la red de transmisión disminuye. Una
del 30 % de los hogares en Austrademanda mínima negativa requiere exportaciones, derrames o ambos.
lia Meridional tienen sistemas de
energía FV distribuida (FVD).
El
operador
del
NEM,
operador del mercado de electripor año (en 2018, fue de € 180 millones). Esto permite a los
propietarios que brindan estos servicios recuperar la inver- cidad de Australia (AEMO, por sus siglas en inglés), tiene el
sión de capital en actualizaciones. Los incentivos se divi- desafío de operar un sistema que pueda hacer la transición
den entre productos y las ganancias son más altas cuando en 12 h de uno con solo generadores síncronos en línea a otro
el sistema opera por encima del 55 % del SNSP, ya que está en el que la producción de IBR excede significativamente
en altas penetraciones de IBR cuando EirGrid más necesita la demanda regional. En estas condiciones, el rendimiento
dinámico está dominado por la respuesta de las IBR. Para
estos productos.
El producto de respuesta inercial síncrona (SIR, por funcionar de manera estable, la tecnología de IBR actual
sus siglas en inglés) es uno de los siete productos nue- requiere un nivel de resistencia de red que las máquinas sínvos implementados el año pasado, además de los siete cronas ofrecen. AEMO enfrenta desafíos similares a los de
servicios auxiliares existentes. La SIR es la relación de ERCOT y EirGrid. AEMO ahora debe garantizar de forma
la energía cinética dividida entre la generación mínima explícita que suficientes generadores síncronos permanezcan
de la planta. EirGrid creó un producto que pagaba a los en línea en todo momento dentro de Australia Meridional,
generadores si se suministraban y tenían una SIR de 45, específicamente para garantizar una recuperación adecuada
con pagos más altos a altas penetraciones de IBR. Ade- posterior a la falla, durante los periodos de mayor penetramás de la SIR, el nivel de generación mínimo reducido ción de IBR.
El diseño del NEM no presenta un compromiso centrapermite que la planta proporcione servicios de energía
reactiva y de mayor incremento. Como resultado, cinco lizado en tiempo real o un compromiso previo vinculante
grandes plantas han reducido su generación mínima, de las unidades generadoras. Por lo tanto, se utiliza el sumialgo que antes no podían lograr, por un total de 350 MW. nistro fuera de mérito para garantizar un compromiso sufiTambién en 2018, se contrataron 39 plantas eólicas y 21 ciente de generación síncrona. Gran parte de la generación
unidades de gestión del lado de la demanda para propor- síncrona en Australia Meridional es relativamente inflexible,
cionar servicios del sistema, incluidos más de 99 MW con tiempos de inicio de varias horas o más y altos nivede respuesta de frecuencia rápida y 111 MW de reservas les mínimos de generación en algunos casos. Ninguno de
los grandes generadores síncronos es capaz de funcionar en
operativas primarias.
La fortaleza del sistema, la protección y la regulación de modo de condensador síncrono.
Para evaluar el rendimiento del sistema energético de
frecuencia también fueron exploradas para 2020 y no significaron un problema a corto plazo. Sin embargo, EirGrid Australia Meridional se requiere modelar con precisión el
inició una exploración del sistema 2030, donde operará comportamiento y la interacción de múltiples IBR ampliacerca del 100 % de SNSP. Se espera que, en este estudio, mente dispersas, en condiciones de baja resistencia de la
se considere la capacidad de formación de redes a partir red, en un sistema donde puedan constituir la tecnología de
generación dominante. Las herramientas tradicionales de
de las IBR.
36

ieee power & energy magazine

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

800

noviembre/diciembre 2019

IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November 2019

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November 2019