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e implementación de estándares avanzados deberá llevarse a
cabo con años de anticipación frente a una penetración significativa de FED debido a la necesidad tanto de consultar
de manera extensiva a las partes interesadas como de contar
con periodos de transición para que los fabricantes implementen nuevas capacidades. Además, los modelos dinámicos que representan el comportamiento de las FED durante
las perturbaciones de la red deben adaptarse rápidamente a
esos cambios, ya que estos estudios son de suma importancia
para la confiabilidad de la red.

La experiencia con FED
de Duke Energy Progress
La energía solar FV ha crecido significativamente en Carolina del Norte durante los últimos cinco años debido a las
políticas gubernamentales, el costo evitado de la energía,
el terreno disponible y el descenso en los precios de la tecnología solar. Se conectaron aproximadamente 3,100 MW
de capacidad solar FV en Carolina del Norte, desde enero
de 2019, a través de las áreas de equilibrio de Duke Energy
North Carolina. Alrededor de 2,300 MW están ubicados en
la región de Duke Energy Progress (DEP), con una demanda
pico en invierno de aproximadamente 15,000 MW. Cerca de
dos tercios de la capacidad de la energía solar FV se encuentra en FED a escala de servicios públicos, siendo 5 MW
la capacidad de FED más común debido a incentivos anteriores. El resto está conectado a la transmisión, con tamaños que varían de 20 a 80 MW. Muy poca energía solar
FV se coloca con cargas de clientes en Carolina del Norte.
Como tal, la FVD en el estado se modela como una fuente
generadora independiente a nivel de la distribución. La ubicación es de vital importancia, y algunas áreas de la red
de transmisión están saturadas de generación y necesitan
actualizaciones para poder recibir cualquier tipo de generación adicional. La retroalimentación de las FED a la red
de transmisión es común, pero incluso sin ella, las FED
están teniendo repercusiones.
Tradicionalmente, las empresas de servicios públicos
han comprendido y han sido capaces de predecir con precisión las fluctuaciones diarias y estacionales de la demanda
de los clientes. Las interrupciones no planificadas en la
generación o transmisión han sido incorporadas desde hace
mucho tiempo a las prácticas de planificación y operación.
El crecimiento significativo de la generación de energía
solar FV ha aportado una nueva dimensión independiente a
la planificación y operación del BPS. La salida de energía
solar no sigue a la carga y generalmente no puede ser suministrada. El gráfico 10 presenta un ejemplo de una curva de
carga diaria para la generación y la carga del cliente en un
un día templado de invierno en DEP. La línea naranja superior representa una forma típica de la carga del cliente en
invierno, con picos dobles en la mañana y en la noche. Los
recursos de generación se dividen en carga nuclear básica,
recursos reguladores como la generación de gas y carbón
y la energía solar FV. La energía solar se divide además
noviembre/diciembre 2019

en categorías conectadas a la distribución y la transmisión.
Como muestra el gráfico, la carga del cliente es mínima
cuando la generación solar está al máximo en un día de
invierno. Los recursos de regulación que necesitan estar en
línea para los picos tienen una salida mínima representada
por la línea roja y posiblemente se puede forzar su apagado
al mediodía debido a la generación de energía solar FV.
Sin embargo, muchos recursos reguladores tienen tiempos
de arranque o de cierre de horas o días. Las únicas soluciones en algunos días son vender energía a las áreas de
equilibrio vecinas a un bajo precio, comprar energía pico
a los vecinos a un alto costo y restringir la generación de
energía solar FV.
Determinar las condiciones de planificación para el
BPS requiere comprender cómo opera la red, lo cual,
como se ha discutido, se ha vuelto más complicado. Los
planificadores de transmisión examinan las peores condiciones realistas posibles. En Carolina del Norte, estas han
sido las cargas máximas de verano e invierno y la carga
valle. Con la adición de FED, las nuevas horas de funcionamiento se están convirtiendo en el peor caso o el
caso más limitante. Como se muestra en el gráfico 10, la
producción de generación puede variar significativamente
a lo largo del día. Si bien la carga mínima anual del cliente
puede ocurrir por la noche, las condiciones de carga ligera
en un domingo templado por la tarde durante la primavera
pueden tener una correlación estrecha con la producción
máxima de energía solar FV, lo cual resulta en la carga
neta mínima del cliente. Las tensiones del BPS pueden
ser altas y pueden producirse patrones de flujo de energía
que nunca hayan sido observados en la práctica operativa.
Durante el verano, mientras que la carga del cliente puede
alcanzar su pico máximo a las 5 p.m., la alta salida de
energía solar FV durante el día puede aumentar los flujos
en el sistema de transmisión.
Pueden ocurrir condiciones del peor de los casos durante
las horas de planificación no tradicionales, y DEP revisa con
frecuencia las condiciones operativas reales para garantizar
que los planificadores se concentren en las condiciones del
peor de los casos para el BPS. Actualmente, DEP está planificando varias combinaciones de carga del cliente y suministro de energía solar, centrándose en las siguientes situaciones de condiciones de tensión del sistema:
✔ 100 % de carga máxima en verano, 50 % de suministro solar (hora pico de verano)
✔ 90 % de carga máxima en verano, 100 % de suministro solar (1 p. m. en un día pico de verano)
✔ 90 % de carga máxima en verano, 0 % de suministro
solar (puesta de sol en un día pico de verano)
✔ 100 % de carga máxima en invierno, 0 % de suministro solar (hora pico de invierno)
✔ 35 % de carga, 0 % de suministro solar (una noche
templada durante la primavera)
✔ 40 % de carga, 100 % de suministro solar (mediodía
templado de un domingo de primavera).
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