Respuesta inercial

La respuesta inercial es una propiedad de los grandes generadores síncronos , que contienen grandes masas giratorias síncronas, y que actúa para superar cualquier desequilibrio inmediato entre la oferta y la demanda de energía en los sistemas de energía eléctrica, típicamente la red eléctrica . Debido al desequilibrio de potencia siempre existente entre la oferta de energía mecánica y la demanda de energía eléctrica, la frecuencia de rotación de las masas giratorias en todos los generadores síncronos en la red acelera y así absorbe la energía extra en caso de un exceso de oferta de energía, o desacelera y proporciona energía adicional en caso de un exceso de demanda de energía. Esta respuesta en el caso de un generador síncrono está integrada en el diseño y ocurre sin ninguna intervención o coordinación externa, proporcionando al control automático de generación y al operador de la red un tiempo valioso (pocos segundos) para reequilibrar el sistema ^{[ 1 ]} La frecuencia de la red es el resultado combinado de los movimientos detallados de todos los rotores síncronos individuales en la red, que se modelan mediante una ecuación general de movimiento llamada ecuación de oscilación .

En los sistemas eléctricos de EE. UU., el operador de la red tiene la obligación de mantener la frecuencia dentro de un rango estricto y puede ser financieramente responsable si la supervisión de la North American Electric Reliability Corporation detecta un incumplimiento. Además, para proteger los equipos, se desconectará una parte de la carga (" desconexión de carga por baja frecuencia ", UFLS) si la frecuencia cae por debajo de un límite (59,5 Hz en la mayor parte de EE. UU., 59,3 Hz en Texas). ^{[ 2 ]} Cuando se produce una interrupción inesperada del suministro (por ejemplo, un fallo del generador), la respuesta de frecuencia primaria se activa automáticamente: un sensor detecta la frecuencia más baja y ajusta la potencia del motor primario en consecuencia. Para un generador síncrono típico, este ajuste implica la manipulación de los dispositivos mecánicos (válvulas, etc.) y, por lo tanto, requiere tiempo. Durante este tiempo, la red eléctrica debe depender de la inercia acumulada para ralentizar la disminución de la frecuencia. ^{[ 3 ]}

La inercia se puede medir en unidades de producto potencia-tiempo (por ejemplo, gigavatios -segundos), ^{[ 4 ]} pero a menudo se normaliza al "tamaño" (potencia eléctrica nominal) del generador y, por lo tanto, se puede describir en unidades de tiempo (denominadasconstante de inercia del generador ^{[ 5 ]} ). Los generadores que giran más rápido podrían almacenar másenergía cinética(proporcional al cuadrado de la frecuencia de rotación), pero suelen ser más ligeros y, por lo tanto, se desaceleran más rápido, lo que provoca que se inyecte más potencia al principio de la respuesta ("carga frontal") en comparación con las máquinas más lentas y pesadas; esto no es necesariamente mejor debido a la interacción entre partes de la red que puede causar "rebote" e inestabilidad. ^{[ 6 ]} Las centrales eléctricas típicas tienen valores de constante de inercia de 2 segundos (hidroeléctrica) a 7 segundos (turbinas de gas). ^{[ 5 ]} Dado que la velocidad de rotación y, por lo tanto, laenergía cinéticade un generador síncrono no depende de su nivel de potencia actual, la inercia de la red en su conjunto (inercia total del sistema,TSI) está relacionada con las constantes de inercia de los generadores en funcionamiento; ^{[ 7 ]} en el momento de menor demanda de potencia (por ejemplo, por la noche) podría haber menos generadores en funcionamiento y, por lo tanto, unacontingenciapodría ser más difícil de manejar. ^{[ 8 ]}

La carga eléctrica puede tener una cualidad similar a la inercia. Por ejemplo, los motores eléctricos industriales típicos consumen menos energía a frecuencias más bajas, lo que añade una pequeña pero perceptible cantidad de inercia al sistema, ^{[ 9 ]} este efecto está disminuyendo debido al cambio a controles de velocidad variable modernos y eficientes que tienen una respuesta mucho menos similar a la inercia.

Las desconexiones ULFS de la carga reducen la demanda de potencia, ralentizando así la disminución de la frecuencia, lo que representa un equivalente a aumentar la cantidad de inercia. ^{[ 10 ]}

Hasta el siglo XXI, la inercia convencional en combinación con la respuesta de frecuencia primaria se consideraba suficiente para alcanzar la fiabilidad objetivo de la red eléctrica estadounidense. ^{[ 11 ]} La alta penetración de la energía renovable variable (ERV) creó nuevos desafíos: ^{[ 12 ]}

• El viento tiende a ser más fuerte por la noche, por lo que los efectos de la baja demanda —y, por lo tanto, la menor cantidad de generadores síncronos en funcionamiento— se ven exacerbados;
• Un generador de energía renovable variable (ERV) generalmente no tiene masa rotacional (como los solares) o su diseño no lo acopla electromecánicamente al resto de la red. Un generador ERV típico se conecta a la red a través de un inversor (por lo que estos generadores se denominan comúnmente recursos basados ​​en inversores ) y, por lo tanto, no puede aportar la inercia al sistema de la misma manera que lo hace un generador síncrono.

Por lo tanto, se aplican alternativas a la inercia tradicional y, en la década de 2020, Texas ( ERCOT ) tomó la delantera en Estados Unidos debido a su mayor penetración de energía eólica (casi el doble que la de la Interconexión Occidental , WI) y su tamaño relativamente pequeño que hizo que las contingencias allí fueran mayores en términos porcentuales (una sola falla puede tomar energía equivalente al 6,4 % de la carga promedio en comparación con el 2,6 % para WI y el 1,3 % para la Interconexión Oriental ). ^{[ 13 ]}

La desconexión de la carga se puede hacer muy rápidamente (medio segundo, incluyendo la medición de frecuencia). ^{[ 18 ]} Los recursos basados ​​en inversores (IBR), si no están funcionando a la potencia disponible completa, también se pueden aumentar extremadamente rápido (25% por segundo para el viento, 100% por segundo para la energía fotovoltaica), ^{[ 20 ]} se puede extraer una cantidad limitada de energía cinética de una turbina eólica, proporcionando un 10% adicional de su capacidad durante aproximadamente medio segundo (después de un retraso de medio segundo). ^{[ 21 ]} Además, los momentos en que hay mucha capacidad IBR de reserva disponible coinciden con los momentos en que la inercia convencional está en su nivel más bajo debido a que muchos generadores síncronos están fuera de servicio. Estos beneficios de la nueva tecnología permiten la implementación de la respuesta rápida en frecuencia (FFR): control de frecuencia mediante el despacho de IBR y desconexiones de carga para lograr tiempos de reacción similares a la inercia, de ahí el nombre alternativo para la FFR, inercia sintética ^{[ 20 ]} (Eriksson et al. proponen usar el término "inercia sintética" para las unidades que reaccionan proporcionalmente a la tasa de cambio de frecuencia y reservar la FFR para las unidades que reaccionan a los efectos de inercia insuficiente, por ejemplo, desviación de frecuencia ^{[ 22 ]} ).

Cuando la frecuencia de la red es demasiado alta o demasiado baja, el flujo de potencia activa a través del enlace de corriente continua de alta tensión se reducirá o aumentará gradualmente. A su vez, la generación eólica aumentará o disminuirá los ángulos de las palas para reducir o aumentar la potencia eólica capturada mediante el control de paso. ^{[ 23 ]}

Las baterías a escala de red también pueden participar en FFR con una tasa de rampa del 100% por segundo. ^{[ 24 ]}

• NERC (11 de mayo de 2021). Control de balance y frecuencia (PDF) . North American Electric Reliability Corporation . Archivado del original (PDF) el 17 de enero de 2024. Consultado el 28 de octubre de 2022 .
• Denholm, Paul; Mai, Trieu; Kenyon, Rick Wallace; Kroposki, Ben; O'Malley, Mark (2020). Inercia y la red eléctrica: una guía sin manipulación (PDF) . Laboratorio Nacional de Energías Renovables .
• Eriksson, Robert; Modig, Niklas; Elkington, Katherine (14 de noviembre de 2017). "Inercia sintética versus respuesta rápida en frecuencia: una definición" . IET Renewable Power Generation . 12 (5): 507– 514. doi : 10.1049/iet-rpg.2017.0370 . eISSN 1752-1424 . ISSN 1752-1416 . S2CID 117501676 .