Este documento discute los desafíos operativos presentados por la creciente penetración de energías renovables no convencionales como la solar y eólica en los sistemas eléctricos. Algunos de estos desafíos incluyen la intermitencia de estas fuentes, la reducción de la inercia del sistema y su impacto en la estabilidad de frecuencia, y problemas potenciales con la calidad de energía y congestión en la red. El documento también presenta simulaciones que muestran cómo la menor inercia del sistema con mayor generación renovable

1. ALTA PENETRACIÓN DE GENERACION
RER NO CONVENCIONAL: NUEVAS
EXIGENCIAS Y RETOS OPERATIVOS
ROBERTO RUBÉN
RAMÍREZ ARCELLES
rramirez@uni.edu.pe; rramirez.arcelles@pss-sac.com
LIMA, PERU
OCTUBRE 2021

2. 1. INTRODUCCION

3. Para lograr objetivos DE CAMBIO CLIMÁTICO, muchos países están pasando de
la generación en base a combustibles tipo fósil a una generación con niveles bajos
de carbono utilizando las FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLES (RES).
Renewables 2018,
Renewable
Global
Energy
Status
Policy
Report,
Network. Muestra la participación y
objetivos de las energías renovables
en países en el horizonte 2017-2050.
Objetivo: generación de energía
con un 80% de RES en 2050.

4. En el Perú, las tecnologías de generación solar fotovoltaica y la eólica
(generación RER no convencionales: GRERNC) integradas al SEIN destacan
frente a las demás alternativas disponibles a la fecha [A. Vasquez, J. Tamayo,
and J. Salvador, “La industria de la energía renovable en el Perú´: 10 años
de contribuciones a la mitigación del cambio climático,” Osinergmin. Lima,
2017].
¿Que es generación convencional y generación RER no convencional?.

5. TIPO DE CENTRAL
TIENE UN GENERADOR
SINCRONO CONECTADO
DIRECTAMENTE A LA RED ?
HIDROELECTRICA/TERMICA SI
BIOMASA SI
GEOTERMICA SI
EOLICA NO
SOLAR FOTOVOLTAICA NO
Centrales de generación
RER no convencional
(No-síncronas)
Centrales de generación
Convencional (Síncrona)
Por lo tanto, los modernos sistemas eléctricos de potencia están evolucionando
desde un sistema dominado por generadores síncronos, hacia un sistema con
predominio de inversores.

6. Las centrales solares fotovoltaicas y las eólicas se conectan a la red de frecuenica
industrial mediante inversores.
RED DE
FRECUENCIA
INDUSTRIAL

7. Predominio del Generador Síncrono
Pequeña penetración
de GRER No
Convencional Alta penetración de
GRER No Convencional
¿Que pasará con la
cortocircuito de esta barra
sistema de transmisión con
potencia de
del
el
incremento de la generación RER
No Convencional?.
CARGAS
Se piensa desplazarlas en el futuro

8. El nivel de cortocircuito en las barras del sistema de transmisión en la zona del
reemplazo disminuye, entonces, las barras del sistema de transmisión pierden
fortaleza; con lo cual hay preguntas por responder:
¿Disminuirá la potencia reactiva disponible en estas barras?.
¿Los proyectos mineros necesitarán equipamientos adicionales para hacer
posible la operación de arranque de los motores de los molinos Sag y de
Bolas, así como para el manejo de la tensión?
¿Que pasará con la corriente de inserción de los transformadores de la zona?
Debido a que la inercia es menor, ¿que pasará con los tiempos críticos de
despeje de falla?
¿Qué pasará con la penetración armónica con el predominio de inversores?

9. Potencia
mecánica
Potencia
activa
Un grupo de Turbina-Generador Síncrono
(unidad de generación convencional),
intrínsecamente incorpora tres funciones:
GENERADOR SÍNCRONO
1. La turbina convierte la energía del
agua o la energía térmica derivada de
la combustión, en energía mecánica y
la entrega por el eje;
2. El generador síncrono convierte la
energía mecánica en eléctrica a través
del acoplamiento magnético entre el
rotor y estator.
3. La masa giratoria de la turbina y el
rotor del generador almacena energía
cinética (efecto de volante de inercia);
INERCIA DEL GRUPO
DE GENERACION
CONVENCIONAL

10. Los controladores de la unidad de generación convencional controlan la potencia
mecánica y la tensión del campo del generador, que son el control primario de la
frecuencia y control de la tensión, respectivamente.

11. Estructura básica de las centrales solares fotovoltaicas y las eólicas.
RED DE
FRECUENCIA
INDUSTRIAL
Fuente de energía Conversión de energía

12. La producción de las RER se ve influida por las condiciones meteorológicas
por lo cual presenta características de irregularidad y fluctuación, que
afectarán la operación del sistema eléctrico de potencia.
Eriksen, P.B.; Ackermann, T.; Smith; Winter,W.; Garcia, J.M. System operation with
high wind penetration. IEEE Power Energy Mag. 2005, 3, 65–74.
Huang, Z.M. Research of the problems of renewable energy orderly combined to
the grid in smart grid. In Proceedings of the Asia-Pacific Power and Energy
Engineering Conference (APPEEC), Chengdu, China, 28–31 March 2010.
CARACTERÍSTICAS
CENTRAL
SOLAR
CENTRAL
EOLICA
CENTRALES
CONVENCIONALES
FLUCTUACIONES SI SI NO

13. Control de
Frecuencia Elemento
Almacenador
Control en el lado DC Control en el lado AC

14. Se requiere un rápido almacenamiento de energía en el lado DC y un control
específico para hacer la regulación primaria frecuencia, que puede ser el control del
RoCoF ó el control de emulación de inercia (inercia sintética) y la característica de
estatismo.
De hecho, el almacenamiento de energía del lado DC, para centrales eólicas o
solares, puede integrar ambos controles de frecuencia.

15. 2. RESUMEN DE IMPACTOS Y DESAFIOS A
SUPERAR

16. CARACTERISTICAS DE
CENTRALES EOLICAS Y
SOLARES FOTOVOLTAICAS
ESCALA
DE TIEMPO
INTERMITENCIA: fuente no-
predecible y variable
UBICACION: Lejos de los
centrosde carga.
UBICACION: Integrado a los
sistemas de distribución.
CONEXIÓN NO-SINCRONA
(MEDIANTE INVERSORES)
AL SISTEMA DE
TRANSMISION
EQUILIBRIO GENERACION-DEMANDA:
Impacta sobre regulación secundaria (reservas
de operación y almacenamiento).
Protección del
sistema.
DESAFIOS DE SEGURIDAD OPERACIONAL
Interacciones con
los convertidores.
Calidad de energía
(Armónicos).
Congestiones en la red.
Reducción de la potencia
de cortocircuito:
problemas de tensión y
de potencia reactiva.
Reducción de la inercia del
sistema e impacto sobre la
estabilidad de la
frecuencia.
ms s min horas
Pieter Tielens, “Operation and control of power systems with low synchronous inertia”, Dissertation presented for the degree
of Doctor in Engineering Science (PhD), Electrical Engineering, November 2017, ARENBERG DOCTORAL SCHOOL, Belgium.

17. 600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
15/03/2021 00:00 16/03/2021 00:00 17/03/2021 00:00 18/03/2021 00:00 19/03/2021 00:00 20/03/2021 00:00 21/03/2021 00:00 22/03/2021 00:00
GENERACION EOLICA Y SOLAR EN EL SEIN EN UNA SEMANA DE MARZO 2021
TOTAL EOLICA Y SOLAR PROGRAMADO TOTAL EOLICA Y SOLAR EJECUTADO
2.1 INTERMITENCIAS REGISTRADAS EN EL SEIN
Las intermitencias provocan desviaciones que impactan sobre la reserva secundaria de frecuencia.

18. 600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
GENERACION EOLICA Y SOLAR EN EL SEIN EN UNA SEMANA DE SETIEMBRE 2021
13/09/2021 00:00 14/09/2021 00:00 15/09/2021 00:00 16/09/2021 00:00
EOLICA MAS SOLAR PROGRAMADA
17/09/2021 00:00 18/09/2021 00:00 19/09/2021 00:00 20/09/2021 00:00
EOLICA MAS SOLAR EJECUTADA
Las desviaciones son manejadas por el Operador del Sistema. La reserva Secundaria en el 2020:
157 MW para arriba y 206 MW para abajo.

19. 2.2 REGISTROS DE OSCILACIONES EN LA FRECUENCIA
EN EL SEIN CON INERCIA REDUCIDA
Se muestra el comportamiento de la frecuencia en dos días del año 2020:
(1) 23.03.2020: Con una máxima demanda de 5280 MW, reducida por el estado
de emergencia COVID19. Requirió de un Despacho hídrico y de la
GRERNC (solar y eólica).
(2) 19.08.2020: Día de Máxima demanda de Agosto con 6633 MW, en proceso
de recuperación en COVID19. Con un Despacho hidrotérmico y la
GRERNC.
El 25.02.2020 fue el día de máxima demanda de febrero, con 7375 MW a las
15:30 horas.

20. CENTRALES SOLARES Y EOLICAS EN OPERACIÓN EN EL
2020 EN EL PERU
C.S.F. TOTAL
280 MW
C.E. TOTAL
150 MW
C.E. TOTAL
255 MW

21. DIA 23.03.2020
TECNOLOGÍA PRODUCCIÓN (MW-h) PORCENTAJE
EOLICA 4612.96 4.0%
SOLAR 2192.77 2.0%
HIDRAULICA 92326.7 90.0%
TERMICA 3663.12 4.0%
PRODUCCION TOTAL 102795.6 100%

22. DIA 19.08.2020
TECNOLOGÍA PRODUCCIÓN (MW-h) PORCENTAJE
EOLICA 8865.35 4.2%
SOLAR 3114.12 1.5%
HIDRAULICA 92183.07 43.8%
TERMICA 106529.10 50.6%
PRODUCCION TOTAL 210691.57 100%

23. 60.40
60.30
60.20
60.10
60.00
59.90
59.80
59.70
59.60
12.00 12.05 12.10 12.15 12.20 12.25 12.30 12.35 12.40 12.45 12.50
COMPORTAMIENTO DE LA FRECUENCIA ALREDEDOR DE LAS 12:30 HORAS
23 DE MARZO 2020 19 DE AGOSTO 2020

24. 60.20
60.15
60.10
60.05
60.00
59.95
59.90
59.85
59.80
12.300 12.310 12.320 12.330 12.340 12.350 12.360 12.370 12.380 12.390 12.400
HORAS
COMPORTAMIENTO DE LA FRECUENCIA ALREDEDOR DE LAS 12:30 HORAS
23 DE MARZO 2020 19 DE AGOSTO 2020

25. DIA
INERCIA
EQUIVALENTE (S)
POTENCIA
APARENTE
CONVENCIONAL
(MVA)
POTENCIA
APARENTE
GRERNC
(MVA)
PORCENTAJE DE
GRERNC (%)
23.03.2020 2.84 6093.4 648.78 10
19.08.2020 3.87 8519.57 648.78 7
Día 23.03.2020:
Baja demanda del SEIN por el estado de emergencia; la GRERNC representó
un 10 %. Comparada con la inercia del 19.08.2020 la inercia del SEIN es 27 %
menor.
Día 19.08.2020:
La demanda en proceso de recuperación; la GRERNC resultó ser del orden del
7 %.

26. 2.3 REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA EN UN
SISTEMA DE PRUEBA
Para ilustrar el efecto de la integración de generación RER no-convencional
sobre la frecuencia de un sistema multimáquina se ha utilizado como
SISTEMA DE PRUEBA una variación del Nine Bus System [P. M. Anderson
and A. A. Fouad, Power System Control and Stability, 2nd ed. Piscataway, N.J:
IEEE Press ; Wiley-Interscience, 2003].
Las simulaciones fueron realizadas con el programa DIgSILENT Power Factory
2020.

28. CENTRAL MVA FDP Pmax (MW) H (s) Despacho (MW)
CH 1 ZONA 1 63 0.9 56.7 3.25 54.5
CH 2 ZONA 1 63 0.9 56.7 3.25 54.5
CH 3 ZONA 1 63 0.9 56.7 3.25 54.5
CH 4 ZONA 1 63 0.9 56.7 3.25 54.5
CH 1 ZONA 2 200 0.95 190.0 4.19 160.0
TG1 ZONA 2 202 0.85 171.7 6.30 160.0
CH 1 ZONA 3 200 0.95 190.0 4.19 170.0
TG 1 ZONA 3 210 0.85 178.5 5.91 170.0
BARRAS DE
CARGA
MW
2 250
4 250
6 350
TOTAL 850

29. Se ha simulado la desconexión de una unidad de generación en la zona 1, que
esta entregando 54.5 MW, en tres escenarios:
(1) El sistema con solo generación convencional.
(2) Reemplazando la TG1 de la zona 3 con una central solar fotovoltaica de la
misma potencia activa.
(3) Además de (2), se reemplaza la TG1 de la zona 2 con una central solar
fotovoltaica de la misma potencia activa.

32. El ERACMF del SEIN se activa por umbral en 59.2 Hz y los relés de derivada se
activan si la pendiente es mayor a -1.0 Hz/s en el Centro-Norte y -1.1 Hz/s en el
Sur.
Entonces, uno de los criterios de definición del máximo de generación RER No-
Convencional podría ser: “no activar el ERACMF del sistema”.
CONFIGURACION DE
GENERACION
INERCIA
H (s)
FRECUENCIA
MÍNIMA (Hz)
PENDIENTE
(Hz/s)
ERROR FINAL
(mHz)
SOLO
CONVENCIONAL
4.7 59.482 -0.1976 306
UNA CSF DE 170 MW 3.6 59.206 -0.2567 463
DOS CSF DE 170 MW 2.4 58.786 -0.3361 634

33. LA FRECUENCIA EN EL
2.4 OSCILACIONES DE
SISTEMA DE PRUEBA
simulado en el
la
Se ha
SISTEMA
aplicación
DE PRUEBA
de un pequeño
cambio de carga, del tipo
aleatorio, con un máximo y un
mínimo (±1.09 MW).

35. Al aplicar una carga aleatoria, la frecuencia del SISTEMA DE PRUEBA en
estado estacionario con solo generación convencional, presenta un
comportamiento típico con oscilaciones que presentan cierta amplitud.
Al reemplazar la central TG1 Zona 3 por una central de generación RER No-
Convencional de la misma potencia (reducción del H en 23 %), la frecuencia
del sistema presenta oscilaciones con amplitudes mayores,
deteriorándose la calidad de la frecuencia.

36. 3. LIMITE DE REDUCCION DE LA INERCIA Y
COMO OPERAR UN SISTEMA CON BAJA
INERCIA

37. DESBALANCE
DE
POTENCIA
SISTEMA
CON
INERCIA
REDUCIDA
AUMENTO
DELROCOF
MINIMOS DE
FRECUENCIA
MAS B
AJOS
FRECUENCIA
CON
OSCILACIONE
SDEMA
YOR
AMPLITUD
3.1 ¿EXISTEN LIMITES
PARA LA REDUCCION
DE LA INERCIA?

38. El tiempo de respuesta para que el gobernador y las turbinas reaccionen y
controlen el descenso de la frecuencia depende de la inercia del sistema.
Entonces el valor de esta constante de tiempo estará casi totalmente definida por
la mezcla de los tipos de centrales que operan en el sistema, en la cual, la
tendencia futura será que predominen centrales conectadas mediante
inversores.
Se podría reducir esta constante de tiempo implementando medidas adicionales
como una rápida inyección de potencia utilizando los convertidores de las
unidades conectadas al sistema o una rápida reducción del consumo de la
carga.

39. Sin embargo, para que estas medidas rápidas puedan proporcionar su respuesta
se requiere de cierto tiempo para la identificación del evento y la detección
de la frecuencia, este tiempo es del orden de 150 - 200 ms, según J. Riesz, “The
future power system security program,” AEMO, Tech. Rep., 2016
Además, en el caso que la frecuencia descienda a un nivel en el que se
active el primer escalón del ERACMF del sistema, para permitir que el
rechazo de carga revierta a tiempo la caída de frecuencia y se evite un
apagón total, es necesario que el sistema tenga un cierto grado de inercia.

40. 3.2 INERCIA Y PROPORCION DE GENERACION
CONECTADA CON CONVERTIDORES
En general, es bastante difícil definir una inercia mínima ya que depende de
numerosos parámetros del sistema, pero es aún más difícil traducir esto a una
cierta cantidad de generación conectada mediante convertidores.
INERCIA DEL
SISTEMA
𝑯𝐒𝐈𝐒𝟎
𝑮𝒆𝒏𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 𝒄𝒐𝒏 𝑰𝒏𝒗𝒆𝒓𝒔𝒐𝒓𝒆𝒔
𝑪𝒂𝒓𝒈𝒂 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒅𝒆𝒍 𝒔𝒊𝒔𝒕𝒆𝒎𝒂
100%
ESCENARIO A
MINIMA
GENERACION
CONVENCIONAL
ESCENARIO B

41. ESCENARIO A
Mediante el despacho de las plantas convencionales a los mínimos técnicos (codo
de la figura anterior) en lugar de desmantelarlas, se logra mantener la inercia del
sistema síncrono y de ese modo se puede tolerar un cierto nivel de generación
RER conectada mediante convertidores.
La inercia del sistema podría mantenerse constante instalando compensadores
síncronos, típicamente usados para absorber o generar energía reactiva,
apoyando a la tensión de la red.
systems with high non-synchronous penetration levels,”
L. Ruttledge and D. Flynn, “Short-term frequency response of power
Wiley
Interdisciplinary Reviews: Energy and Environment, vol. 4, no. 5, pp. 452–
470, 2015. Indica que en Dinamarca se instaló en 2013 un compensador síncrono
de 270 MVA, con una brida en el eje del rotor para conectar una volante en una
etapa posterior con lo cual se aumentaría la inercia del sistema.

42. ESCENARIO B
Desplazar gradualmente las centrales eléctricas convencionales térmicas y desde
luego la inercia del sistema disminuye.
Entonces se supone que el control primario de frecuencia y tensión debe ser
proporcionado principalmente por las unidades de generación RER no
convencional conectadas a la red mediante convertidores (eólicas, solares,
con sus correspondientes baterías de almacenamiento).
Por consiguiente, la mayoría de las unidades de generación síncrona
convencional que quedan operando, pueden funcionar al máximo nivel de
potencia.
Estos dos escenarios indican que entre una penetración instantánea de cero y
100%, la inercia puede variar en un amplio rango.

43. ESCENARIO A
(INICIAL, HASTA EL CODO)
ESCENARIO B
(FUTURO)
3.3 COMO OPERAR UN SISTEMA CON BAJA INERCIA?
INERCIA CONSTANTE
(GENERADORES
SINCRONOS OPERADOS
A CARGA MINIMA),
INSTALACION DE
COMPENSADORES
SINCRONOS,
RESTRICCIONES DE
INERCIA EN PROYECTOS.
ACEPTAR EL
INCREMENTO
DEL ROCOF Y
LOS LIMITES
DE FRECUENCIA
DISMINUIR EL
TAMAÑO DE LA
CONTINGENCIA
DE DISEÑO DEL
SISTEMA.
LOS CONVERTIDORES SE
ENCARGAN DEL CONTROL
RAPIDO DE LA FRECUENCIA,
INERCIA VIRTUAL Y
ESTATISMO. USO DE BATERIAS
DE ALMACENAMIENTO.

44. 4. REFLEXIONES
La integración de generación RER No-Convencional a la matriz
energética de nuestro país es necesaria y será una realidad en el
futuro próximo.
Debemos estar preparados para enfrentar los retos que representa
el incremento de la GRERNC en nuestro sistema: lo que significa
ser conscientes de los fenómenos que se presentarán y
propiciar la implementación de las medidas de mitigación
conocidas e implementadas en países de mayor desarrollo
tecnológico.

45. Por la disminución de la potencia de cortocircuito y de la constante de inercia
del sistema debido a los altos niveles de penetración de generación RER
conectada a la red mediante convertidores el funcionamiento del sistema se
vuelve muy complicado.
Debido al predominio de los convertidores, utilizados por las centrales de
generación RER No Convencional para su conexión al sistema de transmisión, la
estabilidad y el control de la frecuencia y la tensión serán temas inevitables
para los sistemas de potencia modernos (con alta penetración RER).
Los convertidores deberán poseer el equipamiento asociado a inversores
y los controladores requeridos en este escenario de alta penetración RER.

46. Los convertidores convencionales son controlados como fuentes de
corriente, inyectando corriente en fase con la tensión de la red (fdp=1), no
regulan la tensión AC, solo inyectan a la red toda la potencia activa producida
por la planta eólica o solar fotovoltaica, en otras palabras siguen a la red:
GRID-FOLLOWING INVERTERS.
Los sistemas fotovoltaicos y eólicos modernos tienen que poseer la
tecnología de inversores GRID-FORMING INVERTERS y el equipamiento
para el control de la tensión y mantener la estabilidad de la frecuencia en el
SEP cuando se quiera alcanzar niveles altos de GRERNC.

47. Entonces, se deben definir valores máximos de GRERNC en
nuestros sistemas, que deben estimarse en base a estudios de la
operación en estado estacionario y confirmar con verificaciones de
estabilidad de la frecuencia y de tensión.
Se debe desarrollar la normativa de un nuevo mercado, para que en
ese marco se establezcan las exigencias de equipamiento y
controladores para que estas centrales RER No Convencionales
sean técnicamente competitivas, al igual que las convencionales.

48. GRACIAS POR LA ATENCION