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 el suministro de energía y la demanda de sistemas de energía eléctrica, típicamente la red eléctrica . Debido al desequilibrio de energía siempre existente entre el suministro de energía mecánica y la demanda de energía eléctrica, la frecuencia rotacional de las masas giratorias en todos los generadores síncronos en la red se acelera y, por lo tanto, absorbe la energía adicional en caso de un exceso de suministro de energía, o se desacelera y proporciona energía adicional en caso de un exceso de demanda de energía. Esta respuesta en el caso de un generador síncrono está incorporada en el diseño y sucede sin ninguna intervención o coordinación externa, lo que proporciona al control automático de generación y al operador de la red un tiempo valioso (unos 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 Estados Unidos, el operador de la red tiene la obligación de mantener la frecuencia dentro de un rango estricto y puede ser responsable financieramente si el monitoreo de la North American Electric Reliability Corporation detecta un incumplimiento. Además, para proteger el equipo, se desconectará una parte de la carga (" deslastre de carga por subfrecuencia ", UFLS) si la frecuencia cae por debajo de un límite (59,5 Hz en la mayor parte de Estados Unidos, 59,3 Hz en Texas). [2] Cuando ocurre una interrupción inesperada del suministro (por ejemplo, una falla 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, lleva tiempo. Durante este tiempo, la red eléctrica tiene que depender de la inercia acumulada para frenar la disminución de la frecuencia. [3]
La inercia se puede medir en unidades de producto de 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 (las llamadasconstante de inercia del generador [5]). Los generadores que giran más rápido pueden almacenar másenergía cinética(proporcional al cuadrado de la frecuencia rotacional), pero son típicamente más livianos y por lo tanto desaceleran más rápido, lo que hace que se inyecte más energía 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 pueden causar "rebote" e inestabilidad.[6]Las plantas de energía típicas tienen valores de constante de inercia de 2 segundos (energía hidroeléctrica) a 7 segundos (turbinas de gas).[5]Dado que la velocidad de rotación y, por lo tanto, laenergía cinéticade un generador síncrono no dependen de su nivel de potencia actual, la inercia de la red general está relacionada con las constantes de inercia de los generadores en funcionamiento;[7]en el momento de menor demanda de energía (por ejemplo, por la noche) puede haber menos generadores en funcionamiento y, por lo tanto, unacontingenciapuede 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 agrega una cantidad pequeña, pero notable, 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 parecida a la inercia.
Las desconexiones ULFS de la carga reducen la demanda de potencia, ralentizando así la disminución de la frecuencia, lo que equivale a aumentar la cantidad de inercia. [10]
Hasta el siglo XXI, la inercia convencional combinada con la respuesta de frecuencia primaria se consideraba suficiente para alcanzar la confiabilidad deseada de la red eléctrica de EE. UU. [11] La alta penetración de la energía renovable variable (ERV) creó nuevos desafíos: [12]
Por lo tanto, se aplican alternativas a la inercia tradicional y en la década de 2020 Texas ( ERCOT ) tomó la delantera en los Estados Unidos debido a su mayor penetración de energía eólica (casi el doble que 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]
Para mantener la confiabilidad de la red en un entorno de inercia reducida se utilizan los siguientes medios de fuerza bruta:
La desconexión de la carga se puede realizar muy rápidamente (medio segundo, incluida la medición de frecuencia). [18] Los recursos basados en inversores (IBR), si no funcionan a plena potencia disponible, también se pueden aumentar extremadamente rápido (25% por segundo para eólica, 100% por segundo para 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 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 línea. Estos beneficios de la nueva tecnología permiten la implementación de la respuesta de frecuencia rápida (FFR, por sus siglas en inglés): control de frecuencia mediante el envío 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 utilizar 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 la inercia insuficiente, por ejemplo, desviación de frecuencia [22] ). Las baterías a escala de red también pueden participar en la FFR con una tasa de rampa del 100 % por segundo. [23]
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 alto voltaje se reducirá o aumentará. A su vez, la generación eólica aumentará o disminuirá los ángulos de las palas para reducir o aumentar la potencia eólica capturada a través del control de paso. [24]