EE-ES-2011-336_Estudio Especifico de AGC

CDEC-SIC
Centro de Despacho Económico de Carga
Sistema Interconectado Central
CHILE
Estudio Específico
Implementación de un AGC en el SIC
Proyecto EE-2011-072
Informe Técnico EE-ES-2011-336
Revisión A
FIELD TESTING AND ELECTRICAL
COMMISSIONING
ISO9001:2008 Certified
27. oct. 2011
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de Sistemas Eléctricos (DESE) del CDEC-SIC en Santiago, Chile. Para consultas técnicas respecto
del contenido del presente comunicarse con:
Ing. Alejandro Musto
Ricardo Leal
Estudios Eléctricos S.R.L.
Ingeniero de Estudios
Coordinador de Estudios
CDEC-SIC Ltda.
musto@estudios-electricos.com
rleal@cdec-sic.cl
Ing. Fernando Libonati
Alberto Trigueros
Estudios Eléctricos S.R.L.
Ingeniero de Estudios
Gerente de Producción
CDEC-SIC Ltda.
libonati@estudios-electricos.com
atrigueros@cdec-sic.cl
José Miguel Castellanos
Jefe Depto. Estudios de Sistemas Eléctricos
CDEC-SIC Ltda.
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Estudios Eléctricos S.R.L.
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Índice
1 Resumen Ejecutivo..........................................................................................................4
2 Antecedentes..................................................................................................................8
2.1 Abreviaturas............................................................................................................8
2.2 Definiciones.............................................................................................................8
2.3 Normativa................................................................................................................9
3 Objetivos......................................................................................................................11
4 Introducción..................................................................................................................12
4.1 Control de Frecuencia..............................................................................................12
4.2 Experiencia en otros países......................................................................................17
5 Control Secundario de Frecuencia en el SIC.......................................................................19
5.1 Esquema actual. Unidad piloto + redespacho manual..................................................19
5.2 Esquema alternativo. Control automático de generación...............................................20
5.3 Ejemplo comparativo...............................................................................................22
6 Implementación de un AGC para CSF...............................................................................26
6.1 Descripción General.................................................................................................26
6.2 Descripción de Componentes....................................................................................28
6.3 Requisitos de Implementación..................................................................................30
6.4 Potenciales Candidatos............................................................................................31
6.4.1 CCAG Principales..............................................................................................31
6.4.2 CCAG Adicionales.............................................................................................34
7 Criterios de Evaluación...................................................................................................37
8 Evaluación Técnica.........................................................................................................38
8.1 Modo de control......................................................................................................38
8.2 Esfuerzos de las unidades participantes.....................................................................39
8.3 Capacidad de Regulación.........................................................................................40
8.4 Calidad de Regulación..............................................................................................41
8.5 Seguridad del sistema.............................................................................................43
8.6 Control post-contingencia.........................................................................................44
9 Evaluación Económica....................................................................................................46
9.1 Metodología de la Evaluación Económica....................................................................46
9.2 Consideraciones Generales de Aplicación....................................................................46
9.3 Selección de los Períodos a Evaluar...........................................................................47
9.4 Selección de la Muestra a Evaluar.............................................................................48
9.5 Identificación de Singularidades Operativas................................................................48
9.6 Determinación de Unidades de Generación que Participan en el CSF..............................48
9.7 Metodología Matemática de Evaluación Económica de la Operación................................49
9.8 Resultados.............................................................................................................52
9.9 Matriz de Validez de Muestras...................................................................................56
10 Comentarios y Conclusiones..........................................................................................59
11 Referencias.................................................................................................................63
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1 Resumen Ejecutivo
El presente documento corresponde al Estudio Específico de Implementación de un Control
Automático de Generación (AGC) para ejercer las funciones de CSF, establecido en la Norma
Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (de aquí en adelante, NTSyCS) bajo el artículo 6-53.
Allí se establece que la DO deberá analizar las ventajas y desventajas de instalar un AGC para
ejercer la función de CSF en forma automática.
El estudio contempla lo siguiente:
➢
Descripción conceptual y funcional del esquema actual de CSF (ver capítulo 5.1), y de un
esquema CSF automatizado (ver capítulo 5.2).
➢
Diseño conceptual de un esquema AGC adecuado para el SIC (ver capítulo 6.1), y
potenciales candidatos para su ejecución (ver capítulo 6.4).
➢
Determinación de los criterios con los cuales se evaluará la conveniencia o no conveniencia
de la implementación de un AGC para el CSF (ver capítulo 7).
➢
Análisis de las ventajas y desventajas cualitativas y cuantitativas que presenta la
implementación de un AGC en el SIC versus el modo actual, en lo que respecta a calidad,
seguridad y flexibilidad de la operación, tanto en operación normal como post-contingencia
y también para la recuperación del servicio (ver capítulo 8).
Se presentan los beneficios y desventajas potenciales de utilizar un CSF basado en la
implementación de diferentes controles conjuntos automáticos de generación (CCAG),
distribuidos geográficamente. La concentración de unidades de generación para la
implementación de un CCAG se basará en la proximidad geográfica de las unidades,
facilitando su integración al control (comunicaciones, etc).
Se indican los beneficios de contar con más de un grupo de unidades habilitadas para
prestar el servicio de CSF, haciendo énfasis en criterios de seguridad y flexibilidad de la
operación e integración con el plan de recuperación del sistema, así como también en la
formación de islas o subsistemas en el SIC.
➢
Evaluación económica del control actual y seudo-AGC: Se incluyen en este estudio la
metodología, los datos utilizados y los resultados obtenidos de la evaluación económica de
los esquemas de control de frecuencia, actual y seudo-AGC. Se incluyen comentarios y
recomendaciones con el objeto de fortalecer la evaluación de conveniencia (ver capítulo 9).
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En base al desarrollo de los puntos mencionados, se han obtenido una serie de resultados,
conclusiones y recomendaciones que se presentan en detalle en el capítulo 10, y resumen a
continuación:
Según consta en los informes periódicos del comportamiento de la frecuencia del SIC el
esquema actual de control de frecuencia cumple con los índices de desempeño establecidos en la
NT de SyCS. Sin embargo, se debe tener en cuenta que la utilización de este esquema de control
de frecuencia presenta algunas desventajas que afectan la operación del sistema y que se señalan
a continuación:
➔
Degradación del control de frecuencia en caso de falla de la unidad piloto.
➔
El crecimiento de la demanda en el SIC y la magnitud de las variaciones aleatorias
instantáneas de ésta, hacen necesario que la capacidad de regulación de la unidad Piloto
se incremente, reduciendo el número de unidades factibles de operar como Reguladora
Piloto .
➔
En casos de sequía se ve comprometida la calidad de la regulación de frecuencia.
➔
La unidad reguladora piloto (con estatismo nulo) realiza el mayor esfuerzo de variación de
generación para compensar permanentemente los desequilibrios entre generación y
demanda que ocurren en condiciones normales de operación.
➔
Sólo permite restablecer la frecuencia al valor de referencia en forma automática en la
medida que la unidad piloto cuente con suficiente reserva en giro para compensar la
variación de la carga. En el caso de mayores variaciones de carga, el restablecimiento de
la frecuencia esta supeditado al redespacho de generación de las otras unidades con
reserva en giro que participan del control de frecuencia, a través de las instrucciones del
CDC de el caso de mayores variaciones .
➔
La operación del sistema con el actual esquema de control de frecuencia, que contempla
mantener el margen de reserva requerido en la unidad piloto a través de instrucciones del
CDC, puede ser ineficiente económicamente debido a los retardos o adelantos en el
redespacho de las otras unidades que participan del control de frecuencia y le
proporcionan la reserva a la unidad piloto.
Estas desventajas pueden ser superadas operando con un esquema automático de control
secundario de frecuencia, distribuido en grupos de centrales en todo el SIC y actuando en forma
“no simultánea”, como el propuesto en el capítulo 6.
Las principales ventajas técnicas encontradas son:
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➔
La desvinculación intempestiva de cualquier unidad participante del CCAG sólo reducirá la
capacidad de regulación para CSF, pero no dejaría al sistema sin control secundario.
➔
El control automático propuesto permite desacoplar temporalmente las acciones de CPF y
CSF tanto como se desee, permitiendo al CSF controlar las desviaciones sostenidas de la
frecuencia, y al CPF controlar las variaciones aleatorias de la demanda, frenar la caída
inicial de la frecuencia y restablecerla en torno a su valor de referencia cuando una unidad
generadora se desvincule intempestivamente.
➔
En períodos de aumentos o disminuciones importantes de la demanda, se requiere
consignar al CSF a más de una unidad generadora. En este caso, la acción automática del
AGC permite una mejor coordinación del CSF respecto de una acción manual.
➔
Los CCAG propuestos permiten dividir el esfuerzo del CSF entre múltiples unidades.
➔
Los esquemas automáticos propuestos permiten asociar tantas unidades o centrales como
se desee, eliminando completamente la restricción de unidades a participar del control
secundario de frecuencia.
➔
La implementación de varios CCAG en distintas zonas del sistema permitiría un adecuado
control secundario de frecuencia en el caso de originarse islas eléctricas en esas zonas,
como consecuencia de perturbaciones en la red.
➔
El AGC permite realizar una asignación más eficiente de los recursos de generación en la
operación en tiempo real.
Económicamente, se obtuvieron beneficios a través de la simulación de un seudo AGC para
el control secundario de la frecuencia. Estas ventajas económicas se incrementan en la medida
que los costos marginales del sistema sean mayores.
Al respecto, se resalta lo siguiente:
➔
En el caso particular analizado, se obtuvo un ahorro de 677 USD/hora por operar con un
esquema automático de control secundario de frecuencia, analizando sólo los períodos con
registros válidos.
➔
El ahorro total obtenido durante las 2115 horas analizadas, es de alrededor de
MUSD 1.430.
➔
Durante el período considerado en la evaluación, el SIC fue operado bajo condiciones muy
especiales, caracterizadas por una hidrología seca, con embalses cercanos a sus cotas
mínimas, generación predominantemente térmica y existiendo de por medio un decreto de
racionamiento, lo cual significó costos marginales de operación elevados respecto los de un
año con hidrología normal.
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➔
En escenarios con costos marginales de operación menores, se espera que los ahorros
producto de la aplicación un AGC también sean menores, ya que los costos de oportunidad
de las unidades de generación hidros que participan en el CSF están ligados con los costos
de operación.
Finalmente, de acuerdo al análisis y conclusiones del presente estudio, se recomienda la
implementación de un esquema automático de control secundario de frecuencia, compuesto por
varios centros de control conjunto automático de generación (CCAG) distribuidos en todo el SIC y
operando en forma no simultánea, tal y como se lo describe en el capítulo 6, “Implementación de
un AGC para CSF”.
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2 Antecedentes
2.1 Abreviaturas
1. NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, Octubre de 2009.
2. AGC: Control Automático de Generación
3. CPF: Control Primario de Frecuencia
4. CSF: Control Secundario de Frecuencia
5. CDC: Centro de Despacho y Control del CDEC-SIC
6. CC: Centros de Control de los coordinados
2.2 Definiciones
1. Control de Frecuencia: Conjunto de acciones destinadas a mantener la frecuencia de
operación dentro de una banda predefinida en torno a la frecuencia de referencia,
corrigiendo los desequilibrios instantáneos entre la potencia generada y potencia
demandada en el SI.
2. CPF: Acción de control ejercida rápidamente sobre la frecuencia de un SI a través de
equipos instalados en las unidades generadoras que permiten modificar en forma
automática su producción y/o a través de Equipos de Compensación de Energía Activa.
3. CSF: Acción manual o automática destinada a compensar el error final de frecuencia
resultante de la acción del CPF que ejercen los controladores de velocidad de las
unidades generadoras y/o Equipos de Compensación de Energía Activa dispuestas para
tal fin. El tiempo de respuesta de esta acción es del orden de varios minutos, no
pudiendo exceder los 15 minutos, y a su vez debe ser sostenible durante 30 minutos.
Es función del CSF restablecer la frecuencia del SI en su valor nominal, permitiendo a
las unidades generadoras participantes del CPF restablecer su producción de acuerdo al
orden económico del despacho.
4. Reserva Primaria: Reserva destinada a corregir las desviaciones instantáneas de la
generación respecto de la demanda del SI.
5. Reserva Secundaria: Reserva destinada a compensar, durante períodos de actuación
menores a 15 minutos, las desviaciones reales de la demanda y la generación respecto
de los valores previstos en la programación de la operación del SI.
6. Reserva en Giro: Margen de potencia disponible entre la potencia de despacho y la
potencia máxima disponible de todas las unidades en operación. Este margen podrá ser
aportado para una o varias unidades generadoras mediante el uso de Equipos de
Compensación de Energía Activa.
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2.3 Normativa
La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, establece que:
Artículo 3-19
En el caso de que más de una unidad generadora participe o aporte al CSF, o se trate de
una única central compuesta de varias unidades generadoras, cada una de éstas deberá estar
integrada a un control centralizado de generación que esté habilitado para cumplir con el CSF.
La DO establecerá los requisitos y requerimientos técnicos mínimos que deberán cumplir los
equipamientos del control centralizado de generación, en caso que se implemente un AGC en el
SI, teniendo en cuenta las siguientes exigencias:
a) El sistema de control debe comprender un CSF, que actué en forma conjunta sobre la
consigna de potencia de todas las unidades que están en operación y participando del CSF.
b) El controlador deberá ser de acción integral o proporcional-integral.
c) El gradiente de toma de carga por acción conjunta no deberá ser menor a 4 [MW/min].
Se admitirá CSF manual sólo cuando por razones técnicas, debidamente aprobadas por la
DO, éste sea ejercido por una única unidad generadora del SI. Esta condición de operación,
deberá ser puesta en conocimiento de la Superintendencia, en la forma y oportunidad que ésta
determine.
Artículo 6-51
En el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas para la determinación
de la reserva óptima para el CPF, la DO deberá evaluar la conveniencia de asignar ese porcentaje
de reserva de manera uniforme a todas las unidades generadoras que estén participando del CPF,
o bien, distribuirlo en un conjunto restringido de unidades generadoras del SI.
No obstante lo anterior, se podrá aceptar que algunas unidades generadoras aporten su
porcentaje de reserva a través de recursos propios o a través de la sustitución que puedan
realizar otras unidades generadoras. La sustitución podrá ser realizada siempre y cuando se
asegure en cada zona del SI una asignación adecuada de reserva para CPF, conforme lo
determine el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas.
Artículo 6-53
La DO mediante un Estudio Específico de Implementación de un Control Automático de
Generación deberá analizar las ventajas y desventajas de instalar un AGC para ejercer la función
de CSF en forma automática.
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En el caso que el análisis anterior señale que no es conveniente la instalación de un AGC
para el CSF en forma automática y dicha función se efectúe en forma manual, se deberá poner en
conocimiento de esta situación a la Superintendencia.
Artículo 7-12
El CSF podrá ser realizado en forma manual por una única unidad generadora, con apoyo de
otras unidades generadoras o bien, en forma automática por varias unidades generadoras, a
través de un AGC.
La DO deberá evaluar los beneficios de implementar un AGC en el SI, para lo cual deberá
presentar a la Comisión, al menos cada 4 años, un Estudio Específico que evalúe la necesidad y
conveniencia técnico-económica de implementar un AGC.
Artículo 8–8
En caso de cumplirse todos los requisitos a que se refiere el artículo precedente, la DO
deberá proceder a:
a) Calificar la unidad generadora como habilitada para participar en el CPF, según
corresponda;
b) Calificar la unidad generadora, o conjunto de ellas, como habilitada para participar en el
CSF, identificando las unidades pertinentes, según corresponda;
c) Calificar el grupo de unidades generadoras o centrales como habilitadas para participar en
el CSF, en caso de tratarse de una solicitud de habilitación de AGC.
Artículo 8–9
Esta habilitación entrará en vigencia a partir de la semana siguiente de la notificación de la
DO, luego de lo cual la unidad generadora deberá aportar reserva para el CPF y CSF, según
corresponda, de acuerdo a lo que la DO determine en base a los requisitos técnicos informados.
Tanto las unidades habilitadas como las que no lo están, podrán participar en el CPF y CSF
mediante la utilización de Equipos de Compensación de Energía Activa, que cuenten con la
habilitación respectiva de la DO.
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3 Objetivos
Los objetivos del presente estudio son:
a) Analizar las ventajas y desventajas de instalar un AGC para ejercer la función CSF en
forma automática, es decir responder las necesidades impuestas en el artículo 6-53 y 7-12
de la NT.
b) Identificar las ventajas y desventajas, aplicables al SIC, que presentaría la implementación
de un esquema AGC o CSF automatizado desde el punto de vista funcional y como afecta
la calidad de la regulación, la seguridad operativa y otros aspectos relevantes para la
operación del sistema.
c) Determinar el beneficio económico que podría existir entre la operación económica actual y
la operación económica de un seudo-AGC constituido por las unidades de generación que
en la actualidad permiten dar y quitar carga a la unidad de generación que realiza la
reguladora piloto (órdenes DCR y QCR).
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4 Introducción
4.1 Control de Frecuencia
En todo Sistema Eléctrico de Potencia, los principales problemas que afectan la estabilidad
de frecuencia son las diferencias existentes entre demanda y generación de energía. A cada
instante, la potencia producida por el sistema debe ser igual a la potencia total demandada más
sus pérdidas, para así mantener la frecuencia de la red en su valor nominal. En caso de que la
generación sea mayor que la demanda, el exceso de energía es almacenado en forma de energía
cinética en los rotores de los generadores, produciéndose una aceleración de los mismos y
determinando un aumento en la frecuencia del sistema. En caso contrario, la falta de energía es
tomada de la energía almacenada en los rotores, llevando a una disminución en su velocidad y a
la pertinente caída en la frecuencia.
Para tener una operación satisfactoria en un Sistema de Potencia, la frecuencia debe
permanecer prácticamente constante. Un control relativamente intenso de la frecuencia asegura
la constancia de la velocidad de los motores sincrónicos y asincrónicos; la constancia de la
velocidad de los dispositivos motores es particularmente importante para obtener un desempeño
satisfactorio de las unidades generadoras en la medida que éstas son altamente dependientes del
comportamiento de todos los accionamientos asociados con el combustible, la provisión de agua y
los sistemas de suministro del aire de combustión. En una red, una considerable caída de la
frecuencia puede resultar en elevadas corrientes magnetizantes en los motores de inducción y en
los transformadores. Los contratos de compra de energía se basan en una frecuencia de
referencia, la que debería mantenerse constante durante la ejecución del contrato, por
consecuencia, es necesario regular no solamente la frecuencia en sí misma sino también su
integral.
La frecuencia de un sistema es directamente dependiente del balance de Potencia Activa; al
ser ésta un factor común sobre todo el sistema, una variación de la demanda de potencia activa
en un punto del sistema se refleja a través de todo el sistema como una variación en la
frecuencia. Dado que existen numerosos generadores suministrando potencia al sistema, es
necesario proveer de algún medio para trasladar el cambio en la demanda hacia los generadores
y es aquí donde entran en juego los controles de velocidad en cada unidad generadora. Éstos
proveen la función primaria del control de velocidad mientras que el control suplementario se
origina en los centros de control y despacho que operan el sistema. El control de la generación y
de la frecuencia se refiere comúnmente como control carga - frecuencia (LFC, Load - Frecuency
Control).
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Control Primario de Frecuencia
Distintos tipos de perturbaciones o desviaciones aleatorias en la red originan desequilibrios
entre generación y demanda, provocando desviaciones en la frecuencia, en cuyas instancias los
reguladores de velocidad (GOV) de las unidades de generación involucradas en el control primario
de frecuencia reaccionan para compensar ese desequilibrio.
La proporcionalidad del control primario y la reacción colectiva de un importante grupo de
unidades es tal que el equilibrio entre la potencia generada y la potencia consumida se restablece
rápidamente, asegurando su estabilidad dentro de los límites aceptables. En casos en que las
desviaciones de frecuencia exceden tales límites, son requeridos y puestos en marcha esquemas
adicionales de control, tales como Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC), de
manera de mantener una operación satisfactoria del Sistema Interconectado.
La figura siguiente muestra una desviación típica de la frecuencia, producto de un
desbalance intempestivo entre generación y demanda:
f
Δf din máx
Δfss
t
Δf din máx: Desviación dinámica de frecuencia
Δfss: Desviación de estado cuasi-estacionario
Figura 4.1 - Respuesta de la frecuencia ante una perturbación con desbalance de potencia
La desviación mencionada causará que los controladores primarios de todas las unidades
participantes del CPF respondan en un lapso temporal de unos pocos segundos. Los controladores
alteran la potencia mecánica de los generadores hasta que el balance generación - demanda es
restablecido. Tan pronto como se logre esto, la frecuencia del sistema se estabilizará en un valor
de estado cuasi - estacionario, diferente de la consigna ajustada, básicamente por el estatismo de
los generadores que participan del CPF.
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La figura siguiente muestra la característica potencia – frecuencia de estado estacionario
(recta de color azul) de una unidad participante del CPF. La pendiente de la recta es el estatismo
de la unidad, el que se ajusta como parámetro en el regulador de velocidad y está definido como
Δf/ΔP.
Luego, el estatismo es el que define cuanto es el aporte (o reducción) de potencia del
generador frente a una dada variación de frecuencia (para una misma desviación de frecuencia,
cuanto menor es el estatismo de la unidad mayores serán sus aportes de potencia).
frec.
K = Δf / ΔP
f nom
Δf
f2
ΔP
P desp.
P2
Pgen
Figura 4.2 - Representación esquemática del estatismo en las unidades participantes del CPF
Se observa en la gráfica que a frecuencia nominal (fnom), la potencia de salida del
generador es igual a la potencia despachada (Pdesp). Sin embargo, cualquier desviación de
frecuencia (por ejemplo, decaimientos hacia el valor f2) provocará variaciones en la potencia
generada por la unidad (incrementos hacia P2), las que dependerán del estatismo K de su
regulador de velocidad.
A modo de referencia, un estatismo K igual a 5% implica que variaciones de 5% en la
frecuencia, provocarán variaciones del 100% en la potencia de salida del generador.
Nótese que cuando la frecuencia retorne a su valor nominal (por acción de un control
externo, manual o automático), la potencia generada por las unidades que hacen CPF volverá a
su valor de despacho.
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Control Secundario de Frecuencia
A diferencia del CPF, un Control Secundario de Frecuencia (CSF) automático actúa sobre la
referencia de carga de los controladores primarios de un grupo de máquinas dispuestas para tal
fin, pretendiendo compensar el error final de la frecuencia resultante de la acción del CPF y
devolverle a este último la reserva necesaria para afrontar posibles nuevas contingencias. El
análisis de operación de un CSF automático, mediante un esquema AGC, es lo que se analiza
dentro de este documento, con las comparaciones necesarias respecto al control actual para
determinar las ventajas y desventajas de implementarlo en el SIC.
En la siguiente figura se muestra de manera esquemática la acción del CSF frente a un
aumento intempestivo en la demanda del sistema, resultando en un comportamiento análogo a la
pérdida de un bloque de generación.
Como puede observarse, el CSF
P
opera en períodos de tiempo mayores
DEMANDA
al CPF, indicando que se encuentran
ΔP
P0
temporalmente disociados. Su tiempo
de respuesta está en el orden de
t
varios segundos a pocos minutos lo
que le permite, en caso de ser posible
f
de acuerdo a la magnitud
con CSF
f0
FREC.
sin CSF
de la
perturbación y la reserva disponible,
recuperar
el
valor
nominal
de
la
frecuencia.
t
La calidad o eficiencia del CSF
debe
P
ser
monitoreada
mediante
medición y análisis en el centro de
control del SI, luego de pérdidas de
CPF
P0
bloques de generación o demanda
t
superiores a un valor tal que permita
una correcta visualización. Mediciones
P
de la frecuencia del sistema durante
CSF
las
perturbaciones
permiten
un
análisis estadístico del desempeño de
P0
los
0'
~30 seg
~5 a 10 min
t
controles
PRIMARIO
y
SECUNDARIO.
Figura 4.3 - Respuesta esquemática del CSF
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Control Terciario de Frecuencia
Se denomina Control Terciario de Frecuencia (CTF) a cualquier cambio manual o automático
en el punto de trabajo de los generadores o cargas participantes, en orden de:
•
garantizar el servicio adecuado del CSF, en el tiempo correcto,
•
distribuir la potencia del control secundario de varios generadores de la mejor manera
posible, en términos técnicos y económicos.
Los cambios pueden ser alcanzados por:
•
conexión o desconexión de potencia,
•
redistribución de las potencias en unidades participantes del CSF,
•
control de la carga (ejemplos: telecontrol centralizado o esquemas de alivio de carga)
Típicamente, la operación del control terciario tiene el mismo impacto sobre la operación del
sistema que el control secundario, sin embargo, se encuentran temporalmente desacoplados. El
control terciario opera en un tiempo promedio de 15 minutos.
Interacción de los bloques de control
La siguiente figura esquematiza la interacción de cada uno de los controles descriptos
anteriormente, respondiendo a una perturbación que genera un déficit de potencia activa.
PRsrv
Desviación de Frecuencia
Actuación Reserva Primaria
Actuación Reserva Secundaria
Actuación Reserva Terciaria
Seg.
Minutos
Tiempo
Δf
Figura 4.4 - Respuesta temporal esquemática de la actuación de los 3 bloques de control
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4.2 Experiencia en otros países
Se presentan aquí las características de los esquemas de control de frecuencia en otros
países; más precisamente, se analiza el modo de regulación de frecuencia en Argentina y en la
comunidad europea.
Argentina
El Sistema Argentino De Interconexión (SADI) presenta un esquema de regulación de
frecuencia consistente en dos bloques de control; Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) y
Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF).
Cada generador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), independientemente de su tipo de
máquina primaria o combustible empleado, asume como compromiso un aporte horario a la
reserva para RPF dado por el Requerimiento Optimo para Regulación Primaria (ROR) del área de
despacho en que se ubica.
Este compromiso lo debe cumplir cada máquina hora por hora, ya sea suministrando por sí
misma la reserva regulante correspondiente a dicho requerimiento óptimo o pagando por la
reserva requerida que no aporta. Una máquina debe pagar la reserva que no aporta a la RPF si su
reserva regulante es menor que la necesaria para cubrir el ROR de su área de despacho. Una
máquina vende el excedente que aporta a su área de despacho si su reserva regulante
despachada para el área es mayor que el ROR de dicha área.
Por sus características, en cada hora la RSF se asigna a una sola central o en forma
conjunta a un grupo de centrales que cuentan con un control conjunto automático de generación
habilitado. El servicio es remunerado por los agentes Distribuidores y Grandes Usuarios a través
del cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
Comunidad Europea
Dentro del área del UCTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity), las
acciones de control y las reservas son organizadas dentro de una estructura jerárquica con
control de áreas, bloques de control y dos centros de coordinación.
Figura 4.5 - Estructura jerárquica de control de la UCTE
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Más allá de la estructura jerárquica inherente al tamaño de su Sistema de Potencia, las
acciones de control son realizadas en diferentes y sucesivos pasos, cada uno con diferentes
características y cualidades, todas dependientes entre sí.
Como se observa en la figura siguiente, el esquema de control de frecuencia presenta cuatro
bloques de control claramente definidos; a saber:
1. Control Primario de Frecuencia
2. Control Secundario de Frecuencia
3. Control Terciario de Frecuencia
4. Control de Tiempo
Figura 4.6 - Esquema de Control de la UCTE
•
el Control Primario tiene su acción en los primeros segundos mediante una acción conjunta
de todas las partes,
•
el Control Secundario remplaza al Control Primario luego de unos pocos minutos y es
puesto en acción sólo por las partes responsables,
•
el Control Terciario es parcialmente complementario y finalmente reemplaza al control
secundario mediante un redespacho de unidades generadoras; también es puesto en
acción sólo por las partes responsables,
•
el Control de Tiempo es el encargado de corregir las desviaciones globales del tiempo
sobre el tiempo sincrónico; su ventana de tiempo es a largo plazo y se realiza mediante la
acción conjunta de todas las partes.
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5 Control Secundario de Frecuencia en el SIC
5.1 Esquema actual. Unidad piloto + redespacho manual
Actualmente, el modo de regulación secundaria de frecuencia que se utiliza en la operación
del SIC contempla una unidad de generación hidráulica como Reguladora Piloto (unidad con
estatismo cercano a cero que cumple las funciones tanto de regulación primaria como secundaria
de frecuencia a la vez y que por ende permite restablecer la frecuencia nominal del sistema) y un
redespacho manual para el resto de las unidades, de forma de restablecer el margen de reserva
asignado a la unidad piloto.
Operación en condiciones normales de operación
Para la regulación de frecuencia en condiciones normales de operación del SIC, es decir,
ante variaciones naturales de carga y generación, maniobras habituales de operación u otras
perturbaciones menores que produzcan desequilibrios entre la generación y la demanda, la
reserva en giro de la unidad reguladora piloto se mantiene del orden de ±59MW.
Cuando la tendencia de la demanda del sistema es en aumento o disminución en forma
sostenida y determinística, se realizan cambios en el despacho de las unidades de generación
según su orden económico, de forma que esta acción permita restablecer el margen de reserva
asignado a la unidad piloto. Las instrucciones de tomar o dejar una unidad de carga en las
unidades de generación, son efectuadas por los despachadores del CDC a través de
comunicaciones verbales con los operadores de los CC de las centrales, motivo por el cual en este
estudio lo denominamos control manual.
Esta forma de llevar a cabo el control de frecuencia no siempre permite que el despacho de
generación, para el seguimiento de la demanda, sea el más preciso y económico para la operación
del sistema.
Operación en Contingencias
Cuando el desbalance de potencia es consecuencia de la desvinculación de una unidad de
generación, o de un importante monto de carga, el control de la frecuencia lo toman inicialmente
las unidades que realizan el CPF y luego, cuando la situación está controlada, debería tomarlo el
CSF. Sin embargo, y teniendo en cuenta que el CSF automático lo realiza actualmente sólo una
unidad generadora con su regulador de velocidad (ajustando el estatismo prácticamente en cero),
gran parte del desbalance provocado por la perturbación será tomado por esta unidad piloto,
pudiendo en muchos casos (cuando el desbalance sea mayor a su reserva), alcanzar su límite de
aporte. Luego, el CSF que permanecerá para afrontar la contingencia será completamente
manual.
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5.2 Esquema alternativo. Control automático de generación
Bajo el esquema AGC para la realización del CSF, el aporte de las unidades participantes es
ajustado de acuerdo a las variaciones en la frecuencia, la cual es sometida a un proceso de
filtrado (filtro pasa bajos) para eliminar las componentes de alta frecuencia en el valor de medido.
Esto permite al AGC no responder ante las pequeñas variaciones rápidas de carga y desacoplar
temporalmente sus acciones (CSF) respecto a las del CPF.
Debe aquí comprenderse que un esquema con estas características no puede interactuar con
una unidad operando como piloto (estatismo nulo), ya que ambos controles (UNIDAD PILOTO y
AGC) tratarían de controlar la misma variable, de manera independiente y con tiempos distintos.
Un sistema de potencia operando con ambos controles de frecuencia superpuestos, y siendo
la respuesta de la unidad piloto notoriamente más rápida que la respuesta del esquema AGC
(intencionalmente “lento”), tendría a la unidad piloto realizando las primeras acciones de control
y, cuando ésta alcance su límite de aporte, la desviación sostenida en la frecuencia activaría el
esquema AGC. Luego, el control de la unidad piloto deja de tener sentido ya que se encontraría
siempre en su límite de aporte.
Operación en condiciones normales de operación
La situación prevista considera que el CSF se realiza mediante AGC en forma automática por
una o más unidades consignadas al CSF. La operación con AGC implica asignar roles a las
unidades generadoras para participar en el control de frecuencia, puntualmente en este caso, en
el control secundario de frecuencia.
La contribución al CSF que realizará cada unidad participante en el AGC depende de factores
de participación, los cuales pueden ser asignados en forma económica por el AGC o pueden ser
asignados en forma externa por el CDC.
Se debe definir el número de unidades a consignar al AGC, lo cual dependerá de los
requerimientos de reserva para CSF y las características de las unidades que realizan dicha tarea,
ya sea, tasa de toma de carga, reserva disponible para CSF en cada unidad, costos variables,
entre otros.
De ser requerido, el AGC puede pasar a modo manual, permitiendo que el CDC instruya
acciones específicas de acuerdo a la experiencia de los despachadores en la operación en tiempo
real, siguiendo, por ejemplo, la modalidad actual de CSF manual.
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Operación en Contingencias
Ante la ocurrencia de una contingencia u otra situación específica que provoque grandes
desbalances de potencia, el diseño del AGC debe ser capaz de filtrar las variaciones rápidas de
frecuencia, de manera que éstas no interfieran en la acción del CPF y se eviten efectos adversos
en las unidades generadoras y en el sistema, por una acción de CSF consignada inadecuadamente
por el AGC (las acciones del CSF mediante AGC son intencionalmente posteriores a la del CPF).
De este modo, luego de la acción del CPF y los recursos de control que correspondan, el CSF
mediante AGC actúa, entregando los recursos disponibles al sistema.
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5.3 Ejemplo comparativo
Para una mejor comprensión de los esquemas recién desarrollados, se presentan aquí dos
ejemplos aplicativos.
Control con unidad piloto
La figura 5.1 presenta un ejemplo donde la tendencia de la demanda en un período de 60
minutos, en un sistema constituido por dos unidades, tiene una tasa de crecimiento de
2,5 MW/min.
En este ejemplo, la unidad G1 es controlada por medio de instrucciones verbales desde CDC
y la unidad G2 está efectuando el control secundario de frecuencia (unidad piloto). Debido a las
características propias de un sistema de comunicaciones verbales entre el CDC y el CC de la
unidad 1, y considerando además el momento en que se efectúe la acción de control, imponen
que la potencia de salida de la unidad 1 sea ajustada una sola vez dentro de un período dado,
como por ejemplo 15, 30 o 60 minutos y con una magnitud significativa, con el objeto de mostrar
conceptualmente el problema.
G1 (Manual)
G2 (Piloto)
Demanda
600
500
MW
400
300
200
100
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Tiempo (min)
Figura 5.1: Control actual de frecuencia (unidad piloto, sin CSF)
En estas circunstancias, la unidad que efectúa el control de frecuencia debe compensar el
desequilibrio de potencia, de tal forma que la suma de la generación de ambas unidades sea igual
a la demanda total. Aquí se asume que la unidad 1 es la unidad más económica y por lo tanto
ésta debe seguir las variaciones de la demanda.
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Control con esquema AGC
En la figura 5.2 se muestra a la central (o conjunto de centrales) C1 bajo un control
automático de frecuencia. En esta modalidad de control, la unidad G2 idealmente debe generar
una potencia constante y la central C1 seguir las variaciones de la demanda.
C1 (AGC) MW
G2 MW
Demanda MW
600
500
MW
400
300
200
100
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Tiempo (min)
Figura 5.2: Control de frecuencia mediante AGC
Se supone que cualquier desviación de generación respecto de la situación con un sistema
ideal de control automático de generación (AGC), debería corresponder a un sobre costo de
operación. Sin embargo, bajo la modalidad de operación actual del SIC, el costo variable de
operación de la unidad que efectúa el control de frecuencia (unidad piloto) corresponde al costo
variable de la unidad que está como unidad marginal, es decir, ambas unidades tienen el mismo
costo variable y en consecuencia el mismo costo de operación.
Como en ambos ejemplos (figuras 5.1 y 5.2) la unidad G1 es la unidad marginal, el costo de
operación en ambos casos tendría el mismo valor. Sin embargo, en un análisis más riguroso que
considere el efecto de localización de ambas unidades, respecto del requerimiento de la demanda,
se tendría que tomar en cuenta la diferencia de costos que se origine por las diferencias de
pérdidas en el sistema de transmisión. Lo anterior indicaría que si la unidad marginal G1 está
ubicada en un lugar más cercano que la unidad G2 al requerimiento de la demanda, el ejemplo
presentado en la figura 5.2 sería la solución más económica.
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Otra situación que se puede presentar con el actual modo de control de frecuencia del SIC,
principalmente en las horas que existe una mayor tasa de cambio de la demanda y con más de
una unidad de generación que operen marginalmente dentro de la hora, es que estas unidades
pueden no ser despachadas oportunamente según su orden económico, es decir, ellas podrían
actuar de forma anticipada o retardada respecto del óptimo económico. Dicha situación se
muestra en las figuras 5.3 y 5.4.
G1 (Manual) MW
G2 (Manual) MW
G3 (Piloto) MW
Demanda MW
Costo Op. Total
700
45000
40000
600
35000
MW
500
30000
400
25000
300
20000
15000
200
10000
100
5000
0
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Tiempo (min)
Figura 5.3: CSF Manual + PILOTO. El generador 2 comienza su operación antes del minuto 20.
G1 (Manual) MW
G2 (Manual) MW
G3 (Piloto) MW
Demanda MW
Costo Op. Total
700
45000
40000
600
35000
MW
500
30000
400
25000
300
20000
15000
200
10000
100
5000
0
0
0
10
20
30
40
50
60
Tiempo (min)
Figura 5.4: CSF Manual + PILOTO. El generador 2 comienza su operación después del minuto 20.
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La figura siguiente muestra el efecto que tendría un esquema AGC, considerando que ambas
unidades marginales participarían del esquema de control. En este caso, toma de carga entre las
unidades que participan del CSF no se realiza de manera equitativa, sino que primera toma el
control una de las unidades, y luego la otra.
G1 (AGC) MW
G2 (AGC) MW
G3 (Manual) MW
Demanda MW
Costo Op. Total
700
45000
40000
600
35000
MW
500
30000
400
25000
300
20000
15000
200
10000
100
5000
0
0
0
10
20
30
40
50
60
Tiempo (min)
Figura 5.5: CSF mediante AGC. Toma de carga automática de los generadores 1 y 2.
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6 Implementación de un AGC para CSF
6.1 Descripción General
Como se mencionó en capítulos anteriores, un sistema AGC para CSF no puede interactuar
con una unidad operando como piloto, siendo que ambos tratarían de controlar la misma variable,
en tiempos distintos y de manera independiente.
Además, como se establece en el artículo 3-19 de la NTSyCS vigente, en el caso de que más
de una unidad generadora participe o aporte al CSF, o se trate de una única central compuesta de
varias unidades generadoras, cada una de éstas deberá estar integrada a un control centralizado
de generación que esté habilitado para cumplir con el CSF.
El considerar un esquema de control independiente de cualquier regulador de velocidad
permite incluir en el CSF tantas unidades o centrales como se desee, garantizando siempre la
reserva mínima establecida en el ESTUDIO DE CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACION DE
RESERVAS vigente.
Además, permite desacoplar las acciones de CPF y CSF tanto como se desee, permitiendo
que los desbalances iniciales producto de una perturbación (o de una variación normal de
demanda) sean controlados por el CPF y con una constante de tiempo más elevada y un control
integral, la acción del CSF se haga efectiva, no sólo devolviendo las reservas asignadas al CPF
sino también, llevando la frecuencia a su valor de consigna.
Luego, el CSF propuesto elimina el concepto de UNIDAD PILOTO y considera un control
externo a cualquier regulador de velocidad, con acción distribuida sobre un conjunto de unidades
de una central o sobre un conjunto de centrales, localizadas próximas geográficamente.
Para cada grupo de centrales que realicen CSF, el AGC propuesto consiste de un único
Control Conjunto Automático de Generación (CCAG) y una serie de controladores locales (CL)
instalados en cada una de las centrales, los que distribuirán las señales provenientes del CCAG
sobre cada uno de los reguladores de velocidad de las unidades intervinientes.
Cuando el CSF se realice con una única central, será el CCAG el encargado de distribuir las
señales de control sobre cada uno de los reguladores de velocidad de las unidades de la central.
El esquema AGC estará supervisado por un computador (SUPERVISOR), quién será el
encargado de registrar la operación de los controladores y los niveles de reserva disponibles,
concentrar las señales de estado de todos los componentes del esquema, e interactuar con el
Sistema de Información de Tiempo Real (SITR) del CDC del CDEC-SIC, permitiendo que éste
pueda monitorear on-line todas estas variables.
Se presenta a continuación un esquema representativo de AGC, mostrando las interacciones
entre los distintos bloques participantes (CCAG, CL, SUPERVISOR).
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CONTROL SECUNDARIO DE
FRECUENCIA (AGC)
CC
PLC local
Habilitación
f
CENTRALES
PARTICIPANTES
CENTRAL 1
CENTRAL 2
CENTRAL n
-
filtro
PDESPACHO
PMAX
FREC.
GOV
+
+
Pdesp 1
SEÑAL DE
CONTROL
f0
Pgen unidad 1
Pmax unidad 1
Estado del GOV unidad 1
GOV UNIDAD 1
P+I
+
frecuencia
CENTRAL 1
DISTRIBUIDOR
ENTRADAS
REMOTAS
GOV UNIDAD 2
+
+
PLC Maestro
Pdesp 2
CCAG
Pgen unidad 2
Pmax unidad 2
Estado del GOV unidad 2
a otras unidades
ENTRADAS LOCALES/REMOTAS
(FO, μO, OP, otros)
.
.
.
PLC local
CENTRAL 2
PLC local
CENTRAL n
DISTRIBUIDOR
Pgen unidad n
Pmax unidad n
Estado del GOV unidad n
ENTRADAS/SALIDAS
LOCALES
Reserva
Disponible
Alarmas
PC
Supervisor
DISTRIBUIDOR
SALIDAS
REMOTAS (SITR)
CDC
Figura 6.1 - Esquema del Control Secundario de Frecuencia
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6.2 Descripción de Componentes
Control Conjunto Automático de Generación (CCAG)
El
Control
Conjunto
Automático
de
Generación
(CCAG)
consiste
de
un
bloque
proporcional - integral (P+I) que se encuentra continuamente integrando la señal de error
proveniente de la diferencia entre la frecuencia medida y la frecuencia de consigna. La medición
de frecuencia estará adecuadamente filtrada y será un promedio entre mediciones locales
(ubicación del CCAG) y mediciones remotas (centrales participantes).
El control puede ser externo a todas las centrales, o puede estar incorporado en una de
ellas, trabajando las demás como “esclavas”. La arquitectura funcional del PLC considera fuentes
y procesadores redundantes.
En una primer instancia de implementación, un CCAG puede ser activado por los operadores
de los CC de las centrales, mediante indicaciones verbales de los despachadores del CDC. Luego,
se recomienda que sea el CDC quién tenga acceso directo a la habilitación de cualquier CCAG,
permitiendo manejar de manera rápida y flexible un control secundario eficiente.
El SIC podrá tener tantos CCAG como se consideren necesarios, teniendo presente que sus
activaciones son excluyentes; la activación de un CCAG será factible si y sólo sí, el resto de los
CCAG se encuentran desactivados.
Controladores Locales (CL)
La señal de consigna a la salida del bloque integrador se distribuye sobre cada una de las
centrales participantes, donde un controlador local distribuye la misma a las unidades
involucradas en el CSF (referencia de carga de sus reguladores de velocidad), mediante una señal
proporcional al margen de reserva individual. De esta manera se logra que cada unidad alcance
sus valores máximos de reserva (en caso que la perturbación así lo requiera) de manera
simultánea.
La arquitectura funcional del PLC considera fuentes y procesadores redundantes.
SUPERVISOR
Básicamente,
estará
compuesto
por
un
computador
con
capacidad
adecuada
de
procesamiento, donde se instale un software de adquisición de datos y supervisión de los PLCs, de
forma tal que permita el registro de todas las variables de entrada y salidas del esquema junto
con variables de etapas intermedias de la lógica (variables desarrolladas particularmente para la
supervisión del sistema).
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Este supervisor, será el encargado de registrar la operación del AGC, y concentrar las
señales de estado de todos los componentes del esquema (señales de watchdog).
De manera complementaria, se podrá configurar el software con distintos niveles de
privilegios de usuario de forma tal que desde este mismo equipo, sea posible la configuración de
parámetros, modificación de la programación y ajustes de las funciones de los Controladores
maestro (CCAG) y esclavos (CL's) del sistema.
El SUPERVISOR del esquema deberá interactuar de manera on-line con el Sistema de
Información de Tiempo Real (SITR) del Centro de Despacho y Control (CDC), permitiendo que
éste pueda monitorear el estado del control, los niveles de reserva disponible, señales de alarma,
etc.
Los detalles de las señales de alarma deberán estar accesibles para el operador instante a
instante, con el objeto de tomar las acciones necesarias en tiempos mínimos y corregir las
deficiencias presentes. Las señales de alarma corresponderán a:
–
falla de un PLC,
–
falla de uno de los enlaces de comunicación,
–
falla de una de las RTU's de las centrales,
–
etc.
COMUNICACIONES
El vínculo de comunicación entre el CCAG y cada una de las centrales involucradas (CL's)
será redundante, al menos contará con 2 canales de comunicación (principal y respaldo) y deberá
tener elevada confiabilidad (mayor al 99,5%). No es requisito del enlace tener alta velocidad de
transferencia ya que los tiempos involucrados están en el orden de los segundos.
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6.3 Requisitos de Implementación
Los requisitos para la implementación de cada uno de los esquemas AGC, necesarios para
ejercer la función de control secundario de frecuencia, se detallan en la siguiente tabla. Allí, no se
consideran los costos involucrados en la adecuación de las unidades involucradas para participar
en el CSF.
EQUIPAMIENTO NECESARIO
PLAZO ESTIMADO
COSTO ESTIMADO
DE IMPLEMENTACIÓN
CCAG
24.300 U$D + 500UF ( )
PLC Local
24.300 U$D + 500UF (2)
1
Comunicaciones
(3)
Adecuación de unidades
(4)
De 4 a 6 meses
Tabla 6.1 - Equipamiento, costos y plazos estimados de implementación para cada CCAG
(1) el precio
considera equipamiento más ingeniería
( ) el precio
es por central y considera equipamiento más ingeniería
2
(3) Depende del tipo de comunicación a emplear, de la existencia o no del vínculo, de
( ) Depende de si las unidades involucradas
4
las distancias involucradas, etc.
requieren adecuación o no. Luego, si requieren adecuación, los costos y
plazos necesarios dependerán significativamente de cada unidad involucrada.
Los costos finales de implementación del AGC para CSF dependerán significativamente de
cuántos CCAG se instalen y cuántas centrales se encuentren involucradas. En el capítulo siguiente
se indican los potenciales candidatos para CCAG.
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6.4 Potenciales Candidatos
6.4.1 CCAG Principales
Se identifican cuatro CCAG como principales candidatos:
➔
CCAG 1: COLBÚN + PEHUENCHE
➔
CCAG 2: RALCO + PANGUE
➔
CCAG 3: EL TORO + ANTUCO
➔
CCAG 4: RAPEL
En los cuatro casos, la centrales participantes son mayoritariamente hidráulicas de embalse,
con elevada capacidad de regulación. Entre sus mínimos técnicos y máximos declarados, los
CCAG presentan la siguiente capacidad de reserva:
➔
CCAG 1: 590MW
➔
CCAG 2: 860MW
➔
CCAG 3: 760MW
➔
CCAG 4: 230MW
Las tablas siguientes presentan, para cada unidad individual de las centrales mencionadas,
los mínimos técnicos y máximos declarados.
Pmín [MW]
Pmáx [MW]
COLBÚN (x2)
100,0
239,0
PEHUENCHE (x2)
120,0
275,5
RALCO (x2)
90,0
382,0
PANGUE (x2)
90,0
228,0
EL TORO (x4)
0,0
112,0
ANTUCO (x2)
5,0
161,0
30,0
76,0
RAPEL (x5)
Al momento de la implementación, debe tenerse en cuenta que el CCAG1 incluye centrales
que actualmente no están directamente vinculadas; la central COLBÚN inyecta al subsistema
Colbún y la central PEHUENCHE, al subsistema Centro. Ambos subsistemas se vinculan en la S/E
Alto Jahuel, ubicada a aproximadamente 260km de las centrales. Luego, en caso de formación de
una isla en Colbún (apertura del doble circuito La Candelaria – Maipo 220kV, por ejemplo), el
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CCAG1 estaría tratando de controlar dos frecuencias distintas, con dinámicas completamente
diferentes. Para evitar esto, se considera que el CCAG1 deberá recibir señales del sistema de
transmisión COLBÚN – ALTO JAHUEL 220kV, y en base a su condición operativa, actuar de la
siguiente manera:
a) sistema vinculado, control convencional
b) sistema desvinculado, control alternativo:
–
central Colbún controlando frecuencia en subsistema Colbún
–
central Pehuenche controlando frecuencia en subsistema Centro
Para una primer etapa de implementación, se recomienda la instalación de estos 4 CCAG,
los cuales abarcan gran parte de sistema y tienen suficiente capacidad de reserva. Los costos y
plazos de implementación estimados se detallan a continuación:
EQUIPAMIENTO
NECESARIO
COSTO ESTIMADO
CANTIDAD DE EQUIPOS
PLAZO ESTIMADO
DE IMPLEMENTACIÓN
CCAG 1
CCAG 2
CCAG 3
CCAG 4
CCAG
24.300 U$D + 500UF
1
1
1
1
PLC Local
24.300 U$D + 500UF
1
1
1
-
6
5
Comunicaciones
Adecuación de
unidades
(1)
De 4 a 6 meses
(2)
4
COSTO ESTIMADO TOTAL (2)
4
U$D 170.100,0 + 3.500,0 UF
Tabla 6.2 - Equipamiento, costos y plazos estimados para la primer etapa de implementación
( 1)
Depende del tipo de comunicación a emplear, de la existencia o no del vínculo, de las distancias involucradas, etc. El
CCAG4 no requiere comunicaciones, ya que sólo está constituido por una central.
( 2)
Depende de si las unidades involucradas requieren adecuación o no. En caso afirmativos, los costos y plazos
necesarios dependerán significativamente de cada unidad involucrada.
(3) No considera enlaces de comunicación y adecuación de
unidades
–
Se considera que el CCAG formará parte de una de las centrales involucradas.
–
Los plazos de implementación totales dependerán de la simultaneidad de instalación entre
cada CCAG. Se considera entre 4 y 6 meses por cada CCAG.
–
La arquitectura funcional de los PLC (CCAG y PLC local) consideran fuentes y procesadores
redundantes. El costo estimado para estos equipos considera equipamiento más ingeniería.
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–
Los costos y plazos para la implementación del sistema de comunicaciones dependerá del
tipo de comunicación a emplear, de la existencia o no del vínculo, de las distancias
involucradas, etc.
–
En la fila de “Adecuación de unidades” se indica la cantidad de unidades a verificar dentro
de cada CCAG propuesto, sin embargo, no se ha realizado un análisis detallado de la
necesidad de adecuación para cada una de estas unidades.
Luego, considerando que:
➔
económicamente puede ser conveniente operar con otras unidades haciendo CSF
➔
la formación de islas eléctricas dentro del SIC es completamente factible, luego de fallas
dobles en por ejemplo:
➔
–
2x220kV Puerto Montt – Valdivia
–
2x220kV Valdivia – Cautín
–
2x220kV Colbún – Alto Jahuel
–
2x500kV Charrúa - Ancoa
–
2x220kV Nogales – Los Vilos
–
2x220kV Los Vilos – Las Palmas
–
2x220kV Las Palmas – Pan de Azúcar
–
2x220kV Pan de Azúcar – Punta Colorada
–
2x220kV Punta Colorada - Maitencillo
pueden
presentarse
escenarios
extremadamente
térmicos
(ejemplo,
los
que
se
presentaron a principios del 2011) y en esos casos el SIC presenta un gran potencial
térmico con el cual, eventualmente podría hacer CSF,
➔
etc,
se identifican CCAG adicionales, dividiendo al SIC en tres grandes subsistemas:
SUBSISTEMA SUR: comprendido desde la S/E Charrúa hacia el sur.
SUBSISTEMA CENTRO: comprendido entre las SS/EE Charrúa y Nogales
SUBSISTEMA NORTE: comprendido desde la S/E Nogales hacia el norte.
En el capítulo siguiente se identifican potenciales CCAG adicionales.
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6.4.2 CCAG Adicionales
Subsistema SUR
Dentro de este subsistema se encuentran los CCAG 2 y 3 (S/E Charrúa), definidos como
principales candidatos. Sin embargo, el subsistema sur podría quedar aislado del resto del SIC y
también de la S/E Charrúa, por lo que se considera apropiado tener un CCAG en la central
Canutillar. Este esquema de AGC sería completamente local, y tendría como principal objetivo el
de mantener equilibrada la isla eléctrica.
➔
CCAG 5: CANUTILLAR: 92MW
Pmín [MW]
Pmáx [MW]
40,0
86,0
CANUTILLAR (x2)
Subsistema CENTRO
Dentro del subsistema centro se encuentran los CCAG 1 y 4, definidos como dos de los
candidatos
principales.
Allí,
se
identifican
dos
posibles
CCAG
adicionales,
conformados
completamente por centrales térmicas.
Entre sus mínimos técnicos y máximos declarados, los CCAG presentan la siguiente
capacidad de reserva:
➔
CCAG 6: VENTANAS: 340MW
➔
CCAG 7: CENTRALES QUE INYECTAN EN S/E SAN LUIS: 850MW
Pmín [MW]
Pmáx [MW]
CC NEHUENCO 1
250,0
380,0
CC NEHUENCO 2
260,0
389,0
40,0
103,0
CC SAN ISIDRO 1
200,0
380,0
CC SAN ISIDRO 2
208,0
406,0
QUINTERO (x2)
70,0
145,0
VENTANAS 1
60,0
115,0
VENTANAS 2
100,0
218,0
NUEVA VENTANAS
100,0
267,0
NEHUENCO 3
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Subsistema NORTE
Ninguno de los CCAG iniciales pertenecen al subsistema definido como NORTE, por lo que se
considera apropiado definir un posible CCAG. El CCAG propuesto tiene como principal objetivo
servir de CSF ante formación de una isla eléctrica y es seleccionado por su gran capacidad de
reserva:
CCAG 8: GUACOLDA: 312MW
➔
GUACOLDA (x4)
Pmín [MW]
Pmáx [MW]
75,0
153,0
Para la segunda etapa de implementación, se detallan a continuación los costos y plazos de
implementación:
EQUIPAMIENTO
NECESARIO
COSTO ESTIMADO
CANTIDAD DE EQUIPOS
PLAZO ESTIMADO
DE IMPLEMENTACIÓN
CCAG 5
CCAG 6
CCAG 7
CCAG 8
CCAG
24.300 U$D + 500UF
1
1
1
1
PLC Local
24.300 U$D + 500UF
-
-
2
-
11
4
Comunicaciones
Adecuación de
unidades
De 4 a 6 meses
(1)
(2)
2
COSTO ESTIMADO TOTAL (3)
3
U$D 145.800,0 + 3.000,0 UF
Tabla 6.3 - Equipamiento, costos y plazos estimados para la segunda etapa de implementación
( 1)
Depende del tipo de comunicación a emplear, de la existencia o no del vínculo, de las distancias involucradas, etc.
Los CCAG5, CCAG6 y CCAG8 no requieren comunicaciones, ya que sólo están constituidos por una central.
( 2)
Depende de si las unidades involucradas requieren adecuación o no. En caso afirmativos, los costos y plazos
necesarios dependerán significativamente de cada unidad involucrada.
(3) No considera enlaces de comunicación y adecuación de
unidades
A continuación se presenta, sobre un esquema geográfico simplificado del SIC, los posibles
CCAG para la realización del CSF en el SIC.
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CDC
PAPOSO
Señal de
habilitación
DIEGO DE
ALMAGRO
MINERA
M. DE ORO
CARRERA
PINTO
Señal de
habilitación
CARDONES
CSF GUACOLDA: ~ 312 MW
PMIN = 300MW ; PMAX = 612MW
MAITENCILLO
ZONA
NORTE
PAN DE
AZÚCAR
LOS VILOS
CSF VENTANAS: ~ 340 MW
PMIN = 260MW ; PMAX = 600MW
NOGALES
CSF SAN LUIS: ~ 850 MW
PMIN = 1100MW ; PMAX = 1950MW
QUILLOTA
POLPAICO
CERRO
NAVIA
ALTO
JAHUEL
CSF RAPEL: ~ 230 MW
ZONA
CENTRO
PMIN = 150MW ; PMAX = 380MW
ITAHUE
ANCOA
CSF COLBÚN + PEHUENCHE: ~ 590 MW
PMIN = 440MW
;
PMAX = 1030MW
CHARRÚA
LAGO
LAJA
CSF EL TORO + ANTUCO: ~ 760 MW
PMIN = 10MW ; PMAX = 770MW
CSF RALCO + PANGUE: ~ 860 MW
TEMUCO
PMIN = 360MW ; PMAX = 1220MW
500kV
220kV
ZONA
SUR
VALDIVIA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA
CENTRAL TÉRMICA
PUERTO
MONTT
CSF CANUTILLLAR: ~ 92 MW
PMIN = 80MW ; PMAX = 172MW
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7 Criterios de Evaluación
El esquema de control secundario de frecuencia, ya sea actual (PILOTO + REDESPACHO
MANUAL) o implementado mediante AGC, será evaluado en base a los siguientes aspectos:
–
Modo de control (capítulo 8.1)
Se analizará la metodología empleada en cada caso para la realización del CSF,
considerando los beneficios y desventajas que esto imponga.
–
Esfuerzos de las unidades participantes (capítulo 8.2)
Se analizarán aquí las exigencias técnicas que el esquema de control imponga sobre cada
una de las unidades generadoras participantes del mismo.
–
Capacidad necesaria de regulación (capítulo 8.3)
Se analizarán los requerimientos del esquema de control de frecuencia en cuanto a
márgenes de reserva necesarios, identificando limitaciones y beneficios de cada esquema.
–
Calidad de regulación (capítulo 8.4)
Se analizarán factores cualitativos y cuantitativos de cada esquema de control. Dentro de
este punto se analizará el comportamiento del esquema actual de control según el Factor
de Eficiencia del Control de Frecuencia (FECF), definido en el artículo 5-78 de la NTSyCS.
–
Seguridad del sistema (capítulo 8.5)
Se analizan en este punto factores cualitativos, relativos al impacto que tienen los
distintos tipos de control de frecuencia sobre la seguridad del sistema.
–
Control post-contingencia (capítulo 8.6)
Se analizan los efectos del control de frecuencia sobre distintas condiciones de falla y las
posibles limitaciones que cada esquema de control imponga. Se analiza la recuperación de
servicio en casos en que el sistema colapse, de manera total o parcial.
–
Beneficios económicos (capítulo 9)
Se presenta una evaluación del beneficio económico que resultaría de implementar un AGC
para el CSF en el SIC. Se analizan las diferencias económicas que se originan entre el
modo actual de control de frecuencia del SIC (despacho manual) y otro modo similar, pero
que contempla el control automático sobre las unidades que participan en el CSF para el
seguimiento de la demanda y proveen el margen de reserva requerido por la unidad piloto.
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8 Evaluación Técnica
8.1 Modo de control
Actualmente, el modo de regulación secundaria de frecuencia que se utiliza en la operación
del SIC contempla una unidad de generación hidráulica como Reguladora Piloto (unidad con
estatismo cercano a cero que cumple las funciones de regulación primaria y secundaria de
frecuencia) y un redespacho manual, de forma de restablecer el margen de reserva asignado a la
unidad piloto. Las instrucciones de tomar o dejar carga en los generadores, son efectuadas por los
despachadores del CDC a través de comunicaciones verbales con los operadores de los CC de las
centrales, motivo por el cual en este estudio se denomina control manual.
Las principales desventajas de este modo de control son:
–
el CSF “automático” provisto por la unidad piloto se encuentra temporalmente acoplado al
CPF, absorbiendo inmediatamente cualquier variación en el consumo, encontrándose
limitada fácilmente cuando se producen desvinculaciones de unidades generadoras.
–
Cuando la predicción de la demanda no es del todo correcta y sale del margen de ±59MW,
el CSF “manual” provisto por un redespacho de tipo verbal (CDC → CC → cambio manual
de despacho) genera desviaciones sostenidas de la frecuencia, cuando la tendencia de la
demanda del sistema es en aumento o disminución en forma sostenida. Para evitar esto, el
despachador tendría que estar constantemente comunicándose con los distintos CC para
realizar las “tomas” o “quitas” de carga, al menos para las horas de mayores cambios.
Luego, el CSF propuesto elimina ambas desventajas:
➔
el CCAG propuesto permite desacoplar temporalmente las acciones de CPF y CSF, tanto
como se desee, permitiendo al CSF controlar las desviaciones sostenidas de la frecuencia,
y al CPF controlar las variaciones aleatorias de la demanda, frenar la caída inicial de la
frecuencia y restablecerla en torno a su valor de referencia cuando una unidad generadora
se desvincule intempestivamente.
➔
En períodos de aumentos o disminuciones importantes de la demanda, por ejemplo, en
horas de punta o frente a variaciones importantes de carga en consumos, se requiere
consignar al CSF a más de una unidad generadora. En este caso, la acción automática del
AGC permite una mejor coordinación del CSF respecto de una acción manual.
➔
La reserva definida para CSF en el último ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y
DETERMINACIÓN DE RESERVAS es de 129MW, más los 59MW que antes se conservaban
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en la piloto. Estos 188MW, disponibles para un control automático secundario de
frecuencia, permiten afrontar errores mayores de predicción de la demanda, pudiendo
afrontar las grandes tasas de crecimiento de demanda en las horas de punta con mayor
flexibilidad y eficacia.
8.2 Esfuerzos de las unidades participantes
En el modo de control actual, la unidad reguladora piloto con estatismo cero realiza el
mayor esfuerzo de variación de generación, para compensar permanentemente los desequilibrios
entre generación y demanda que ocurren en condiciones normales de operación.
Respecto a los controles de generación propuestos, se destaca que:
➔
los CCAG principales propuestos permiten dividir ese esfuerzo entre al menos 4 unidades:
➢
CCAG 1: 4 unidades
➢
CCAG 2: 4 unidades
➢
CCAG 3: 6 unidades
➢
CCAG 4: 5 unidades
Los CCAG adicionales, propuestos para operar en condiciones muy particulares, permiten
dividir ese esfuerzo entre al menos 2 unidades:
➢
CCAG 5: 2 unidades
➢
CCAG 6: 3 unidades
➢
CCAG 7: 11 unidades
➢
CCAG 8: 4 unidades
Además, al implementar el control secundario independiente del control primario (GOV), los
esfuerzos de las unidades participantes de los CCAG es mucho menor que los esfuerzos de una
unidad operando directamente con su regulador de velocidad con estatismo nulo.
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8.3 Capacidad de Regulación
El esquema de control actualmente implementado permite restablecer la frecuencia al valor
de referencia en forma automática en la medida que la reserva en giro de la unidad reguladora
piloto y los aportes de las otras unidades, conforme sus estatismos permanentes, sean suficientes
para compensar el desequilibrio generación-demanda ocurrido originalmente.
Luego,
➔
el constante aumento del nivel de carga del SIC y las importantes variaciones instantáneas
de la misma, hacen necesario que la capacidad de regulación de la Reguladora Piloto se
vaya incrementando, con lo cual se va reduciendo el número de unidades factibles de
operar como Reguladora Piloto.
➔
Unidades menores a 100 MW, que históricamente realizaron la regulación de frecuencia del
SIC (Cipreses, Rapel, etc.) como unidades piloto, ya no pueden cumplir esa función por su
pequeña capacidad respecto de la magnitud de reserva requerida.
➔
La creciente penetración en el SIC de los parques eólicos agrava la situación.
Por otro lado, los esquemas automáticos propuestos permiten asociar tantas unidades o
centrales como se desee, eliminando completamente la restricción de unidades a participar del
control secundario de frecuencia. Centrales de muy baja potencia pueden formar parte del CSF
automático, asociándose obviamente a otras unidades generadoras.
Un ejemplo claro puede visualizarse en las centrales Ralco y Pangue: La central Ralco podría
ejercer por sí sola la función de CSF, sin embargo, al estar asociada con la central Pangue tiene
una capacidad de regulación mucho mayor y permite tolerar mayores crecimientos/descensos de
potencia. Luego, cuando el crecimiento de la demanda sea tal que la capacidad total de estas dos
centrales no sea suficiente para brindar el margen de regulación necesario, el esquema permite
(sin esfuerzos mayores) asociar a este CCAG las unidades El Toro y Antuco, las cuales incluso ya
forman parte de un CCAG (sólo se necesitarían los enlaces de comunicación entre los 2 CCAG).
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8.4 Calidad de Regulación
FECF
En el Art. 5-80 de la NT, se establece que el Factor de Eficiencia del Control de Frecuencia
(FECF) no deberá ser menor a 0,45 y se determina a través de la siguiente expresión (Art. 5-78):
FECF ( k ) = 1 −
∗
∆ f máx
(k)
∆ f MÁX
Donde,
∗
( k ) : corresponde a la desviación máxima instantánea del valor filtrado de medición de
∆ f máx
frecuencia.
∆ f MÁX ( k )
: corresponde a la desviación máxima de frecuencia en estado permanente que
agota la totalidad de la reserva asociada al CPF.
En la siguiente figura se muestra un gráfico con valores del menor FECF mensual
correspondiente a la operación del SIC durante enero de 2010 y abril de 2011:
1,00
0,90
0,80
0,70
FECF
0,60
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
FECF Min Mes
Ab
r-1
1
M
ar
-1
1
Fe
b11
En
e11
Di
c10
No
v10
Oc
t-1
0
Se
p10
Ag
o10
Ju
l-1
0
Ju
n10
M
ay
-1
0
Ab
r-1
0
Fe
b10
M
ar
-1
0
En
e10
0,00
Límite Mín
Figura 8.1: FECF mínimo mensual para el período Enero 2010 – Abril 2011
Nótese que el esquema actual de control de frecuencia, según los índices de desempeño
establecidos en la NT y según consta en los informes periódicos del desempeño, presenta valores
indicativos que están dentro de los límites normativos.
Sin embargo, en cuanto a calidad de regulación, existen otros factores a tener en cuenta:
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➔
Las centrales que comúnmente utilizan una de sus unidades como reguladora piloto son
Antuco, El Toro, Pehuenche, Ralco y Colbún, por lo que en casos de sequía, se ve
comprometida la calidad de la regulación de frecuencia.
➔
Pequeños márgenes en la Reguladora Piloto y localización concentrada de la reserva en
giro (zona Charrúa), implica mayor complejidad para enfrentar el crecimiento de la
demanda (del orden de 700 MW/h) en la hora de punta.
➔
Pérdidas mayores de generación o cargas al norte de Alto Jahuel producen:
➢
Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, imponiendo restricciones
de transmisión que afectan la operación económica (la pérdida de un ciclo combinado
impone restricciones de transmisión en el tramo Charrúa - Ancoa - A.Jahuel - C.Navia)
➢
Rápido copamiento de la Reguladora Piloto y una más lenta respuesta de la reserva en
giro restante, decayendo la frecuencia a magnitudes que pueden derivar en
desconexiones automáticas de carga y generación.
➔
Regulación degradada en caso de falla de la unidad piloto.
En la modalidad actual de operación, el CSF es realizado en cada instante por una unidad
generadora y en situaciones de variaciones importantes de la demanda, el CDC solicita a una o
más unidades colaborar con el CSF. La asignación de dichas unidades no obedece estrictamente a
criterios técnico-económicos, lo cual puede encarecer los costos de operación del sistema y,
eventualmente, puede comprometer la reserva para CPF disponible en las unidades generadoras.
Al respecto, el AGC permite realizar una asignación más eficiente de los recursos de
generación en la operación en tiempo real.
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8.5 Seguridad del sistema
Con el esquema de control actual,
➔
en caso de separación del sistema en islas eléctricas, la única isla que permanecerá con
control secundario de frecuencia “automático” será el subsistema que contenga a la unidad
piloto.
➔
la desvinculación intempestiva de la unidad piloto por falla simple dejaría al sistema sin
control secundario de frecuencia.
Con el esquema de control propuesto,
➔
en caso de separación del sistema en islas eléctricas, existe una gran posibilidad de que
cada una de estas islas eléctricas incluya un CCAG, lo que permitirá un adecuado y
expedito control secundario de frecuencia.
La implementación completa del AGC propuesto considera Controles Conjuntos en los
sistemas:
➔
–
NORTE (Central Guacolda),
–
CENTRO (Centrales que inyectan en S/E San Luis, Rapel o Pehuenche),
–
QUINTA REGIÓN (Central Ventanas),
–
COLBÚN (Central Colbún),
–
CHARRÚA (Centrales Ralco + Pangue, El Toro + Antuco)
–
SUR (Central Canutillar)
la desvinculación intempestiva de cualquier unidad participante del CCAG sólo reducirá la
capacidad de regulación para CSF, pero no dejaría al sistema sin control secundario.
➔
La pérdida del CCAG que esté operativo (falla simple) dejará al sistema temporalmente sin
CSF. Luego, y por medio del SUPERVISOR, el CDC será alertado de tal condición y deberá
activar otro CCAG de forma inmediata.
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8.6 Control post-contingencia
Como se mencionó en los puntos 8.4 y 8.5, con el esquema actual de control de frecuencia:
➔
pérdidas mayores de generación o cargas al norte de Alto Jahuel producen:
•
Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, imponiendo restricciones
de transmisión que afectan la operación económica (pérdida de un ciclo combinado
impone restricciones de transmisión en el tramo Charrúa - Ancoa - A.Jahuel - C.Navia)
•
Rápido copamiento de la Reguladora Piloto y una más lenta respuesta de la reserva en
giro restante, decayendo la frecuencia a magnitudes que pueden derivar en
desconexiones automáticas de carga y generación.
➔
el control de frecuencia post-falla de la unidad piloto, sería sólo de tipo primario, quedando
el sistema sin control secundario.
➔
en caso de colapso total o parcial del SIC, la recuperación del sistema sería
completamente manual, para todas islas eléctricas.
Considerando un esquema de control automático, implementado en distintos puntos del
sistema:
➔
pérdidas mayores de generación o cargas al norte de Alto Jahuel producirían:
•
Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, sólo temporalmente y
sólo si el CCAG se encuentra al sur de Charrúa (CCAG 2, 3 y 5).
Luego, frente a esta condición el CDC puede desactivar dicho CCAG y activar uno
estratégicamente localizado (CCAG 1, 4, 6, 7 u 8), eliminando las restricciones de
transmisión antes mencionadas.
•
➔
No debería existir copamiento de las unidades participantes del esquema
el control de frecuencia post-falla de cualquier unidad participante del CCAG será realizado
de manera automática por el resto de las unidades participantes. La falla sólo reducirá la
capacidad de regulación para CSF, pero no dejará al sistema sin control secundario.
➔
La condición de falla del CCAG operativo será alertada al CDC por el SUPERVISOR; luego,
el control de frecuencia post-falla se realizará activando otro CCAG y dejará al sistema sólo
temporalmente sin CSF.
➔
en caso de colapso total o parcial del SIC, las siguientes islas eléctricas podrían
recuperarse con un control automático de frecuencia:
•
NORTE (Central Guacolda),
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•
CENTRO (Centrales que inyectan en S/E San Luis, Rapel o Pehuenche),
•
QUINTA REGIÓN (Central Ventanas),
•
COLBÚN (Central Colbún),
•
CHARRÚA (Centrales Ralco + Pangue, El Toro + Antuco)
•
SUR (Central Canutillar)
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9 Evaluación Económica
El presente capítulo tiene como objetivo evaluar, a través de una primera estimación, el
beneficio económico que resultaría de implementar un AGC para el CSF en el SIC.
Evaluar las diferencias económicas que se originan entre el modo actual de control de
frecuencia del SIC (despacho manual) y otro modo similar, pero que contempla el control
automático sobre las unidades que participan en el CSF para el seguimiento de la demanda y
proveen el margen de reserva requerido por la unidad piloto.
Realizar una primera estimación económica del costo que significa la implementación de un
AGC clásico.
9.1 Metodología de la Evaluación Económica
La metodología consiste en evaluar el costo de operación de una muestra representativa de
la operación real que se ha efectuado durante el periodo 01 de noviembre de 2010 hasta el 31 de
abril de 2011, bajo las siguientes condiciones de operación:
•
Operación Actual (Despacho manual): El seguimiento de la demanda se efectúa a través
de unidad piloto (automáticamente) en un conjunto de unidades de generación que
participan del CSF y que efectúan aportes de potencia a través de una acción de control
manual, proporcionando margen de reserva a la unidad piloto. El control manual es
coordinado por el CDC según las políticas de operación económica.
•
Operación con Despacho Automático: El seguimiento de la demanda se efectúa a través de
un conjunto de unidades de generación que participan en el CSF y que efectúan aportes de
potencia a través de una acción de control automática. Las acciones de control automática
son establecidas por el CDC según las políticas de operación económica.
9.2 Consideraciones Generales de Aplicación
Las consideraciones generales de aplicación que se toman en cuenta para realizar la
evaluación económica son las siguientes:
➔
Se emplean registros de potencia activa de las unidades de generación del SIC que se
suponen habilitadas para efectuar el control secundario de frecuencia. El intervalo de
tiempo empleado para los registros de potencia es de 1 minuto.
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➔
La valorización de la generación se realiza según los costos unitarios de energía
establecidos en los informes de Políticas de Operación del período en estudio, es decir, los
costos variables de combustibles de las unidades térmicas y costos de oportunidad de las
unidades hidráulicas con embalses. Dichos costos están referidos a la barra Quillota
220kV.
➔
La demanda considerada en la evaluación económica corresponde a la equivalente a la
generación total de las unidades que participan en el CSF.
➔
Las acciones automáticas del CSF son establecidas minuto a minuto según el orden
económico de las unidades de generación que participan en el CSF y respetando los rangos
de generación de potencia que se registraron en la operación real; es decir, valores
máximos y mínimos de generación horaria para cada generador.
➔
En el modelo de evaluación, la unidad piloto genera a costo marginal y su despacho
simulado considera dos formas de operación:
–
Potencia generada igual a su valor medio horario de cada hora
–
Potencia generada operando dentro de los límites con reserva primaria de ±59 MW
9.3 Selección de los Períodos a Evaluar
En la selección de los períodos a evaluar se consideró lo siguiente:
➔
Se excluyen los registros de generación correspondientes a las horas en que se establecen
las siguientes singularidades:
➔
–
Fallas en unidades de generación
–
Fallas en líneas de transmisión troncal
–
Vertimiento de centrales (CMG sistema = 0)
–
Desacoplamiento de precios entre las SS/EE Maitencillo, Polpaico, C. Navia y Charrúa
–
Unidades de generación forzada para dar reserva de potencia por seguridad
–
Unidades de generación en prueba
Se filtraron los datos de registros de potencia de las unidades de generación con el
propósito de atenuar el efecto de las variaciones aleatorias y transitorias de la demanda,
que no forman parte de la tendencia de variaciones horarias en la demanda.
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9.4 Selección de la Muestra a Evaluar
Con el propósito de seleccionar una muestra válida para la evaluación económica, se
analizaron los costos marginales horarios reales y los desacoples económicos (SIC y subsistema
que contienen a las SS/EE Maitencillo, Polpaico, Cerro Navia y Charrúa) durante el período
comprendido entre el 1 de Noviembre de 2010 y el 30 de Abril de 2011.
Trimestre
Hidrológico
3
4
1
Muestras
Horarias Válidas
Nov-10
437
Dic-10
346
Ene-11
343
Feb-11
331
Mar-11
213
Abr-11
445
Total:
2115
Mes
Horas
Totales
720
744
744
672
744
720
4344
%Horas
Válidas
61%
47%
46%
49%
29%
62%
49%
Tabla 9.1 - Porcentaje de muestras horarias válidas en el periodo considerado.
De la Tabla 9.1 se observa que alrededor de un 49% de las muestras horarias para el
período considerado, el sistema se encuentra acoplado económicamente, su costo marginal es
mayor que cero y que existen registros de potencia válidos minuto a minuto. En consecuencia, a
esta muestra se aplicará el procedimiento de evaluación descrito anteriormente.
En el capítulo 9.9 se presentan las matrices de validez de muestras para el período
considerado.
9.5 Identificación de Singularidades Operativas
A partir del análisis de los Informes de “Novedades Movimiento de Centrales diarios del
CDC”, se registraron las siguientes singularidades, para las horas seleccionadas:
➔
Máquina que toma la regulación de frecuencia
➔
Etapa de la central (que determina el costo marginal de la central)
9.6 Determinación de Unidades de Generación que Participan en el CSF
Para determinar qué unidades de generación participan en el CSF se utilizaron los Informes
de “Movimiento de Centrales Diario”. En estos informes se identificaron las centrales que
participan en las acciones “Dando Carga a la Reguladora Piloto (acción DCR)” y “Quitando Carga a
la Reguladora Piloto (acción QCR)”, acciones que permiten identificar a las unidades de
generación que se encuentran participando en el CSF.
Dentro del período en estudio, aparecen alrededor de 77 centrales que al menos una vez
participan en una acción DCR o QCR.
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En el gráfico de la figura 9.1 se muestran aquellas centrales que presenta a lo menos un 1%
de movimientos DCR/QCR:
1800
160000
24%
140000
1400
120000
1200
16%
1000
100000
14%
80000
800
60000
8%
600
40000
400
3%
200
2%
1%
1%
1%
1%
1%
1%
1%
1%
1%
1%
20000
Te
no
Ch
ES
u
PE
y
ac
RA
a
N
ZA
_D
S1
Ci
pr
es
es
DE
GA
TG
N
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A_
N
_G
TG
RE
G
OR
IO
Pe
hu
en
c
Ce
An
l co
til
hu
e_
TG
0
he
Ra
lco
Co
lb
ún
El
To
ro
Ca
nu
t il
la
r
Ra
pe
l
0
Potencia Movida Total MW
N° de Mov. DCR o QCR
1600
N° Movimientos DCR o QCR
Potencia Movida
Figura 9.1 - Centrales con al menos un 1% de movimientos DCR/QCR
De las centrales mostradas en la figura 9.1 se seleccionaron aquellas centrales que
presentaron más de un 2% del total de movimientos en las acciones DCR y QCR:
1
2
3
4
5
6
Central
Pehuenche
Ralco
Colbún
El Toro
Canutillar
Rapel
Tabla 9.2 - Centrales con más de un 2% del total de movimientos DCR y QCR
9.7 Metodología Matemática de Evaluación Económica de la Operación
La formulación matemática del modelo de operación económica es:
•
Filtro de registros: Las muestras de generación de potencia de las unidades de
generación son filtradas a través de una media móvil de 10 minutos. Este filtro permite
eliminar los efectos de la acción de control primario de frecuencia, las unidades de
generación ante las perturbaciones rápidas y aleatorias. La expresión matemática
empleada es:
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PGFi ,hj =
1
PGih, j + k con h = 1,2
∑
11 k = − 5
5
j = 1,2, ,60
Donde:
h : Hora del registro.
j : Minuto del registro.
i : Unidad de generación.
PGih, j : Potencia de la unidad de generación i, en el minuto j, de la hora k en MW.
PGFi ,hj : Potencia filtrada de la unidad de generación i, en el minuto j, de la hora k en MW.
•
Control automático de la generación que participa en el CSF: Se asume que las
unidades de generación que realizan el CSF lo hacen de la forma más económica y la
acción global de control secundario de frecuencia es efectuada en períodos inferiores a un
minuto, con el objetivo de minimizar en cada minuto el costo de generación que participa
en el CSF, según el siguiente planteamiento matemático:
 NCSF

F .O. : min  ∑ CVi h PGFi ,hj 
 i= 1

Sujeto a que se cumpla con:
{
}
{
}
min PGFi ,hm ≤ PGih, j ≤ max PGFi ,hm con m = 1,2, ,60
h
h
PG Piloto
, j = PG Piloto , Media
o bien,
h
h
h
PGPiloto
+ 59 ≤ PGPiloto
, j ≤ PGPiloto − 59
Donde:
NCSF : número de unidades de generación participantes en el CSF.
CVi h : costo variable de generación de la unidad i, obtenida de la política de operación en
la hora
PGFi ,hj : muestra de potencia generada y filtrada de la unidad de generación i, en el
minuto j, en la hora h, en MW
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h
i, j
PG
: consigna de potencia generada de la unidad de generación i, en el minuto j, en la
hora h, que permite minimizar el costo de operación en MW
•
Comparación de costos de operación: Se efectúa una comparación de costos en cada
hora del conjunto de muestras de potencia de generación con la potencia resultante del
ajuste económico de las contingencias de generación, esto es:
∆C=
nh
∑
∆ Ch
h= 1
60
1 NCSF 
h
h
h 
∆C =
 CVi ∑ PGFi , j − PGi , j 
∑
60 i= 1 
j= 1

h
(
)
Donde:
∆ C : diferencia entre el costo total (ahorro/sobrecosto) de operación real y el simulado
∆ C h : diferencia entre el costo horario (ahorro/sobrecosto) de operación real y simulado
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9.8 Resultados
En la siguiente tabla se muestra las diferencias económicas (ahorro) en cada período de
evaluación.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
Fecha Inicial
Fecha Final
01-11-2010 21:00
03-11-2010 0:00
04-11-2010 0:00
05-11-2010 0:00
06-11-2010 0:00
06-11-2010 23:00
08-11-2010 22:00
09-11-2010 0:00
11-11-2010 0:00
11-11-2010 21:00
12-11-2010 15:00
12-11-2010 19:00
14-11-2010 6:00
15-11-2010 19:00
16-11-2010 20:00
17-11-2010 19:00
18-11-2010 20:00
19-11-2010 17:00
21-11-2010 2:00
22-11-2010 0:00
22-11-2010 18:00
22-11-2010 23:00
26-11-2010 0:00
26-11-2010 18:00
27-11-2010 17:00
29-11-2010 18:00
30-11-2010 18:00
01-12-2010 23:00
03-12-2010 2:00
03-12-2010 20:00
06-12-2010 23:00
07-12-2010 18:00
08-12-2010 21:00
09-12-2010 23:00
10-12-2010 3:00
10-12-2010 22:00
11-12-2010 23:00
12-12-2010 18:00
02-11-2010 8:59
03-11-2010 12:59
04-11-2010 7:59
05-11-2010 7:59
06-11-2010 11:59
08-11-2010 19:59
08-11-2010 22:59
10-11-2010 9:59
11-11-2010 13:59
12-11-2010 9:59
12-11-2010 15:59
13-11-2010 23:59
15-11-2010 12:59
16-11-2010 9:59
17-11-2010 8:59
18-11-2010 9:59
19-11-2010 10:59
20-11-2010 23:59
21-11-2010 19:59
22-11-2010 9:59
22-11-2010 20:59
23-11-2010 7:59
26-11-2010 8:59
27-11-2010 11:59
29-11-2010 8:59
30-11-2010 7:59
01-12-2010 8:59
02-12-2010 23:59
03-12-2010 7:59
06-12-2010 8:59
07-12-2010 15:59
08-12-2010 12:59
09-12-2010 14:59
09-12-2010 23:59
10-12-2010 7:59
11-12-2010 10:59
12-12-2010 8:59
13-12-2010 7:59
Ahorro
Minutos
Ahorro
Evaluados Total (USD) /Hora
720
5617
468
2484
191
780
617
77
480
480
1993
249
566
47
720
1705
38
2700
60
11
11
2040
7897
232
2424
173
840
780
1536
118
60
261
261
1740
57
2
163
5
1860
900
610
41
780
229
18
129
9
900
405
27
900
1860
1264
41
1080
-29
-2
-97
-10
600
180
1250
417
540
340
38
1695
188
540
16499
917
1080
2400
998
25
840
1730
124
1271
85
900
1500
2410
96
360
90
15
3660
-193
-3
72063
4239
1020
355
19
1140
1080
617
34
31
31
60
157
31
300
780
746
57
4073
407
600
2985
213
840
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
Fecha Inicial
Fecha Final
14-12-2010 2:00
16-12-2010 0:00
17-12-2010 0:00
17-12-2010 21:00
18-12-2010 15:00
19-12-2010 12:00
19-12-2010 21:00
21-12-2010 0:00
22-12-2010 0:00
23-12-2010 2:00
24-12-2010 1:00
24-12-2010 23:00
25-12-2010 17:00
26-12-2010 21:00
28-12-2010 0:00
29-12-2010 1:00
30-12-2010 0:00
05-01-2011 1:00
06-01-2011 6:00
06-01-2011 22:00
07-01-2011 1:00
08-01-2011 4:00
08-01-2011 14:00
09-01-2011 20:00
09-01-2011 23:00
10-01-2011 18:00
11-01-2011 21:00
12-01-2011 19:00
14-01-2011 3:00
14-01-2011 12:00
16-01-2011 0:00
16-01-2011 19:00
18-01-2011 9:00
18-01-2011 18:00
21-01-2011 18:00
22-01-2011 11:00
23-01-2011 17:00
24-01-2011 21:00
14-12-2010 6:59
16-12-2010 6:59
17-12-2010 7:59
18-12-2010 7:59
19-12-2010 8:59
19-12-2010 18:59
20-12-2010 6:59
21-12-2010 6:59
22-12-2010 7:59
23-12-2010 7:59
24-12-2010 7:59
25-12-2010 4:59
26-12-2010 8:59
27-12-2010 7:59
28-12-2010 5:59
29-12-2010 7:59
30-12-2010 7:59
05-01-2011 6:59
06-01-2011 7:59
06-01-2011 23:59
07-01-2011 7:59
08-01-2011 10:59
09-01-2011 17:59
09-01-2011 20:59
10-01-2011 12:59
11-01-2011 13:59
12-01-2011 9:59
13-01-2011 15:59
14-01-2011 5:59
14-01-2011 13:59
16-01-2011 8:59
18-01-2011 7:59
18-01-2011 13:59
19-01-2011 11:59
22-01-2011 7:59
23-01-2011 12:59
24-01-2011 9:59
25-01-2011 6:59
Ahorro
Minutos
Ahorro
Evaluados Total (USD) /Hora
300
57
11
19750
2821
420
10882
1360
480
660
1583
144
3852
214
1080
19
3
420
600
2571
257
420
14105
2015
17014
2127
480
360
161
27
420
247
35
360
3897
649
42386
2649
960
660
17302
1573
360
7206
1201
27
4
420
9078
1135
480
360
-85
-14
120
0
0
480
240
120
420
0
0
420
1622
232
8889
317
1680
30
0
60
840
6020
430
1200
11376
569
2936
226
780
1260
8292
0
180
89
30
120
1247
623
396
44
540
130300
3522
2220
300
750
150
513
29
1080
13
1
840
1560
2183
84
-16
-1
1020
43
4
600
Tabla 9.3 - Ahorros en cada período de evaluación (parte 1/2)
P:EE-2011-072/I:EE-ES-2011-336/R:A
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77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
Fecha Inicial
Fecha Final
25-01-2011 21:00
26-01-2011 11:00
26-01-2011 21:00
28-01-2011 8:00
28-01-2011 15:00
28-01-2011 17:00
30-01-2011 9:00
31-01-2011 11:00
31-01-2011 19:00
01-02-2011 9:00
02-02-2011 0:00
02-02-2011 7:00
03-02-2011 3:00
03-02-2011 21:00
07-02-2011 19:00
09-02-2011 0:00
09-02-2011 23:00
10-02-2011 9:00
11-02-2011 17:00
12-02-2011 4:00
13-02-2011 22:00
16-02-2011 3:00
18-02-2011 0:00
19-02-2011 5:00
20-02-2011 1:00
22-02-2011 3:00
23-02-2011 0:00
24-02-2011 0:00
25-02-2011 0:00
26-02-2011 0:00
27-02-2011 14:00
01-03-2011 0:00
02-03-2011 0:00
02-03-2011 18:00
04-03-2011 0:00
04-03-2011 23:00
06-03-2011 11:00
26-01-2011 8:59
26-01-2011 12:59
27-01-2011 22:59
28-01-2011 10:59
28-01-2011 15:59
28-01-2011 22:59
31-01-2011 8:59
31-01-2011 12:59
01-02-2011 5:59
01-02-2011 11:59
02-02-2011 5:59
02-02-2011 15:59
03-02-2011 10:59
07-02-2011 15:59
08-02-2011 13:59
09-02-2011 7:59
10-02-2011 7:59
11-02-2011 7:59
11-02-2011 23:59
12-02-2011 6:59
14-02-2011 7:59
16-02-2011 7:59
18-02-2011 4:59
19-02-2011 7:59
21-02-2011 6:59
22-02-2011 6:59
23-02-2011 7:59
24-02-2011 5:59
25-02-2011 14:59
27-02-2011 12:59
28-02-2011 5:59
01-03-2011 7:59
02-03-2011 13:59
03-03-2011 7:59
04-03-2011 8:59
06-03-2011 9:59
07-03-2011 9:59
Ahorro
Minutos
Ahorro/
Evaluados Total (USD)
Hora
720
99
8
120
4
2
1560
995
38
180
1
0
58
58
60
360
6
1
1440
0
0
120
5
2
660
10
1
7
2
180
360
-4
-1
-29
-3
540
480
8
1
5460
425935
4681
1140
92
5
480
-12
-2
0
0
540
1380
-19
-1
420
2
0
180
0
0
600
907
91
300
-104
-21
300
7976
1595
28
9
180
1800
4355
145
240
39
10
8056
1007
480
360
17174
2862
2855
190
900
2220
-62
-2
-31
-2
960
480
1351
169
840
9448
675
11133
795
840
540
16715
1857
55479
1585
2100
1380
25583
1112
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
Fecha Inicial
Fecha Final
08-03-2011 0:00
09-03-2011 1:00
10-03-2011 0:00
11-03-2011 0:00
12-03-2011 2:00
13-03-2011 4:00
13-03-2011 16:00
14-03-2011 1:00
18-03-2011 2:00
19-03-2011 2:00
23-03-2011 21:00
24-03-2011 2:00
24-03-2011 21:00
25-03-2011 2:00
26-03-2011 0:00
27-03-2011 0:00
27-03-2011 9:00
28-03-2011 23:00
29-03-2011 1:00
31-03-2011 0:00
31-03-2011 23:00
02-04-2011 0:00
02-04-2011 18:00
04-04-2011 18:00
05-04-2011 18:00
10-04-2011 19:00
11-04-2011 7:00
11-04-2011 23:00
13-04-2011 7:00
15-04-2011 7:00
16-04-2011 9:00
20-04-2011 1:00
21-04-2011 18:00
23-04-2011 10:00
24-04-2011 7:00
24-04-2011 23:00
25-04-2011 8:00
08-03-2011 9:59
09-03-2011 6:59
10-03-2011 5:59
11-03-2011 4:59
12-03-2011 2:59
13-03-2011 11:59
13-03-2011 17:59
14-03-2011 5:59
18-03-2011 6:59
19-03-2011 6:59
23-03-2011 21:59
24-03-2011 5:59
24-03-2011 21:59
25-03-2011 4:59
26-03-2011 1:59
27-03-2011 5:59
28-03-2011 7:59
28-03-2011 23:59
29-03-2011 6:59
31-03-2011 8:59
31-03-2011 23:59
02-04-2011 6:59
02-04-2011 18:59
05-04-2011 6:59
10-04-2011 10:59
11-04-2011 5:59
11-04-2011 19:59
12-04-2011 23:59
15-04-2011 3:59
16-04-2011 4:59
16-04-2011 20:59
21-04-2011 14:59
22-04-2011 20:59
24-04-2011 3:59
24-04-2011 20:59
25-04-2011 2:59
28-04-2011 17:59
Ir al índice
Minutos Ahorro Total Ahorro/
(USD)
Evaluados
Hora
600
18406
1841
360
4183
697
360
9839
1640
300
2818
564
0
0
60
480
3337
417
120
1428
714
300
0
0
300
1730
346
0
0
300
60
739
739
-27
-7
240
60
153
153
180
0
0
120
1912
956
360
-4
-1
32741
1424
1380
60
2943
2943
360
993
166
540
10483
1165
60
3942
3942
420
0
0
60
0
0
5011
385
780
6780
83530
739
660
14175
1289
16674
1283
780
1500
23560
942
18692
415
2700
1320
9397
427
968
81
720
2280
26923
708
1620
10026
371
12215
679
1080
840
1062
76
2383
596
240
4920
62778
766
Tabla 9.4 - Ahorros en cada período de evaluación (parte ½)
El ahorro total obtenido en los períodos con registros válidos, es de alrededor de
MUSD 1.430, donde se simularon un total de 2115 horas, totalizando un ahorro promedio de
677 USD/hora.
En base a esto, se tiene que el ahorro obtenido por operar con un esquema automático de
control secundario de frecuencia, pagaría la inversión de implementar un esquema AGC como el
propuesto en el capítulo 6, en un corto plazo.
Debe destacarse que durante el período considerado en la evaluación, el SIC fue operado
bajo condiciones muy especiales, caracterizadas por una hidrología seca, con embalses cercanos a
sus cotas mínimas, generación predominantemente térmica y existiendo de por medio un decreto
de racionamiento, lo cual significó costos marginales de operación elevados respecto los de un
año con hidrología normal.
A modo de comparación, durante el período Noviembre 2010 y Diciembre de 2010 los costos
marginales de operación promedio del SIC estuvieron en el rango 130 – 230 mills/kWh. Para el
mismo período del año anterior (Noviembre de 2009 – Abril de 2009), los costos marginales de
operación promedio de la energía fluctuaron entre los valores 47,9 y 92 mills/kWh.
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En escenarios con costos marginales de operación menores, se espera que los ahorros
producto de la aplicación un AGC también sean menores, ya que los costos de oportunidad de las
unidades de generación hidros que participan en el CSF están ligados con los costos de operación.
En la figura 9.2 siguiente se muestran los resultados de generación de un período válido de
24 horas, al cual se le aplicó la simulación de un AGC. La figura 9.2a muestra el despacho real de
las centrales que aportan al CSF, la figura 9.2b muestra el despacho simulado y el ahorro
acumulado por hora de ese período.
Generación 24 Hrs Despacho Real
1400
1200
Generación (MW)
1000
800
600
400
200
0
Figura 9.2 a) - Generación en MW de las unidades participantes del CSF. Despacho real
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Generación 24 Hrs Despacho Simulado
1400
20000
18000
1200
Generación (MW)
1000
14000
12000
800
10000
600
8000
6000
400
Ahorro Acumulado (USD)
16000
4000
200
2000
0
0
Figura 9.2 b) Generación en MW de las unidades participantes del CSF y ahorro acumulado. CSF mediante AGC
Se puede apreciar de la figura 9.2b que las mayores variaciones de ahorro acumulado
(destacadas en rojo) se producen cuando hay variaciones significativas de la demanda. Por el
contrario, cuando la demanda se mantiene relativamente constante (o dentro de ciertos niveles)
las variaciones de ahorro son pequeñas.
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9.9 Matriz de Validez de Muestras
En las tablas siguientes, las filas de las matrices representan las 24 horas del día y las
columnas los días del mes.
Los elementos de estas matrices indican lo siguiente:
•
A: Hora que presenta Acoplamiento Económico
•
D: Hora que presenta Desacoplamiento Económico
•
ANV: Hora que presenta Acoplamiento Económico, sin embargo los registros de potencia
Horas del Día
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
1
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
A
A
A
2
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
3
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
4
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
Horas del Día
minuto a minuto en ese período no son válidos.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
1
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
A
2
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
3
D
D
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
A
A
A
A
4
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
5
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
5
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
6
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
A
6
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
A
7
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
7
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
A
A
A
A
A
A
8
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
A
D
8
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
A
A
A
9
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
9
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
A
P:EE-2011-072/I:EE-ES-2011-336/R:A
10
A
A
A
A
A
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
10
D
D
D
A
A
A
A
A
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
A
A
11
A
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10 Comentarios y Conclusiones
El estudio:
–
realizó una definición conceptual y funcional del actual esquema de CSF,
–
realizó una definición conceptual y funcional de un esquema CSF automatizado,
–
presentó un diseño conceptual de un esquema AGC adecuado para el SIC,
–
identificó potenciales candidatos para su ejecución,
–
determinó criterios para valuar la conveniencia (o no) de la implementación de un AGC
para el CSF, basándose en criterios técnicos y económicos, y
–
realizó un análisis de las ventajas y desventajas que presentaría la implementación de un
AGC, de manera cualitativa y cuantitativa, basándose en los criterios antes definidos,
en base a estos análisis, se obtuvieron los siguientes resultados y conclusiones:
El esquema actual de control de frecuencia, según los índices de desempeño establecidos en
la NT de SyCS y según consta en los informes periódicos del desempeño, presenta valores
indicativos que están dentro de los límites normativos. Sin embargo, existen algunas
consecuencias negativas para la operación del sistema que deben tenerse en cuenta:
➔
La unidad reguladora piloto (con estatismo nulo) realiza el mayor esfuerzo de variación de
generación para compensar permanentemente los desequilibrios entre generación y
demanda que ocurren en condiciones normales de operación.
➔
Sólo permite restablecer la frecuencia al valor de referencia en forma automática en la
medida que la unidad piloto cuente con suficiente reserva en giro para compensar la
variación de la carga. En el caso de mayores variaciones de carga, el restablecimiento de
la frecuencia esta supeditado al redespacho de generación de las otras unidades con
reserva en giro que participan del CF, a través de las instrucciones del CDC en el caso de
mayores variaciones
➔
El constante aumento del nivel de carga del SIC y las importantes variaciones instantáneas
de la misma, hacen necesario que la capacidad de regulación de la Reguladora Piloto se
incremente, reduciendo el número de unidades factibles de operar como Reguladora Piloto.
➔
El agravamiento de la situación anterior a causa de la creciente penetración en el SIC de
los parques eólicos.
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➔
Unidades menores a 100 MW, que históricamente realizaron la regulación de frecuencia del
SIC (Cipreses, Rapel, etc.) como unidades piloto, ya no pueden cumplir esa función por su
pequeña capacidad respecto de la magnitud de reserva requerida.
➔
Pequeños márgenes en la Reguladora Piloto y localización concentrada de la reserva en
giro (zona Charrúa), implica mayor complejidad para enfrentar el crecimiento de la
demanda (del orden de 700 MW/h) en la hora de punta.
➔
Pérdidas mayores de generación o cargas al norte de A. Jahuel producen:
➢
Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, imponiendo restricciones
de transmisión que afectan la operación económica (pérdida de un ciclo combinado
impone restricciones de transmisión en el tramo Charrúa- Ancoa – Alto Jahuel-Cerro
Navia)
➢
Rápido copamiento de la Reguladora Piloto y una más lenta respuesta de la reserva en
giro restante, decayendo la frecuencia a magnitudes que pueden derivar en
desconexiones automáticas de carga y generación.
➔
Regulación degradada en caso de falla de la unidad piloto.
➔
En casos de sequía se ve comprometida la calidad de la regulación de frecuencia.
➔
Las centrales que comúnmente utilizan una de sus unidades como reguladora piloto son
Antuco, El Toro, Pehuenche, Ralco y Colbún.
Luego, se propuso un esquema automático de control secundario de frecuencia, distribuido
en todo el SIC pero operando en forma NO simultánea, obteniendo las siguientes características:
➔
el CCAG propuesto permite desacoplar temporalmente las acciones de CPF y CSF tanto
como se desee, permitiendo al CSF controlar las desviaciones sostenidas de la frecuencia,
y al CPF controlar las variaciones aleatorias de la demanda, frenar la caída inicial de la
frecuencia y restablecerla en torno a su valor de referencia cuando una unidad generadora
se desvincule intempestivamente.
➔
En períodos de aumentos o disminuciones importantes de la demanda, por ejemplo, en
horas de punta o frente a variaciones importantes de carga en consumos, se requiere
consignar al CSF a más de una unidad generadora. En este caso, la acción automática del
AGC permite una mejor coordinación del CSF respecto de una acción manual.
➔
los CCAG propuestos permiten dividir el esfuerzo del CSF entre múltiples unidades.
Además, al implementarlo independiente de los GOV's de cualquier máquina, los esfuerzos
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de las unidades participantes resultan menores que los esfuerzos de una unidad operando
directamente con su regulador de velocidad con estatismo nulo.
➔
Los esquemas automáticos propuestos permiten asociar tantas unidades o centrales como
se desee, eliminando completamente la restricción de unidades a participar del control
secundario de frecuencia. Centrales de muy baja potencia pueden formar parte del CSF
automático, asociándose a otras unidades generadoras.
➔
Al respecto, el AGC permite realizar una asignación más eficiente de los recursos de
generación en la operación en tiempo real.
➔
La implementación de varios CCAG en distintas zonas del sistema permitiría un adecuado
control secundario de frecuencia en el caso de originarse islas eléctricas en esas zonas,
como consecuencia de perturbaciones en la red
➔
la desvinculación intempestiva de cualquier unidad participante del CCAG sólo reducirá la
capacidad de regulación para CSF, pero no dejaría al sistema sin control secundario.
➔
La pérdida del CCAG que esté operativo (falla simple) dejará al sistema temporalmente sin
CSF. Luego y por medio del SUPERVISOR, el CDC será alertado de tal condición y deberá
activar otro CCAG de forma inmediata.
➔
pérdidas mayores de generación o cargas al norte de Alto Jahuel producirían:
–
Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, sólo temporalmente y
sólo si el CCAG se encuentra al sur de Charrúa (CCAG 2, 3 y 5).
Luego, frente a esta condición el CDC puede desactivar dicho CCAG y activar uno
estratégicamente localizado (CCAG 1, 4, 6, 7 u 8), eliminando las restricciones de
transmisión antes mencionadas.
–
➔
No debería existir copamiento de las unidades participantes del esquema.
en caso de colapso total o parcial del SIC, las siguientes islas eléctricas podrían
recuperarse con un control automático de frecuencia:
–
NORTE (Central Guacolda),
–
CENTRO (Centrales que inyectan en S/E San Luis, Rapel o Pehuenche),
–
QUINTA REGIÓN (Central Ventanas),
–
COLBÚN (Central Colbún),
–
CHARRÚA (Centrales Ralco + Pangue, El Toro + Antuco)
–
SUR (Central Canutillar)
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➔
El análisis económico mostró que el ahorro obtenido por operar con un esquema
automático de control secundario de frecuencia, analizado en los períodos con registros
válidos, es de alrededor de MUSD 1.430, donde se simularon un total de 2115 horas,
totalizando un ahorro promedio de 677 USD/hora.
En base a esto, se tiene que la inversión necesaria para implementar un esquema AGC
como el propuesto en el capítulo 6, se recuperaría en un corto plazo.
Se
resaltó
en
el
apartado
correspondiente
que
los
costos
estimados
para
la
implementación del AGC no consideran enlaces de comunicación y tampoco adecuación de
unidades.
También que durante el período considerado en la evaluación, el SIC fue operado bajo
condiciones muy especiales, caracterizadas por una hidrología seca, con embalses
cercanos a sus cotas mínimas, generación predominantemente térmica y existiendo de por
medio un decreto de racionamiento, lo cual significó costos marginales de operación
elevados respecto los de un año con hidrología normal.
En escenarios con costos marginales de operación menores, se espera que los ahorros
producto de la aplicación un AGC también sean menores, ya que los costos de oportunidad
de las unidades de generación hidros que participan en el CSF están ligados con los costos
de operación.
Finalmente, de acuerdo al análisis y conclusiones del presente estudio, se recomienda la
implementación de un esquema automático de control secundario de frecuencia, compuesto por
varios centros de control conjunto automático de generación (CCAG) distribuidos en todo el SIC y
operando en forma no simultánea, tal y como se lo describe en el capítulo 6, “Implementación de
un AGC para CSF”.
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11 Referencias
[1] Gobierno de Chile, Comisión Nacional de Energía, “Norma Técnica de Seguridad y
Calidad de Servicio (NT de SyCS)”, 2009.
[2] CDEC-SIC, “Estudio Control de Frecuencia y Determinación de ReservasRF en el SIC”,
2011.
[3] UCTE, “Operation Hanbook”, Appendix 1: Load-Frequency Control and Performance,
2004.
[4] UCTE, “Operation Hanbook”, Policy 1: Load-Frequency Control and Performance, 2004.
[5] Estudios Eléctricos S.R.L., “Esquema de Regulación Distribuida de Frecuencia en el SIC”,
2010.
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