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ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
"CRITERIOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA RESERVA DEPOTENCIA PARA REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA
DE FRECUENCIA"
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROELÉCTRICO, MENCIÓN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
PATRICIO DANIEL POTOSÍ FARINANGO
DIRECTOR: ING. EDUARDO CAZCO
Quito, Julio de 2001
DECLARACIÓN
Yo Patricio Daniel Potosí Farinango declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
Patricio Daniel Potosí Farinango
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor Patricio Daniel
Potosí Farinango bajo mi supervisión.
Ing. Eduardo Cazco
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTO
A la Escuela Politécnica Nacional por laEducación Superior excelente brindadahacia mi persona, en especial a laCarrera de Ingeniería Eléctrica
Al Ingeniero Eduardo Cazco por laacertada dirección brindada
Al Señor Armin Schlegl representante dela Fundación Hanns Seidel en elEcuador y Presidente del Instituto parael Desarrollo Social y de lasInvestigaciones Científicas, quienpermanentemente estuvo apoyándomeespíritualmente y económicamente parallevar a cabo la culminación de estetrabajo de investigación.
Al Señor Leopoldo Muñoz, su SraEsposa Maruja Rodríguez de Muñoz,Diego Muñoz, Valeria Muñoz y todas laspersonas que de una u otra maneraestuvieron siempre a mi lado guiándomesiempre por el camino de la verdad,sinceridad y humildad.
DEDICATORIA
A mis padres Daniel, Teresa y mishermanos Rodrigo, Mario, Tony enespecial a Israel
CAPITULO I
1. INTRODUCCIÓN Pgs
1.1 Antecedentes 1
1.2 Objetivo 2
1.3 Alcance 3
CAPITULO II
2. LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN LA OPERACIÓN DE UN
SISTEMA DE POTENCIA
2.1 Estados de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) 5
2.1.1 Estado estable 5
2.1.2 Estado transitorio 6
2.1.3 Estado dinámico 7
2.2 Estados operativos de un sistema 7
2.3 Condiciones de operatividad de un SEP 9
2.4 Conceptos sobre la operación de un SEP 10
2.5 Mecanismo Potencia-frecuencia (P-f) 12
2.6 Control P-f en un SEP 13
2.6.1 Regulación natural o primaria 14
2.6.1.1 Repartición de carga entre varios generadores 16
2.6.1.2 Efectos de la carga en la regulación 17
2.6.2 Regulación suplementaria o secundaria 20
2.6.3 Control P-f en estado estable de áreas múltiples 22
2.7 Regulación de frecuencia 26
2.7.1 Mecanismos de regulación 26
2.7.1.1 Regulador de velocidad de la turbina 26
2.7.2 Análisis de la regulación en un sistema interconectado 28
2.7.2.1 Objetivos de la regulación P-f 31
2.7.2.2, Comportamiento de la regulación P-f 32
2.7.2.2.1 Principios de funcionamiento 32
CAPITULO III
3. LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO (SNI) ECUATORIANO
3.1 Normativa respecto a la regulación de frecuencia vigente en el Ecuador
38
3.2 El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) como organismo
encargado de la determinación de la reserva de potencia para
regulación de frecuencia 39
3.3 Criterios utilizados por el CENACE en la determinación de la reserva de
potencia para la regulación de frecuencia 40
3.3.1 Regulación primaria de frecuencia (RPF) 42
3.3.1.1 Consideraciones generales 42
3.3.1.2 Sobrecostos de producción 43
3.3.1.2.1 Sobrecostos de producción con costos operativos 46
3.3.1.2.2 Sobrecostos de producción con costos marginales 50
3.3.1.3 Costo de la Energía no Servida (EnS) por variación de la demanda 52
3.3.1.4 Costo de la energía no servida por pérdida de oferta 53
3.3.1.5 Requisitos para participaren la RPF del SIN 55
3.3.2 Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) 55
3.3.2.1 Requisitos para participar en la RSF del SIN 57
CAPITULO IV
4. ANÁLISIS DE NUEVOS CRITERIOS Y MÉTODOS PARA LA
DETERMINACIÓN DE RESERVA DE POTENCIA PARA REGULACIÓN
PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA
4.1 Regulación de frecuencia en la Unión para la coordinación y Transporte
de Energía Eléctrica (UCTE) 60
4.1.1 Reserva de control primario 61
4.1.1.1 Despliegue del tiempo para la reserva del control primario 62
4.1.1.2 Control primario de frecuencia 63
4.1.1.3 Calidad de control primario 63
4.1.1.3.1 Métodos para medir el desempeño del control 64
4.1.2 Reserva para el control secundario recomendada 66
4.1.2.1 Control secundario (control P-f) 67
4.1.2.2 Parámetros de control 69
4.1.2.3 Control secundario durante cambios en ia potencia 70
4.1.2.4 Parámetros, los cuales pueden ser fijados en un sistema contralor 70
4.1.2.5 Valores establecidos 73
4.1.2.6 Calidad del control secundario durante la operación normal 74
4.1.2.6.1 Método de la trompeta 75
4.2 Regulación de frecuencia potencia del Sistema Eléctrico Español 78
4.2.1 Reserva de regulación primaria 80
4.2.2 Reserva de regulación secundaria 81
4.2.2.1 Presentación de las ofertas 81
4.2.2.2 Asignación de la reserva de regulación 82
4.2.2.3 Valoración del servicio de regulación secundaria 83
4.2.2.4 Mecanismos excepcionales de asignación 83
4.2.3 Reserva de regulación terciaria (RRT) 84
4.3 Regulación de frecuencia en el Mercado Eléctrico Californiano
84
4.3.1 Calidad de frecuencia 84
4.3.2 Criterios utilizados en la calidad de frecuencia 85
4.3.3 Factores de influencia sobre la calidad de frecuencia 86
4.3.3.1 Comportamiento dinámico del sistema 86
4.3.3.2 Comportamiento de la red de transmisión 87
4.3.3.3 Despacho de los bloques que regulan 88
4.3.3.4 Costos asociados con la regulación de frecuencia 91
4.3.3.4.1 Costos de mantenimiento de reserva 93
4.3.3.4.2 Costo de energía no suministrada 93
4.3.4 Cálculo de la reserva en giro en el Mercado Californiano 94
4.4 Regulación de frecuencia en el Mercado Eléctrico Argentino 99
4.4.1 Requisitos para la habilitación de maquinas para participar en
la Regulación de frecuencia. 99
4.4.2 Regulación primaria de frecuencia 100
4.4.2.1 Cálculo del porcentaje óptimo (RP%) 100
4.4.2.2 Requerimiento de energía regulante para RPF 101
4.4.2.3 Precio de la Regulación Secundaria de Frecuencia 102
4.4.2.4 Factor de eficiencia horaria 104
4.4.3 Regulación secundaria de frecuencia (RSF) 105
4.4.3.1 Requerimiento de energía regulante para RSF 106
4.4.3.2 Precio de la Precio de la Regulación Secundaria de Frecuencia 106
4.4.3.3 Determinación del factor de eficiencia horaria de la Regulación
Secundaria de Frecuencia 106
4.5 Módulo de Control Automático de Generación (AGC) de QUICS IV 107
4.5.1 El Error de Área de Control (ACE) 107
4.5.2 Despacho económico 109
4.5.3 Monitoreo de reservas 109
4.5.4 Programa de intercambio 109
4.5.5 Propiedad compartida de unidades 110
4.5.6 Otras características del programa incluyen las siguientes: 111
4.5.6.1 Editores 111
CAPITULO V
5. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS Y APLICACIÓN EN EL SISTEMA
ELÉCTRICO ECUATORIANO
5.1 Consideraciones generales 114
5.2 Determinación de la reserva para RPF 114
5.2.1 Ecuaciones utilizadas en la determinación de la reserva de potencia
para la RPF 115
5.2.2 Resultados Obtenidos 118
5.3 Determinación de la reserva para Regulación Secundaria de
Frecuencia 120
5.3.1 Ecuaciones utilizadas en la determinación de la reserva de potencia
para la RSF 121
5.3.2 Resultados obtenidos 122
CAPITULO VI
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
BIBLIOGRAFÍA
124
128
129
ANEXOS
Anexo 1:
Anexo 2:
Anexo 3:
Anexo 4:
Método de cálculo utilizado por el CENACE para la determinación de
la reserva de potencia para Regulación Primaria y Secundaria de
Frecuencia
Definiciones requeridas por la UCTE
Algoritmo de asignación del servicio complementario de regulación
secundaria
Determinación de la reserva para Regulación Primaria y Secundaria
de Frecuencia utilizando el método de la UCTE
RESUMEN
La actual reglamentación vigente en el Ecuador manifiesta la necesidad de
mantener reservas de potencia que permitan enfrentar desbalances entre
producción y consumo eléctrico con la finalidad de resguardar la operación segura
del Sistema Nacional Interconectado.
Actualmente en el Ecuador la institución encargada de realizar el estudio para
determinar de la reserva de potencia para regulación de frecuencia es el Centro
Nacional de Control de Energía quien considera aspectos técnicos y económicos
en esta determinación.
Sin embargo es de gran importancia realizar estudios de otros criterios que
fortalezcan los ya existentes. En el presente trabajo de investigación se da a
conocer otros criterios que actualmente se están utilizando en otros sistemas
eléctricos de potencia para la determinación de reserva de potencia para
regulación primaria y secundaria de frecuencia, criterios referentes a la
distribución de la reserva, así como también métodos del control de la calidad de
la regulación de frecuencia. Para dar cumplimiento a lo dicho anteriormente se
han analizado criterios de algunas entidades, dentro de las cuales se mencionan
a las más importantes: estudios realizados por La Unión para la Coordinación y
Transporte de Energía Eléctrica, Mercado Eléctrico Español, Mercado
Californiano, Mercado Argentino, para seguidamente dar a conocer en forma
rápida un sistema de Control Automático de Generación.
Finalmente se recomienda un modelo de cálculo que permita determinar la
reserva de potencia para regulación de frecuencia para posteriormente proceder a
presentar las ventajas y desventajas del nuevo método encontrado y su
aplicabilidad al sistema eléctrico ecuatoriano
CAPITULO I
1. INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
El Sistema Eléctrico Ecuatoriano (SEE) al igual que cualquier otro sistema
eléctrico de potencia se encuentra conformado por generadores productores de
potencia activa y reactiva, elementos de transmisión eléctrica, carga eléctrica y
otros elementos constitutivos del sistema, todos ellos interactuando entre si
conforman el Sistema Nacional Interconectado (SNI).
Al mes de diciembre de 1999, la capacidad total de las centrales de generación
instaladas en el Ecuador alcanza el valor de 3365 MW, como se indica en el
cuadro 1.1
Cuadro No 1
Sistema NacionalInterconectado
No IncorporadosAutogeneradores
Total PotenciaInstalada
POTENCIA NOMINAL
Hidro
1704
223
1729
Termo
1603
38531
2172
Total
3308
40554
3902
MWNOM/TOTAL
(%)
84,8
114,2
100
CAPACIDADEFECTIVA (MW)
Hidro
1690
221
1713
.Termo
1255
26371
1652
Total
2945
28392
3365
MWEFECT/TOTAL
(%)
87,5
0.811,7
100
La carga del SNI es variable en el tiempo, en cada instante ingresa o sale un
determinado porcentaje de la misma, ocasionando un desequilibrio eléctrico entre
generación y consumo; este desequilibrio da lugar a que la frecuencia del sistema
esté ascendiendo o descendiendo alrededor del valor de frecuencia nominal que
para el caso de nuestro país es de 60 ciclos por segundo (Hz).
'Consejo Nacional de Electricidad;"Plan de Electrificación del Ecuador 2000-2009";2000;Quito; pg 27
Para asegurar un correcto funcionamiento del SNI existen políticas claras que
permiten un control adecuado del mismo. Estas políticas están contempladas en
la normatividad vigente para el Sector Eléctrico, en la que se manifiesta la
necesidad de mantener un margen de reserva de potencia para cubrir la
demanda, y enfrentar desbalances entre producción y carga, y con ello mantener
la frecuencia del sistema en rangos alrededor del valor nominal.
En el Ecuador se han establecido dos tipos de reservas de potencia para
regulación de frecuencia: reserva para Regulación Primaria de Frecuencia
(RRPF) y reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia (RRSF). Estas
reservas de potencia son determinadas por el Centro Nacional de Control de
Energía (CENACE) con base a criterios técnico-económicos. Hasta la fecha el
valor de RPF en las distintas bandas horarias: máxima, media y mínima es 3%
sobre la potencia efectiva; mientras que para RSF son: 2.2%,1.9%,1.9% para las
bandas horarias base, media y máxima respectivamente. En algunos sistemas de
potencia se considera, además, una Reserva Terciaria de frecuencia.
El creciente incremento de la demanda, el costo que representa abastecerla en
forma permanente, los grandes desbalances observados, volverán aún más
complejo al SNI; por ello es necesario que se explore nuevos criterios que han
sido utilizados por otros países en la determinación de reserva de potencia para
regulación de frecuencia.
1.2 OBJETIVO
a. Analizar los criterios existentes en el Ecuador para evaluar su aplicabilidad
b. Identificar nuevos criterios para facilitar la aplicación de nuevas técnicas
para el cálculo de la reserva de potencia para la regulación de frecuencia.
c. Establecer comparaciones entre los nuevos criterios con los que se utilizan
dentro del país.
- 2 -
d. Recomendar fuentes de información al Consejo Nacional de Electricidad
(CONELEC), con la finalidad de que pueda realizar estudios técnicos más
profundos con relación a la reserva de potencia y su relación con la
frecuencia.
1.3 ALCANCE
En este trabajo de investigación científica se da a conocer un nuevo método de
cálculo utilizado en la determinación de la reserva de potencia para regulación
primaria y secundaria de frecuencia, para una posible aplicación en el Mercado
Eléctrico Ecuatoriano (MEE).
Para llevar a cabo lo mencionado anteriormente, se ha realizado una introducción
teórica con respecto a esta temática en cuanto a: estados de operación de un
sistema de potencia, condiciones de operación entre generación y elementos
consumidores de potencia activa, conceptos de regulación primaria y secundaria
de frecuencia, mecanismos de control, así como también la reserva de potencia
que juega un papel muy importante en la operación de un sistema de potencia.
Se analiza la información existente en el Ecuador, los estudios realizados por el
CENACE referentes a la regulación de frecuencia, reserva rodante, en especial
los criterios que se utilizan en la determinación del porcentaje óptimo de reserva
de potencia.
Seguidamente se hace una recopilación de la información con respecto a la
regulación de frecuencia, estudios de las principales entidades de América del
Norte, América del Sur, Europa dedicadas a la administración y control de un
sistema de potencia.
Del análisis de los criterios encontrados con respecto a la regulación primaria y
secundaria de frecuencia, se procede a recomendar aquellos que más se adapten
al Sistema Eléctrico Ecuatoriano.
- 3 -
Finalmente se realiza una aplicación práctica en el MEE con el nuevo método de
cálculo recomendado.
- 4 -
CAPITULO II
2. LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN LA
OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE POTENCIA
Un Sistema Eléctrico de Potencia está constituido de generadores sincrónicos que
trabajan en paralelo, interconectados mediante líneas de transmisión que
suministran energía a cargas distribuidas. Todos estos elementos deben funcionar
correctamente para garantizar que el sistema de potencia trabaje en condiciones
normales, es decir, que exista continuidad y confiabilidad en la energía eléctrica2
2.1 ESTADOS DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA
(SEP)
En un SEP se distinguen tres estados de funcionamiento, siendo estos los
siguientes:
2.1.1 ESTADO ESTABLE
El estado estable en un sistema eléctrico de potencia, constituye una condición
muy importante que el debe cumplir para que exista seguridad y continuidad del
producto electricidad.
La Estabilidad es la condición entre máquinas sincrónicas en las que las
posiciones angulares de sus rotores relativos entre sí, permanecen constantes
cuando no hay perturbaciones o se hacen constantes después de cierto tiempo de
haber ocurrido la perturbación 3
2 Cfr. FIZGERALD; 1992;2833 Cfr. GARRIDO; 1995; 88
- 5 -
Los términos estabilidad y límite de estabilidad se aplican tanto al régimen
permanente como al régimen transitorio. El límite de estabilidad de régimen
permanente se refiere al máximo flujo posible de energía que puede pasar por un
punto determinado, sin que haya pérdida de estabilidad cuando aumenta la
energía muy gradualmente; mientras que el límite de estabilidad en régimen
transitorio se refiere al máximo flujo posible por un punto determinado, sin pérdida
de estabilidad al presentarse una perturbación brusca.
2.1.2 ESTADO TRANSITORIO
Dependiendo de la naturaleza y de la duración de la perturbación, los transitorios
mecánicos del rotor en un generador pueden terminar en un segundo o pueden
continuar y tornarse más graves en los próximos segundos o aún minutos,
terminando en un colapso total o en la recuperación del sistema4
En el intervalo transitorio se distinguen tres intervalos de tiempo:
1. Intervalo Inicial, que se extiende aproximadamente por el primer
segundo después de la ocurrencia de la falla. Este intervalo incluye el
comienzo y posible despeje de la perturbación. La dinámica del rotor en
este intervalo es completamente descontrolada, ya que el
comportamiento de los generadores está fuera de la influencia de los
controles P-f (potencia activa-frecuencia) y de los controles Q-V
(potencia reactiva-voltaje). El único control que se tiene asociado son
operaciones de desconexión, éstas generalmente involucran la
desconexión de la línea donde está la falla, apertura de generadores
con falla etc.
2. Intervalo intermedio, que dura aproximadamente cinco segundos,
cuando se hacen sentir los efectos de los controladores P-f y Q-V.
4 Cfr. GARRIDO; OP. Cit. pg. 92
- 6 -
3. El intervalo final, que dura probablemente varios minutos, donde se
sienten los efectos de largo plazo, incluyendo las constantes de tiempo
térmicas de sistemas de vapor, la salida del paralelo de los equipos de
generación, desconexión de cargas, etc.
Lo que ocurre durante los dos primeros intervalos es muy importante ya que ello
determina si el sistema sobrevive o no al impacto inicial, es decir, si el sistema
preserva su integridad operativa.
SÍ el sistema sobrevive, el peligro no termina, puesto que el sistema puede estar
perdiendo frecuencia con una tasa lenta o rápida, ante lo cual se debe recurrir a
algún medio que permita recuperar la frecuencia.
2.1.3 ESTADO DINÁMICO
Cuando ocurren variaciones grandes en el equilibrio como el producto de una
perturbación mayor, las desviaciones de frecuencia así como su desaceleración o
aceleración son grandes, en estas circunstancias el sistema se encuentra en
estado dinámico, y si bien los reguladores actúan en muchas circunstancias su
acción no es suficiente y para mantener o encontrar un nuevo estado estable, el
sistema requiere de otros medios de control muy rápidos que constituyen los relés
de protección
2.2 ESTADOS OPERATIVOS DE UN SISTEMA
Se puede distinguir cuatro posibles estados de funcionamiento del sistema
eléctrico:
- 7 -
.' NORMAL\A ALERTA
EMERGENCIA
Fíg. / Estados operativos de un Sistema Eléctrico de Potencia
a) Estado Normal:
Situación en la que todas las variables de control que caracterizan el estado del
sistema se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal
b) Estado de Alerta:
Situación correspondiente, al caso en que, aún siendo adecuados los valores de
las variables del sistema, no se cumplen los criterios de seguridad frente a
contingencias.
c) Estado de Emergencia
Situación en la que una o más variables del sistema presentan valores fuera de
los márgenes de funcionamiento normal
Se incluye en este estado aquellos casos en los que se registra alguna
interrupción del suministro eléctrico de carácter local.
d) Estado de Reposición:
Situación caracterizada por la pérdida de suministro en una zona eléctrica o en la
totalidad del sistema eléctrico, y en la que el principal objetivo es la reposición
ordenada, segura y rápida del servicio.
En la operación normal de un SEP, la prioridad principal cuando se presenta una
contingencia, es llevar al sistema desde el estado de alerta al estado normal.
2.3 CONDICIONES DE OPERATIVIDAD DE UN SEP
Un SEP que opera perfectamente, debe entregar a la carga, el producto
electricidad bajo condiciones de calidad, seguridad y economía.
a) CALIDAD
La condición de tensión y frecuencia del servicio eléctrico debe estar dentro de
los niveles establecidos por las normas legales y los reglamentos establecidos.
b) SEGURIDAD
Estado de operación que presenta un SEP tal es así que al ocurrir una falla o
contingencia, permanecerá operando sin exceder la capacidad de los equipos, ni
violar los rangos permisibles del voltaje y frecuencia, ni afectar el servicio a los
usuarios.
c) ECONOMÍA
El sistema de potencia debe operar en condiciones de seguridad y al mínimo
costo especialmente cuando algún desbalance de potencia es observado en el
sistema.
- 9 -
2.4 CONCEPTOS SOBRE LA OPERACIÓN (SEP)
En la operación del SEP debe existir un balance entre la generación y el consumo
total que involucra la carga más las pérdidas de potencia que se producen en los
elementos constitutivos del sistema. Un cambio en la frecuencia es un indicativo
de que el balance no está siendo satisfecho.
Matemáticamente, lo dicho anteriormente se puede resumir en la siguiente
ecuación de balance:
(ec1)1=1
En donde:
PG¡ - Potencia activa producida por el generador i
PC = Potencia activa absorbida por la carga
PL ~ Potencia de pérdidas
En la operación del SEP se pueden presentar los siguientes casos:
a) La potencia generada no cubre la carga más las pérdidas
t(s)
..__/ recta tangente
Fig 2 La disminución de la velocidad del generador provoca una disminución en la frecuencia alrededor de
su valor nominal
Matemáticamente:
<0 (ec.2)
- 10-
tanf?= = pendiente de la tangente (ec.3)
df lim A/ / ^-- = - (ec.4)¿/ A/ -» O A/
En este caso las máquinas (generadores) disminuirán su velocidad y la
frecuencia del sistema decaerá desde fo, frecuencia nominal, hasta f1 .
b) La potencia generada excede la carga más las pérdidas
f(Hz)
n
Fig. 3 El incremento de la velocidad del generador provoca un incremento en la frecuencia
alrededor de su valor nominal
Matemáticamente:
i ^ D i D k J >0 (ec. 5)
En este caso la velocidad de las máquinas (generadores) aumentará con el
consiguiente incremento de frecuencia del sistema.
- 1 1 -
c) La potencia generada es igual a la carga más las pérdidas
f(Hz)
£2 '
ib;
fl.
Fig 4 Existencia de equilibrio eléctrico en el SEP
Matemáticamente:
Pci =P, + PC => f = O (ec. 6)
La frecuencia es estable, 60 (Hz).
En este caso existe igualdad (equilibrio eléctrico) entre generación y la carga más
las pérdidas, lo que significa que el sistema trabaja en condiciones normales de
operación.
2.5 MECANISMO POTENCIA - FRECUENCIA (P-t)
La frecuencia está íntimamente relacionada con el balance de potencia activa en
ia red eléctrica. Bajo condiciones normales de funcionamiento, los generadores
del sistema giran en sincronismo; y, juntos generan la potencia que a cada
instante está siendo consumida por todas las cargas más las pérdidas activas de
transmisión. Es imposible conseguir un perfecto equilibrio instantáneo entre
generación y demanda. Habrá siempre un pequeño exceso o deficiencia en la
generación que provocará fluctuaciones de frecuencia.
- 12-
2.6 CONTROL (P-f) EN UN SEP
Se denomina control P-f debido a que un cambio Af> produce una desviación de
frecuencia que debe ser corregida a través de un control en el sistema motriz del
generador, una mayor o menor entrada de combustible, vapor, agua, etc,
dependiendo del tipo de turbina. El control P-f se lo efectúa a través del llamado
regulador de velocidad, el cual mediante un sensor de la frecuencia, transforma
en un aumento o disminución del torque mecánico de la turbina, resultado de lo
cual se produce un cambio APC|. en la generación de la potencia activa.
En la operación del sistema eléctrico en condiciones transitorias, aparece una
frecuencia diferente en cada punto del sistema, a pesar de que el sistema opera
con sus partes constitutivas en sincronismo.
Esto ocurre debido a las oscilaciones que aparecen en el sistema, resultantes de
las variaciones de carga (estas oscilaciones están comprendidas dentro del rango
0.2-2 ciclos por segundo).
Por lo tanto, la frecuencia no es una magnitud constante, sino que varía
continuamente; estas variaciones son normalmente pequeñas y no son percibidas
por la mayor parte de los consumidores.
Cuando se incrementa la demanda del sistema; durante un cierto tiempo, esa
demanda es superior a la generación del sistema, y la frecuencia del sistema
empieza a decaer. Durante el efecto y de acuerdo con las características de los
reguladores, varios generadores del sistema se verán forzados por sus
reguladores para que se incremente su generación hasta un punto tal que se
mantenga un equilibrio generación - carga y la frecuencia no decaiga más. La
distribución del incremento de demanda entre los generadores, depende de las
características de regulación de los diversos generadores y se denomina
REGULACIÓN NATURAL O PRIMARIA.
-13-
Después de esta distribución de carga es necesario efectuar una distribución más
coherente entre máquinas preseleccionadas, de tal manera de mantener el control
de la generación del sistema y no permitir que se sobrecarguen máquinas, etc. En
tiempos más largos, la distribución más adecuada se la efectúa mediante el
despacho económico. Esta distribución requiere un control adicional en los
reguladores manual o automáticamente y se lo denomina CONTROL
SUPLEMENTARIO O SECUNDARIO, mediante el cual se efectúa esta repartición
más coherente del cambio de demanda entre los generadores y al mismo tiempo
se controla la frecuencia a un valor pre-establecido. Todo esto en condiciones
normales de operación del sistema.
2.6.1 REGULACIÓN NATURAL O PRIMARIA
En este caso los reguladores de velocidad responden de tal manera que el
generador aumenta o disminuye su potencia de generación en función de las
variaciones de velocidad según aumente o disminuya la carga del generador.
Para permitir la operación en paralelo de los generadores en un SEP, (operación
estable y no oscilatorio); los reguladores de velocidad responden a los cambios de
carga en el sistema en base a una característica P-f de generación.
La característica anterior de regulación, teóricamente es una línea recta. Si un
generador tiene conectado Po y opera a una frecuencia de 60 Hz y se incrementa
una carga AP, el generador absorbe AP por acción del regulador de velocidad,
pero se estabiliza a una frecuencia inferior fl. La regulación se define como: (A/ y
APen p.u. en bases de la máquina)5
(ec. 7)AP
Cfr. ARGUELLO; 1988; 2
- 14-
1.0 p.u •edvcctan de frecuencia
R = Df/D P '. A P i
O 0.2 0.4 0.6 t'o O.S PI 'l-O P G f p . u /
Fig 5 Característica P-fde un generador en la RPF
Un valor importante de regulación, denominado también estatismo permanente,
se define como la variación de frecuencia en p.u. (valor en por unidad), causada
cuando la máquina va de cero a plena carga
= \. => Rs = = AFp.u. (ec. 8)
Si la característica de la ecuación fuera lineal, entonces la relación (7) sería igual
a la (8), pero en la práctica no es una recta sino que tiene desviaciones alrededor
de la misma, debido a'la irregularidades que se presentan en la operación de
válvulas de entrada de combustible o agua.
Es conveniente o más común en vez de R, utilizar el inverso:
1 _ AP* ~ A /
(ec. 9)
Periodo-transitorio- .
rEstable estable
ap
AP/Af
Fig. 6 Respuestas típicas de un regulador de velocidad y su acción en la potencia de generación, cuando se
ha incrementado una carga AP
- 15-
Este valor también es conocido como energía regulante, la cual puede estar en
p.u. en MW/ciclo y también en MW/0.1 ciclo. El significado de la energía regulante
es la contribución en potencia que da la máquina cuando la frecuencia decrece
0.1 ciclos (cuando 1/R está dada en MW/0.1 ciclo).
2.6.1.1 Repartición de carga entre varios generadores
fo- - - - - - --"'~--r--__. r --- , . A/
P2o
Fig. 7 Características P-fde 2 generadores en la repartición de carga entre varios generadores
Cuando dos o más unidades están operando en paralelo la repartición de carga
entre las unidades de generación, está determinada por dos hechos: las unidades
deben operar a la misma frecuencia y de acuerdo a sus características de
operación.
De la figura anterior se puede concluir lo siguiente:
- Las unidades que tienen menos pendiente en su característica (menor R)
toman más carga.
- La frecuencia final es inferior a la inicial. Si hubiera estado operando una sola
máquina la frecuencia final sería aún más baja para el incremento de carga
-16-
- La división de la carga AP entre las dos unidades se basa estrictamente en
su característica de regulación.
Si se conoce que:
1 A/> 1 A/>R, A/ *z A/
Se puede encontrar una característica equivalente de las dos máquinas, ya que:
^ A/ A/ /?, ^2
Generalizando para n máquinas que operan en paralelo la regulación equivalente
está dada por:
(ec. 10)
2.6.1.2 Efectos de la carga en la regulación
En general una carga o impedancia está compuesta por una componente real y
una componente imaginaria
Z = R+jX (ec. 11)
En donde se pueden distinguir los siguientes casos
a. carga resistiva
- 17 -
b. Carga capacitiva
Z=X =XC =jl/wC
c. Carga inductiva
(ec. 12)
(ec. 13)
En donde:
Z Impedancia
R componente resistiva
X componente imaginaria
w = 2nf = frecuencia natural
f frecuencia eléctrica (para nuestro caso 60 Hz)
TI =3.141592654
C = capacitancia
L inductancia
Para el caso que nos compete nos referiremos a la carga inductiva, y observamos
que la carga varía con la frecuencia en relación directa. Este efecto favorece a la
regulación de generación ya que si se aumenta una carga AP al generador la
frecuencia disminuye, al disminuir la frecuencia la carga total disminuye.
f(p.u)
característica de la carga
fo característica combinada
característica de regulaciónde generación
Po PlFig. 8 Efecto de la carga en la regulación
- 18-
a) Amortiguamiento
Se conoce como amortiguamiento, la relación entre la disminución de la carga
APL y la disminución de frecuencia AfL que causa la disminución APL.
*>=** (ec. 14)
Entonces, si se aplica una carga AP a un generador, el cambio final de frecuencia
por la acción de la regulación del generador estaría dado por:
A/ = AP./?
Pero, debido al efecto de la carga, el cambio efectivo de frecuencia será A/ '(Af'<
Af), y el verdadero incremento de carga es AP' en vez de AP (AP'< AP) y la
variación de frecuencia sea Af, siendo Af la variación que se obtendría si la carga
no fuera sensible a la frecuencia, ya que la carga habría disminuido un valor dado
por:
AP¿ = DAf '
AP'= AP - AP, = AP - DAf
A/'= AP' Jt = (AP - DAf)R
A/'=AP.
A/'= - - - .AP (ec.15)+ D
R
A/'= APJ?'=> R'= l (ec. 16)+ D
R
- 19-
En forma general para n generadores con características de regulación
R1.R2, Rn, y si se produce un incremento de carga &P(MW) de
amortiguamiento D, la desviación de frecuencia estará dado por:
(Hz) (ec.17)+ D
Re?
(ec.19)'
ec. 20)
El valor de carga que toma cada generador es:
(MW) (ec. 21)
AP = J] A/>G, + DAf(MW) (ec.22)
2.6.2 REGULACIÓN SUPLEMENTARIA O SECUNDARIA
Producida la variación de carga AP, los generadores toman esta carga por
regulación primaria de frecuencia, pero la frecuencia se estabiliza en un valor
diferente a la nominal. Con la regulación secundaria de frecuencia se logra
devolver al sistema el valor de frecuencia nominal.
Para una mejor comprensión de este proceso examinemos el siguiente ejemplo:
Consideremos una sola máquina que esté alimentando al sistema de potencia,
entregando una potencia Po a una frecuencia fo; ocurre un incremento de carga
y este generador toma una carga AP, por acción de la regulación natural o
- 2 0 -
primaria, el regulador abrirá las válvulas de entrada para incrementar la energía
mecánica a la turbina y por lo tanto, la potencia eléctrica del generador hasta un
valor P1, estabilizándose la frecuencia en un valor inferior f1. Es decir, por acción
primaria, la máquina va del punto 1 al punto 2, si no se toma acciones de control
adiciona!, el punto estable de operación será el punto (2),
Para retornar la frecuencia al valor original fo, se requiere de la acción del control
suplementario, la cual puede efectuarse manualmente o automáticamente. El
efecto que se consigue con el control secundario es desplazar la característica de
regulación en forma páratela, estabilizándose el proceso en el punto (3), con lo
cual el generador opera a frecuencia nominal fo y ha tomado el incremento de
carga AP.
punió final
control primario de frecuencia pasos del control secundario
Po P,
Fig 9 Regulación Secundaria de frecuencia
Consideremos ahora el caso de dos unidades de generación que se encuentran
alimentando a un SEP. Las condiciones iniciales de las máquinas están dadas por
los puntos (1).
Supongamos un incremento de carga AP, por razones operativas o económicas
es deseable que la unidad 1 tome todo el incremento de carga AP y la máquina 2
está en su límite máximo. En virtud de la regulación primaria de frecuencia la
unidad 1 toma una AP1 y la unidad 2 toma una carga AP2 y la frecuencia se
estabiliza en f1.
- 2 1 -
UNIDAD 1 UNIDAD 2
Jo
reí i PC, 12PC I!
AP=AP¡+AP2
PG13PGI
&P2
PG11 PG22PC 13
PG2
Fig ¡O Características P-fde 2 reguladores en ¡a RPF Y RSF de dos unidades generadoras
La baja frecuencia en un sistema no es condición deseada para la operación del
mismo, es necesario realizar la acción secundaria para redistribuir la carga entre
los dos generadores y recuperar la frecuencia a fo. Si se ejerce acción secundaria
únicamente en la unidad 1, ésta desplazará en forma paralela su característica en
virtud de la operación a igual frecuencia, la maquina 2 irá reduciendo su carga
regresando por su característica original debido a su respuesta primaria ya que
para esta máquina existe una disminución de carga por cada paso de regulación
secundaria de la máquina 1, hasta que el punto final de operación a frecuencia fo
es el punto (3). La maquina 1 toma todo el incremento de carga AP en tanto que
la 2 regresa a su punto inicial de operación.
2.6.3 CONTROL P-f EN ESTADO ESTABLE DE ÁREAS MÚLTIPLES
Es de beneficio que dos sistemas de potencia trabajen interconectados, ya sea
por la operación más económica, reducción de costos de capital, aumento en el
nivel de seguridad de operación, etc. Sin embargo, la frecuencia no es el único
índice de control para el balance de potencia activa, si no que por razones
contractuales y de seguridad del sistema es necesario controlar el flujo de
potencia que circula por la líneas de interconexión.
- 2 2 -
La manera de conocer cual es la variación propia de cada área es mediante el
conocimiento de la variación del flujo de potencia por las lineas de interconexión,
por efecto de la variación de la carga en una o más áreas.
Para una mejor compresión del problema consideremos el siguiente ejemplo:
PGA . PAB
A\ ' / " • • £ • • • ' . , ; P G B
(RA) \¡\/ *PAB />. RB
PA D¥A PB W
Fig 11 Control P-fen áreas múltiples
En donde:
PGA, PGB: Es la generación equivalente de las áreas A y B
PA, PB: Corresponde a las cargas equivalentes de las áreas A y B
DA, DB: Amortiguamiento equivalente de la carga de las áreas A y B
RA, RB: Regulación equivalente del sistema de generación de las áreas A y B
POAB: Potencia por la línea de interconexión (valor programado)
Si se produce incrementos de carga APA, APe en el área A y B respectivamente,
la nueva frecuencia de estado estable por efecto de la regulación primaria se
reducirá en un valor Af dado por:
Re?
(ec.23)Deq -— + + D,+DR
Mientras que la carga tomada por los generadores del área A y los generadores
del área B es:
- 2 3 -
A/ A/>, + AR. 24)
El cambio de flujo que se produce en la línea de interconexión está dado por
&PAB = A/>GV) -(AP, -¿VA/) (ec. 25)
El cambio efectivo de carga en el área A es:
Remplazando 23 y 24 en 25 se tiene:
(ec. 26)
Para el caso particular en que las dos áreas sean idénticas en características de
regulación: RA = RB^RyDA=DB=D, entonces:
(ec.27)
i - - - (ec. 28)2R(- +/))
R
-A/3 +APD"2 —B- (ec. 29)
Mediante el control secundario, se requiere no sólo efectuar el control para que Af
sea cero, sino que también se debe actuar en la generación de cada área de tal
forma que APAB sea también cero, y volver al valor programado. Es decir, se debe
efectuar el control secundario de tal forma que los generadores tanto del área A
- 2 4 -
como del área B absorban sus propios cambios efectivos de carga, para el caso
del área A los generadores deben efectuar control para tomar una carga dada por:
&PA - DAAf = &PCA - APGfl = ECA(pu o MW) (ec.30)
Esta expresión es conocida como error de control de área
(ec.31)
PAB = *-sm(SA -6B} = smSAB (ec. 32)* AB * Añ
TÁa - coeficiente de sincronización de la línea de interconexiónAü
AB AB
— =Energía regulante o factor BA de polarización (BIAS)R.
(ec.33)
(SA -SB)0 =Diferencig angular para la potencia programada PÁBo
&PAB = TÁBASAB = TAB(MA - MB) (ec. 34)
Para varias líneas de interconexión se tiene:
ECA = - - ™ < A < y ' - A*-> (ec' 35)
- 2 5 -
ECA = BA.Áf-TAj(ÁÓA-Mj) (ec. 37)3
2.7 REGULACIÓN DE FRECUENCIA
Este tipo de servicio incluye la provisión de los mecanismos de control y
capacidad de generación para responder y corregir la frecuencia del sistema
como producto del desbalance entre las carga y la generación
2.7.1 MECANISMOS DE REGULACIÓN
Existen distintos mecanismos de regulación, unos manuales y otros automáticos.
2.7.1.1 Regulador de velocidad de la turbina
La necesidad de equilibrar la potencia entregada a la turbina, por el agua en
turbinas hidráulicas y por el vapor en las térmicas, con la demanda eléctrica
incluyendo las pérdidas, hace indispensable regular permanentemente la
admisión de la turbina. Todo cambio de carga afecta inicialmente a la energía
cinética (representada por el chorro de agua o vapor que mueven los alabes de la
turbina produciendo de esta manera energía cinética rotativa), provocando que la
velocidad de las máquinas y con ello la frecuencia en la red disminuyan en el caso
que la carga crezca y viceversa.
Para un correcto funcionamiento de las máquinas eléctricas, es necesario que
funcionen lo más cercano a la frecuencia nominal. De no ser así, podría ocurrir
que las central dejare de operar en márgenes aceptables, por la menor velocidad
de las bombas, ventiladores y otros elementos eléctricos, reduciéndose la
potencia que entrega lo que provocaría que fuese necesario desconectar
consumos con el fin de recuperar los niveles de frecuencia aceptables, inclusive
-26-
se puede dar el caso de que las máquinas trabajen en zonas prohibidas de
operación y por consiguiente la disminución de la vida útil.
En primer lugar se analizará el regulador de velocidad de la turbina que está
compuesta por los siguientes dispositivos:
• Un sistema detector de las variaciones de velocidad (tacómetro).
• Un servomecanismo capaz de transformar la señal del sistema de medida
en la acción de variar la admisión de la turbina.
• Órganos de regulación: válvulas, alabes, deflectores son los encargados de
realizar la regulación propiamente tal.
• Un dispositivo de amortiguación que reduzca las oscilaciones del conjunto.
A continuación se muestra un esquema de este sistema de regulación de Watt.
Muelle
Motoracelerador
Aceite apresiónconstante
Regulador (accionado porel eje de la turbina)
Fluido agenteDe la caldera de vaporo del depósito de agua superior
Sistema
Válvula de entradaprincipal
Fig. 12 Sistema de control empleando el regulador de Watt como dispositivo sensible y un servosístema
hidráulico para hacer funcionar la válvula de alimentación principal. Los mecanismos del motor acelerador
determinan el ajuste inicial de la posición del regulador.
- 2 7 -
Este tipo de regulador, consta de dos pesos que se mueven radialmente
alejándose del eje cuando su velocidad de rotación aumenta y así actúan
moviendo un manguito sobre un vastago central. El movimiento de este manguito
se transmite mediante un mecanismo de palanca, al pistón de una válvula piloto y
mediante dicho mecanismo se hace funcionar el servomotor. En este mecanismo
existe una zona muerta, es decir, la velocidad debe cambiar en una cierta
cantidad antes de que la válvula comience a funcionar, debido al rozamiento y al
punto muerto del retroceso mecánico. El tiempo empleado por la válvula principal
para moverse debido a los retrasos en los sistemas de la válvula piloto hidráulica
y del servo-motor es apreciable, de 0,2 a 0,3 segundos.
Una característica importante del sistema de regulación es el mecanismo
mediante el cual la posición del manguito del regulador y, por lo tanto, las
posiciones de la válvula principal pueden variarse y ajustarse independientemente
de su actuación debido a la variación de velocidad. Esto se realiza mediante el
variador de velocidad o motor acelerador como a veces se le denomina. El efecto
de este ajuste consiste en la producción de una familia de características
paralelas. De aquí que fa potencia de salida del generador a una velocidad
determinada puede ajustarse y esto tiene una extrema importancia cuando se ha
de funcionar con economía óptima.
Las turbinas cuentan con un control de emergencia que cierra la admisión en el
caso de pérdida total de la carga con e! fin de evitar el posible embalamiento, este
cierre ocurre a velocidades preestablecidas.
2.7.2 ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN EN UN SISTEMA INTERCONECTADO
Las máquinas forman parte de un sistema más grande y su comportamiento
estará condicionado por el resto del sistema, haciéndose más compleja la
regulación debido al mayor número de generadores y centrales que se deben
-28 -
considerar, al igual que las cargas han aumentado y siguen patrones menos
predecibles.
En sistemas interconectados, la manera más óptima para conseguir un correcto
funcionamiento se logra a través de la implementación de programas
computacionales que buscan un óptimo económico, incorporando el control
automático y factores como los flujos de potencia a través de las líneas.
La selección de las unidades generadoras que han de funcionar se decide
fundamentalmente por las exigencias de las reservas disponibles de energía, el
control de tensión, la estabilidad y la protección.
A continuación se muestra un diagrama típico de implementación de control
automático para la regulación de un sistema.
Centro de control
Céntrele* generador»»
Fig. 13 Diagrama esquemático de montajes de control automático, que tienen en cuenta la frecuencia, los
/lujos de potencia de las lineas de enlace y la carga económica de las instalaciones generadoras.
Un sistema de energía eléctrica debe suministrar la energía requerida en todo
momento por su mercado y mantener los intercambios acordados con otros
sistemas. El sistema debe generar, energía en cantidad suficiente, en las
-29-
centrales más convenientes, y transportarlas hasta los puntos de consumo. La
energía distribuida a los diferentes consumidores debe cumplir requisitos de
calidad como son frecuencia y tensión dentro de márgenes especificados y
continuidad de servicio. Todo ello en condiciones de mínimo costo.
Para lograr estos objetivos es necesario que el SEP disponga de un sistema
integral de planificación, gestión y control de la red que incluya elementos para las
siguientes funciones:
s Previsión y planificación que aseguren tanto la generación de energía como la
seguridad de su suministro a corto y medio plazo.
s Gestión económica de la red con objeto de minimizar los costos de
explotación.
s El mantenimiento de la calidad del suministro y la continuidad del mismo.
s Protección de los diferentes elementos de la red.
El sistema integral de control de un sistema de energía eléctrica es muy complejo
ya que trata fenómenos con tiempos de respuesta y grado de acoplamiento entre
ellos muy diversos.
Siendo, además, las acciones de este control una combinación de intervenciones
manuales y automatizadas, de sistemas centralizados y distribuidos con
diferentes cadenas de actuación.
Son sobre todo la rapidez con la que se desarrolla un determinado fenómeno
físico y la cadencia de intervención requerida las que determinan en gran medida
el grado automatización y de centralización de las decisiones. En este sentido, los
niveles más bajos del control están en la actualidad totalmente automatizados ya
que requieren una acción inmediata y continua para mantener el funcionamiento
del sistema, lo que únicamente puede lograrse con equipos locales de control
automático.
-30-
Por el contrario, los niveles de control más altos, correspondientes a fenómenos
más lentos, complejos y con variables a veces poco cuantificables, disponen de
un control centralizado mucho más lento y con una gran componente de
intervención manual.
Existen otros criterios, diferentes de los de tiempo de respuesta, para escoger una
determinada estructura jerarquizada de control como son por ejemplo:
S Coste de transmisión y ámbito de la utilización de !a información.
s Desacople de los diferentes controles mediante métodos de no interacción.
s Presencia de operadores humanos en determinados controles.
Por lo tanto, la regulación P-f es un control multi-nivel que comprende varios (1
por grupo generador) Sistemas locales de control automático rápidos,
imprescindibles para asegurar la continuidad de servicio, y un control centralizado
a un nivel más alto, más lento, que recibe información de diversos puntos de la
red, y tiene como finalidad el mantenimiento de la frecuencia y el cumplimiento de
los programas e intercambios previstos.
2.7.2.1 Objetivos de la regulación de P-f
Cada uno de los diferentes miembros activos involucrados en la regulación de la
generación y de los flujos de energía dispone de un regulador frecuencia -
potencia.
Los objetivos que debe conseguir cada regulador para que el sistema tenga un
sistema correcto se pueden resumir en los siguientes puntos(6> (7)
Cada zona debe contribuir al control de la frecuencia. El valor de la desviación de
la frecuencia respecto a su valor nominal deberá anularse en régimen permanente
después de una alteración en el consumo o en la generación, siempre y cuando la
zona en la que se produzca dicha alteración sea capaz de suministrar la potencia
(b N.Cohn;"Control of Generation and Power Flow on Interconnected systems";New York; Wiley 1966.(7 o. Elgerd; "Electric Energy Systems Theory: An Introduction"; McGraw-Hill; 1971.
-31 -
necesaria. Además, las desviaciones de la frecuencia sincrónica en el transitorio
deberán ser pequeñas.
1. Cada zona debe contribuir al control de la potencia intercambiada a través
de sus interconexiones con el resto del sistema. La desviación de la
potencia respecto al valor programado deberá anularse en régimen
permanente después de un cambio en el consumo, siempre y cuando la
zona en la que se ha producido el cambio sea capaz de soportarlo. Los
errores en el transitorio deberán ser, además, pequeños.
2. Cada zona debe hacerse cargo, siempre y cuando le sea posible, de las
fluctuaciones de su propio consumo.
3. Toda zona debe ayudar, más allá de los intercambios pactados, a otras
zonas en dificultades.
4. El regulador P-f ha de producir una acción lenta a fin de no imponer un
esfuerzo inaceptable a las centrales de generación y reducir su uso y
desgaste. Además la respuesta no debe presentar oscilaciones a fin de no
interaccionar con los reguladores primarios de las centrales ni con los
reguladores P-f de otras zonas.
5. Cada zona ha de compensar las desviaciones de la frecuencia y de los
intercambios de potencia respecto de los valores programados de forma
independiente: sin información ni coordinación por parte de las restantes
zonas.
2.7.2.2 COMPORTAMIENTO DE LA REGULACIÓN P-f
2.7.2.2.1 Principios de funcionamiento
El regulador P-f se encarga de adecuar en todo momento la potencia activa
generada al consumo, a pesar de las posibles fluctuaciones de este último,
mediante la regulacion.de la frecuencia y del balance del intercambio de potencia
activa á través de sus fronteras. La frecuencia es un indicador muy sensible del
balance generación-consumo de potencia activa ya que cualquier exceso (o
- 3 2 -
defecto) en la generación provoca un par acelerador (des-acelerador) que
modifica la frecuencia.
La potencia activa, PG, que suministra cada grupo generador se gobierna
mediante el par mecánico, TT, producido por su turbina. El par mecánico depende
de la abertura de las válvulas que regulan el paso de vapor (o agua) hacia la
turbina siendo dicha abertura controlada por el sistema de regulación.
RPF
J ZONA I
RPF
ZONA 3
/ ' - i r - -
i
''\RP\í
v- /x-\
\¿RP\ '-,
f C.V
RP
RP
ZONA 2
CENTRAL
I RP •. REGULADOR PRIMARIO
t n INTERCONEXIÓN
RF P REGULADOR F-P
TELECONTROL
TELEMEDIDA
Fig. 14 Principales ínter relaciones existentes en la regulación P-fde un sistema eléctrico formado por tres
zonas inlerconectadas
- 3 3 -
El Error de Control de Área (AGE) para cada área es definida como:
ACE(t) = APx(t) + B.Af(t) (ec. 38)
En donde:
APx(t): Desviación de intercambio del área de la red (MW)
B: Factor de conversión del error de frecuencia en error ficticio de
potencia (MW/HZ)
Af(t): Desviación de frecuencia del sistema (Hz)
Con ACE(t) = APx(t) +B.Af(t) se consigue igualar exactamente la generación
al consumo con la frecuencia en su valor nominal además de asegurar el
cumplimiento de los intercambios. La constante de tiempo de este regulador suele
estar entre los 20 segundos y los 2 minutos.
-34 -
Regulador /•-/'
AA7;
Heffulacíorprimario
Turbina -generador
A/VJ fr¿
Kp,
PI
12
'12
Reguladorprimaria
n
K
! ••.-,{/•:
Fig. 15 Modelo de la regulación P-fde un sistema formado por dos zonas con interconexión elástica
La consecución de pequeñas desviaciones transitorias en la frecuencia, los
intercambios, así como el cumplimiento de los objetivos 4 y 5, se obtiene
mediante el ajuste de los parámetros del regulador secundario:
Transitorios pequeños y esfuerzo de regulación reducido de las centrales exigen
un compromiso de calidad - costo en el suministro. Este compromiso permite fijar
la velocidad de respuesta del regulador secundario.
La ayuda automática a otras zonas en dificultades se obtiene mediante el ajuste,
en el regulador secundario, del "bias" B, o factor de conversión del error de
frecuencia en error ficticio de potencia (figura 15)
Consideremos un sistema inte reo nectado como el de la figura 15 compuesto por
dos zonas, cada una de ellas con su regulador P-f. Si en la zona 2 se produce un
- 3 5 -
incremento importante y brusco del consumo, la frecuencia del sistema disminuirá
y at propio tiempo, aumentará el valor de la potencia exportada de la zona 1 a la 2
El regulador secundario intentará corregir el saldo derivado de la combinación de
estos dos aspectos, a través de la ecuación ACE(t) = APx(t) +B.Af(t) Si e!
valor dado B es igual a la potencia que suministrarán los diferentes grupos de la
zona 1 debido a su regulación primaria para la misma desviación en frecuencia, el
regulador secundario permite que toda esta potencia sea exportada, ya que no se
modifica para el error de regulación. Si por el contrario el valor B fuese menor, el
regulador secundario de la zona 1, actuaría disminuyendo la potencia generada y
con ello la ayuda proporcionada a la zona 2.
En el sistema de la figura 15 aparece los elementos básicos que intervienen en la
regulación P-f aunque de forma muy esquemática ya que en cada zona se han
agrupado las centrales en una única central global y las diferentes líneas de
interconexión entre las dos zonas han sido sustituidas por una sola línea
equivalente. El modelo además no tiene linealidades y todos los elementos tienen
una representación muy simplificada, sin embargo, este modelo es ya complejo y
por lo tanto cualquier modelo más detallado será aún más de notable complejidad.
El modelo de la figura, precisamente por su sencillez, ha sido muy utilizado en el
análisis de regulación P-f y en la definición de nuevas estrategias de regulación
alternativas.
En la figura 16 se presenta el comportamiento del sistema frente a un incremento
de la carga de la zona 1 del 1 % de su potencia nominal
- 3 6 -
O í O J i !; ! .VA " A
- 0 . ' 0 / ' \ W p.u.i
Fig. ¡6 Desviaciones de la frecuencia y potencia de intercambio correspondiente a una variación en escalón
dei consumo de la zona I en O.Oi MWp.u.
Nótese la anulación de la desviación de frecuencia y de la potencia de
intercambio en el régimen estacionario, así como las oscilaciones en el transitorio
de la respuesta, originadas por el modelo elástico de la interconexión.
-37-
CAPITULO III
3. LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SISTEMA
NACIONAL INTERCONECTADO (SNI)
ECUATORIANO
3.1 NORMATIVA RESPECTO A LA REGULACIÓN DE
FRECUENCIA VIGENTE EN EL ECUADOR
Las normativas con relación a la operación del SNI y a la regulación de frecuencia
están contempladas bajo los siguientes reglamentos y procedimientos:
• Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional Interconectado;
Artículo 6; Del despacho económico; literal f)
• Reglamento para el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista;
CAPITULO II!; Artículo 17; Reserva adicional de potencia y reserva para
regulación de frecuencia; Artículo 18; Precio de potencia para remuneración y
costos de arranque parada; Artículo 25; Remuneración a los generadores por
potencia remunerable puesta a disposición, reserva adicional de potencia y
reserva para regulación de frecuencia; Artículo 27, cobro por potencia
remunerable puesta a disposición, reserva adicional de potencia, reserva para
regulación secundaria de frecuencia y costos de arranque parada.
. De los PROCEDIMIENTOS DE DESPACHO Y OPERACIÓN (VERSIÓN 2.0);
Planificación de la Operación; Determinación de la reserva de generación.
Operación en Tiempo Real; Regulación de voltaje y frecuencia, Reserva de
Generación Rodante y fría .
-38-
• De los PROCEDIMIENTOS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA;
Fijación de los precios del MEM, Determinación de la Reserva para regulación
de frecuencia, Liquidación de las Transacciones de Potencia.
En estos reglamentos y procedimientos se norman en forma detallada la forma
para la determinación de la reserva de potencia, el ente encargado de
determinarla, así como también los generadores que podrán participar en la
regulación de frecuencia, se distinguen dos tipos de regulación: la regulación
primaria de frecuencia, la regulación secundaria de frecuencia, y se hace
referencia también al costo de esta reserva.
3.2 EL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA
(CENACE) COMO ORGANISMO ENCARGADO DE LA
DETERMINACIÓN DE LA RESERVA DE POTENCIA PARA
REGULACIÓN DE FRECUENCIA
Según lo dispuesto en EL REGLAMENTO DE DESPACHO Y OPERACIÓN DEL
SISTEMA NACIONAL . INTERCONECTADO (Capítulo II, Obligaciones del
CENACE, artículo 6, De la Planificación de I Operación, literal f). El CENACE es el
ente encargado de determinar el margen de reserva de generación de acuerdo a
los criterios de confiabilidad y calidad de servicio, con los cuales los sistemas de
generación y transmisión suplirán la demanda del Mercado eléctrico Mayorista
(MEM). Para este efecto el CENACE a desarrollado los siguientes estudios.
a) Reserva rodante
b) Reserva fría
c) Esquema de alivio de carga
d) Criterios para definir los límites de transporte
e) Criterios para el control de voltaje
Para el caso del presente trabajo de investigación nos centraremos al punto a)
Reserva rodante.
-39-
El CENACE realiza un estudio técnico-económico por período estacional para
determinar el porcentaje óptimo de reserva de potencia para la regulación
primaria y secundaria de frecuencia, este estudio contempla criterios que permiten
optimizar los costos de enfrentar desbalances de distinta magnitud con el costo de
la energía no suministrada por no contar con la reserva de potencia para
enfrentarlos.
La reserva de potencia es determinada en base a tres puntos:
• Disponibilidad de las máquinas
• La energía no suministrada de corta duración por fallas aleatorias en el
equipamiento en servicio y
• Desviaciones en la demanda
Para el período estacional en análisis y con los resultados obtenidos, el CENACE
determina la curva que relaciona los distintos niveles de reserva de potencia para
regulación con su costo correspondiente, calculado como el incremento en el
costo de operación más el costo de la energía no suministrada. El óptimo será
igual a aquel en que el costo total sea mínimo, el costo total es igual a la suma del
costo adicional de operación más el costo por la interrupción intempestiva
probable.
3.3 CRITERIOS UTILIZADOS POR EL CENACE EN LA
DETERMINACIÓN DE LA RESERVA DE POTENCIA PARA
LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA.
Los criterios que el CENACE utiliza en la determinación de la reserva de potencia
consideran aspectos técnicos y económicos, y están dirigidos a los generadores
que trabajan sincronizadamente al SNI. Para la determinación de la reserva de
potencia se analiza los 3 casos de demanda existentes en el SNI, demanda
mínima, demanda media, demanda máxima, para este tipo de demandas se
-40 -
distinguen rangos de tiempo correspondiente a las tres demandas
respectivamente y son los siguientes:
a) Banda horaria máxima
Período de tiempo de la curva diaria de carga correspondiente a horas de
demanda máxima:17HOO-22HOO
* b) Banda horaria media
Período de tiempo de la curva diaria de carga correspondiente a horas de
demanda media:07HOO-17HOO
c) Banda horaria mínima
Período de tiempo de la curva diaria de carga correspondiente a horas de
* demanda mínima:22HOO-07HOO
d) Banda horaria diaria
Período de tiempo correspondiente a la curva diaria integrada de carga.
Para logra un desempeño adecuado del SNI es necesario que el grupo de
generadores operen bajo las siguientes consideraciones de frecuencia.
• Sin la actuación de relés instantáneos de desconexión propios del mismo
entre 57,5 Hz y 62 Hz.
• Para un período mínimo de 10 seg. Entre 57.5 HZ y 58 Hz, y entre 61.5 y
62 Hz.
• Para un período mínimo de 20 seg. Entre 58 y 59 Hz, y entre 61 y 61.5 Hz.
• Sin límite de tiempo entre 59 y 61 Hz.
- 4 1 -
3.3.1 REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA (RPF)
La RPF es la regulación rápida, con un tiempo de respuesta menor de 20
segundos, destinada a equilibrar las desviaciones respecto del despacho previsto,
principalmente por los requerimientos variables de la demanda, cuando el sistema
eléctrico se encuentra en régimen de operación normal. Se realiza a través de
equipos instalados en las máquinas (generadores) que permiten modificar en
forma automática la producción de potencia.
El porcentaje de Reserva para RPF es determinado periódicamente para los
periodos estacionales seco y lluvioso, sobre la base del análisis con costos
marginales de generación, y considerando el costo de energía no suministrada
por el CONELEC
En el análisis el CENACE considera como valor óptimo al porcentaje de reserva
aquel que permita alcanzar el mínimo costo correspondiente del sobrecosto de
operación, costo del energía no servida por variación de la demanda y costo de la
energía no servida por pérdida de oferta (generación).
La información utilizada para tal determinación es la siguiente:
• Despachos económicos de generación del SIN para condiciones de
demandas punta, media y base de hidrología lluviosa definidas en el
programa Anual de Operación del MEM.
• Costos Variables de producción de los generadores, vigente para el mes
de marzo del 1999, calculados con precios locales de los combustibles.
• La topología del Sistema de Transmisión vigente al mes de marzo de 1999
• Tasa de cambio (en caso de existir).
3.3.1.1 Consideraciones Generales
En el análisis que a continuación se realiza se consideran los siguientes puntos:
- 4 2 -
s El análisis es para un período estacional lluvioso Marzo - Agosto de1999
s El análisis se realiza para porcentajes de reserva de generación para
regulación primaria de frecuencia de i=0%,1%,2%, 7%
s El costo de Energía no Suministrada ( ENS) se considera igual a 300
US$/MWh
s Se realiza el análisis diario y por bandas horarias (demanda punta, media y
base)
s Los análisis se efectúan considerando la incidencia de los costos
marginales horarios (que incluyen el efecto de los factores de nodo),
determinados en los despachos de generación para cada nivel de
porcentaje de regulación.
s Se han considerado dos escenarios de generación representativos para el
período de análisis, cuya diferencia radica en el despacho de las unidades
de vapor y gas
Caso 1: Con operación de Central Térmica Esmeraldas, Gonzales Cevallos TV2 y
TV3, Electroquil 4.
Caso 2: Con operación de Central Térmica Trinitaria, G Cevallos TV3 y Electroquil
3,4
3.3.1.2 Sobrecostos de operación
Con la finalidad de cubrir la demanda de potencia con sus respectivos valores de
reserva dados en porcentaje, se modifica el despacho económico preestablecido,
ingresando nuevas unidades de generación en forma ascendente de acuerdo con
sus costos variables de operación. De lo dicho anteriormente los sobrecostos de
producción son determinados en base a los costos operativos y costos
marginales.
La reserva para la RPF es obtenida considerando la potencia efectiva puesta a
disposición total que se necesita para cubrir la demanda y el porcentaje de
reserva a dejar en el generador, se calcula como sigue.
- 4 3 -
„ % * PotenciaEfectivaPuesíaDisposiciónReserv™, = -- ^ (ec. 39)RPF \
En el Anexo 1 se presenta los datos proporcionados por el CENACE y que han
sido utilizados en la determinación de las ecuaciones que se mencionan a
continuación:
CASO 1: CONSIDERANDO UNA GENERACIÓN REPRESENTATIVA DADA
POR LAS SIGUIENTE UNIDADES: CENTRAL TÉRMICA ESMERALDAS,
GONZALES CEVALLOS TV2 Y TV3, ELECTROQUIL 4
En la determinación del porcentaje óptimo de reserva de potencia para
Regulación Primaria de Frecuencia se utiliza el paquete computacional EXCEL en
este cálculo son utilizados MAGROS como herramienta importante de este
paquete , para lo cual se definen a los siguientes:
Macro "CNTRL + a": Carga las salidas de despacho económico que son los
despachos del flujo de carga que se indican el Anexo 1; tabla No 2 "HOJA DE
DATOS" de todas las simulaciones y las coloca uno a continuación de otro,
sumando las generaciones de todas las unidades y totalizando en las centrales y
los ubica de acuerdo a su costo variable de generación como se indica en la tabla
3.
Macro "CNTRL +v": Copia los resultados de los archivos DESVIACIONES.xls y
CORTE DE CARGA.
No todas las centrales de la Tabla No 3 participan en'la regulación de frecuencia
por lo que a las centrales se las clasifica en dos grupos:
Las Centrales de generación que Regulan ó Resto, dentro de este grupo se
encuentran las centrales que participan en la regulación de frecuencia, esta
distribución á sido realizada por el CENACE de acuerdo a la tabla No 4.
- 4 4 -
• Centrales que pertenecen al Ex - Instituto Ecuatoriano de Electrificación (Ex-
Inecel)
• Centrales que pertenecen a Emelec
• Centrales de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ)
• Centrales de la Centro Sur
Las Centrales de generación que no regulan, dentro de este grupo se
encuentran las centrales de generación que no participan en la regulación de
frecuencia y se muestran en la tabla No 4
Con los datos ordenadas de acuerdo la Tabla No 3 se procede a crear una tabla
con los porcentajes de reserva i, con i= 0,1,2,...7%. Considerando el costo
variable de la central, cada central debe aportar con una cantidad de reserva de
potencia diferente para cada valor de porcentaje de reserva, como se dijo
anteriormente no todas la centrales participan en la regulación.
Se observa que para un porcentaje de reserva de O % sobre la potencia efectiva
total, las centrales que participan en la RPF no destinan ninguna cantidad de
potencia para la reserva y la potencia generada por cada central conjuntamente
con el resto de centrales que no regulan destinan su potencia para cubrir la
demanda del sistema.
Para un porcentaje de reserva de 1 % sobre la potencia efectiva total, la potencia
generada por la central que participa en la RPF debe ser tal que permita cubrir los
requerimientos de reserva del sistema así como también satisfacer las
condiciones de demanda.
La potencia de reserva para RPF que debe dejar cada central es función de su
costo variable y es diferente para cada central como se muestra en la tabla 5.
Conforme va aumentando el porcentaje de reserva del sistema, más centrales de
generación tienen que ingresar a participar en la RPF de tal manera de cumplir
con los requerimientos de reserva y cubrir satisfactoriamente la demanda.
- 4 5 -
Con los datos de potencia así determinados en la tabla No 5 para los distintos
porcentajes de reserva se procede a calcular el sobrecosió de producción para
para lo cual se procede de la siguiente manera:
3.3.1.2. ] Sobrecosías de producción con costos operativos
Inicialmente se procede a determinar los sobrecostos de producción con costos
operativos para las bandas horarias máxima, medía y mínima indicados en las
tablas 6,8,10 respectivamente.
La siguiente consideración se realiza para las distintas bandas horarias máxima
media y mínima, de acuerdo a sus costos operativos.
• Hidro Ex -INECEL (Hidro Ex - Instituo Ecuatoriano de Electrificación)
• Hidro Empresas Eléctricas (Hidro E.ELEC.)
• Térmico del SNI
Para el porcentaje de reserva de 0% El COSTO OPERATIVO de 1 hora para una
central es obtenido como el producto de la potencia generada por la central y su
respectivo costo variable, estos valores se indican en la tabla 6, el cálculo es
realizado para todas las centrales que regulan como también para las que no
regulan, finalmente el costo operativo de las centrales así determinado es
distribuido de acuerdo a los tres grupos mencionados en el párrafo anterior. De
esta forma se procede para los distintos porcentajes de reserva.
Para un porcentaje de reserva de 0% se calcula el COSTO TOTAL DE
OPERATIVO de 1 hora como la suma de los costos operativos de los tres grupos
antes mencionado, de igual forma se procede para reservas de i= 1,2.....7%.
Finalmente los sobrecqstos de producción con costos operativos de 1 hora para
los distintos porcentajes de reserva i = 0,1,2 7% son determinados de acuerdo
al siguiente ejemplo:
-46 -
EJEMPLO 1:
Se dispone de 3 generadores para atender una carga de 120 MW
Generador 1 (G1): 60 MW con un costo variable de 110$/MWh
Generador 2 (G2): 60 MW con un costo variable de 115 $/MWh
Generador 3 (G3): 20 MW con un costo variable de 120 $/MWh
Para Para 0% de reserva, la reserva de potencia para RPF es:
100%
La carga de 120 MW es cubierta con la operación de los generadores G1.G2 que
aportan 60 MW cada uno.
= (60MWx 110 $/WWh + 60MWx 115 $/MWh) x Ih
= $ 13.500 , .
El sobrecosto para mantener 0% de reserva es de:
= $(13.500-13.500)=$ O
Para 1 % de reserva:
10/Re servar,,; 1% =
RPF
%* \2QMW
100%
R&servKpF\% = \.2MW
Operan los generadores G1.G2 con una contribución de 59.5 MW cada uno y G3
aporta 1.2 MW cubriendo de esta manera la carga de 120 MW y la reserva de
1.2(MW).
- (59.5 MWx 110 $/MWh + 59.5 MW x 115 $/MWh+1.2*120$/MWh) x Ih
- 4 7 -
= $13,531.50
El sobrecosió para mantener 1% de reserva es de:
= $ (13,531.50.- 13,500)= $ 31.50
Para este caso los generadores G1 y G2 aportan a la reserva con 0.5 MW cada
uno que sumados dan 1 MW. La generación de 59.5 MW de cada uno es
destinada a cubrir 119 MW de la carga. Sin embargo aún no se cumple los
requerimientos de potencia de reserva 1.2 MW, ni se logra cumplir con los
requerimientos de la carga de 120 MW por lo que tiene que ingresar a operar
obligatoriamente el generador G3 que aporta 1.2 MW de los cuales 0.2 MW son
utilizadas para complementar la reserva para RPF y 1 MW es destinado para
cubrir el resto de carga fallante.
Para 2% de reserva
_ 2% * \2QMW
f °~ 100%
Operan los generadores G1.G2 con una contribución de potencia activa de 59.0
MW cada uno y el generador G3 con 2,4 MW para cubrir la carga de 120 MW.
- (59.0 MWx 110 $/WWh + 59.0 MW x 115 $/MWh + 2.4 MW x 120
$/MWh)xlh
= $13,563.0
El sobrecosió para mantener 2% de reserva es de:
= $(] 3.563-13.500)= $63
-48-
Para 3% de reserva
3% * \2QMWRe servRPP 3% =
RPF 100%
Operan los generadores G1.G2 con una contribución de potencia activa de 58.5
MW cada uno y el generador G3 con 2 MW para cubrir la carga de 120 MW.
- (58.5 MWx 110 $/WWh + 58.5 MW x 115 $/MWh + 3.6 MW x 120
$/MWh)x Ih
= $13,594.50
El sobrecosto para mantener 3% de reserva es de:
= $ (13.594- 13.500)= $94.50
De esta manera se procede a determinar la reserva de potencia para RPF para
los distintos porcentajes de reserva 4,5,6,7 %.
Los sobrecostos de producción de 1 hora para las bandas horarias máxima,
media y mínima se muestran en las tablas 6,8,10 respectivamente.
Seguidamente se procede a calcular el sobrecosto de producción diario con
costos operativos para las distintas bandas horarias: máxima, media, mínima este
es obtenido como el producto del sobrecosto de producción con costos operativos
para 1 hora multiplicado por 5, 10, 9 horas respectivamente y se indican en la
tabla 1 1 .
El sobrecosto de producción diario así determinado es llevado a por semestre
multiplicando el sobrecosto de producción diario por 180 días que tiene el
semestre, este resultado se presenta en la tabla 15. El sobrecosto de producción
semestral (PROD) es obtenido para las distintas bandas horarias: máxima, media
y mínima y se muestra en la tabla 13. Las curvas correspondientes a estos
- 4 9 -
sobrecostos de producción con costos operativos se muestra en los gráficos 1,2,3
respectivamente.
Finalmente se obtiene un sobrecosió de producción total semestral PROD con
costos operativos como la suma del sobrecosió de producción semestral de las
bandas horarias máxima, media, mínima y se indica en la tabla 13. La curva
correspondiente a este total se muestra en el gráfico No 4.
3.3.1.2.2 Sobrecosías de producción con costos marginales
El proceso de cálculo es similar al caso anterior simplemente difiere al momento
de determinar los costos marginales de cada central.
Para reserva de 0% El COSTO MARGINAL de la central es obtenido como el
producto de la potencia generada de cada central y el costo variable marginal, es
decir el costo variable de la última unidad que ingresa a participar en la regulación
de frecuencia, este cálculo es realizado para todas las centrales que regulan
como también para las que no regulan, finalmente este costo es distribuido de
acuerdo a los tres grupos*anteriores. De esta forma se procede para los distintos
porcentajes de reserva.
Los sobrecostos de producción para 1 hora con costos marginales son
determinados de acuerdo al siguiente ejemplo:
Para este caso se consideran los datos del ejemplo anterior:
Entonces se tiene que:
Para 0% de reserva:
La carga de 120 MW es cubierta con la operación del G1 y G2 que aportan con 60
MW cada uno. Para este caso la unidad que margina es G2.
= (60 MW + 60 MW) x 115 $/MWh x Ih
- 5 0 -
= $13.800
El sobrecosió por mantener 0% de reserva es de:
= $(13.800- 13.800)=$ O
Para 1 % de reserva:
Operan los generadores G1.G2 con una contribución de 59.5 MW cada uno y la
unidad marginal G3 aporta 1 MW cubriendo de esta manera la carga de 120 MW.
= (59.5 MW + 59.5 MW + 1.2 MW)x 120 $/MWh x Ih
= $14,424.00
El sobrecosió por mantener 1% de reserva es de:
= $ (14,424 - 13.800)= $ 624.00
Para 2% de reserva
Operan los generadores G1.G2 con una contribución de potencia activa de 59.0
cada uno y la unidad marginal G3 con 2.4 MW para cubrir la carga de 120 MW
= (59.0 MW + 59.0 MW + 2,4 MW)x 120 $/MWh x Ih
= $14,448.00
El sobrecosió por mantener 2% de reserva es de:
= $ (14.448 - 13.800)= $ 648
-51 -
Se sigue así hasta determinar los sobrecostos operativos para un porcetaje de
reserva de 7 %.
Los sobrecostos de producción así obtenidos para 1 hora de estudio, son
obtenidos para bandas horarias máxima, media y mínima, y se muestran en las
tablas 6, 8 y 10.
El sobrecosió de producción diario con costos marginales para las distintas
bandas horarias: máxima, media, mínima son obtenidos como el producto del
sobrecosió de producción con costos marginales para 1 hora multiplicado por 5,
10, 9 horas respectivamente, estos resultados se muestran en la tabla 12.
El sobrecosió de producción diario con costos marginales así determinado es
llevado a por semeslre multiplicando El sobrecosto de producción diario con
costos marginales por 180 días que tiene el semestre, este resultado se muestra
en la tabla 16.
El sobrecosto de producción marginal semeslral PROD es oblenido para las
dislinlas bandas horarias: "máxima, media y mínima y se mueslran en la labia 14,
las curvas correspondientes se muestran en los gráficos 5,6,7 respectivamente.
Finalmente se obtiene un sobrecosto de producción total semestral con costos
marginales como la suma del sobrecosió de producción semestral con coslos
marginales para la banda horaria máxima, media, mínima, esle resultado se
presentan en la tabla 14 y la curva correspondienle se mueslra en la figura 8.
3.3.1.3 Costo de la energía no servida (EnS) por variación de la demanda
Para determinar la energía no servida por variación de la demanda, se compara
en forma horaria las polencias que fueron programadas en los predespachos con
las potencias reales ocurridas durante todos los días de los correspondientes
períodos de! año anterior al del año de estudio.
- 5 2 -
Si la energía efectivamente despachada (energía en los nodos de generación) es
mayor que la energía programada, implica que, de no contarse con una adecuada
reserva de generación, se presentaría un déficit en el suministro (energía no
servida), el mismo que será cada vez menor en la medida en que se disponga de
una mayor reserva de generación.
Estos déficits horarios de potencia, expresados en porcentaje con relación a la
potencia realmente despachada, y considerando la potencia proyectada para
cada uno de los períodos estacionales en estudio, definirán los déficits de
potencia esperados para cada hora de dichos períodos, cuya sumatoria dará
como resultado la energía no servida en cada uno de ellos, este hecho se
presenta en las tablas 15, 16.
De esta comparación se obtiene un valor de EnS por mes (MWh/mes) Este valor
es obtenido para las distintas bandas horarias máxima, media y mínima. El valor
de EnS semestral es obtenido para las distintas bandas como el producto de la
EnS por mes multiplicada por 6 meses que tiene el semestre (tabla 15)
El costo de la EnS semestral es obtenido para cada banda horaria como el
producto de la EnS semestral multiplicado por el valor de Energía no
Suministrada (ENS), para el caso del Ecuador se ha asumido un valor de 300
(US$/MWH), valor obtenido de estudios realizados por el Mercado Eléctrico
Argentino (tabla 15)
Finalmente se obtiene un costo total semestral de EnS como la suma de las EnS
semestrales para las banda horarias máxima, media y mínima (tabla 15)
3.3.1.4 Costo de la energía no servida por pérdida de oferta (salida de
generación)
La energía no servida por pérdida de oferta se determina a partir de simulaciones
dinámicas con salidas forzadas de generación para condiciones de demanda
punta, media y base, en cada una de las cuales se determina los valores de carga
- 5 3 -
que, por baja frecuencia, deben ser desconectadas para alcanzar un una
frecuencia objeto de 59.5 Hz. Luego de transcurridos 20 segundos de la
ocurrencia de la falla.
Los datos y los calculados obtenidos para este caso son similares al del caso
anterior y se muestran en la tabla 16.
Finalmente el costo de la EnS a ser considerada en la determinación del
porcentaje de reserva para regulación primaria de frecuencia corresponde a la
suma del costo de la EnS por variación de la demanda y el costo de la EnS por
pérdida de oferta. Esta consideración se hace tanto para la determinación de
reserva de potencia con costos operativos tabla 13, como también con costos
marginales tabla 14.
CASO 2: CONSIDERANDO UNA GENERACIÓN REPRESENTATIVA DADA
POR LAS SIGUIENTE UNIDADES: CENTRAL TÉRMICA TRINITARIA,
GONZALES CEVALLOS TV3 Y ELECTROQUIL 3,4.
Igual que el Caso 1: se "procede a realizar los cálculos siguiendo el mismo orden
anterior. Estos resultados se muestran en las tablas 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24,
25, 26, 27, 28 y las curvas correspondientes a estos resultados se muestran en
tas gráficas 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16.
Finalmente se hace una comparación entre los dos casos considerados 1 y 2,
tanto para los costos operativos del caso 1 y 2 como también entre costos
marginales. De esta comparación se obtiene el porcentaje de reserva óptimo
para la RPF.
Para el caso en estudio se ha encontrado un porcentaje de reserva óptimo de 6 %
que representa un costo mínimo aproximado de 130000 y se da para el Caso 2
con costos operativos. El valor de 6% es obtenido del análisis del gráfico No 17.
- 54 -
3.3.1.5 Requisitos para participar en la RPF del SNI
Los generadores habilitados para este fin deberán cumplir los requerimientos
siguientes:
• Estatismo permanente ajustado entre el 4 y 7 % para centrales hidráulicas
y (3 al 5 %) para centrales térmicas
• Banda muerta inferior al 0.1 % (+/-0.025 Hz)
• Tiempo de establecimiento (necesario para ingresar en la banda del +/-
10% del valor final) del lazo de regulación de velocidad del orden de 30
segundos como máximo para máquinas térmicas y 60 segundos para
máquinas hidráulicas.
• Adicionalmente el generador debe determinar et tiempo de establecimiento
mínimo posible sin que el mismo afecte a la estabilidad del sistema ni
produzca deterioro permanente en sus propias instalaciones.
• Operar en RPF, sin ningún tipo de limitación, por lo menos dentro de la
banda de la frecuencia de referencia en operación normal (habitualmente
60 Hz), +/-0.15Hz.
Anteriormente al no conocer las respuestas dinámicas de las unidades todas ellas
eran despachadas con un porcentaje de generación por debajo de su potencia
efectiva asegurando con ello un aporte por regulación de frecuencia.
Pero a partir de los resultados obtenidos en las pruebas de diagnóstico y ajuste
de los reguladores de tensión (RATs) y reguladores de velocidad (RAVs)
realizadas por CFE-LAPEM, se determinó que la mayoría las unidades mayores
de 30 MW participen en la RPF.
3.3.2 REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA (RSF)
Es la acción manual o automática sobre los variadores de carga de un grupo de
máquinas (generadores) dispuestas para tal fin, que compensan el error final de la
frecuencia resultante de la RPF. Su función principal es absorber las variaciones
de la demanda con respecto a la pronosticada para el sistema eléctrico en
-55-
régimen normal. Dichas variaciones habrán sido absorbidas en primera instancia
por las máquinas que participan en la RPF. La RSF permite llevar a los
generadores nuevamente a los valores asignados por el despacho , anulando así
los desvíos de frecuencia al producirse nuevamente el balance entre generación y
demanda. Su tiempo de respuesta es del orden de varios minutos para, de ser
posible de acuerdo a la magnitud de la perturbación, recuperar el valor nominal de
la frecuencia.
Luego de haber actuado la RPF como primera línea de defensa, interviene la RSF
luego de 20-30 segundos después de haberse producido el disturbio que causó la
variación de frecuencia.
El método que utiliza e! CENACE para la determinación de la Reserva de
potencia para la RSF consiste en simulaciones dinámicas mediante programas
computacionales considerando un despacho de generación que incluya el
porcentaje óptimo de reserva regulante, luego se provoca salida de generación lo
que conlleva en este caso a una disminución de frecuencia del sistema.
De las simulaciones dinámicas se logra recuperar el valor objetivo de 59.6 Hz
luego de 20 segundos, luego de haber actuado la RPF y la desconexión de carga
por baja frecuencia.
Se continúa con la simulación dinámica, retirando valores discretos de carga a
diferentes intervalos de tiempo, de tal forma de conseguir que a los 60 segundos
de la simulación se restablezca plenamente la frecuencia del sistema a su valor
nominal de 60 Hz. Estos bloques de carga, desconectados manualmente del
sistema, provocan el mismo efecto que se espera conseguir con la actuación de la
RSF.
En el siguiente cuadro se presenta los valores de carga retirada y la frecuencia a
los 60 segundos de simulación para tres contingencias diferentes realizadas para
la máximas demanda.
- 5 6 -
CONTINGENCIA
Paute (1 u)Esmeraldas
Agoyán (2u)
CARGA RETIRADA
BO.O MW57.0 MW
58.0 MW
=RECUENCIA
60.0059 Hz60.0058 Hz60.0032 Hz
Además en la determinación de la RSF se tiene en consideración los siguientes
puntos:
Sobre la base de la información declarada por los Agentes del MEM, se han
actualizado los parámetros de: generadores, reguladores de velocidad, sistemas
de excitación, relés de baja frecuencia.
Análisis de las estadísticas de falla de los últimos 5 años, tanto de generación
como de salidas forzadas de líneas de transmisión que acarrean pérdida de
generación, con la finalidad de cuantificar los tiempos en los cuales se produjeron
desabastecimientos de energía en el sistema, derivados de las contingencias
antes indicadas durante el período estacional lluvioso.
Se consideraron dos escenarios de generación representativos par el período de
análisis, cuya diferencia radica en el despacho de las unidades de vapor.
3.3.2.1 Requisitos para participar en la RSF del SNI
La reserva para la RSF se debe repartir entre todas las unidades habilitadas para
este fin y que cuenten con un Control Conjunto Automático de Generación
(CCAG) habilitado, sin embargo en la actualidad no todas las unidades
habilitadas para este fin dispone del (CCAG) por lo que esta regulación se realiza
de manera centralizada y manual desde una sola central (Central Paute) de
acuerdo a las siguientes pautas:
El operador que efectúe la RSF debe disponer de un indicador o registrador de
frecuencia, de lectura directa en el que se hallen señalados los niveles de los
Límites de Ajuste Inferior (LAI) y Límites de Ajuste Superior (LAS), límites máximo
en los cuales deben comenzar a actuar, y los niveles de Límite Inferior (Ll) y
-57-
Límite Superior (LS) que conforman la banda de variación de frecuencia. Esta
banda no se debe superar en condiciones normales.
Además deberá disponer de un indicador o registrador en el que se visualice el
valor total de la potencia generada y la disponibilidad del grupo de unidades
generadoras bajo su control y deberá estar informado de todos los eventos que
pudieran ocurrir en los equipos que él comanda y que le limiten la posibilidad de
cumplir eficazmente su cometido.
-58-
CAPITULO IV
4. ANÁLISIS DE NUEVOS CRITERIOS Y MÉTODOS
PARA LA DETERMINACIÓN DE RESERVA DE
POTENCIA PARA REGULACIÓN PRIMARIA Y
SECUNDARIA DE FRECUENCIA
En resumen un sistema de energía eléctrica debe suministrar la energía requerida
en todo momento por su mercado y mantener los intercambios acordados con
otros sistemas. El sistema debe generar, energía en cantidad suficiente, en las
centrales más convenientes, y transportarlas hasta los puntos de consumo. La
energía distribuida a los diferentes consumidores debe cumplir requisitos de
calidad como son frecuencia y tensión dentro de márgenes especificados y
continuidad de servicio. Todo ello en condiciones de mínimo costo.
En este contexto la regulación de frecuencia (primaria y secundaria) y la reserva
de potencia que se requiere para cumplir dicha tarea constituyen temas muy
importantes para llevar a cabo los objetivos antes mencionados. Varios estudios
se han realizado sobre el tema, entre los cuales se destacan los siguientes:
determinación de la reserva de potencia para la regulación de frecuencia, calidad
de frecuencia, control de frecuencia, distribución física de la reserva en un
sistema eléctrico.
En este ámbito los estudios que más se destacan con respecto a este tema son
realizados principalmente por los siguientes mercados eléctricos: Mercado
Eléctrico Español, La Unión para la Coordinación y Transporte de Energía
Eléctrica (UCTE), Mercado de Estados Unidos, Mercado Eléctrico Argentino,
entre otros.
- 5 9 -
4.1 REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN LA UNION PARA LA
COORDINACIÓN Y DE TRANSPORTE DE ENERGÍA
ELÉCTRICA (UCTE)
La Unión para la Coordinación de producción y de transporte de energía eléctrica
(UCPTE) fue fundada en 1951. Con el reglamento de Julio 1ero de 1999 se
establecieron nuevos estatutos con los cuales se hizo una base para una
dirección más conforme a la competencia de la Asociación.
La Unión para la Coordinación y Transporte de Energía Eléctrica (UCTE) se
concentra en la tarea básica de una Asociación de sistemas de operación de
transmisión, no produce energía de allí que se saca el "P" de su nombre.
Los miembros de la UCTE son las compañías responsables de la sincronización
de la frecuencia del sistema interconectado en Bélgica, Alemania, España,
Francia, Grecia, Italia, Eslovenia, Croacia, Portugal y Nueva Zelanda. Desde el
1ro de Enero de 1999, se unieron los operadores del sistema de Polonia,
República Eslovaca, la República Checa y de Hungría se han asociado a los
miembros de la UCTE.
La UCTE es coordinadora de los sistemas electricidad de estos miembros,
particularmente en los términos de la confiabilidad, estabilidad técnica y
organización de condiciones, las cuales facilitará el intercambio de electricidad.
Antes de ingresar a presentar la metodología de calculo utilizada en la UCTE para
la determinación de reserva de potencia para regulación de frecuencia, se debe
definir algunos términos los cuales se presentan en el Anexo 2.
-60 -
4.1.1 RESERVA DE CONTROL PRIMARIO
La reserva total de control primario Ppu es determinada por la UCTE, tomando en
consideración las medidas, experiencia y consideraciones técnicas. El valor de
Pptl corresponde a una repentina desviación entre producción y consumo, la
máxima observada en el sistema.
Cada área de control debe contribuir a la reserva de control primario requerida de
acuerdo a su respectivo coeficiente de contribución de control primario (C,) Las
respectivas contribuciones Pp¡ son definidas por la multiplicación de la reserva
calculada del sistema interconectado sincrónico y la contribución de los
coeficientes C¡ de las varias áreas de control.
^-C,..Ppü (ec.40)
* Los coeficientes de contribución son utilizados para determinar la contribución de
cada área de control:
s con respecto a mantener reserva para el control primario
s El control primario, en la forma de proveer potencia para el control primario.
Estos coeficientes son calculados anualmente para cada área de control o socio
interconectado usando la siguiente ecuación:
C, = (ec.41)E..
En donde:
E¡: Electricidad generada en el área de control / (incluyendo la
producción de electricidad para la exportación y lista de la
producción eléctrica para las unidades que operan juntas).
-61 -
E..: Es la producción eléctrica total en todas las N áreas de control del
sistema interconectado.
= F— £- .E,
4.1.1.1 Despliegue del tiempo para la reserva del control primario
El tiempo de despliegue para la reserva de control primario de varias áreas de
control deberá ser tan similar como sea posible, en orden a minimizar la
interacción dinámica entre áreas de control.
MW3000
1500
Fig 17 Requerimiento mínimo para la activación de la reserva primaria como una función del tiempo, para
varios desequilibrios entre generación y demanda.
La reserva de control primario para cada área de control / debe ser activada
completamente dentro de 15 segundos en respuesta a disturbios AP por la
pérdida de 1500 MW, o dentro de un tiempo lineal límite de 15-30 segundos en
respuesta a un AP de 1500-3000 MW.
Como requerimiento mínimo, el tiempo de despliegue de la reserva de control
primario debe ser consecuente con las curvas que se indican en la figura, las
cuales representan el comportamiento global del sistema.
-62 -
La activación de la potencia descansará sobre o cerca de estas curvas, hasta que
el balance entre generación y consumo sea restaurado. Para cada área de control
/, las figuras de potencia indicadas son multiplicadas por los pertinentes
coeficientes de distribución Cj
4.1.1.2 Control primario de frecuencia
El control primario mantiene el balance entre generación y consumo, usando !os
gobernadores de velocidad de la turbina.
Por la acción conjunta de todas las empresas interconectadas, el control primario
del sistema asegura la operación confiable del sistema interconectado.
4.1.1.3 Calidad de control primario
Una distinción es deducida entre la calidad de control global en el sistema
interconectado y calidad de control en cada área de control (calidad local) Cada
empresa interconectada debe actuar mediante una provisión de un control
efectivo, en orden a asegurar que un alto nivel global de calidad sea mantenido.
El principal propósito de un chequeo de calidad global es evaluar el desempeño
del control primario del sistema interconectado completo. Esta evaluación es
llevada a cabo por análisis de la frecuencia del sistema durante disturbios. El
principal propósito del análisis de la frecuencia es para estimar la operación
confiable del sistema interconectado.
Un chequeo de calidad local permitirá a cada parte averiguar si su contribución al
control primario es consistente con los requerimientos.
En orden a permitir el monitoreo del control de calidad, es aconsejable registrar y
analizar continuamente las salidas de producción o consumo excedente de 600
MW. La siguiente información será requerida para este propósito:
-63-
s La localización del disturbio
s Fecha y tiempo
s La cantidad de producción/consumo perdida durante el disturbio
s Tipo de disturbio
4.1.1.3.1 Métodos para medir el desempeño del control
a) Desempeño global
La característica P-f Áti del sistema interconectado completo es calculada por la
siguiente relación
4,=— (ec.42)" A / v !
La variación en la potencia causada por un disturbio
A/: La desviación de frecuencia del estado cuasi-estacionario en
respuesta a un disturbio. Esta es determinada por un
"smoothing line" (línea suave) deducida entre 10 y 30
segundos después del disturbio, tal que la suma de las
desviaciones de frecuencia e, con respecto de esta línea es
cero.
- 6 4 -
f [Hz j 5001 -
5000 -
49.9410
Fig 18 Ejemplo de determinación en el estado cuasi estacionario de la desviación de frecuencia usando un
smooíhing Une
Esto es asumiendo que la parte principal de la reserva para el control primario es
activada después de 20 segundos, mientras la contribución del control secundario
a la corrección del disturbio todavía no será perceptible.
b) Desempeño local
Una empresa interconectada puede chequear la calidad del control primario por
evaluación de la característica P-f en su área de control a cada momento ocurrido
un disturbio, y comparándola con la característica P-f del sistema ¡nterconectado.
La característica potencia frecuencia ¿(. en un área de control es calculada por la
siguiente relación.
-65 -
A/en MW/Hz (ec. 43)
'
En donde:
A/.: La desviación de frecuencia en respuesta a un disturbio APfl
A/): La variación en la potencia de generación en un área de
control en respuesta a un disturbio, medida en los puntos de
interconexión (en el área de control donde el disturbio ocurre,
los déficitis/excesos deben ser añadidos/sustraídos)
Estas dos medidas deben ser simultáneas, debe ser posible para estimar las
medidas de error.
4.1.2 RESERVA PARA EL CONTROL SECUNDARIO RECOMENDADA
En las áreas de control de diferentes zonas, las variaciones de carga de varias
magnitudes deben ser corregidas dentro de aproximadamente 15 minutos. Con
este fin, los valores que se indican (derivados de la curva que se presenta en la
figura 10) son recomendados.
(ec.44)
En donde:
R: Reserva de control secundario recomendada en MW
Lmax : Carga máxima en MW para el área de control, correspondiente al día
anterior
La curva que se indica a continuación se establece empíricamente con los
siguientes valores: a = 10 y b= 150
-66-
Recommendocsecondüry
control reserve¡n MW
Fig 19 reserva de control secundaria recomendada para distintos valores de demanda máxima
a) Pérdida de una gran unidad de generación
Una adecuada reserva de-control debe estar disponible todo el tiempo para cubrir
la pérdida de una gran unidad de generación. Si la pérdida de la unidad de
generación más grande no es cubierta por la reserva de control secundaria
requerida, una reserva de control terciaria (reserva en minutos) será requerida
para compensar el déficit. Esta reserva terciaria no puede ser mantenida en el
área de control concerniente.
4.1.2.1 Control secundario (control P-f)
Del desbalance entre potencia de salida y consumo resultará en una desviación
de frecuencia. Una desviación de frecuencia activará la potencia de control
primario
-67 -
La característica P-f del sistema inte reo nectado es igual a la suma
de las características potencia frecuencia de todas las áreas.
Generators participaling in secondary control
Working poinls and control ranges ¡n the caseoí a proporlional distribution of control power(rom the two generators M1 and W2
Working poml
MI M2 Valúes resulling Iromthe two generators
Fí'g 20 Despliegue relativo al control secundario
Consideremos ahora dos generadores M1 y M2 que participan en el control
secundario, el punto de operación y rangos de control en el caso de una
distribución proporcional de potencia de control para cada generador que se
muestra en la figura 20, analicemos el caso del generador M1, El generador M1
posee un rango de potencia dentro del cual puede ejercer control sobre la
potencia generada, un porcentaje de esta potencia esta destinada a cubrir la
producción total instantánea (es decir destinada a cubrir la carga del sistema que
a cada instante está variando) en el gráfico se observa que existe un residuo de
potencia, este residuo de potencia constituye la reserva para RSF en el generador
M1. Para el caso del generador M2 se considera una zona de producción total no
ajustable dentro de la cual los reguladores no pueden ejercer ningún control, igual
que para el caso anterior existe así mismo un rango de potencia dentro de la cual
los reguladores pueden ejercer control, luego de librar la producción destinada a
la producción total instantánea queda un residuo de potencia la cual constituye la
-68-
reserva para RSF. Si sumamos ahora las potencias de cada generador
considerando los puntos antes mencionados veremos que al final obtenemos una
potencia de producción total instantánea de M1 y M2, una zona dentro de la cual
los reguladores no pueden ejercer control en la potencia de salida, un rango de
potencia para el control secundario, potencia utilizada en el control secundario y
potencia de reserva para el control secundario.
Esto permite un balance a ser re-establecido en una frecuencia diferente que el
valor establecido. Así todas las áreas contribuyen al proceso de control en el
sistema interconectado, con cambios asociados en el balance de generación y
consumo en estas áreas de control, un desbalance entre potencia de salida en
las áreas de control dadas causarán intercambios de potencia entre áreas de
control individuales.
El control secundario debe cumplir las siguientes funciones:
a) El mantenimiento de los programas de intercambio de energía programada
entre el área concerniente y las demás zonas adjuntas interconectadas.
b) Tomar las desviaciones que todavía aparecen luego de haber actuado el
control primario.
c) La restauración de la frecuencia del sistema sincronizado a su punto de
valor de inicio.
En resumen el control secundario debe ser usado solo en orden a corregir una
desviación del sistema completo G¡. El control secundario no deberá ser usado
para minimizar los intercambios intencionales de electricidad o corregir otros
desbalances.
4.1.2.2 Parámetros de control
Un criterio de calidad para el control secundario es el tiempo tomado por una
desviación controlada para retornar a cero, el tiempo tomando para restaurar la
-69-
frecuencia a su valor establecido y para restaurar los intercambios de potencia a
sus valores fijados.
En la práctica, la activación del control primario empieza dentro de pocos
segundos de una desviación de frecuencia, toma efecto completamente en no
más de 30 segundos mas tarde. La frecuencia y intercambios de potencia deben
empezar a retornar a sus valores establecidos como un resultado del control
secundario después de 30 segundos, el proceso de corrección será completada
después de 15 minutos.
4.1.2.3 Control secundario durante cambios en la potencia
La velocidad de cambio en la potencia de salida de los generadores usada para el
control secundario es definida como un porcentaje de la velocidad de salida de la
unidad de control por unidad de tiempo, y depende del tipo de generador. Para
estaciones de petróleo o gas, esta velocidad es del orden de 8% por minuto. En el
caso de estaciones de potencia con embalses, 1.5-2.5 de la velocidad de las
plantas por segundo. En plantas de carbón duro y carbón suave, este rango de
velocidad es de 2-4% por minuto y 1-2% por minuto respectivamente. La máxima
velocidad de cambio en la salida de potencia de las plantas nucleares es
aproximadamente 1-5% por minuto.
4.1.2.4 Parámetros los cuales pueden ser fijados en un sistema de control
Estas acciones en la generación de energía y frecuencia tomarán lugar
simultáneamente, sea en respuesta a las desviaciones menores las cuales
ocurrirán inevitablemente en el curso de un manejo normal, o en respuesta a una
discrepancia mayor entre la generación y la demanda asociada por ejemplo con el
disparo de la unidad de generación. Los parámetros para los controladores de red
de todas las áreas de control deberán ser establecidos idealmente para que
solamente el controlador de la zona afectada actúe e inicie el despliegue de la
capacidad requerida del control secundario.
-70-
Las características y parámetros del control secundario son las siguientes:
El controlador de red para el área de control / observará la siguiente relación:
(ec. 45)
Si se conoce que:
En donde:
(ec. 46)
APdi(MW):
fli-
Tr,(s):
APJMW ):
Kr¡(MW /Hz)
Af(Hz).
Instrucción de control para la activación de las unidades de
generación bajo el control secundario en el área /"
Ganancia proporcional del controlador en el área /
Tiempo de integración constante para los controladores de
red en el área /
Control completo de desviación (error en área de control o
AGE) en el área /
Desviación de potencia de intercambio del área del sistema
factor de conversión del error de frecuencia en error ficticio de
potencia
Desviación de frecuencia instantánea con relación al valor del
punto de inicio.
Los valores adoptados deberán ser como lo siguiente:
Krí Deberá ser lo más cercana posible a la característica de frecuencia de la
red para el área de control /". Los valores para Krí son calculados anualmente en
-71 -
las bases deAuo, característica P-f del sistema para todo el sistema
interconectado, tal que Kru = Krl + Kr2 + KrN=l,lkuo, Los valores de Krl
están distribuidos de acuerdo a los coeficientes de contribución Ci.
Los parámetros de control p¡ y Tr¡ deben ser fijadas tal que el control secundario
deberá comenzar dentro de 30 segundos de la turbulencia concerniente, por
ejemplo cuando la acción del control primario esta completada, aun así en las
condiciones más rigurosas asumidas por el incidente en referencia, el control
secundario deberá ser desplegado completamente dentro de 15 minutos.
p¡ y Tr¡ deberán ser seleccionados para que el comportamiento dinámico del
controlador secundario sea consistente con los generadores involucrados en el
control secundario, así asegurando cumplimiento con el tiempo de activación
recomendado. En general fi¡y Tr¡ están en los rangos de:
0<fl¡<0.5 segundos
50< Tri <200 segundos
En el futuro, los siguientes parámetros para valores medidos y control secundario
serán requeridos para satisfacerlas siguientes condiciones:
^ Exactitud:0.5....1.5% Para medidas de potencia activa
1.0....1.5 mHz Para medidas de frecuencia
^ Medida para ciclo de tiempo 0.1....2 segundos
^ Control de ciclos de tiempo: 1 2 segundos
Las medidas de ciclos de tiempo, tiempo de integración y ciclos de tiempo de
control deben ser coordinados.
Estos parámetros deben ser tomados en consideración cuando la planta es
remplazada.
- 7 2 -
Cuando el horario de intercambio de energía entre el área de control / y las áreas
adjuntas es modificado, el punto de valor de inicio del intercambio deberá ser
ajustado en bases lineales, el ajuste deberá terminar cinco minutos después.
Si la pérdida de la unidad más grande de generación que suple el área
involucrada no es cubierta por la reserva secundaria del área, la provisión deberá
ser realizada para una reserva adicional la cual compensará la pérdida de
capacidad dentro del tiempo requerido. Esta reserva deberá tomar la forma de
planta generador con la facilidad de un encendido rápido, el ajuste de los puntos
de inicio para las unidades de generación en servicio o para el desprendimiento
de carga. Esta reserva adicional deberá también ser obtenida de otras áreas de
control, sujetas a acuerdos previos.
4.1.2.5 Valores establecidos
La frecuencia y la potencia de intercambio programada en el área de control
concerniente son ingresados en el controlador secundario como valores fijos.
a) Valor de frecuencia establecida
En orden a sincronizar el tiempo del sistema con el tiempo astronómico, el punto
establecido de frecuencia puede ser variado dentro de un rango de +-10mHz
sobre un período de 24 horas
= -"- \f(t)dt (ec. 47)Jo
En donde:
t: tiempo sincronizado
La discrepancia entre el tiempo sincronizado y el tiempo universal coordinado no
deberá exceder +-30 s.
- 7 3 -
b) Valor de intercambio de potencia establecidos
La suma algebraica de los programas similares horarios de intercambio
transferidos entre una área de control y las áreas adyacentes constituyen la
potencia de intercambio establecida para el área de control. En orden a prevenir
las excesivas fluctuaciones en las interconexiones cuando ocurren los cambios en
los programas, es recomendable que este salto debe ser convertido en una rampa
duradera de 10 minutos, empezando 5 minutos antes de los similares cambios
programados y finalizando 5 minutos más tarde. Este valor puede ser ajustado
como se requiera.
Exporl
10 min
10h
Irnporl
Sel poinl valué of power inlerchange Agreed hourly schedule
Fig 21 Potencia de intercambio y valores de potencia fijos ingresado en el controlador
4.1.2.6 Calidad del control secundario durante la operación normal
En orden a permitir los continuos monitores de calidad de control, la frecuencia
del sistema es evaluada estadísticamente cada mes para determinar la desviación
standard:
- 7 4 -
cr = (ec. 48)
n: El número de valores promedio de 15 minutos y el número y
duración de correcciones de frecuencia.
Las desviaciones de frecuencia A/| > 50mHz debe también ser monitoreadas con
respecto a la frecuencia establecida, y en la proporción de tiempo durante los
cuales A/" excede 50 mHz debe también ser medida.
.} t ~> ñ I \f('fn/ln (Ir ¡/i
El método de la trompeta para el monitoreo de la frecuencia es aplicado para la
evaluación de la calidad de control secundario.
49.750-100 900 1000 1100
t[s]
Fig 22: Método de la trompeta (curva sobre)
La reacción o respuesta del sistema interconectado sincrónico a un mayor
disturbio ¿±Pa (generación parada o pérdida de carga) en una área de control y el
retorno de la frecuencia a su valor inicial (calidad de control secundario) son
monitoreados.
- 7 5 -
En orden a determinar la calidad del control secundario en áreas de control or
bloques, las curvas trompeta del tipo //(/) - f0±A.e T han sido definidas en base
a valores obtenidos por la experiencia y el monitoreo de frecuencia del sistema
sobre un período de años. Cuando la frecuencia del sistema es mantenida dentro
de la trompeta durante el proceso de control secundario, el cumplimiento del más
reciente evento es considerado a ser satisfactorio en termino de control técnico.
Los siguientes valores son requeridos para la selección de una curva trompeta
para un incidente dado.
s Frecuencia de valor establecido f0
• La frecuencia real /, antes del accidente(diterente ae jo )
s La desviación máxima de frecuencia A/2 después del disturbio
En donde
(ec.49)
Por lo tanto la máxima desviación de frecuencia vendrá dada por:
A/i = (/2 - /,) = (A/¡ + A/J (ec. 50)
En la siguiente relación los valores de A y T se determinan como sigue:
/f0±A.e~T (ec. 51)
El valor de A es establecido en base a los monitoreos de frecuencia sobre un
período de un año A = l,2.A/2
-76 -
La frecuencia debe ser restaurada en un margen de d - ±20m//z de la frecuencia
de referencia 900 segundos (15 minutos) después de empezar el incidente.
La constante de tiempo T de las curvas trompeta es determinada por la siguiente
fórmula
T = Para T < 900s y d = 20mHz (ec. 52)
inOa
* a) Series de curvas trompeta
Las series de curv?c tron"100*? oue se presentan en la figura corno respuesta
requerida a la frecuencia del sistema después de una pérdida de potencia
dada, necesitan de las siguientes relaciones:
\,=»
de donde se tiene que
Para cada pérdida de potencia, la relación dada corresponde a la desviación de
frecuencia A/¡
En el monitoreo de frecuencia de muchos años se ha visto que las desviaciones
de frecuencia A/0 son a menudo más grandes (que va más arriba de ± 3QmHz
antes de un accidente, después del proceso de control secundario (va mas arriba
de±20m//z). Esto es debido a la insensibilidad del control primario y secundario y
la inexactitud de las mediciones.
En las series de curvas, esto es tomado en consideración por un incremento
general de 30 mHz en el factor A:
- 7 7 -
A' = +l,2.|(A/¡+30m//z)|
= +1,2. —.APfl + 30m//z) (ec. 53)
Todos los otros valores iniciales quedan igual. Esto se expresa en la siguiente
serie de curva con APfl como un parámetro
(ec. 54)
f [Hz
-100 O 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
Fig. 23 Series de curvas trompeta determinadas con H (t} (frecuencia del punto fijo f0 =
4.2 REGULACIÓN DE FRECUENCIA POTENCIA DEL SISTEMA
ELÉCTRICO ESPAÑOL
Hasta febrero de 1983, cada empresa eléctrica española se responsabilizaba de
la regulación instantánea de su mercado y la empresa Iberduero realizaba la
función de regulación del conjunto Peninsular frente al resto de Europa.
-78-
El control del cumplimiento de las funciones de regulación, se realizaba a partir de
la energía intercambiada en bloque de una hora, tomando los datos de
contadores homologados situados en el punto de frontera entre empresas.
Cada empresa disponía de unas bandas para el valor del error de regulación en
energía: una banda de insensibilidad alrededor del cero, una primera y una
segunda bandas; las dos últimas suponía en pago de la energía de
incumplimiento a la empresa que realizaba el servicio. Igualmente se pagaba la
disponibilidad del servicio, energía rodante necesaria para poder atender a las
demandas frente al resto de Europa.
A medida que iba aumentando la potencia y complejidad del sistema español y
por los requerimientos de potencia rodante y rapidez de respuesta, se vio la
necesidad de cambiar el sistema de regulación frecuencia potencia español.
Así se diseño el llamado Sistema de Regulación compartida Peninsular (RCP), ya
que incluye a Portugal. En el que básicamente se introdujeron respecto al anterior
variaciones:
1. Cada empresa participa en la regulación del conjunto en un porcentaje
proporcional a parámetros de su Sistema Eléctrico, ademáb Je regular su
propio mercado como anteriormente.
2. El seguimiento del cumplimiento de cada empresa se realiza
continuamente, por lo que esta pasa a ser en potencia en vez de en
energía.
En la actualidad existen siete zonas de regulación. Cada una de ellas tiene una
empresa cabecera de zona, Portugal no participa en la ayuda al conjunto pero el
resto de empresas deben hacerse cargo de sus incumplimientos.
Cada zona de regulación, dispone de la función de regulación P-f para su propio
mercado y recibe, del Centro de Control de la RCP, la orden que determina su
-79 -
aportación para compensar el error de toda la Península frente al resto de Europa
y para contribuir a la regulación de las zonas o producciones no reguladas.
El problema de regulación de P-f peninsular es muy complejo, como lo indica el
hecho de que debe controlarse la potencia circulante por más de 110 líneas de
interconexión repartidas por toda la península, y que el total de energía
intercambiada entre Zonas ha sido de más de 56000 millones de KWh en 1983.
Las empresas disponen de más de cincuenta centrales que pueden recibir la
señal de regulación, de las cuales unas veinte están en regulación simultánea. El
total de la potencia rodante de la RCP debe ser de 1000 MW; además cada
empresa debe disponer de la potencia rodante necesaria para regular su propio
mercado.
Entre España y Francia existe cuatro líneas de interconexión, dos a la tensión de
400 KV y dos a 220 KV. Dichas líneas pueden traspasar, en números redondos,
2500 MW de potencia en total. La potencia de generación instala en España, era
de 35633MW a finales de 1983.
4.2.1 RESERVA DE REGULACIÓN PRIMARIA
La regulación primaria de los grupos generadores deberá permitir un estatismo en
sus reguladores de manera que pueda variar su carga en un 1.5% de la potencia
nominal.
Para desvíos de frecuencia inferior a 100 mHz el desequilibrio de potencia del
sistema deberá estar corregido en un tiempo inferior a 15 segundos, mientras que
para desvíos de frecuencia de hasta 200 mHz el tiempo de repuesta variará
linealmente ente 15 y 30 segundos.
-80-
4.2.2 RESERVA DE REGULACIÓN SECUNDARIA (RRS)
En los períodos de variación rápida el valor de la Reserva Secundaria a Subir
(RSSUBh) expresada en MW sea del orden de:
(ec.55)
En donde:
Pmax: carga máxima prevista en el sistema, en WM para el período
considerado
^•' índice de la hora del período de programación (de 1 a 25 )
Para el resto del día el valor a considerar es de:
La Reserva Secundaria a Bajar (RSBAJ^ se establecerá, en función de las
condiciones de operación, entre el 50 y el 100% de la reserva a subir
0.5* RSSUB. < RSBAJ.< J.O*RSSUB.h h h
4.2.2.1 Presentación de las ofertas
Los generadores ofertan, para cada unidad de producción, una banda de
regulación, en MW, con su precio correspondiente para cada una de las horas del
día siguiente en precio por kilowatio (precio/kW)
Las ofertas contienen la siguiente información:
* Oferta de reserva a subir RNSsubir (MW)
* Oferta de reserva a bajar RNSbajar (MW)
* Precio de la banda de Regulación PSbantia(pTA/klv)
-81 -
* Variación de la energía necesaria respecto del programa existente,
(VEP(+/- MWh)_
* Código de indivisibilidad de la oferta
Las empresas productoras pueden realizar diferentes ofertas de regulación para
la misma unidad de producción, pudiendo ser solo una de ellas indivisible. Estas
ofertas podrán ser aceptadas de forma independiente, siendo e! resultado de la
asignación a cada unidad de producción el conjunto de todas las ofertas
aceptadas para ella.
La relación entre la reserva a subir y bajar de una oferta podrá ser distinta de la
establecida para el conjunto del sistema.
4.2.2.2 Asignación de la reserva de regulación
Para la asignación se tendrá en cuenta los siguientes criterios:
Zona de regulación:
Es la agrupación de unidades de producción que tiene capacidad de regular bajo
un sistema de Control Automático de Generación (AGC)
• Cada zona de regulación debe cumplir la relación entre la reserva a subir y
bajar para el conjunto del sistema.
• Para la valoración de una oferta se considera el coste de la banda.
• En el caso de igualdad de coste de varias ofertas, se realiza un reparto
proporcional de la reserva asignada, en función de la banda ofertada.
• Si la asignación de una oferta de RS con su redespacho asociado, crea una
restricción al sistema, no se considerará en el proceso de asignación.
• La suma de las bandas asignadas debe estar comprendida en un intervalo de
+-10% en torno a la banda de regulación requerida.
- 8 2 -
La metodología utilizada en la asignación de reserva por zonas se presenta en el
Anexo 3.
4.2.2.3 Valoración del servicio de regulación secundaria
En la valoración de la reserva asignada se tendrá en cuenta los siguientes
conceptos:
a) Reserva de regulación asignada
La banda de regulación asignada a cada unidad de producción se valora al precio
marginal de la banda resultante en cada hora, es decir, al precio de la última
oferta que haya sido asignada de forma total o parcial.
b) Energía de Regulación secundaria utilizada
La energía neta de RS utilizada como consecuencia del seguimiento en tiempo
real de los requerimientos de regulación se valorará al precio marginal de la
energía de Regulación Terciaria (RT) que hubiera sido necesario programar en
cada hora, tanto a subir como a bajar, para sustituir a la energía de regulación
secundaria utilizada.
4.2.2.4 Mecanismos excepcionales de asignación
En situaciones de emergencia para el sistema o en ausencia de ofertas
suficientes, el ente encargado de operar el sistema podrá adoptar las decisiones
que considere más oportunas para la utilización de la reserva secundaria
disponible en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los
agentes afectados
-83-
4.2.3 RESERVA DE REGULACIÓN TERCIARIA (RRT)
Como referencia se toma como reserva mínima de regulación terciaria en cada
período de programación el valor correspondiente a la potencia del mayor grupo
de generación acoplado mayorada en un 2% de la demanda prevista en cada
hora.
4.3 REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL MERCADO
ELÉCTRICO CALIFORNIANO
4.3.1 CALIDAD DE FRECUENCIA
En un SEP Interconectado debe primar la calidad de la frecuencia tanto en
operación normal como frente a perturbaciones. La calidad de frecuencia está
fuertemente ligada a la reserva de generación que se destine para regulación de
frecuencia en el sistema. El origen de la potencia de reserva necesaria para
superar una falla se modifica en el transcurso del período de observación desde la
ocurrencia de la falla hasta algunas horas posteriores, en función de los diferentes
tiempos de actuación de los elementos de control y de los tipos de unidades
generadoras que aportan reserva. La reserva de generación se puede clasificar
en función de los tiempos de acceso Ta:
s Reserva momentánea: Ta= 0.
Potencia de frenado de las masas rotantes
Dependencia de la carga con la tensión
s Reserva de segundos: Ta= 1 5 s
- Regulación primaria de bloques
- Dependencia de carga con la frecuencia
s Reserva de minutos: Ta= 1 15 min
-84-
- Regulación de bloque y regulación secundaria
- Bloques de arrancado rápido (reserva fría)
s Reserva en horas: Ta= 1 5 hs
- Bloques térmicos parados
4.3.2 CRITERIOS UTILIZADOS EN LA CALIDAD DE FRECUENCIA
El comité de Operación del North American Reability Council (NERC), formado
por casi la totalidad de las empresas generadoras de Estados Unidos y de
Canadá, puso en vigencia los criterios de desempeño mínimo para el control de
frecuencia que cubren condiciones de operación normales y de perturbaciones.
Estos criterios analizan el Error de Control de Área (ECA) definido como:
£C4 = (ra-7;)-10*/?*(/--/,) (ec.57)
En donde:
ECA: Este indicador representa el cambio de generación necesario en un
área para lograr el balance entre generación del sistema, la carga
del área y el intercambio neto programado, y para asistir al control de
la frecuencia del sistema.
Ta : Es la potencia por la interconexión
Ts: Potencia programada
fa : es la frecuencia a la que la regulación primaria estabiliza el sistema
fs: la frecuencia de referencia
p: representa la sensibilidad de la carga y de los reguladores de
velocidad con la frecuencia
-85-
a) Criterios para condiciones normales
s El ECA debe ser igual a cero al menos una vez cada 10 minutos.
s El promedio de ECA para cada período fijo de 10 min debe estar dentro de
los límites determinados según la razón característica de cambio de carga del
área
b) Criterios para condiciones de perturbación
s El ECA debe pasar por cero dentro de los 10 min de iniciada la
perturbación
s Las acciones correctivas deben iniciarse dentro del minuto de producida la
perturbación.
A pesar de que cada área debe mantenerse acotado su valor promedio no es
deseable mantener el ECA en cero, pues ello sometería innecesariamente a las
unidades a un régimen de maniobras rápido muy exigente. Con la exigencia de
cruce por cero se tiende a controlar el error de tiempo.
4.3.3 FACTORES DE INFLUENCIA SOBRE LA CALIDAD DE FRECUENCIA
En la determinación de la reserva de regulación efectiva se deben considerar
algunos factores que definirán el comportamiento de la frecuencia del sistema y
son los siguientes:
4.3.3.1 Comportamiento dinámico del sistema
De las componentes de reserva momentánea y un tiempo de acceso Ta de
segundos se puede planificar la reserva mantenida por los bloques de regulación
primaria, dado que el resto depende del estado de carga del sistema. Debido que
tanto la reserva momentánea como la de segundos varia durante los transitorios
dinámicos del sistema, cuando se calcula la reserva para regulación primaria en
un sistema eléctrico el tiempo de acceso y la cantidad de reserva activada no se
-86-
pueden considerar separadamente del comportamiento temporal del sistema,
siendo estrictamente necesaria la modelación del comportamiento dinámico de los
generadores y las cargas.
La diferencia de los cálculos considerando criterios netamente cuasi-estacionarios
o considerando la modelación del comportamiento dinámico se ve reflejada en la
potencia desconectada y consecuentemente en la energía no suministrada, las
cuates tienen una incidencia importante en la determinación de la reserva de
regulación primaria.
Con respecto al cálculo de la reserva para regulación secundaria de frecuencia,
una hipótesis requerida es que el período transitorio debe ser superado
exitosamente con la reserva para regulación primaria existente. Para la reserva en
minutos y de horas la dinámica del sistema juega un rol más pequeño, cuan más
alejado está el instante de observación del de falla. Por ello, para el cálculo de la
reserva en minutos en general, es adecuada la utilización de métodos basados en
modelos cuasi-estacionarios.
4.3.3.2 Comportamiento de la red de transmisión
Durante el cálculo de la reserva necesaria se consideran las limitaciones al
suministro de potencia impuesto por la red de transmisión.
s Capacidad de transporte
s Confiabilidad de líneas y transformadores
s Impedancia vista por los generadores
Tanto la capacidad de transporte como la confiabilidad de las líneas de
transformadores tienden a definir una distribución geográfica de la reserva de
potencia de generación que asegure que ésta pueda ser efectivamente utilizada
en el momento que se la requiera. La insuficiente reserva de capacidad de
transmisión y la falla de componentes de la red podría dar lugar a disponer de
reserva de potencia de generación sin posibilidad de ser utilizada.
-87 -
Con relación a la restricción, impedancia vista por los generadores, estudios del
comportamiento dinámico ante fallas han mostrado que la contribución de cada
generador en la actuación de la regulación de frecuencia para cubrir la potencia
de falla, se reparte principalmente entre los bloques mas cercanos de la falla,
según las impedancias de acoplamiento eléctrico, mientras que las unidades
lejanas participan en una proporción menor y recién luego de un retardo de
tiempo activan su reserva.
En sistemas interconectados radiales o con bajo grado de mallado en donde la
red de transporte impone limitaciones incluso en la operación normal. La
minimización de la influencia del sistema de transmisión exige una distribución de
la reserva por regiones, más aún si se tiene en cuenta la posibilidad de
aislamiento de regiones ante fallas de líneas de transmisión.
4.3.3.3 Despacho de los bloques que regulan
La reserva para regulación primaria requerida en el sistema debe distribuirse
entre todas las unidades habilitadas y disponibles para este fin. La participación
de la mayor cantidad de unidades redunda en un incremento del número de
potencia del sistema y con ello de la eficiencia de regulación, resultados de
estudios del comportamiento dinámico indican que se requiere de un menor
requerimiento de capacidad regulante total en el sistema para superar una
contingencia dada.
Para una mejor comprensión de lo expuesto se considera el siguiente ejemplo
basado en datos del Sistema Eléctrico Argentino.
-2OO
-3OO .
-JOO'
-5OO .
Fig.24 Variación de la frecuencia según el despacho de la reserva de regulación primaria
La figura 24 muestra la respuesta de la regulación de frecuencia del sistema
interconectado, ante la falla de un bloque de 600 MW de generación
(aproximadamente 4.2 % de la carga) en el área de la provincia de Buenos Aires,
y manteniendo una reserva de segundos de 600 MW según las siguientes
alternativas:
i. Uniformemente distribuida en todo el sistema (todos los bloques participan
de la regulación primaria)
ii. Solo en el área Ñor Este de Argentina (NEA)
iii. Sólo en el área Sur (COMANDE)
Como resultado de este análisis se obtuvo que el menor apartamiento de la
frecuencia luego de la falla se produjo con la alternativa ', mientras que las otras
dos presentaron una respuesta similar con un apartamiento algo más de 200 mHz
mas profundo. La alternativa ' muestra mejor regulación de la frecuencia respecto
de las otras dos, por un lado por la influencia de la red de transmisión (ubicación
de la reserva de segundos cerca o lejos del lugar de la falla), y por otro debido a
la participación en la regulación primaria de todos los bloques en servicio.
-89-
En relación con la porción de reserva para regulación secundaria que se desea
disponer rotando, el despacho debe realizarse teniendo en cuanta los siguientes
aspectos:
s El tiempo requerido para esta acción es del orden de los minutos, y por lo
tanto es factible obtener toda la reserva rotante disponible en cualquier
unidad en operación.
s La eficiencia de la RSF no mejora con el número de potencia del sistema, y
por lo tanto, no es necesario distribuir esta capacidad regulante entre la
mayor cantidad posible de unidades.
s Desde el punto de vista económico global del sistema resulta conveniente
cubrir la demanda de energía con las unidades más baratas, manteniendo la
reserva para RSF rotante en las unidades caras o en aquellas unidades que
por restricciones del despacho tienen reserva rotante que no puede ser usada
por la regulación primaria de frecuencia (RPF).
Del análisis anterior se puede concluir que para el cálculo de la reserva para RSF
incluyendo las restricciones en los procedimientos de optimización de la operación
la ecuación utilizada esta dada por:
N
(P max k~PGk) = RRSF (ec. 58)
(ec.59)
En donde:
cantidad de unidades de generación en operación
cantidad de unidades de generación que participan en la RSF con
reserva rotante
-90-
potencia generada por unidad de generación
Pmax: Potencia máxima disponible desconectando participación en RPF
RRSF: requerimiento de reserva rotante para RSF
Pd: potencia de demanda
Pp- potencia de pérdidas en la red
4.3.3.4 Costos asociados con la regulación de frecuencia
En la programación de la operación de sistemas de suministro de energía
eléctrica la economía, al igual que la confiabilidad, juega un papel muy importante.
El mantenimiento continuo de suficiente reserva en segundos está acompañado
de un aumento de los costos de operación. Muy poca reserva de segundos
resulta en el riesgo de déficit en el suministro ante la probable falla de bloques.
En el cálculo de los costos de operación de un sistema eléctrico se consideran
dos casos:
s Sin considerar las restricciones asociadas a la red de transporte de
energía eléctrica.
s Considerando las restricciones asociadas a la red de transporte de energía
eléctrica.
Los cálculos estocásticos de los costos de operación sin considerar las
restricciones asociadas a la red de transporte de energía se basan en la función
de densidad de probabilidad pdf de la demanda del sistema a partir del diagrama
ordenado de Duración de Carga.
/(*)=(ec. 60)
/.«= |/c;,
- 9 1 -
En donde:
f(x) : pdf de la demanda total del sistema
fCi(x) : pdf de la potencia disponible del i-ésimo bloque
/•W : pdf de la demanda luego de la inclusión de i bloques.
n : cantidades de bloques en operación
El parque de generación térmico es ordenado por sus costos específicos a
Potencia nominal, en orden creciente; el comportamiento operación falla de los
bloques generadores es modelado generalmente en forma simplificada a través
de un módulo de dos estados.
El cálculo estocástico se realiza bajo la hipótesis de independencia estocástica,
es decir, la demanda a cubrir luego de la incorporación de "i" bloques se obtiene
mediante la convolución sucesiva de las pdf de la demanda con la pdf de la
potencia disponible de cada uno de los "i" bloques.
La energía suministrada por el bloque i-ésimo, se obtiene a partir de la diferencia
entre las pdf de la demanda antes y después de la entrada del bloque.
Una vez incluido el último bloque generador, restará un diagrama por cubrir cuya
área es proporcional al valor esperado de la energía de déficit.
En la figura 25 se muestra las sucesivas funciones de distribución de probabilidad
de la demanda del sistema (obtenidas integrando las pdf), ante la incorporación
de los bloques generadores según una lista de prioridades.
-92-
Fig 25. Funciones de Distribución de Probabilidad de la demanda del sistema
En este esquema, la operación de un bloque generador, despachado según la
lista de prioridades definida, puede violar las restricciones asociadas a la red de
transporte de energía eléctrica, ya que es despachado en principio a su Potencia
nominal.
4.3.3.4.1 Costos de mantenimiento de reserva
El mantenimiento de reserva de regulación exige que los bloques designados
para regular sean despachados con carga parcial, dando lugar a un incremento
de costos de operación debido a que se deben despachar más bloques que los
estrictamente necesarios para cubrir la demanda, los que además tienen por lo
general mayores costos operativos, generando energía eléctrica cada vez más
cara.
4.3.3.4.2 Costo de energía no suministrada
Las fallas ocasionadas en los bloques de generación con potencia que superan a
la reserva de segundos provista, deben ser superadas con la ayuda de la
desconexión de carga, lo cual puede producir daños importantes en la economía
del usuario final. La determinación de estos costos de déficit exige la difícil
estimación de los mayores daños que tienen los consumidores individuales
-93-
provocados por una interrupción en el suministro. Estos daños mayores se
clasifican en daños independientes y dependientes de la duración de la
interrupción. Los daños independientes de la duración se producen
inmediatamente con la aparición de la interrupción. Los daños dependientes en
cambio, aumentan con la duración.
Costo de energía no suministrada = (K * P ) + (K * P *T ) (ec.61)
En donde:
Kp: Costo específico de interrupción de potencia ($/kW)
K - Costo específico de energía no suministrada ($/kWh)
p<tes: magnitud de la interrupción (kW)
T,i: duración de la interrupción
Para !a ecuación anterior se toma como ejemplo el Mercado Eléctrico Europeo y
se consideran los siguientes valores:
^ 0.67 $/kW para la potencia desconectada y
^ 2 $/kW para la energía no suministrada
4.3,4 CALCULO DE LA RESERVA EN GIRO EN EL MERCADO ELÉCTRICO
CALIFORNIANO
En el mercado californiano el requerimiento del Operador del Sistema (ISO) para
reserva rotativa es de 50% de la Reserva en Operación (OR). Este requerimiento
es igual a 5% de la demanda a ser cubierta por las fuentes de generación
hidroeléctrica (hidro), mas 7% de la demanda a ser cubierta por otras fuentes de
generación, más 100 % de cualquier importante interrupción, o la simple mayor
contingencia.
En el cálculo de la OR debe cumplirse lo siguiente:
OR = max(OR\,OR2) + 100% de las importaciones no firmes (ec. 62)
- 9 4 -
En donde:
OR\: Un porcentaje de (5%) de la generación hidráulica programada más
un porcentaje (7%) de otras fuentes de generación
OR2 : Pérdida en MW de la contingencia más severa
OR\ Es calculado separadamente para cada SC basado en su carga y la
generación hidráulica programada y entonces sumada sobre todos SCs.
OR2, es calculado para todo el sistema como el máximo de los valores que se
mencionan a continuación y para cada hora:
s Valor registrado por el operador para cada zona y cada hora
s La unidad de generación más grande para cada hora
s El más grande enlace de importación de la red del área de control de la ISO
para cada hora.
La reserva en operación requerida es calculada para cada región (SC).
Importaciones individuales y energía de exportación programadas y sus firmezas
son tomadas en consideración.
-95-
Para una mejor compresión consideremos el siguiente ejemplo:
La Reserva Operativa es calculada para 3 SCs
^ & é- "M
;? £ £ £ i jí §1 1 1 1 1 1 1 { ¡*| t ^ 3 o o $ O o
QP £? CX CX *C C CX w / 3 w°° fd >< c U <U C O j C T ^ í U C r
O W >5 O O h S c ¿ ^ o ^ Q - ! ?
SC1
SC2
SC3
TOTAL
500
100
3000
100
P
0
400
100
50
50
0
0
150
200
3050
0
0
0
13
14213.5
240.5
0.0540.0580.888
1
2.3242.50338.17
En donde:
ExpFirm ¡ '.r J xi
Im pFirm ¡ :r J xt
\rs\pNoFirnij '.
GenHidro.. '.
Carga medida en la región del SC por intervalo de tiempo
acordado *
Exportación firme de la región del SC por el intervalo de
tiempo acordado l
Importación firme a la región del SC por el intervalo de tiempo
acordado *
Importación no firme a la región SC por el intervalo de tiempo
acordado l y
Generación hidroeléctrica medida en la región SC por el
intervalo de tiempo suplementario.
El ejemplo anterior ilustra el cálculo completo para la determinación de la Reserva
Base de Operación Obligatoria para cada región por el período de acordado', las
ecuaciones utilizadas son las siguientes:
-96-
DemandaBase\ =Caij*Med. +ExpFirmi (ec. 63)} xt ° i XI r J xl v '
DemandaBase2 ¡ - DemandaBase\ - Im pFirm ¡ (ec. 64)i tí Ar/ ' J xl v '
DemandaBase3 ,. = DemandaBasel , - lm pNoFirm f (ec. 65)/JTÍ J Xl ^ J XI V '
DemandaBasel = DemandaBasel , - GenHidro . (ec. 66)^ .tí J .v/ J je/ x '
La reserva obligatoria del SC tiene los siguientes componentes:
^ Obligación debido a las importaciones= O
s Obligación debido a las importaciones no firmes (siempre y cuando ía
demanda cero)=\QQ%lmporiaciónNoFirmej
s Obligación debido a la demanda servida por generación
hidráulica= 5% * Maxp,Min(DemandaBase3JXÍ>GeneracíónHidráulicaMedida .x
El máximo de la función es usado porque DemandaBasel . puede ser negativa.
De esta manera la Reserva total de operación requerida por el SC es:
Jxl =\QQ%*lmporíNoFirmjxt +
5% * MíwqO, Min(pemand3Base jxt , GenHidroMedida )}
+ 7% * Max(o, Demandábase fr ) (ec. 67)
El porcentaje reserva de operación obligatoria es:
Re sBaseOp Re q(MW) ixl%ResOpOb¡ig(MW)ixl = = - - - — - -^— (ec. 68)
}
Finalmente la reserva rotativa base obligatoria es:
ResRoíBaseOb lg - % ̂ esOpOblig(MW)jxl * AdjSpinToíal(MW)(f (ec. 69)
- 9 7 -
Si se sabe que:
AdjSpinTotal(MW)xl = SpinTotal(MW) xl - TotalOnDemandSpinOblig x, (ec. 70)
A demás se conoce que:
SpinTolal(MW) xl = Spin?rocureDAM(MW)xr +
Spin?rocureHA(MW)xl +
TotalEffectiveSelf?TovideSpin(MW)xl (ec. 71)
En donde:
SpinTotal(MW)^ '• Es el valor de la reserva rotativa en la región por aquella que
está disponible en la ISO para el autoabastecimiento del
sistema y a través de la adquisición en el día anterior y hora
anterior al mercado.
Es el SpinTotal(MW) xt menos cualquier
obligación en la demanda en la región
MW de la reserva rotativa obtenida por la ISO en
el día anterior al mercado en la región * el
período acordado *
MW de la reserva rotativa obtenida por la ISO en
el día anterior al mercado en la región * el
período acordado *
AdjSpinTotal(MW}xl-
Spin ProcureDAM(MW)xl '•
SpinProcureHA(MW)xl '•
-98-
4.4 REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL MERCADO
ELÉCTRICO ARGENTINO
En Argentina, la Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad
Anónima (CAMMESA) es el ente encargado de supervisar el funcionamiento del
MEM, planificar las necesidades de potencia y optimizar su aplicación.
Es interesante hacer notar lo exigente que es el Mercado Eléctrico Argentino
(MEA) en cuanto a la regulación de frecuencia en particular en lo referente a la
información que se sólita a los generadores.
En cuanto a las condiciones para participar en los distintos niveles de regulación
de frecuencia (RPF, RSF) las exigencias son bastante altas. Además se señalan
los instrumentos de medida que son recomendables utilizar para la regulación de
la frecuencia como también sus características.
Se hace mención además a las diversas condiciones de operación del sistema:
S Condiciones normales
s Condiciones anormales
s Condiciones de emergencia
Para cada una de ellas se determina un conjunto de condiciones para la
regulación de frecuencia.
4.4.1 REQUISITOS PARA LA HABILITACIÓN DE MAQUINAS PARA
PARTICIPAR EN LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA.
Un generador para poder participar en la regulación de frecuencia del (MEA) debe
cumplir ciertos requisitos técnicos dirigidos a los equipos de control y de
regulación de la máquina y/o central para poder llevar a cabo en forma
satisfactoria la RPF y RSF.
- 9 9 -
Debe además darse a conocer que las solicitudes que hace el Operador del
(MEA) no difiere con la información requerida por cualquier central eléctrica.
4.4.2 REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA
En la determinación de la reserva para la RPF se deben considerar los
siguientes aspectos:
s Cada generador está obligado a aportar el porcentaje (%) óptimo de su
generación despachada con regulación propia o pagando a los
generadores que regulan más que el óptimo.
s Los agentes consumidores pueden requerir un % superior al óptimo
pagando a los generadores que lo aportan.
s El excedente aportado se cobra y el fallante no aportado se paga al precio
horario de RPF
s El despacho de RPF se realiza junto con el predespacho y redespacho
diario
4.4.2.1 Calculo del porcentaje óptimo (RP%)
El cálculo se realiza estacionalmente, la función objeto considera los siguientes
costos:
^ Suma del costo de la energía no suministrada (para desbalances de
diferente magnitud) y el costo de operación, en función de diferentes % de
RPF despachados.
s El porcentaje óptimo de reserva para RPF será aquel en el cual la función
objeto resulte mínima.
-100-
En esta determinación los costos que se considera son los siguientes:
s Sobrecostos de producción en función del incremento de reserva para
RPF.
s Costos de la ENS por variaciones de la demanda
^ Costos de la ENS originada por la falla intempestiva de grupos
generadores.
4.4.2.2 Requerimiento de Energía Regulante para Regulación Primaria de
Frecuencia
Para cada hora "h" resulta un requerimiento de Energía Regulante para RPF (ER)
de acuerdo a la demanda a abastecer (demanda más las pérdidas) y el
Porcentaje Estacional para Regulación Primaria (RP%).
ERha = RP% * DEMABha (ec. 72)
En donde:
ERha'. Requerimiento de Energía Regulante para RPF en el área "a" en la
hora "h".
Análogamente, el Requerimiento óptimo para Regulación Primaria en el área "a" e
la hora "h" se calcula con el Porcentaje óptimo para Regulación Primaria (ROR%)
RORha = ROR% * DEMABha (ec. 73)
Para cada hora "h" el porcentaje de reserva regulante (RPFEST%) para cada
máquina térmica o central hidroeléctrica para cubrir el requerimiento de su área
de despacho correspondiente al Porcentaje Estaciona! para Regulación Primaria
está dado:
- 1 0 1 -
a) En el mercado y en cada área desvinculada importadora "a", por
el Porcentaje Estacional para Regulación Primaria (RP%).
RPEST%ha = RP% (ec. 74)
b) En cada área desvinculada exportadora "a", el porcentaje
resultante de la relación entre el Requerimiento de Energía
Regulante para RPF (ER) y la generación del área (GENER).
RPEST%ha = ERhalGENERHa (ec. 75)
Para una hora "h", el porcentaje de reserva regulante óptima (RPFOPT%) de cada
máquina térmica y central hidráulica del área correspondiente a su compromiso
de aportar al Requerimiento Óptimo para Regulación Primaria está dado por:
a) En el Mercado y cada área desvinculada importadora "a", el Porcentaje
Óptimo para Regulación Primaria (ROR%)
b) Para cada área desvinculada exportadora "a", el porcentaje resultante
de la relación entre el Requerimiento Óptimo para Regulación Primaria
(ROR) y la generación del área (GENERL).
RPFOPT%ha = RORhalGENERLha (ec. 76)
4.4.2.3 Precio de la Regulación Primaria de Frecuencia
El precio de la RPF queda definido horariamente en el despacho de reserva
regulante.
Cada hora, en un área de despacho el precio de la RFP refleja la relación entre la
demanda, dada por el Requerimiento Óptimo para Regulación Primaria (ROR), y
la oferta dada por la reserva regulante disponible para el área.
-102 -
El Precio de la Energía para Regulación primaria (PRP) está dado por el precio
Spot de la energía en el área de despacho (PSPOT), o sea el Precio de Mercado
o el Precio Local que corresponda, resultante de la generación y condiciones
previstas en el despacho de reserva regulante.
Sin Déficit de regulación Primaria Óptima,
PRPha = PSPOTha (ec. 77)
Si por el contrario surge Déficit de Regulación Primaria Óptima, el precio de la
Energía para Regulación Primaria (PRP) está dado por el promedio entre el precio
Spot de la energía en el área de despacho, ponderando por reserva regulante
signada, y el precio de la primera máquina falla, o sea el costo asignado al primer
escalón de falla, ponderando con la reserva regulante faltante y un factor de
impacto.
Con déficit de Regulación Primaria Óptima
PRPhaPSPOTha * RESDESPha + PFALLA * KJ * (RORka - RESDESPha)
RORha(ec. 78)
En donde:
h:
a:
PSPOT ha:
PFALLA:
Kl:
RESDESP ha:
hora
Área de despacho
Precio Spot de la energía en la hora "h" en el área "a" que
resulta en el despacho de reserva regulante.
Costo asignado al primer escalón de falla.
factor de impacto, que representa el impacto sobre el riesgo
de falla de la falta de RPF.
Energía regulante asignada en e! despacho de reserva
regulante.
- 103-
En la comercialización de la energía eléctrica, en el MEM se distinguen tres
formas:
Mercado Spot: Donde los precios varían en forma horaria de acuerdo a los
requisitos y la disponibilidad equipos que haya en cada momento. El ingreso de
máquinas para abastecer la demanda se hace con un orden prioritario de costos,
es decir entran en servicio primero las más económicas hasta cubrir la potencia
más reserva y las que no son requeridas quedan sin operar. En este mercado
existe un reconocimiento para la energía en función de los costos de combustible
y otro para la potencia que representa los costos fijos.
Mercado Estacional: Se define dos períodos semestrales en el año, con fechas
de comienzo el 1° de mayo y 1° de noviembre relacionados con las épocas de
hidraulicidad. En cada período estacional se define un precio estabilizado de la
energía , en función de lo que se espera costará durante esos seis meses. Los
distribuidores pueden comprar a ese precio y las diferencias que surgen con
respecto a los precios reales que se produjeron en el Mercado Spot, se cargan al
período siguiente.
Mercado a término: Se establece entre generador y distribuidor o gran usuario
con la firma de un contrato. Se determinan las condiciones de entrega de la
energía y de pago, como así también los plazos de vigencia y los resarcimientos
de una de las partes por incumplimiento de la otra. Los precios se pactan
libremente.
4.4.2.4 Factor de Eficiencia Horaria
Dado un nivel de reserva para RPF (RRP) con un estatismo (E), la reserva
dispuesta para RPF se agota para una desviación media de la frecuencia igual a:
Dfmxp.u. = (RRPp.u. * Epu.) (ec. 79)
p.u.: significa valor en por unidad
- 104-
Cuando se agota la reserva para RPF, resulta que la eficiencia de la RSF es nula
Para valorizar la eficiencia de la RSF se utiliza el factor de Eficiencia Instantáneo
(FERSI) que mide la porción de la reserva prevista para la RSF efectivamente
disponible en cada hora.
FERSI = 1 - DfF I Dfmx (ec. 80)
En donde:
DfF: desviación filtrada de !a frecuencia
Dfmx: Desviación de frecuencia que agota la reserva para RPF
Cuando la desviación filtrada de la frecuencia (DfF) iguala la desviación de
frecuencia que agota la reserva para Regulación Primaria de Frecuencia (Dfmx),
el Factor de Eficiencia Instantáneo (FERSI) es nulo. En cambio, cuando la
frecuencia media coincide con la nominal el factor de eficiencia es igual a uno.
4.4.3 REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA
En el cálculo de la reserva de potencia para RSF se deben tener en cuenta los
siguientes aspectos:
^ La participación es voluntaria
^ Los generadores hidráulicos mensualmente ofertan un precio para RSF
como un porcentaje del PM o PL (precio tope 50%)
s La participación de las centrales se da de acuerdo a un orden creciente de
sus precios ofertados y de acuerdo a sus costos marginales en el caso de
centrales térmicas.
- 105-
4.4.3.1 Requerimiento de Energía Regulante para Regulación Secundaria de
Frecuencia
Para cada hora "h" resulta un Requerimiento de Energía Regulante para RSF
(ES) de acuerdo a la demanda a abastecer en el MEM (DEMABMEM) y el
Porcentaje Estacional para Regulación Secundaria (REST%).
ESh = RSEST% * DEMABMEM, (ec. 81)
En donde:
ESh '• Energía Regulante requerida para RSF en la hora "h"
4.4.3.2 Precio de la Regulación Secundaria de Frecuencia
Para una hora el Para una hora el precio de la Energía para Regulación
Secundaria (PRS) está dado por un porcentaje del precio Spot de la energía en el
Mercado que resulte en la operación diaria.
En las horas en que la RSF se asigna a una central hidroeléctrica sin necesidad
de recurrir a reducir su despacho, el porcentaje esta dado por el requerido por
dicha central para realizar la RSF. En todos los otros casos, el porcentaje está
dado por el Porcentaje Máximo para Regulación Secundaria.
4.4.3.3 Determinación del Factor de Eficiencia Horaria de la Regulación Secundaria
de Frecuencia
En la determinar el factor de eficiencia horaria de la RSF se debe seguir los
siguientes pasos:
^ Adquirir la señal de frecuencia cada 10 segundos.
^ Filtrar la desviación de la frecuencia con un filtro pasabajos de promedio móvil
de 6 minutos
- 106-
^ Realizar el promedio horario délos valores absolutos de las desviaciones
filtradas de la frecuencia (DfFh).
s Calcular el factor de eficiencia para una hora "h" con la siguiente fórmula.
FERSHh = 1 -; DfFk i Dfmxa: (ec. 82)
En donde:
* Dfmxa: Es la desviación de frecuencia que agota la reserva para RPF, y que
es establecida en la Programación Estacional
4.5 MÓDULO DE CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN (AGC)
Es un sistema de control por retro-aümentación que regula la salida de potencia
de los generadores eléctricos para mantener la frecuencia y/o el intercambio de
» potencia especificados.
4.5.1 EL ERROR DE ÁREA DE CONTROL (ÁREA CONTROL ERROR - ACE)
Es calculado en base al modo de operación seleccionado por el despachador:
• Intercambio de Red constante
• Frecuencia constante
i • "Tie Line Bias"
El programa AGC contiene dos lazos de control:
a) Lazo de Control de Unidades
Lazo interno que mantiene la salida de potencia deseada de los generadores por
medio de puntos de ajuste (set-points) o pulsos de "incremento / reducción". La
- 1 0 7 -
lógica de limitación reconoce que las unidades térmicas pueden exceder sus
límites durante cortos períodos.
b) Lazo de Asignación de Carga
Es un lazo externo que altera la salida de potencia del generador deseado en
respuesta al Error de Área de Control (AGE Área Control Error), sujeto a
restricciones de ancho de banda del lazo interno. Se aplica un filtro no lineal al
ACE para minimizar acciones de control innecesarias
El algoritmo de asignación de carga computa dos componentes de la distribución
de carga:
a) Componte económica
Donde a cada generador se le asigna una carga base más un factor económico
de participación que permite distribuir económicamente la corrección ACE.
b) Componente regulatoria
Se usa un componente adicional debido a que las capacidades regulatorias no
siempre son proporcionales a los factores económicos de participación, (ej:
unidades de respuesta rápida, las cuales son deseables para regulación, no son
siempre las más económicas). Esto incluye un factor económico de asistencia
para aquellos generadores que no son normalmente usados en la regulación.
- 108-
4.5.2 DESPACHO ECONÓMICO
El sistema incluye un programa de Cálculo de Despacho Económico, el cual
despacha la generación de! sistema para suplir una carga determinada
minimizando el costo de producción. Para cada generador despachable, el
programa calcula la carga base óptima y los factores regulatorios de participación.
Estos datos son usados por los algoritmos de control de lazo cerrado del
programa AGC.
A cada generador se le puede asignar hasta tres conjuntos de parámetros
económicos, consistentes de las curvas de uso de combustible, límites de tarifa y
límites económicos alto y bajo. Cada curva de uso de combustible es
representada como un conjunto lineal de segmentos que pueden ser
descontinuos. El despachador selecciona el conjunto de parámetros económicos
adecuados compatibles con el combustible que el generador está usando
actualmente.
4.5.3 MONITOREO DE RESERVAS
La función de Monitoreo de Reservas calcula las reservas de capacidad de
generación (rotantes, no rotantes / detenidas, y totales). Se pueden definir límites
de alarmas alrededor de estos puntos para alertar al despachador sobre
violaciones de reservas mínimas. Si se desea, los límites pueden ser
automáticamente actualizados para representar un porcentaje de la carga actual.
4.5.4 PROGRAMA DE INTERCAMBIO
Una ventana en pantalla mostrando el Programa de Intercambio, le permite al
despachador definir y revisar las transacciones programadas de intercambio de
- 109-
potencia. El programa AGC toma estos intercambios programados en
consideración cuando está calculando el Error de Área de Control.
Para cada transacción, el despachador ingresa el nombre de la compañía, la
cantidad del intercambio, las fechas y horas de comienzo y fin, la tasa de
incremento y decremento del intercambio (ramp up and ramp down rates), y el
precio. En el momento del comienzo de la transacción, el manejador de la
transacción "ramps" la cantidad de la transacción. La cantidad que esta siendo
"ramped" en cualquier momento determinado aparece para cada transacción en la
pantalla de Intercambio. La pantalla también muestra los siguientes totales.
• Intercambio Neto Actual, basado en mediciones en las líneas de conexión.
• Intercambio Neto Programado, derivado de las transacciones activas
• Tasa de Incremento Neto Programado (Net Scheduled Ramp Rate), basado
en todas las transacciones activas.
• Destino Neto Programado, basado en las cantidades de intercambio después
de que cualquier transacción actual tipo "ramping ¡n or ramping out" sea
completada.
4.5.5 PROPIEDAD COMPARTIDA DE UNIDADES
Tanto el programa AGC como el de despacho económico soportan el uso de
unidades en propiedad compartida.
Unidades internas, operadas por la compañía, para las cuales hasta otras cuatro
otras compañías solicitan determinados porcentajes de generación compartida.
Tales solicitudes pueden ser enviadas vía RTU o ICCP.
- n o -
Unidades externas, operadas por otras compañías, para las cuales el usuario
envía su solicitud de porcentaje deseado de generación compartida.
4.5.6 OTRAS CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA INCLUYEN LAS
SIGUIENTES:
Soporte para unidades generadoras hidroeléctricas por medio del filtro de
adelanto/atraso en el lazo de control de la unidad, para compensar por los efectos
dinámicos de la columna de agua del gobernador.
Dado que el sistema AGC soporta un valor de "desviación de frecuencia
programado" es posible realizar corrección de errores manual o automáticamente.
Los datos de salida del modulo AGC incluyen los valores calculados que
satisfacen los requerimientos para reportes especificados por los criterios de
rendimiento/operación de NERC A1 y A2. Adicionalmente, el número de segundos
desde la última vez que el AGE pasó por cero, es mantenido en un seudo punto
analógico. Asignado una alarma a este punto, el usuario puede alertar al
despachador sobre cualquier intervalo de 10 minutos en el cual el AGE (Área
Control Error) no ha pasado por cero.
4.5.6.1 Editores
El módulo AGC incluye un conjunto de editores que permiten configurar y ajustar
el sistema. El usuario puede crear su propio panel de control usando la interfase
WorldView.
- 1 1 1 -
CAPITULO V
5. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS Y APLICACIÓN EN
EL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO
En resumen el método de cálculo utilizado por el CENACE en la determinación
del porcentaje óptimo de reserva para regulación primaria de frecuencia considera
aspectos técnico-económicos y es determinado en base a dos elementos: los
sobrecostos de producción con costos operativos y sobrecostos de producción
con costos marginales además en esta determinación se considera el costo de la
energía no suministrada conformada por los costos cuando se produce la pérdida
de generación y los costos producidos por variación de la demanda. En la
determinación del porcentaje óptimo de reserva se han considerado aspectos de
mínimo costo y seguridad del sistema condición importante para el sistema
eléctrico ecuatoriano por lo que resulta interesante el análisis que realiza el
CENACE. Sin embargo se debe dar a conocer otros métodos de determinación de
la reserva de potencia para regulación de frecuencia que se están manejando
actualmente en otros países así como también criterios para medir el desempeño
de la regulación.
En este contexto se ha analizado los métodos de cálculo antes mencionados, y se
observa que el método utilizado por la UCTE proporciona información detallada
en cuanto a esta temática, además proporciona otros aspectos que se deben
tomar en consideración en la regulación de frecuencia es decir para mantener el
balance entre producción y demanda como son por ejemplo la medición de la
calidad de regulación, la repartición de reserva por áreas, así como también los
elementos constitutivos del área en cuestión.
Del Mercado Eléctrico Español se ha extraído algunas consideraciones como son
por ejemplo la importancia de dividir un sistema eléctrico complejo por áreas
- 112-
sectores ó zonas, la consideración de que la zona debe estar comprendida por
una empresa.
Del mercado Eléctrico Californiano se ha extraído características importantes que
debe cumplir una zona, así como también otros criterios de repartición de reserva
por áreas, ubicación geográfica de la reserva, criterios para medir la calidad de
frecuencia.
Del estudio del Mercado Eléctrico Argentino se concluye que el sistema eléctrico
ecuatoriano se basa en gran parte en los estudios que este mercado realiza en
cuanto a la determinación de reserva de potencia para RPF y RSF, así como
también requisitos de funcionamiento del generador, elementos de medición,
pruebas realizadas, entre otros.
De todos estos estudios se ha escogido el proporcionado por la UCTE por la
información más detallada y precisa en cuanto a determinación de reserva se
refiere y el control que ella implica para mantener operando al sistema de
potencia en condiciones seguras.
La repartición de reserva por zonas es realizada en forma equitativa para cada
zona, es decir la zona que posee mayor generación en operación será aquella
que mayormente contribuya a la regulación de frecuencia.
La reserva para RPF es determinada considerando la mayor contingencia
observada en el SNI ya que es en esta condición en la cual se produce el mayor
desbalance entre producción y consumo, de esta manera se está ya clasificando
a los generadores que participarán en la regulación de frecuencia, pues no todos
podrán ajustar sus reguladores a un valor más allá del que les sea permitido.
La UCTE presenta vasta información con respecto al control de calidad del
desempeño tanto de la reserva para RPF como también para RSF, se detalla el
método empleado para la medición del desempeño local y la medición de la
calidad global. Para el caso de la regulación secundaria de frecuencia existe el
- 1 1 3 -
método de la trompeta destinado a medir el desempeño del control secundario ,
además se observa el criterio empleado en la supervisión de las desviaciones en
cada área de control.
5.1 CONSIDERACIONES GENERALES
En el análisis se consideran los siguientes puntos:
• La división del SNI por zonas; zona Norte, zona Sur con predominio de
demanda y zona Paute con predominio de generación, esta forma de división
ha sido obtenida por el CENACE en base a simulaciones realizadas y se
muestra en la tabla 32
• La división del SNI por zonas, cada zona conformada por su propia empresa
distribuidora y se muestra en la tabla 35
• Período estacional para el caso de la UCTE se considera el cambio de período
estacional cada medio año, invierno que se extiende desde el 1ro de octubre
hasta el 1 ero de Marzo, para nuestro país el período Abril/2001 -
Septiembre/2001
• Criterios de cálculo utilizados por la UCTE tanto para la determinación de
reserva de potencia para RPF y RSF, como también para la distribución de la
reserva
• La configuración del SNI al mes de Marzo de 2001.
5.2 DETERMINACIÓN DE LA RESERVA PARA REGULACIÓN
PRIMARIA DE FRECUENCIA
Los aspectos considerados en la determinación de la reserva para RPF son los
siguientes:
a) Debido a que la regulación primaria es una respuesta rápida con un tiempo de
actuación menor a los 20 segundos los generadores que van a realizar RPF
- 114-
deben cumplir ciertas normas técnicas con respecto a sus estatismos. Estos
han sido determinados por el CENACE y se mencionan en la tabla 29-B.
b) La repartición de reserva por zonas considera dos escenarios:
• Cada zona se encuentra conformada por los generadores pertenecientes a
la zona y que cumpíen con los requerimientos de estatismo recomendados
en la tabla 29-B.
• Cada zona está representada por el área de concesión de cada empresa
distribuidora del SIN tabla 34.
c) En la determinación de la reserva de potencia para la RPF se ha considera
como grandes contingencias Ppu a las siguientes:
Caso A: La mayor falla observada en el SIN, es la salida de la línea Paute-
Pascuales 700 MW.
Caso B: Salida de la Central Térmica Trinitaria 133 MW
Caso C: Salida de la Central Térmica Esmeraldas 125 MW
Caso D: Salida de las Centrales Térmicas Esmeraldas y Trinitaria 258 MW
5.2.1 ECUACIONES UTILIZADAS EN LA DETERMINACIÓN DE LA
RESERVA DE POTENCIA PARA LA RPF
Para el cálculo de la reserva de potencia las ecuaciones utilizadas son:
P =C Prpi *-í"r/>
' E..
En donde:
p Contribución de reserva de potencia para RPF de la zona / (MW)
p Potencia de la mayor contingencia observada en el SNI (MW)
C. Coeficientes de contribución
- 115-
E¡'. Electricidad generada en la zona /
Eu: Es la producción eléctrica total en todas las N zonas de control del
sistema interconectado (MW).
£„=£,+£, + / - 3
La determinación del costo que representa mantener esta reserva de potencia en
cada zona se determina para los distintos escenarios antes mencionados sobre la
base de las siguiente ecuaciones:
v Kl'F ^ !< ' falla
En donde:
CRPF : Costo de la reserva de potencia calculada (US$)
C : Costo de potencia para el mes de Abril del 2001 igual a 4811,5
(US$/MW),.valor determinado por el CENACE tanto para RPF como
también para RSF con valores presentados en la tabla 31 "£/ apone
acumulado de reportes de transacciones ", es obtenido como sigue:
Ingresopor RPFóRSF ^
'<"»'"'" PRFÓRSF
P : Potencia de la mayor contingencia observada en el SNI (MW)falla
Teniendo en consideración los datos de estatismo de la tabla 29-B se procede a
clasificar la generación tanto de las empresas de generación como de las
empresas distribuidoras de la tabla 29-A.
Para el caso del SIN dividido en zonas norte, sur y Paute se procede a calcular el
coeficiente de distribución para las empresas que cumplen los estatismos
recomendados que se indican en la tabla 29-B, el coeficiente de distribución
correspondiente a cada zona es determinado por la relación entre la energía
- 116-
anual (GWh) producida por la zona y la energía anual total de las zonas
consideradas, los datos de energía producida por las empresas que cumplen con
los estatismos recomendados se muestran la tabla 29-A.
Posteriormente se procede a determinar la contribución de reserva de potencia
semestral por zona para la RPF como el producto del coeficiente de distribución
por las contingencias consideradas en los casos: Caso A, Caso B, Caso C, Caso
D.
Finalmente se obtiene la reserva de potencia para cada uno de los casos
anteriormente mencionados como la suma de las reservas correspondientes a las
zonas norte, sur, Paute.
Seguidamente se procede a determinar los costos que representa mantener en
cada área considerada, estos costos son determinados como el producto de la
contingencia observada en los casos anteriores considerados y el valor del costo
de potencia para el mes de Abril del 2001 igual a 4811,5 (US$/MW), determinado
por el CENACE y utilizando la ecuación:
_ IngresoporRPFóRSF
El valor de 481 1 .5 US$/MW ha sido obtenido utilizando los datos de la tabla 31 .
De igual forma se procede a dividir al SNI por las áreas de concesión de las
empresas distribuidoras y se utiliza los datos de la tabla 29-A, los datos de esta
división se muestra en la tabla 34.
Seguidamente se procede a determinar los coeficientes de distribución para las
zonas así concebidas como el cociente entre la energía anual (GWh) producida
por la zona y la energía anual total de las zonas consideradas.
- 1 1 7 -
Seguidamente se procede a determinar el aporte de cada área para la reserva de
RPF, para los cuatro casos antes considerados. Finalmente se calcula la reserva
de potencia total semestral.
Con los datos de reserva por zona se calcula el costo que tendrá mantener esta
reserva en la zona, el cálculo del costo es realiza teniendo en consideración el
criterio antes mencionado, estos resultados se muestran en la tabla 35.
5.2.2 RESULTADOS OBTENIDOS
1} Este método de cálculo determina directamente la reserva con la que debe
contribuir cada área en la regulación de frecuencia, la reserva en las distintas
áreas es obtenida en forma equitativa, teniendo en consideración la
capacidad de generación de cada área y el SEP completo, aquella área que
dispone de mayor capacidad de generación contribuirá mayormente a la
regulación.
2) Los coeficientes de contribución son determinados en base a la energía anual
producida por la zona y la energía total del SNI. Con esto se logra medir la
capacidad de producción de la zona, permite medir el grado de crecimiento
de la zona tanto en generación como en demanda.
3) La metodología utilizado en la determinación de la reserva de potencia para
RPF difiere de la que se aplica en el CENACE.
4) Para el caso de considerar a la zona conformada por los generadores
pertenecientes a la zona y que cumplen con los requerimientos de estatismo
recomendados, no se considera todos los generadores conectados al SNI,
sino más bien solo los que cumplen con los estatismos recomendados en el
último estudio realizado por el CENACE, porcentaje óptimo RPF y RSF para
la estación lluviosa períodos Abril/2001-septiembre/2000.
- 118-
5) Como se conocer el método propuesto por la UCTE en la determinación de la
reserva para la RPF es función de la mayor contingencia observada en el
sistema, es así que por ejemplo de las cuatro contingencias analizadas existe
una mayor contribución por parte de las zonas cuando se produce la pérdida
de la línea Paute-Pascuales (700 MW), zona norte 135,7 (MW) con un costo
de 653.260,9 US$, zona Sur 174,5 (MW) con costo de 840.008,4 US$, zona
Paute 389,6 (MW) con un costo de 1.874.780,5 US$, estos resultados se
presentan las tablas 32 y 33.
6) La menor contribución de las zonas se observa para la pérdida de la central
Esmeraldas zona norte 24,2 (MW) 116.653,7 US$ con un costo de, zona sur
31,1 (MW) con un costo de 150.001,50, zona Paute 69,5 (MW) con un costo
de 334.782,2 US
7) Para el caso de que la zona está conformada por el área de concesión de la
empresa distribuidora igualmente se observa una mayor contribución para
cuando se produce la salida de la Línea Paute- Pascuales 700 (MW), es así
que existe una contribución mayor por parte de la zona Centro Sur con 336,2
(MW) con un costo de 1.617,862,8 US$, y una menor contribución por parte
de la zona Guayas los Ríos 0,0535 (MW) con un costo de 257,7 US$,
8) Así igual que el caso anterior se observa una menor contribución por parte de
las zonas cuando se produce la pérdida de la central Esmeraldas 125 (MW),
en este caso la menor contribución se da por parte de la zona Guayas Los
Ríos que aporta con 0,009567 (MW) con un costo de 46,03 US$, mientras
que el mayor aporte se da para la zona Centro Sur 60,044 (MW) con un costo
de 288.904,08 US$, los resultados de este y el punto anterior se muestra en
las tablas 34 y 35.
9) Se observa que la suma de las contribuciones de potencia de cada área da
como resultado la mayor falla ocurrida en el SIN.
- 119-
10) En los cuatro casos estudiados las condiciones analizadas son distintas pero
finalmente los costos totales para las contingencias consideradas resultan ser
iguales.
11) Finalmente la reserva semestral que deberá disponer el SNI corresponderá al
valor de potencia de la mayor contingencia observada en el período
considerado.
• 5.3 DETERMINACIÓN DE LA RESERVA PARA REGULACIÓN
SECUNDARIA DE FRECUENCIA
En la determinación de la reserva para RSF se consideran los siguientes puntos:
a) Se conoce que la RSF es la acción manual o automática sobre los variadores
de carga de un grupo de máquinas dispuestas para tal fin, que compensan el
error final de la frecuencia resultante de la RPF. Su tiempo de respuesta es del•
orden de varios minutos para, de ser posible de acuerdo a la magnitud de la
perturbación, recuperar el valor nominal de la frecuencia.
b) En la determinación de la reserva de potencia para la RSF del SIN se
considera las demandas máximas de cada zona
c) Para este caso, la repartición de reserva por zonas considera los siguientes
puntos:
»• Cada zona esta conformada por las empresas generadoras repartidas en zona
Norte, Sur, Paute.
• Cada zona está representada por el área de concesión de cada empresa
distribuidora del SNI, conformada por las unidades generadoras
pertenecientes a la zona.
- 120-
5.3.1 ECUACIONES UTILIZADAS EN LA DETERMINACIÓN DE LA
RESERVA DE POTENCIA PARA LA RSF
Las ecuaciones utilizadas son las siguientes:
- a*L... + b2 -barKSI-
En donde:
KXF : Reserva de potencia para RSF de la zona / (MW)
: Demanda máxima de la zona /(MW)
a, b son constantes cuyos valores son determinados por la UCTE y son iguales a
10, 150 respectivamente
El costo que representa mantener reserva de potencia para RSF en cada zona es
* determinado como sigue:
En donde:
Costo de la reserva de potencia para RSF de la zona / (US$)KSI-
i' : Costo de Potencia correspondiente al mes de Abril del 2001, igual a
4.8115 US$/kW, valor determinado por el CENACE
Reserv Reserva de potencia para RSF de la zona / (MW)RSF
Inicialmente se procede a distribuir a las empresas que cumplen con los
estatismos recomendados en la tabla 29-B en zonas Norte, Sur y Paute. Esta
distribución se realiza con las empresas que se indican en la tabla A.
- 121 -
Una ves clasificada las empresas de la tabla 29-A en zonas Norte Sur y Paute se
procede a encontrar la demanda máxima diaria, estos datos de demanda máxima
han sido obtenidas de las páginas web del CENACE y se muestran en la tabla 30.
Seguidamente se procede a determinar la reserva de potencia para RSF
utilizando la ecuación (44), la reserva así determinada corresponde a la reserva
de potencia para RSF de un día de estudio con fecha 2001/03/30.
Finalmente se procede a determinar el costo mensual de esta reserva como el
producto de la reserva para RSF y el costo de potencia de 4811,5 (USS/MW)
considerado, estos resultados se muestran en la tabla 37.
igualmente para ei caso en que la zona este comormaaa por ei área ae concesión
de las empresas distribuidoras se procede a determinar la reserva diaria para
RSF utilizando los datos de demanda máxima indicados en la 31, seguidamente
se procede a determinar la reserva de potencia semestral multiplicando la reserva
diaria por 180 días que tiene el semestre. Estos resultados se muestran en la
tabla 38
El costo correspondiente a la reserva de potencia es obtenido como el producto
de la reserva de potencia para RSF y el valor del costo de potencia de 4811, 5
(US$/MW). Estos resultados se muestra en la tabla 39.
5.3.2 RESULTADOS OBTENIDOS
Del análisis anterior se deduce lo siguiente:
1) La reserva de potencia para RSF es obtenida en forma equitativa, teniendo en
consideración la demanda máxima de la zona, aquella área que disponga de
mayor demanda máxima será la que contribuya mayormente a la RSF.
2) Para este caso del SNl dividido en zonas: norte, sur, Paute, la zona de mayor
demanda máxima corresponde a la zona norte 690.9 MW por lo tanto esta es
la zona que aporta mayormente con una reserva de 21.4 MW con un costo de
- 1 2 2 -
103.406,7 US$, mientras que la menor demanda máxima se observa para la
zona sur 465,1 MW que aportará una reserva de 14,6 MW con un costo de
71.098,8 US$. Esta división a sido realizada tratando de equilibrar las reservas
para las tres zonas. Estos valores son indicados en las tablas 36 y 37
3) Para el caso de la zona conformada por el área de concesión de cada
empresa distribuidora, el mayor aporte de reserva de potencia se observa para
la zona Empresa Eléctrica Ecuador con 15,4 MW con un costo de 74.381,6
US$, la menor contribución de reserva es para la zona de Azogues con
0,312141891 MWcon un costo de 1.501,8 US$. Estos resultados se presentan
en las tablas 38 y 39.
- 123-
CAPITULO VI
CONCLUSIONES
Para el caso de sistemas multi-área en donde existe interconexión de varios
sistemas eléctricos de potencia (SEP), los requerimientos de potencia para
enfrentar desbalances rápidos de distinta magnitud deben actuar rápidamente
frente a una contingencia, esto se logra si se dispone, entre otras cosas, de
potencia de reserva en la zona en donde se ha producido la variación, esto
permite acceder más rápidamente a la reserva de potencia, disminuir las pérdidas
por transmisión y existe un control adecuado de la misma, pues es más fácil
controlar una zona eléctrica pequeña que todo un sistema eléctrico completo, por
lo tanto un sistema interconectado debe estar dividido por áreas, zonas o sectores
especialmente cuando se tiene un sistema de potencia complejo y grande.
En el estudio del comportamiento del sistema ante contingencias de distinta
magnitud se deben considerar modelos lineales del mismo, es decir que el
sistema debe ser representado por elementos simplificados con los cuales se
pueda realizar el análisis, pues un sistema eléctrico completo implica una
representación en bloques muy difícil de analizar. Algunos modelos se detallan en
el presente trabajo de investigación.
En el control de un sistema eléctrico de potencia debe existir calidad de control,
es decir debe medirse el grado de efectividad que tuvo la actuación tanto de la
reserva primaria como la secundaria aplicadas para corregir algún desbalance.
Esto se puede lograr mediante los métodos que se presentan en este trabajo de
investigación, los mismo que consideran el control de calidad tanto local como del
sistema eléctrico completo; por ejemplo: el método de la trompeta utilizado en el
control secundario, el método de control local y global utilizado en la regulación
primaria.
- 124-
Entre todos los métodos presentados en esta investigación se ha escogido el
método que recomienda la Unión para la Coordinación y Transporte de Eléctrica
principalmente por la amplia información que se tiene del mismo. Aquí se detalla
la repartición de la reserva por zonas que en el futuro podría ser muy importante
para el SNI, pues el crecimiento de la demanda que se espera exista en el país irá
paulatinamente transformando al sistema eléctrico ecuatoriano en un sistema
complejo y difícil de controlar en su conjunto. Esto también obligará a que cada
zona vaya buscando la forma de generar su propia energía eléctrica, dando paso
de esta manera a las llamadas fuentes de energía no convencionales como son
por ejemplo energía eólica, energía solar, pues en el pais existen lugares
carentes de agua o petróleo pero ricas en vientos, biomasa, luz solar etc.
El avance de la ciencia y tecnología ha contribuido grandemente en esta temática
es así que problemas grandes y complejos que anteriormente eran muy difíciles
de resolver, hoy por hoy son resueltos mediante un computador que a través de
un proceso iterativo logra encontrar soluciones con un porcentaje de error mínimo
y en pequeñísimos intervalos de tiempo (nanosegundos). Actualmente existe un
sistema que logra integrar los distintos parámetros de un sistema de generación,
tanto de constitución, funcionamiento, como de operación del mismo, el llamado
control automático de generación (ó AGC) el cual regula en forma automática la
salida de potencia de los generadores eléctricos para mantener la frecuencia y/o
el intercambio de potencia especificados.
El problema de reserva de potencia para regulación de frecuencia será resuelto
con un sistema AGC (Control Automático de Generación) que el CENACE deberá
implementar en la brevedad del caso para realizar el control más preciso, y
rápido, de la frecuencia del sistema, con este sistema se logrará determinar qué
generadores participarán en la regulación secundaria, mantener interactuando
generadores.
En el método propuesto por la UCTE, la determinación de la reserva para la
Regulación Primaria de Frecuencia es función de la mayor contingencia
- 125-
observada en el sistema. Esta metodología ha sido obtenida en base a estudios y
años de experiencia de su propio sistema eléctrico.
Se observa que para Regulación Primaria de Frecuencia, la reserva que deberán
mantener las áreas así concebidas corresponde a la potencia de la mayor falla
observada en el SNI. En este estudio se analizó como mayor contingencia a las
siguientes. Caso A: la salida de la línea de doble circuito Paute - Pascuales que
representa aproximadamente 700 MW, Caso B: pérdida de la Central Térmica
Trinitaria de 133 MW, Caso C: pérdida de la Central Térmica Esmeraldas 125
MW, finalmente se considera la pérdida de las Centrales Térmicas Esmeraldas y
Trinitaria de 258 MW. De este análisis se observa que el caso extremo es la
saliüa üe ia linea de doble circuito Paute- Pascuales, ebia condición représenla
muy costos elevados ya que significaría mantener una reserva rotativa muy alta.
Por lo que en el análisis se deben considerar las pérdidas de mayor frecuencia
como puede ser la salida de potencia equivalente a las máquinas de mayor
capacidad del sistema, o sea una capacidad equivalente a las Centrales Térmicas
Esmeraldas y Trinitaria.
La información analizada proporciona resultados importantes en cuanto a la
repartición de reserva de potencia por zonas, pues considera la potencia que
dispone cada zona y la potencia total del sistema, repartiéndola en forma
equitativa de acuerdo al llamado coeficiente de contribución.
Una zona debe ser capaz de cubrir su propia demanda, las desviaciones
ocasionadas en ella, así como también mantener una reserva de potencia para
regulación de frecuencia, en caso de no poder hacerlo deberá solicitar ayuda a
otras zonas adyacentes que tengan exceso de potencia generada.
Como es razonable, mientras mayor sea la contingencia mayor será la reserva
para Regulación Primaria de Frecuencia que deberá poseer el sistema eléctrico
para enfrentarla y por ende el costo resultante será también alto.
- 126-
En la determinación de la reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia se
considera la demanda máxima, si la zona posee una demanda pequeña la
reserva con la que contribuirá esta zona también lo será. La reserva para
Regulación Secundaria así obtenida ha sido determinada utilizando una fórmula
empírica obtenida de la experiencia europea. Por lo cual esta fórmula mediante
otros trabajos deberá ser analizada para confirmar la aplicabilidad al sistema
eléctrico ecuatoriano.
En la determinación de la reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia es
muy importante la agrupación de zonas. Dependiendo de esta agrupación la
reserva por zonas será distinta para cada caso. Esta repartición servirá a la
distribución correcta que realizada por el CENACE.
- 127-
RECOMENDACIONES
Se recomienda que el CENACE emprenda un estudio para la automatización de
las centrales de generación con lo cual se logrará el control óptimo de los
recursos de generación que dispone el SNI, así como también la determinación
de otros elementos que necesita el SNI para enfrentar contingencias de
cualesquier índole. El problema de la determinación de reserva de potencia para
regulación de frecuencia será resuelto con un Control Automático de Generación
(AGC), pues con este sistema se logrará obtener respuesta a los estudios de
respuesta dinámica y que tienen ver con la reserva de potencia
El crecimiento progresivo de la demanda hace pensar que en un futuro el SNI se
volverá en un sistema muy complejo y difícil de controlar en su totalidad por lo que
se recomienda dividir el SIN en zonas, considerando las empresas distribuidoras.
Con la división por zonas se está logrando a más de un mejor control de la zona,
a que cada zona emprenda estudios de energía alternativa, es decir instalación de
otro tipo de centrales de generación a las conocidas hasta la actualidad en el
país, centrales eólicas, centrales solares, centrales biomasa. En el país existen
lugares pobres en agua, petróleo, gas pero ricas en otros tipos de energía.
En la determinación de la reserva de potencia para regulación secundaria de
frecuencia se deberá considerar al SNI dividido en zonas, zonas que estarán
comprendidas por las empresas distribuidoras de acuerdo al estudio presentado.
En la división de reserva por zonas, cada zona debe cumplir requerimientos de
elementos constitutivos de la zona para ello se recomienda considerar los
modelos que se presentan en este trabajo de investigación.
Al momento de realizar estudios de Sistemas Eléctricos de Potencia se deben
considerar criterios de distintos entes eléctricos que existen en todo el mundo, por
ello se recomienda analizar las paginas web que se detalla en la bibliografía pues
existen personas interesadas en conocer nuestro sistema eléctrico y ver en que
nos pueden ser útiles.
- 128-
BIBLIOGRAFÍA
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2.- CENACE; "Estudios eléctricos para la aplicación del modelo establecido en el
LRSE"; Ed. Dirección Nacional de Planeamiento.
3.- CORPORACIÓN DE ESTUDIOS Y PUBLICACIONES; "Ley de Régimen del
Sector Eléctrico"; Ed. Talleres de la Corporación de Estudios y Publicaciones;
Abril del 2000; Quito - Ecuador; 2da edición.
4.- DELGADO MONTENEGRO Ibeth; "Estudio de los Sistemas Reguladores de
velocidad y turbinas hidráhulicas y su influencia en la estabilidad transitoria de un
sistema eléctrico de potencia", 1998; tesis de grado.
5.- FITZGERALD A. E. Y otros; "Máquinas Eléctricas"; Ed. McGRAW-HILL
INTERAMERICANA DE MÉXICO; 1992; Naucalpan de Juárez-México; 2da
edición.
6.- GARRRIDO Luis; "Políticas de operación del sistema nacional interconectado en
régimen estacionario y transitorio"; 1995; tesis de grado,
7.- LOPES Patricio; "Regulador Electrónico de carga para microcentrales
hidroeléctricas"; tesis de grado.
8.- SALAZAR Gabriel; "Determinación de los factores de nodo del sistema Nacional
Interconectado y análisis de sensitividad"; 2000; tesis de grado.
9.- TAPIA Pablo; "Optimización del consumo eléctrico en una industria"; 1994; tesis
de grado
-129-
10.-ARGUELLO; Gabriel; "Análisis y Control de Sistemas Eléctricos de Potencia ";
1988; pg 1-13
11.-INSTITUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE SAN JUAN
ARGENTINA; "V Symposium of Specialists in Electric Operational and Expansión
Planning;, 1996; Recife(PE)-Brasil; pg 387,395,399,309-401
12.-ONATE; Jaime; "Determinación de los factores de potencia y niveles de voltaje
óptimos para la operación del Sistema Nacional Inteconectado enmarcado en la
regulación 005/00, transacciones de potencia activa en el MEM"; Quito; 2000;
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15.- CENACE; "Determinación de la reserva rodante de generación para la operación
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Ed. Dirección Nacional de Planeamiento; pg 1-13
16.-CENACE; "Planteamiento Eléctrico de la Operación del MEM período Lluvioso
Abril-Septiembre/2000"; Ed. Dirección Nacional de Planeamiento; pg 1-10
INTERNET
17.-www.ucte.org
18.-"Reserva de regulación, Servicio Complementario de Regulación Primaria,
Servicio complementario de Regulación Secundaria, Servicio Complementario
de Regulación Terciaria;
- 130-
www.ree.es/apps/index dinámico.asp?menu=/capQ3/menu ope.htm&princípa
l=/apps/o01.asp"
19.-www2.ing.puc.cl/power/alumno%2000/evaluación/evaluación%2Qde%20los%
2Qservicios%20complementarios.htm
20.-www.caiso.com/docs/2000/04/13/2000413073256175.Ddf
21.- www.caiso.com/docs/1999/03/03/1999030314150510201.pdf
22.-www.caiso.com/docs/2000/04/13/2000413073520656.pdf
23.-www.caiso.com/docs/200Q/04/13/2000413073418189.pdf
24.-www.quindar.com/sp/ms age.htm
25.-www.power.expert.com
26.-www.google.com
27. -www.cammesa.com.ar/
28.-www.cenace.org.ee
29.-www.conelec.gov.ec
- 1 3 1 -
ANEXOS
ANEXO 1
Método de cálculo utilizado por el CENACE
para la determinación de la reserva de
potencia para Regulación Primaria y
Secundaria de Frecuencia
Libro: DESPACHO-ECONÓMICO
Macro: )Cntrl + a
[Cntrl + v
Carga las salidas: Desp-Mx1-0.dat, etc. que son losdespachos de los flujos de carga de todas las simulacionesy los coloca uno a continuación de otro, sumando lasgeneraciones de todas las unidades y totalizando en lascentrales y los ubica de acuerdo con su costo variable degeneración. Para cargar otro caso se cambia los nombresen el VisualBasic del macro.
Copia los resultados de los archivos DESVIACIONES.xlsy CORTE DE CARGA.
Hojas utilizadas en el macro: Datos, Despacho y Cálculos.
TABLA No 2HOJA DE DATOS
FLUJOE.LLUBUS#
9
*
•
FLUJOE.LLUBUS#
1 PTI INTERA VEDE POTENC DELVIOSA - DE DAÑAME BSK CO
1 PAUTE-AB15 CUENCA 697 PAUTE-C 13
15 LOJA 69.017 MILAGRO 6922 MACHALA1628 S.ELENA 69.35 V-INEC-213.36 V-INEC-31337 G-INEC-413.51 S.DOMING653 C.T.ESME1354 ESMERALD664 G-S.ROSA1373 GUANGOPO79 I BARRABAS81 PUCARÁ 1387 RIOBA-6969.89 AGOYAN 1390 AMBAT-BA692 TULCAN69693 D-PERIPA13
148 MANTA 69.600 G-EQIL-213601 PAUTE-AB1607 PAUTE-C 13.622 MÉXICO 13.627 G-PASCUA1628 ECUAP-SE1631 V-EMEL-113.632 V-TRIN-113.649 ECUAP-SD1664 G-S.ROSA13665 GPVG-EME1670 CUMBA13.4681 PUCARÁ 13689 AGOYAN 1 3693 D-PERIPA13700 G-EQIL-213.701 PAUTE-AB1707 PAUTE-C 13.731 G-EMEL-113732 G-ENERGY1738 CONS-EQT1764 G-S.ROSA13765 VPVG-EME1770 NAYON13.46793 D-PERIPA13801 PAUTE-AB1807 PAUTE-C 13.829 G-EQIL-313.831 G-EMEL-213870 GUAN+CHI4901 PAUTE-AB1907 PAUTE-C 13.929 G-EQIL-313.
1 PT! INTERA VEDE POTENC DELVIOSA - DE DAÑAME BSK CO
931 G-EMEL-313970 GUAL-HER4
1031 G-EMEL-5131131 G-EMEL-6131231 G-ALTI-113.1331 G-ALT1-213.
POWERSNI-NIVELDMCNS
3-222
-2-2-222
-2-1•2-2•2-2-2-2-22
-2~22
-2222
~2~2222
-2-2-22
-22
-2222
-2•2-2-222
-222
-2-2-2222
POWERSNI-NIVELDMCNS
-22-2-222
111111111111111111111111111111121
"11111111111111111111111
111111
SYSTEDEMAS/E:PGEN
8642.2
939.6
01011
67.967.9
02070
22.38
32.613.772.59.24.366
21.535.3
9393
000
27.9120.989.3
00
37.20
72.50
35.39393000
16.727.927.9
09393
00
4.79393
37.2SYSTEDEMAS/E:PGEN
020.5
00
35.332.5
M SIMULANDA MAXI1 942 MWQGEN
22.722.125.9
3.3040
38.438.4
01030
124.2154
23.54.92.5
26.911
10.923.325.9
00
31.414.732.1
60250
130
23.50
10.923.325.9
000
258
11.60
23.325.9
002
23.325.9
7.7M SIMULANDA MAXI1942 MWQGEN
07.7
00
9.67.3
TOR--P SS/EMA - J ULIO/99#¿NOMBRE? SERVA:QMAX QMIN
3422.1
485.5
04
6.44545
01030
124.2154
304.92.5351112344800
40156460250
170
300
123448
000
2515130
3448002
344812
TOR--P SS/EMA-J ULIO/99#¿NOMBRE? SERVA:QMAX QMIN
0800
2020
-49-9
-650000
-15-15
000000
-4-15
-4
-3200
-200
-10-49-65
00
-24-16-30-60-11
0-40
0-32
0-10-49-65
000
-11-10-10
0-49-65
00-4
-49-65-10
0000
-10-10
Sun.#¡VALOR!
7%VSCHED
1.051.031.05
11.021.02
11.041.041.05
11.05
11.051.021.021.041.021.021.021.021.041.011.051.051.051.051.051.051.051.031.051.051.051.011.051.021.051.051.051.051.051.051.051.051.051.011.051.051.051.051.05
1.011.051.051.05
Sun,#¡ VALOR!
7%VSCHED
1.051.011.031.031 031.03
1 3-Dec
VACT.1.05
0.97271.05
11.01111.00251 .0038
1.041.04
0.99330.97820.88440.97150.93640.99140.99880.9996
0.9891.02
1.01261.0006
1.040.982
1.051.051.05
1.00250.9791
1.051.051.03
1 .02881 .04821 .0239
1.010.9651
1.021 .0064
1.051.051.05
1.01811.01181.00351 .0454
1.051.01
1 .00641.051.05
1.03251.01810.9924
1.051.051.05
1 3-Dec
VACT.1.0181
1.011.01811.0181
1.031.03
TOTAL 2011.8
TABLA No 3
ORDENAMIENTO DE CENTRALES DE ACUERDO ACOSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN
EMPRESAS
HIDRÁULICAS
1 PUCARÁ2 AGOYAN3 PAUTE4 DAULE PERIPA
TÉRMICAS
4 B NUEVA 15 ESMERALDAS6 TRINITARIA7 G.ZEVALLOSTV38 G.ZEVALLOSTV29 ANÍBAL SANTOS10 DESCANSO11 GUAYAQUIL 112 GUAYAQUIL 213 GUAYAQUIL 314 GUAYAQUIL 415 ELECTROQUIL 316 ELECTROQUIL 417 GUANGOPOLO18 ELECTROQUIL 119 G.HERNÁNDEZ20 R. SUR (LOJA)21 STA. ELENA22 ALVARO TINAJERO 123 PASCUALES24 ELECTROQUIL 225 MANABI26 MILAGRO27 ESMERALDAS28 STQ DOMINGO29 EMELNORTE30 MQNAY31 ORO32 ALVARO TINAJERO 233 LULUNCOTO34 AMBATO35 G. ZEVALLOS TV436 ECUAPOW. S.DGO.37 SANTA ROSA 138 SANTA ROSA 339 SANTA ROSA 240 ANÍBAL SANTOS 541 ANÍBAL SANTOS 642 ENERGY CORP43 ANÍBAL SANTOS 144 ANÍBAL SANTOS 245 ECUAPOW. S.ELENA46 RIOBAMBA47 BOLÍVAR48 ANÍBAL SANTOS 349 ELECTROQUITO 150 ELECTROQUITO 251 GRUPOS MÉXICO
TOTAL
TIPO TOTAL
| S/./Kwh I
HHHH
50.0050.0050.0050-00
Desp-Mx2-7%Térmico
MW
Hidra
MW
32.6145.0923.0
66.0
BDBVBVBVBVBVBDBVBVBVBVDGDGBDDGBDDD
DGDGDGDDDDDDD
DGDD
DGDGDGDGDGDGDGNADGDGDGDD
DGDGDGD
212.67276.3282.1300.7303.8327.5377.1411.54194436.6446.8479.5482.0494.3519.5540.0546.4552.3565.3574.3582.6583.7600.6601.5623.4633.6654.7661.36705677.7684.6688.3705.6722.5730.4730.4791.0793.8799.0873.5885.3885.9891.1892.1
1041.04980.04980.04980.0
120.967.967.927.912.04.74.7
9.39.3
37.222.335.314.97.5
11.035.3
35.321.5
7.02.0
10.032.5
5.6
89.3
16.7
30.2
69.82.1
12.3
9.2
13.7
707.9J 1303.9|
InecelEmelec
EEQC.Sur
RegulanRestoTotal
197.6157.378.9
120.9
554.6153.3707.9
1166.6
1166.6
1166.6
TABLA No 4
REGULAN
Ex -Instituto Ecuatoriano de
Electrificación (INECEL)
HIDRO(4)
Pucará
Agoyan
Paute
Daule-Peripa
TERM(21)
Esmeraldas
Trinitaria
G.Cevallos
TV2.TV3.TV4
B. Nueva 1
Guangopolo
Electroquil
1,2,3,4
Pascuales
S. Rosa 1.2,3
Ecuapower
S.Domingo
Energy Corp
Ecuapower
S. Elena
Electroquito 1 .2
Grupos
Mexicanos
EMELEC
TERM(12)
Anibal Santos
Guayaquil
1.2,3,4
Alvaro
Tinajero 1,2
Anibal Santos
1,2.3,5,6
Empresa Eléctrica Quito
(EEQ)
HIDROO)
G. Hernández
TERM(2)
G. Hernández
Luluncoto
Empresas Eléctricas del
Centro y Sur
(C. Sur)
HIDRO(1)
Descanso
TERM(2)
Descanso
Monay
NO REGULAN
HIDRO(4)
R.Sur Loja
Riobamba
Emelnorte
Ambato
TERM(10)
Manabi
R.Sur
(Loja)
Sta. Elena
Bolívar
Sto :
Domingo
Esmeraldas
Riobamba
Emelnorte
Milagro
Ambato
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6.34
282.
1030
0.66
303-
7732
7.54
377.
0741
1.45
419.
4443
6.59
446.
6147
9.46
481.
9749
4.32
519.
54
539.
9654
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552.
31
565.
3257
4.26
582.
5658
3.65
600.
6260
1.52
623.
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633.
6265
4.68
661.
3267
0.48
677.
71
664.
6268
6.29
705.
6272
2.50
730.
3973
0.39
791
.00
793.
79
799.
0367
3.54
885.
2568
5.93
891.
12
125.
0
12
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38.0
38.0 6.0
10.0
40.0
21.5 7.5
33.4
75.0
2.1
11.3
11.3
92
123.
7
11.9
15.9
72.3
72.3
19.B
29.7 9.9
9.9
5.0
5.0
39.6
37.6
37.6
37.6 5.9
10.0
39.6
21.5 7.5
11.0 2.0
7.0
33.1
74.2
2.1
11.3
11.3 9.2
122.
5
11.8
15.7
71
.571.5
19.6
29.4
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4.9
4.9
39.2
37.2
37.2
37.2 5.9
10.0
39.2
21.5 7.5
11.0 2.0
7.0
2.4
1.0
17.6
32.7
73.5 2.1
11.3
11.3 9.2
121.
3
116
15.5
70.8
70.8
19.4
29.1 9.7
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4.9
4.9
38.8
36.9
36.9
36.9 5.8
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ANEXO 2
Definiciones requeridas por la UCTE
ANEXO 2
2. DEFINICIONES REQUERIDAS POR LA UCTE
2.1INSENSIBILIDAD Y BANDA MUERTA DE LA UNIDAD
GENERADORA PARA EL CONTROL PRIMARIO
La insensibilidad es definida por los límites de frecuencia entre los cuales el
controlador no responde. Este principio es aplicado a la unidad generadora para
el control primario completo.
Una distinción es deducida entre la insensibilidad involuntaria asociada con la
inexactitud estructural en la unidad y la banda muerta establecida
intencionalmente sobre el controlador de un generador.
La característica frecuencia potencia del sistema de potencia de un área de
control dada debe permanecer tan constante como sea posible, dentro del rango
de frecuencia aplicado.
El rango de insensibilidad de los controladores deben ser tan pequeño como sea
posible, y en cualquier caso debe no exceder +-10mHz.
2.2RANGO DE CONTROL PRIMARIO
Range oí pnmary conlrol
Range of oplimisalion
Rancjc oí terliary reserve
Range of secondafy control
" \ Range where pnrnary conirol is~\ still operative II is [Jioyu-'ssivelx- ' replaced by set:ond;iry ronirnl
Type ofcontrol
leriiary
Secondoryconlrol
Primaryconlrol
30 s 15 mm
Fig I, Rangos de activación de varios tipos de control con respecto al tiempo
Timo from boginning ofoverall system deviation
El rango de control primario es el rango de ajuste de potencia para control
primaria, dentro del cual los controladores pueden proveer automáticamente
control, en ambas direcciones, en respuesta a una desviación de frecuencia.
El concepto de control primario se aplica a cada generador, cada área de control,
y el sistema interconectado completo.
2.3 ÁREAS DE CONTROL
G1Control áreas and control blocks in the UCPTE synchronous zone
(situation end of 1998)
* L. industria! nel with B, public net with D# DK: Continental part (ELSAM) only
O BiH partly with HR. partly with EKC
£3 RO - BG ptovisionallv connected with EKC. GR and AL
Legend
control block
! J control área
( 1not UCPTE member
=block coordinator
ÍH~| FEKC [o -r— rTirn - • t
RENEL
RO O
4BG
GR
Presently sepaialed (rom Ihe íest of UCPTE
Fig 2, Áreas de control y bloques de control en la UCTE
Cada área de control esta físicamente demarcada por la posición de los puntos de
medición de la potencia de intercambio del controlador secundario concerniente
Está equipado y operado con un sistema LFC (Control carga-frecuencia)
Es el responsable del control primario de frecuencia dentro de su territorio
• Es el responsable de la contabilidad dentro de su territorio
• Es usualmente coincidente con el territorio de una compañía o un país.
2.3.1 CONTROL DE BLOQUE
• Está compuesto por uno o más áreas de control trabajando juntas en la
función LFC con respecto a otros bloques det control de! sistema.
• Es capaz de mantener los intercambios totales programados del bloque hacia
todos los otros bloques del sistema.
• Toma parte, junto con los otros bloques, en la restauración de la frecuencia al
valor de referencia bajo una perturbación
• El bloque de control no es el responsable del control primario de frecuencia de
todo el bloque; este queda dentro de la responsabilidad de las áreas de control
individuales;
• Es el responsable de contabilizar dentro de su territorio
• El LFC dentro de un bloque de control puede ser organizado de acuerdo a uno
de los siguientes esquemas
• CENTRALIZADO: LFC es realizado centralmente por un único
controlador secundario; este es el clásico LFC organizado de países
con centrales eléctricas disponibles.
• PLURALISTICO: LFC es realizado en un camino descentralizado
con más de un área; un único socio, el coordinador de bloque
regula a todos los bloques hacia sus vecinos con su propio
controlador y capacidad regulante, mientras todos los otros socios
del bloque regulan sus propias áreas de control en un camino
descentralizado
• JERÁRQUICO LFC es realizado en un camino descentralizado
con más de un área; un único socio, coordina el bloque, opera los
bloques superpuestos controlados que directamente son influidos de
todas las áreas del bloque de control; el coordinador de bloque
puede o no puede tener capacidad de regulación en si mismo.
2.4 REGULACIÓN PROPIA DE LA CARGA
Esta es definida como la sensibilidad de consumidor de carga a variaciones en
frecuencia, generalmente expresada en % Hz
2.5 CARACTERÍSTICA FRECUENCIA POTENCIA DEL SISTEMA
*i 1MW/Hx
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Fig 3. Presentación de resultados-control primario
La característica frecuencia potencia del sistema define el comportamiento de
frecuencia del sistema interconectado completo y las áreas de control.
La característica potencia frecuencia Á.u de el sistema interconectado es el
cociente del déficit de potencia ( o sobrante) APfl responsable de el disturbio y la
desviación de frecuencia del estado cuasi-estacionario A/ causado por el
disturbio, los déficits de potencia son considerados como negativos.
; = L en MW/Hz" A/-
La característica frecuencia potencia del sistema A¡ puede ser medida para un
área de control i. Esta corresponde al cociente de A/J(la variación de potencia
medida en las fronteras del área de control i) y la desviación de frecuencia A/ con
respuesta al disturbio ( en la zona donde el disturbio es originado, será necesario
añadir excesos de potencia, o sustraer déficits de potencia, responsable del
disturbio concerniente)
en MW/Hz' A/
En donde:
A/.: La desviación de frecuencia en respuesta a un disturbio
A/>: La variación en la potencia de generación en un área de control en
respuesta a un disturbio, medido en los puntos de interconexión ( en
el área de control donde el disturbio ocurre, los déficitis/excesos
deben ser añadidos/sustraídos.
Estas dos medidas deben ser simultáneas, debe ser posible para estimar las
medidas de error
La noción de característica frecuencia potencia del sistema de una área de control
está dada por Aio
Esta fórmula se usará para determinar la contribución C¡ de un área de control
para control primario
C, : El coeficiente de contribución
AIÍO: La referencia característica frecuencia potencia del sistema para
uxiu «i bibieina iiiierconeuauu 5>uici único
Dependiendo de la carga del sistema, la frecuencia característica del sistema de
potencia del sistema interconectado completo decrece dentro una relativa limitada
banda. Tomando en consideración el efecto de la regulación propia de la carga
estos son dados abajo.
En el transcurso de un año, la frecuencia característica del sistema permanece
virtualmente constante.
2.6 PRINCIPIO DEL MÉTODO CARACTERÍSTICO DEL SISTEMA
Por este, método, el registrador esta exigido a reducir la desviación de control
global G(. hacia cero.
En donde:
G. : El control desviación global en el área de control i
K.
A/'
desviación de la potencia de intercambio en el área de control i
alrededor del punto fijado o valor programado
APi = P - P^^ actual puntoeslablecido
A/?: un valor negativo inferior que la potencia adicional será
importada dentro del área de control
A/>: un valor positivo inferior que la potencia adicional será
exportada dentro del área de control
La constante (MW/Hz) establecida en el registrador del sistema del
área de control i
La desviación instantánea de la frecuencia f para el valor establecido
f0 en el registrador: A/ = / - f0. En el control secundario,
A/representa, la desviación instantánea de la frecuencia para su
valor establecido. En el control primario A/ representa la desviación
de frecuencia del estado cuasi-estable,
Power inlerchangetJevialion
X,Af
Af.
Characteristicoí network 2G,(Af) seenfrom network 1
AP
Network 1
AfFrequencydevialíon
Network 2
Characteiisticof network 1
Fíg 4, Ejemplo del método característico del sistema
Conducta cuando Af -» CERO
Cuando A/ es cero, la expresión KriAf será también igual a cero. Bajo
condiciones balanceadas (Gi=0), A/>será también igual a cero.
En caso de desviaciones de frecuencia menores (A/ -»0), el control secundario
será usado para mantener en concordancia la capacidad de potencia de
intercambio (valores programados) establecida por el registrador del área de
control concerniente.
Comportamiento cuando A/ no es igual a cero (en caso de disturbio, cuando el
sosten es proporcionado por el control primario)
Por razones de simplicidad, el método característico será explicado en base a un
sistema interconectado compuesto solo por dos áreas de control de iguales
dimensiones.
Antes del disturbio
En la salida esto es asumiendo que:
^ A/ = O (la frecuencia real f es igual a la frecuencia del punto establecido/,)
^ A/¡2=0 (la capacidad de intercambio real es igual a la capacidad de
intercambio del punto establecido)
Disturbio y control primario
En el sistema 2, Pa es perdida. El control primario estabiliza la frecuencia a
f0 + A/. Cuando Aa es la característica frecuencia del sistema de potencia, la
psiguiente relación se aplicará al sistema completo: A/ = — . Cuando la capacidad
\>
de generación es perdida, Pa tendrá un valor negativo, y A/ será también
negativo.
En respuesta a la desviación de frecuencia A/, y sobre la base de la frecuencia
característica del sistema de potencia A, y ^ de los sistemas separados, los
siguientes valores de potencia serán activados por el control primario.
A/i = 4 .A/
\ 3 A /"j
La pérdida de potencia Pa será compensada por los valores de potencia A/^ y AP2
, y la frecuencia será establecida a un valor más bajo, reducido por A/
Comportamiento del control secundario
En los intercambios de' potencia entre dos áreas, se observan las siguientes
relaciones:
, considerando que el área 1 , está exportando potencia, tiene valor positivo
, considerando que el área 2, está importando potencia, tiene valor negativo
Donde el valor de Kr} es fijado a ^en el controlador 1, y el valor de Kr2 es fijado
a A? en el contralor 2, esto dará la siguiente relación para el control de desviación
global G1 y G2:
G, = A^2 + Krl.A/ = +(AP), + -(A/?) - O
10
El controlador 1 no reaccionará, y el control primario en el área 1 será mantenido
tanto como A/ persista, e! control secundario no será activa en el área de control.
G, - A/>, + Kr2Af = - O
El controlador 2 activará el control secundario, y control primario en el área de
control 2 será manteniendo tanto como A/ persista; la pérdida de potencia Pn
será compensada por la acción del control secundario en el área 2, tal que la
desviación A/ asociada con la pérdida de potencia Ptt será restaurada a cero.
La reserva de control primario completa será activada en respuesta a una
desviación de frecuencia de-200mHz en el estado cuasi-estacionario.
Así mismo, en respuesta a la desviación de frecuencia de +200mHz, la potencia
de generación debe ser reducida por el valor de la reserva de control primario
completa.
Si la acción de la reserya.de control primario tiende a ser evitada, la frecuencia
debería no exceder o caer bajo el rango de +- 20 mHz por un período largo
debajo de una condición de disturbio.
2.7 DEFINICIÓN DE CONDICIONES DE ACOTACIÓN
Las siguientes asunciones han sido aplicadas para la definición de condiciones
marginales para la operación del control primario
Diseño base (referencia) incidente
Carga del sistema
Constante de tiempo de inicio del sistema
Propia-regulación efecto de carga
Desviación de frecuencia máxima permisible
Desviación imprevista de 3000 MW en el balance
de producción consumo
Off-carga pico
Carga pico
-150GW
-300GW
10-12 segundos
1 % Hz
Cuasi-estado-estable
Dinámico
180 mHz
800 mHz
11
La máxima desviación dinámica de frecuencia de 800 mHz incluye un margen de
seguridad. Este margen es entendido a cubrir las influencias que se mencionan a
continuación y elementos de inestabilidad.
Posible variación de frecuencia estacionaria ante un
incidente
Insensibilidad de control de la turbina
Desviación grande de frecuencia dinámica en el
sitio del incidente, no se toma en consideración en
el modelo del sistema específico usado para
simulaciones
Otros elementos de incertidumbre en el modelo:
aproximadamente 10%
TOTAL
50mHz
20mHz
SOmHz
80 mHz
200Mhz
12
ANEXO 3
Algoritmo de asignación del servicio
complementario de regulación secundaria
ANEXO 3
3. ALGORITMO DE ASIGNACIÓN DEL SERVICIO
COMPLEMENTARIO DE REGULACIÓN
SECUNDARIA
3.1 DATOS DE ENTRADA AL PROCESO DE ASIGNACIÓN
RESERVA DE REGULACIÓN SECUNDARIA
La reserva de regulación secundaria necesaria para el funcionamiento del sistema
es calculada por el Operador del Sistema (OS) y comunicada a los agentes
productores. La información comunicada se compone de los siguientes datos:
- Reserva a subir en el sistema RSSUBh (MW)
- Reserva a bajar en el sistema RSBAJh (MW)
- Valor máximo y mínimo de la banda de regulación por oferta (suma de la
reserva a subir y a bajar de una oferta individual), denominado
respectivamente RSBANmax (MW) y RSBANmín (MW).
Donde h = índice de la hora del período de programación (de 1 a 25)
3.2 PROGRAMA VIABLE PROVISIONAL (PVP)
Estos valores corresponden al valor en energía del programa Viable Provisional
para cada unidad de oferta de generación (j). Y Para cada período de
programación (h).
PVPhj
3.3 ZONA DE REGULACIÓN
Este valor es leído del a base de datos estructural de las unidades de oferta,
siendo obligatorio que el 100 % de la unidad de oferta esté en una única zona de
regulación.
Donde:
ZR = Código de la zona de regulación asignada
Las ofertas de regulación secundaria en Megawaíios (MW) serán presentadas por
los agentes y contendrán la siguiente información
3.4 OFERTAS PRESENTADAS POR LOS AGENTES
PRODUCTORES
- Número de oferta.
- Oferta de reserva.a.subir en el sistema RNSsu¡}¡rh (MW)
- Oferta de reserva a bajar en el sistema RNSbajarh (MW)
- Precio de la banda de regulación PSbaa(ía/,en Pecetas/kilowatio (PTA/kW)
- Variación de energía necesaria respecto del PDVP, Variación de energía
necesaria respecto del programa existente VEPh(+/- MWh)
- Código de indivisibilidad de la oferta
Valor máximo y mínimo de la banda de regulación por oferta (suma de la reserva
a subir y a bajar de una oferta individual), denominado respectivamente RSBANmax
(MW) y RSBANwn (MW).
3.5 ASIGNACIÓN DE LA RESERVA DE REGULACIÓN
SECUNDARIA
3.5.1 CRITERIOS GENERALES
Para la asignación de la reserva secundaria de regulación se tendrá:
Cada zona de regulación debe cumplir en cada período de programación la
relación entre la reserva a subir y bajar establecida RSBb dada en por unidad
(p.u.)
^* RSBA Jh
El programa resultante será el de menor coste que satisfaga el requerimiento del
servicio complementario de reserva de regulación secundaria.
El coste de una oferta de reserva de regulación secundaria será producto de la
banda total ofertada por el precio de banda.
3.5.2 DESARROLLO DEL PROCESO
El desarrollo del proceso sigue los siguientes pasos de forma secuencia! y son los
siguientes:
- Se eliminan del proceso aquellas ofertas que no cumplan los valores máximo y
mínimo de la banda ofertada.
Si RSBANMax <RNSsubirhi + RNSbaJarM se elimina loa oferta i
Si RSBANmín > RNSsubírhi + RNSba}arhí se elimina loa oferta i
- Se realiza una lista ordenada por coste de las ofertas recibidas para cada
período de programación (h), calculado el coste como:
Costehr=PSban({ahr*lOOO
Donde:
r = Indicie de 1 al número de ofertas válidas aceptas.
- Se realiza la asignación del requerimiento establecido según el orden de la
lista ordenada. En cada asignación de una oferta se debe garantizar el
cumplimiento de la relación entre la reserva a subir y la reserva a bajar para la
zona de regulación a la que pertenece dicha oferta, truncándose los valores de
asignación en iteraciones posteriores. Por tanto, para cada oferta se cumplirá.
RsubÍrnh= Mínimo (RNS^bi^h+I^NSsubirmh/R^Sbajarnh+^RNSbajarmh^KSBfJ- Utsubirmll
Rbajarnh= Mínimo ((RNSsubirnh+?JlNSsubÍrmh)/RSBh, RNSbajarnh +*LRNSbajarmh)-
Donde:
n = " índice de la oferta según la lista ordenada por coste.
m = índice de las ofertas de orden inferior a n, de la misma
zona de regulación a la que pertenece la unidad de
oferta correspondiente a la oferta de orden n.
Rsubirnh= Banda a subir asignada a la oferta n
Rbajarnh=^ Banda a bajar asignada a la oferta n
- En el caso de que la oferta a asignar incluya la condición de indivisibilidad
(división por cero) y la asignación de la misma suponga el incumplimiento de la
relación subir/bajar establecida para la zona de regulación a la que pertenece
la oferta, se pospondrá su asignación, dad su condición de indivisibilidad,
quedando pendiente su posible asignación en iteraciones posteriores.
- El proceso de asignación de reserva a subir y a bajar terminará cuando el
valor de ^Rsilb¡rn y ^Rbajam asignada se encuentra en el intervalo de +-10% en
torno al valor de la reserva de regulación secundaria establecida como
requerimiento (RSSUB,,y RSBAJ,J
l,l*RSSUBh>T,Rsubirnh >0.9* RSSUBh
lJ*RSBAJh>lLRbajarnh >0.9* RSBAJh
En el caso de existir igualdad de coste entre varias ofertas en el cierre de la
asignación, se repartirá el valor de cierre de manera proporcional a las bandas
ofertadas.
La asignación total de reserva de regulación secundaria corresponde a cada
zona de regulación , corresponde a las asignaciones realizadas a unidades de
oferta de generación pertenecientes a dicha zona. Los coeficiente de
asignación de reserva de regulación secundaria por zona de regulación se
calculan con la siguiente ecuación:
KZR =1 Rsubir/RSSUB*100
Donde:
ZR= Código de la zona de regulación
T= índice de ofertas asignadas pertenecientes a la zona de
regulación ZR
ANEXO 4
Determinación de la reserva para Regulación
Primaria y Secundaria de Frecuencia
utilizando el método de la UCTE
TA
BL
A N
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29-A
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12
- -10
.612
,44
TABLA No 29-B
DATOS DE ESTATISMO DE UNIDADES QUE PARTICIPAN EN LA RPF
ZONA
NORTE
UNIDAD
AGOYAN U1AGOYAN U2PUCARÁ U2ESMERALDAS
Estatismos en % y en base de
Máquina
5,150.004,580.002,840.005,160.00
Sistema
1,159.001,031.001,704.00
0.743
Estatismos recomendados
Máquina
5,000.00
5,000.003,000.005,000.00
Sistema
1,125.00
1,125.001,800.00
0.720
SUR
ELECTROQUIL U2TRINITARIAGONZALO ZEVALLOS TV2GONZALO ZEVALLOS TV3PASCUALESVAPOR ANÍBAL SANTOS
6,830.004,850.004,980.004,980.004,480.004,310.00
2,794.000.672
1,228.001,228.00
0.8962,351.00
4,000.004,850.004,000.004,000.004,000.003,000.00
1,636.000.6720.9860.9860.800
1,636.00
PAUTE
PAUTE U 1PAUTE U2PAUTE U3PAUTE U4PAUTE U5PAUTE U6PAUTE U7PAUTE U8PAUTE U9PAUTE U10
1,160.000.970
1,570.001,150.001 ,330.00
0.9006,920.005,410.007,470.007,640.00
0.2090.1750.2830.2070.2390.162
1,246.000.974
1,345.001,375.00
5,000.005,000.005,000.005,000.005,000.005,000.005,000.005,000.005,000.005,000.00
0.9000.9000.9000.9000.9000.9000.9000.9000.9000.900
/? =*^Sisíema *áquina
pn Sistema
Estatismo en p.u. En base del sistema
Rmaquina
c
Estatismo en p.u. En base de la unidad generadora
Potencia base de la unidad generadora que para este caso se asume una unidad de la centralPaute de potencia nominal de 100 MW
Potencia base de la demanda del sistema que para este caso se asume de 1800MW
TABLA No 31
MES FACTURACIÓN: Abril del 2001
GENERADORES
HIDRO AGOYAN
ECUAPOWER
G. AMBATO
ELECAUSTRO
G. EL ORO
G. ESMERALDAS
G. MANABI
ELECTROECUADOR
G. EMELNORTE
G. QUITO
G. REG.SUR
G. RiOBAMBA
G. STA. ELENA
G. EMELRIOS
ELECTROQUIL
TERMOPICHINCHA
ÍNTER. COLOMBIA
G. MÉXICO
G. MILAGRO
HIDROPAUTE
HIDRO PUCARÁ
G. STO. DMGO
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
G. COTOPAXI
G. BOLÍVAR
ENERGYCORP
HIDRONACION
TOTAL
RSF
kW
0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00
37,548.960.000.000.000.000.000.000.000.00
37,548.96
RPF
kW
-3.130.000.000.00-1.63-0.37-42.45-88.160.00
-11.57-31.54-1.600.00-1.60
-588.540.000.000.000.00
2,076.86-29.860.000.00
-1,276.410.000.000.000.000.00
Ingreso porRSF
USD
0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00
180,610.500.000.000.000.000.000.000.000.00
180,610.50
Ingreso porRPF
USD
-15.060.000.000.00-7.84-1.78
-204.18-424.05
0.00-55.65
-151.71-7.700.00-7.70
-2,830.880.000.000.000.00
9,989.70-143.63
0.000.00
-6,139.530.000.000.000.00-0.01
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17
1,67
7.20
147,
834,
93
1,09
1.22
596,
298.
03
6,90
7.22
476.
06
52,6
70.2
5
1,70
3.82
95.0
1
406.
12
1,84
2.57
304.
48
6,27
1.79
78,4
20.5
7
11,4
57.4
5
1,13
8.20
1,79
2.76
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3.52
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Suc
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0.71
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0.32
6126
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32.1
2500
397
0.76
4216
594
0.34
6998
652
34.1
8100
422
1.48
2465
273
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3125
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588.
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3,45
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1,56
9.16
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1,66
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CONTRIBUCIÓN DE RESERVA POR ZONA PARA RSF (ZONAS NORTE, SUR, PAUTE)El día de estudio considerado corresponde a la fecha 2001/03/30
a 10b 150
ZONAS
NORTE
SUR
PAUTE
Empresa Distribuidora(Áreas de concesión)
Norte
Esmeraldas
Manabi
Cotopaxi
Quito
Bolívar
Ambato
Rjobamba
Guayas los RÍOS A
Sto domingol>^ dnn^
Guayas los RÍOS B
Los RÍOS
Milagro
El Oro
Azogues
Centro sur
Sur
Grandes Consumidores
Sideg
MX EDZ (MW)
58.86
42.61
123.77
31.44
423.40
10.86
61.07
34.13
64.18
13.64
46 71
64.18
32.71
50.34
68.19
9.37
99.22
32.84
10.71
487.67
Lmax (MW)
690.94
465.14
639.82
R(MW)
21.49
14.78
19.99
Totales
ECUACIONES:
1,795.90 56.26
En donde:
MxEDZ
R
* " a,b
Demanda máxima por zona
Demanda máxima de las Empresas Distribuidoras que pertenecen a la zona
Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia
10, I50:coeficientes de valor asumido de a y b respectiva mente, son determinados por la UCTE
No 37
COSTOS ASOCIADOS A LA RESERVA POR ZONA PARA RSF (ZONAS NORTE, SUR, PAUTE)
Costo de potenciacorrespondiente al
mes de Abril del 2001(US$/MW)
4811.5
ZONAS
NORTE
SUR
PAUTE
EmpresaDistribuidora
(Áreas deconseción)
NorteEsmeraldas
Manabi
Cotopaxi
QuitoBolívar
Ambato
Riobamba
Oiavae; Inc Riñe A
Sto domingo
Sta. Elena
Guayas los Ríos B
Los Ríos
Milagro
El Oro
AzoguesCentro sur
SurGrandes
Consumidores
Sideg
R(MW)
21.49
14.78
19.99
Costos (US$)
103,406.71
71,098,81
96,204.88
Totales 56.26 270,710.40
ECUACIONES:
En donde:
C = R^ ^
P,
P* Í/SS/MWCosto de la reserva de potencia para RSF
Valor de potencia = 4811,5 USS/MW obtenido del CENACE
NOTA:El valor de potencia = 4811,5 USS/MW es obtenido deinformación del CENACE, este costo es tanto para RPF comotambién para RSF. Los valores para el cálculo del costo depotencia se muestran en la tabla 31, la ecuación utilizada en este
n _ IngresoporRPFóRSF
PRFÓRSF
RESERVA POR ZONA PARA RSF (ZONA COMPRENDIDA POR EL ÁREA DE CONCESIÓN DELAS EMPRESA DISTRIBUIDORA)
a 10
b 150
El día de estudio considerado corresponde a la fecha 2001/03/30
No zona
12
34
5
6789
1011121314
1516171819
EmpresaDistribuidora (Áreas
de conseeión)
NorteEsmeraldas
Manabí
Guayas los Ríos
Sto domingo
Cotopaxi
Quito
Bolívar
Riobamba
Ambato
Sideg
Sta. Elena
LOS RÍOS
Milagro
El Oro
Azogues
Centro sur
Sur
Grandes consumidores
Lmax (MW)
58.86
42.61
123.77
128.36
43.64
31.44
423.40
10.86
34.13
61.07
487.67
46.71
32.71
50.34
68.19
9.37
99.22
32.84
10.71453
R(MW)
1.95
1.41
4.07
4.22
1.45
1.04
13.51
0.36
1.13
2.02
15.46
1.55
1.09
1.67
2.26
0.31
3.27
1.09
0.36
Totales 1,795.90 58.22
ECUACIONES:
~ b
En donde:
/.„,„
R
a,b
Demanda máxima por zona
Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia
coeficientes de valor asumido,son determinados por la UCTE
TABLA No 39
COSTOS ASOCIADOS A LA RESERVA POR ZONA PARA RSF (ZONACOMPRENDIDA POR EL ÁREA DE CONSECIÓN DE LAS EMPRESA
DISTRIBUIDORA)Costo dePotencia(US$/MW)
4811.5
No zona
12
3
4
5678
91011
12131415
1617
1819
EmpresaDistribuidora (Áreas
de conseción)
NorteEsmeraldas
Manabi
Guayas los Ríos
Sto domingo
Cotopaxi
Quito
Bolívar
Riobamba
Ambato
Sideg
sta. Elena
Los Ríos
Milagro
El Oro
AzoguesCentro sur
Sur
Grandes consumidores
R(MW)
1.949333661
1.413803862
4.070405984
4.21932434
1.447680735
1.044331241
13.50522927
0.361497731
1.133450963
2.022004986
15.45914904
1.548837013
1.086432217
1.668684968
2.255870166
0.312141891
3.271621639
1.090767421
0.35672682
Costo (US$)
9,379.22
6,802.52
19,584.76
20,301.28
6,965.52
5,024.80
64,980.41
1,739.35
5,453.60
9,728.88
74,381.70
7,452.23
5,227.37
8,028.88
10,854.12
1,501.87
15,741.41
5,248.23
1,716.39
totales 58.22 280,112.51
ECUACIONES:
C - P * RSf'.VS) rp¡(MW) ""
En donde:
C
"(USSIMW)
Costo de la reserva de potencia para RPFValor de potencia = 4811.5 US$/MW obtenido del CENACE
NOTA:El valor de potencia = 4811,5 US$/MW es obtenido de información del CENACE, este costo estanto para RPF como también para RSF. Los valores para el cálculo del costo de potencia semuestran en la tabla 31, la ecuación utilizada en este cálculo es la siguiente:
_ IngresoporRPFóRSF-
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2,50
33,0
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266,
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1.40
0,00
202.
083,
00
202.
083,
00
BA
SE
1.10
0,00
158.
779,
50
132.
316,
25
