Problem´ aticas Asociadas al Control de Frecuencia en Presencia de Generaci´ on Variable Robinson Cornejo ∗ Sebastian Carrasco ∗∗ Hector Chavez ∗∗∗ ∗
Depto. de Ing. Electrica, Universidad de Santiago de Chile, Av. Ecuador 3519, Santiago (e-mail:
[email protected]). ∗∗ Depto. de Ing. Electrica, Universidad de Santiago de Chile, Av. Ecuador 3519, Santiago (e-mail:
[email protected]).) ∗∗∗ Depto. de Ing. Electrica, Universidad de Santiago de Chile, Av. Ecuador 3519, Santiago (e-mail:
[email protected]) Resumen: La integraci´ on a gran escala de generaci´on variable (asociada a fuentes de energ´ıas renovables) ha tenido un impacto importante en los sistemas de control de frecuencia y los servicios complementarios asociados a estos. Este trabajo hace una revisi´on de los fen´omenos din´ amicos, est´ andares de control y mercados asociados al control de frecuencia, y c´omo son afectados por la integraci´ on de generaci´on variable. Keywords: Servicios Complementarios, Din´amica en Sistemas El´ectricos de Potencia, Control de Frecuencia. ´ 1. INTRODUCCION El impacto de la generaci´ on variable en los sistemas de energ´ıa el´ectrica ha sido extensamente descrito en la literatura [Andersen, 2013, Hossain, 2014, Jones, 2014]. Los efectos de este impacto se han manifestado principalmente en el control de frecuencia. Uno de los ejemplos m´ as ilustrativos es el sistema interconectado de Irlanda, el cual tiene una demanda peak de alrededor de 7.000 (GW) y una capacidad e´ olica instalada de 2.054 (MW). El sistema irland´es ha sido objeto de varios estudios, dentro de los cuales existe uno que ha determinado que el esquema f´ısico-mercado, en el cual opera actualmente el control de frecuencia no es adecuado para satisfacer los requerimientos de seguridad necesarios [EIRGRID plc, 2010]. Similarmante, el estudio [EIRGRID, 2012b] determina la actual necesidad de mejorar el sistema de control de frecuencia primaria, expresando el riesgo de blackout si no son realizadas acciones correctivas. El estudio de [EIRGRID, 2012a] propone un esquema de remuneraci´on para los servicios requeridos, manteniendo la seguridad dentro de rangos aceptables. En el caso del sistema de Inglaterra, han surgido estudios similares donde se expresa la preocupaci´ on sobre el control de la frecuencia dentro de este sistema [PPA Energy and TNEI Services, 2013, Willem Uijlings, 2013, William Hung, Geoff Ray, and Graham Stein, 2012]). Estos estudios tambi´en muestran que el sistema ingl´es est´ a expuesto a problemas de control de frecuencia y que podr´ıan presentar dificultades anexas a la hora de establecer la adquisici´ on de los servicios complementarios asociados al control de frecuencia. El sistema n´ ordico tambi´en se presentan este tipo de problemas [Chavez and Hesamzadeh, 2013]. En Norteam´erica se han presentado problemas similares. El informe [J. Eto, J. Undrill, P. Mackin, H. Illian, C.
Martinez, M. O’Malley, and K. Coughlin, 2010] establece que el control de frecuencia primario en los tres sistemas interconectados de Norteam´erica est´a experimentando un decaimiento en su respuesta en frecuencia, asociado a la falta de mercados de servicios complementarios bien definidos y a la integraci´on de energ´ıas renovables. Algunos trabajos [Chavez et al., 2012, Sharma et al., 2011] describen el comportamiento del control de frecuencia y los mecanismos de mercado para adquirir tales servicios adecuados con tal de asegurar la seguridad del suministro. As´ı, el sistema interconectado de Texas, que tiene una demanda peak cercana a 68 (GW) y una capacidad e´ olica instalada cercana a 12 (GW), ha establecido la necesidad de reformular la definici´on de servicios complementarios para hacer frente a los problemas de integraci´on [ERCOT, 2013]. El presente trabajo expone, primero, una descripci´ on de los sistemas de control de frecuencia desde el punto de vista de la fenomenolog´ıa f´ısica y de la traducci´ on de los requerimientos f´ısicos en regulaciones de mercado para la adquisici´on de los servicios complementarios asociados a tal control de frecuencia. Segundo, plantea las problem´aticas que la integraci´on de generaci´on variable impone a los sistemas de energ´ıa el´ectrica, para, finalmente, discutir las direcciones hacia d´onde las futuras investigaciones relativas al tema debieran apuntar. 2. FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE FRECUENCIA Los sistemas de energ´ıa el´ectrica deben establecer el balance generaci´on y demanda en todo momento, manteniendo as´ı la conservaci´on de la energ´ıa. Las turbinas de los generadores transforman energ´ıa mec´anica en energ´ıa el´ectrica, la cual es absorbida por las cargas y la red.
Todas las unidades generadoras se encontrar´ an girando a una velocidad relativamente constante, conservando la frecuencia el´ectrica nominal del sistema, a menudo 50 o 60 (Hz). Los sistemas de control se esfuerzan en mantienen este equilibrio, el cual roto frecuentemente debido al inherente comportamiento estoc´ astico de la demanda y circunstancias anormales como fallas.
y la carga, que estabilizan la frecuencia del sistema cada vez que hay un desequilibrio s´ ubito entre la carga y la fuente por medio de respuesta inercial, gobernadores y desconexiones de carga [NERC, 2011a].
Durante los primeros instantes de un desbalance, la energ´ıa cin´etica almacenada en los generadores var´ıa de manera natural para mantener la conservaci´ on de la energ´ıa en el sistema. Como consecuencia de esto, la energ´ıa cin´etica de los generadores disminuye y ,por consiguiente, lo hace tambi´en la velocidad mec´ anica del eje rot´ orico 1 . De esta forma, la frecuencia el´ectrica del sistema cambia con los desbalance de potencia, como se aprecia en la Figura 1. Posteriormente, los sistemas de control asociados a los generadores detectan la ca´ıda de la frecuencia. Estos act´ uan sobre los sistemas mec´ anicos para aumentando la salida de potencia activa (en rojo) y estableciendo un nuevo balance en el punto “A” de la Figura 1. Los conjuntos de sistemas de control, los cuales hacen posible restablecer el balance de potencia luego de una perturbaci´ on, son denominados sistemas de control de frecuencia.
La respuesta inercial es inherente en el sistema debido a la masa de las m´aquinas conectadas sincr´onicamente. Esta masa rotacional almacena energ´ıa cin´etica proporcional a su momento de inercia y al cuadrado de su velocidad angular. Si ocurre una p´erdida repentina que cause un desbalance entre la generaci´on y la carga, la energ´ıa rotatoria de las m´aquinas proporcionan una respuesta para oponerse a la desviaci´on de la frecuencia [Chamorro et al., 2013, Muljadi et al., 2012].
4.1 Inercia
4.2 Gobernador El gobernador es un controlador local que censa constantemente la frecuencia y act´ ua sobre las v´alvulas de la turbina del generador. Su prop´osito es variar autom´aticamente la potencia mec´anica de salida del generador en respuesta a las variaciones de frecuencia que tenga el sistema, luego de ocurrido un desbalance entre la carga y la generaci´ on [Ch´avez et al., 2014]. 4.3 Desconexi´ on autom´ atica de carga
Figura 1. Evoluci´ on de la frecuencia ante un desequilibrio s´ ubito de la generaci´ on. Aunque el fen´ omeno anteriormente descrito est´ a asociado a un desbalance s´ ubito, los fen´ omenos que afectan el control de frecuencia pueden clasificarse como: Fluctuaciones contin´ uas en el consumo, que deben su origen a cambios en la demanda durante el d´ıa, del orden de horas o minutos. Perturbaciones s´ ubitas que responden t´ıpicamente a desconexiones de unidades generadoras o grandes consumos. A continuaci´ on se presenta un an´ alisis de los diferentes elementos del control de frecuencia. ´ DEL CONTROL DE 3. CLASIFICACION FRECUENCIA La North American Electric Reliability Council (NERC) definen 4 acciones de control: Control Primario, Control Secundario, Control Terciario, y Control de Tiempo [NERC, 2011a]. En este trabajo se considerar´ a principalmente el control primario y secundario de la frecuencia. 4. CONTROL DE FRECUENCIA PRIMARIO De acuerdo a la NERC, el Control Primario de la Frecuencia (CPF) se refiere a la respuesta de la generaci´on 1 La energ´ ıa cin´ etica es proporcional al cuadrado de la velocidad de rotaci´ on.
Los Esquemas de Desconexi´on Autom´atica de Carga (EDAC) corresponden a bloques o escalones de carga que mediante rel´es de baja frecuencia tienen como finalidad desconectar una cantidad de demanda, minimizando la energ´ıa no suministrada. As´ı, se puede establecer un equilibrio cuando la respuesta de los generadores no es suficiente para mantener la frecuencia del sistema dentro de los m´argenes establecidos por la norma t´ecnica. 4.4 Servicios complementarios de control de frecuencia primaria Los servicios complementarios (SC), conocidos como Ancillary Services en la literatura anglosajona, son definiciones de las prestaciones t´ecnicas que tienen como objetivo mantener la estabilidad del sistema, estableciendo pagos a quienes los proporcionan. Los SC del CFP tienen por objetivo corregir de manera r´apida y autom´atica los desequilibrios instant´aneos entre ´ generaci´on y demanda. Este servicio, en general, es suministrado por la generadora y menor cantidad por las cargas. El precio del servicio puede ser superior o inferior que el valor en el mercado spot, dependiendo si los pagos se hacen por la energ´ıa real entregada o solo por disponer del servicio [Allen, 2000]. Pago por energ´ıa real entregada: un generador que vende energ´ıa como reserva se le paga s´olo cuando la provisi´on de potencia se utiliza realmente. Si la energ´ıa en reserva no es utilizada, la generadora no recibe pago.
Pago por reserva asignada: las generadoras reciben pagos por reserva por unidad de energ´ıa para cada periodo de tiempo en que se le asigne reserva en giro. En caso de utilizar la provisi´ on, el generador recibe el precio de mercado spot por la energ´ıa que entregue al sistema. Un criterio de asignaci´ on de montos de reserva en giro corresponde a la tarificaci´ on a costo de oportunidad. De este modo, si el generador es capaz de aportar reserva en giro, no percibe diferencia entre entregar potencia o disponer para su uso en reserva, evitando de esta manera distorsiones en el mercado. En este caso, el operador del sistema despacha simult´ aneamente energ´ıa y reservas para el CPF, bajo el esquema de minimizar los costos en la operaci´ on del sistema [Gan and Litvinov, 2003].
son compensados por la energ´ıa cin´etica rotatoria de los generadores y motores conectados a la red. En la Figura 2 se observa el aspecto t´ıpico de una perturbaci´on en la frecuencia del sistema. f0 representa la frecuencia nominal (50 o 60 (Hz)). Al producirse una contingencia en t0 (como puede ser la desconexi´ on de un generador) se tiene como consecuencia una disminuci´ on de la frecuencia del sistema hasta llegar a fm´ın o nadir; luego, por efecto del CPF, la frecuencia se estabiliza en f∞ .
4.5 Impacto de la integraci´ on de generaci´ on variable en el CPF El equilibrio entre la generaci´ on y la carga puede representarse por la ecuaci´ on de oscilaci´ on de la m´aquina sincr´ onica, donde la derivada de la frecuencia respecto al tiempo df /dt (Hz/s) es proporcional a la generaci´on perdida ∆PG (p.u.), a la cantidad de carga desconectada ∆PL (p.u.) e inversamente proporcional a la inercia del sistema He (s) [Baldwin, 1976]: df ∆PG − ∆PL = 50 · dt 2 · He
(1)
La baja inercia del sistema He trae como consecuencia que la derivada de la frecuencia se hace m´ as pronunciada; una disminuci´ on de la generaci´ on provocar´ a una derivada negativa y frenado del sistema, mientras que una disminuci´on de carga causar´ a una derivada positiva y una aceleraci´on del sistema. Una gran integraci´ on de generaci´ on variable pueden desplazar a las unidades t´ermicas desde una perspectiva econ´ omica. Esto genera mayores desaf´ıos a los operadores del sistema el´ectrico para enfrentar en tiempo real la operaci´ on de los recursos renovables intermitentes. En el caso de las plantas e´ olicas, ´estas no proveen de respuesta inercial, en el caso de reemplazar las unidades convencionales, esto reduce la inercia del sistema. Lo anterior causa grandes desviaciones de la frecuencia instant´ anea debido a las variaciones de la demanda neta. En consecuencia, los operadores de sistema el´ectrico requieren que algunos generadores brinden reserva primaria para contrarrestar las variaciones que presentan las plantas e´ olicas y mantener el equilibrio entre la generaci´ on y el consumo. Ejemplos de esta problem´ atica pueden encontrarse en [EIRGRID, 2012a,b, NationalGrid Frequency Response Working Group, 2011]. A medida que se instalan m´ as fuentes de generaci´on variable en un sistema de energ´ıa, la reducci´ on de la inercia y gobernador se har´ a m´ as significativa. 4.6 Criterios de adecuaciones para CPF Como ya se ha mencionado anteriormente, en todo sistema el´ectrico la potencia activa generada debe satisfacer constantemente a la demanda. Los disturbios en este balance
Figura 2. Perturbaci´on de la Frecuencia [Delille et al., 2012].
El nadir (fmin ) es la frecuencia m´ınima alcanzada durante el periodo de control de frecuencia primario ante un desbalance instant´aneo entre la generaci´on y la demanda. Es importante que este valor, en lo posible, est´e por sobre el ajuste de los EDAC para evitar desconexiones de carga del sistema. En general, lo anteriormente descrito se asocia a un criterio de adecuaciones, que considera el alto costo de interrumpir el servicio, lo cual hace prohibitivo el uso de EDAC como acci´on de control en operaci´on normal. Entonces, el sistema de CPF se denomina como adecuado si la frecuencia nunca alcanza valores para los cuales los EDAC operan: |∆fmax | < δ2
(2)
La expresi´on (2) establece el primer criterio de adecuaciones de CPF. En la contingencia instant´anea en el tiempo t0 , la tasa de cambio de frecuencia f 0 0 (t0 ) (Hz/s) (ROCOF, del Ingl´es Rate of Change of Frequency) es proporcional a la generaci´on desconectada ∆P (p.u.) e inversamente proporcional a la energ´ıa cin´etica equivalente del sistema Meq , ecuaci´on (3). f 0 0 (t0 ) = f0
∆P Meq
(3)
Por lo tanto, la tasa de cambio de frecuencia indica cuan pronunciada es la ca´ıda de frecuencia. Cuando existe una desconexi´on imprevista de un generador, se provoca un frenado de las m´aquinas restantes. Como consecuencia los sistemas autom´aticos de control de frecuencia aumentan la potencia de los generadores para compensar y devolver la frecuencia a su valor nominal o cercano a ´el f∞ (ver Figura 2).
Los generadores poseen un sistema de protecci´ on que detecta la formaci´ on de islas no- balanceables y se desconectan para evitar da˜ nos mec´ anicos. Estos rel´es (com´ unmente llamados ROCOF por su sigla en ingl´es) miden la derivada de frecuencia (que se incrementa significativamente durante la ocurrencia de fen´ omenos de islas) y desconecta el generador en presencia del fen´ omeno. Sin embargo, la ocurrencia de derivadas de frecuencia significativas por la reducci´ on de inercia en el sistema podr´ıa activar los rel´es ROCOF, causando un fen´ omeno de desconexi´on de generadores en cascada. Con este prop´ osito se enuncia el segundo criterio de adecuaciones (4). df < δ1 dt
(4)
As´ı, los criterios (4) y (2) determinan si el sistema de CPF es adecuado o no, estableciendo los l´ımites para la tasa de cambio de la frecuencia para evitar las desconexiones de los generadores. 5. CONTROL DE FRECUENCIA SECUNDARIO El control de frecuencia secundario, tambi´en denominado Regulaci´ on Secundaria de la Frecuencia (RSF), tiene como objetivo mantener la frecuencia del sistema en una banda estrecha muy pr´ oxima al valor nominal. Para lograrlo, debe mantener el equilibrio de generaci´ on/carga dentro ´ de un Area de Control (AC). La RSF es llevada a cabo mediante instrucci´ on manual o de manera autom´atica a trav´es de un AGC (Automatic Generation Control), el cual realiza control sobre las consignas de potencia activa en las m´ aquinas generadoras asignadas para este prop´osito y adem´ as supervisa los flujos de potencia programados entre distintas ACs, con la finalidad de satisfacer los requerimientos esperados en el consumo normal del sistema. Esta acci´ on de regulaci´ on considera la velocidad de respuesta de las AC que coordina, basado en el conjunto de m´aquinas generadoras que dispone.
Donde, Pm suma de potencias intercambiadas medida Pp suma de potencias intercambiadas programadas B configuraci´on de respuesta en frecuencia Fe frecuencia medida Fa frecuencia programada Pct error de medici´on Las potencias intercambiadas deben ser comprendidas entre dos ´areas por medio de todas las l´ıneas de enlace que las unen y son medidas en MW. El t´ermino B es una constante que representa la configuraci´ on de la respuesta en frecuencia del AC; es multiplicado por 10 para transformar su unidad de medici´on de MW/0,1Hz a MW/Hz. El t´ermino Fm −Fp es conocido como “frecuencia plana”, haciendo alusi´on a la esperada desviaci´ on de la frecuencia cercana a cero constantemente en el tiempo. El t´ermino Pct hace referencia al “Control de tiempo”, ´ aplicado en l´ıneas de enlace entre los ACs. Este cuantifica el error acumulado m´as m´ınimo del control, el cual, al cabo de horas, se hace presente de forma que pueda considerar en el c´alculo del ACE. Hay que considerar que los sistemas aislados (como es el SIC y el SING) no son ajenos al AGC, aunque s´olo cubren el primer objetivo; ´estos excluyen en la determinaci´ on del ACE lo relativo a los intercambios de potencia entre ACs. Esta situaci´on podr´ıa cambiar al realizarse una l´ınea de enlace entre ambos sistemas.
5.1 Sistemas AGC Los objetivos fundamentales del AGC son: Mantener o llevar la frecuencia a un valor cercano al nominal (banda estrecha) en la operaci´ on normal del sistema. Regular los intercambios de potencia en las l´ıneas de enlace que las conectan (distintos AC) y manipular la operaci´ on de la generaci´ on para satisfacer los intercambios programados. Para la realizaci´ on del cumplimiento de estos dos objetivos ´ se recurre al c´ alculo del “Error de Control de Area”(ACE, del ingl´es).La implementaci´ on de un sistema AGC actualmente se encuentra incorporado en sistemas SCADA/EMS (Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management Systems, ´estos no solo realizan el monitoreo de los datos en tiempo real, sino que tambi´en act´ uan de forma aut´ onoma para satisfacer los requerimientos planteados. Error de control de ´ area La NERC define el c´ alculo de este error como se expresa en (5). ACE = (Pm − Pp ) − 10B(Fm − Fp ) − Pct (5)
Figura 3. C´alculo del ACE en una topolog´ıa con m´ ultiples AC y l´ıneas de enlace [Curi, 2006]. En la Figura 3, Ωi corresponde a todas las ´areas que tiene intercambio de potencia con el ACi , PT 0ij es la potencia esperada a intercambiar entre los ACi y ACj , de igual manera PT i j corresponde a la potencia efectivamente intercambiada. fm es la frecuencia medida para el AC y f0 la consigna de frecuencia del sistema. 5.2 Requerimientos del control de frecuencia La NERC, por medio del Standard BAL-001-1 [NERC, Mayo], define una propuesta de requerimientos para mantener la frecuencia en r´egimen permanente, definiendo los
l´ımites para el balance de la generaci´ on y la demanda en tiempo real. Requerimiento 1: cada AC mantendr´ a de forma continua durante 12 meses la tasa entre promedio del ACE junto con la desviaci´ on y la tendencia en frecuencia, ´ bajo un l´ımite espec´ıfico ε1 . Este indica el error promedio de la variaci´ on esperada para la frecuencia en el periodo de 1 a˜ no y es calculada para cada AC por el Comit´e Operativo del NERC. Este requerimiento es denominado CPS1 (Control Performance Standard 1) y se puede definir en forma porcentual como es expresado en (6). CP S1 = (2 − CF ) · 100 %
(6)
La tasa de conformidad de la frecuencia, CF , es el factor de cumplimiento de frecuencia cada 1 minuto en un intervalo acumulado de 12 meses, dividido por el error promedio de la variaci´ on esperada para la frecuencia de dicho per´ıodo (7). CF =
CF 12 meses ε1 2
(7)
Las unidades b´ asicas para la determinaci´ on de CF son el ACE, la desviaci´ on y la configuraci´ on de respuesta en frecuencia. Su valor se obtiene como se expresa en (8), donde para determinar los par´ametros en minutos se utiliza a menudo un muestreo de 4 segundos. CF minuto =
ACE minuto −10B
∆Fminuto
(8)
Las muestras de CF para cada 1 minuto, son posteriormente agrupadas en horas, meses y finalmente para un a˜ no completo. Adem´ as, con el prop´osito de que la muestra sea representativa, en cada minuto debe al menos contar con el 50 % de las muestras para el ACE y la desviaci´ on de frecuencia. En caso contrario, la muestra es excluida del c´ alculo del CPS1. Requerimiento 2: cada AC deber´ a mantener durante un mes las muestras promedio del ACE bajo el l´ımite L10 , en al menos el 90 % del periodo. ACE 10
minutos
≤ L10
(9)
Donde, √ L10 = 1,65ε10 100Bi Bs . El promedio del ACE se determina cada 10 minutos, sin considerar traslape, con un total de 6 mediciones por hora. La ra´ız cuadrada media de 10 minutos de error promedio de la frecuencia (ε10 ), es calculada en funci´ on del rendimiento esperado durante un a˜ no determinado. El t´ermino Bs es la suma de la configuraci´ on de respuesta en frecuencia de los AC. En el caso de que la configuraci´ on de la respuesta en frecuencia sea variable, es considerada como la suma de sus valores m´ınimos. Este requerimiento es denominado CPS2 (Control Performance Standard 2) y puede ser enunciado en forma porcentual como lo indica (10), en base al requerimiento expresado en (9).
CP S2 = 1 −
N C mes P T mes − P I mes
(10)
Donde, N C mes son los no cumplimientos durante el periodo de un mes. P T mes son las muestras totales durante el periodo de un mes. P I mes corresponde a la cantidad de muestras inv´alidas. Para que una muestra sea determinada inv´ alida se deben poseer menos de la mitad de las muestras esperadas para el periodo definido. Requerimiento 3: Cada AC proveer´a de una evaluaci´on presentada como Servicio de Regulaci´ on Combinado, el cual resolver´a como satisfacer el CPS1 y CPS2. Estos deber´an utilizar para este prop´ osito las caracter´ısticas interpoladas de los ACEs y de las configuraciones de respuesta en frecuencia B, contemplando de esta manera la influencia entremezclada de las otras ACs. Requerimiento 4: Cualquier AC recibir´a las instrucciones del Servicio de Regulaci´on Combinado; en el caso de no realizar una evaluaci´on de su desempe˜ no, ´este deber´a cambiar los requerimientos de su control hacia el AC que disponga de la evaluaci´on requerida. Uno de los requerimientos que se est´a llevando a implementaci´on es el BAAL (Balacing Authority ACE Limit). Este establece que cada AC deber´a operar de forma que el promedio del ACE medido en minutos no deber´ a superar ´ por m´as de 30 minutos el BAAL. Este es determinado s´ olo cuando la frecuencia programada es diferente a la medida. Se define un BAALbajo cuando la frecuencia est´ a bajo la programada y un BAALalto cuando la frecuencia supera ´ el valor programado. Estos son definidos de la siguiente manera: BAALbajo = (−10Bi )(F T Lbajo − Fp )
BAALalto = (−10Bi )(F T Lalto − Fp )
(F T Lbajo − Fp ) (Fm − Fp ) (11) (F T Lalto − Fp ) (Fm − Fp ) (12)
Donde, Bi es la configuraci´on de la respuesta en frecuencia del AC. F T Lbajo es el l´ımite inferior de la frecuencia esperada (es igual a Fp − 3ε1 ). F T Lalto es el l´ımite superior de la frecuencia esperada (es igual a Fp + 3ε1 ). Fp es la frecuencia programada. Fm es la frecuencia medida. El BAAL busca definir los m´argenes m´aximos para el ACE y limitar la duraci´on de las violaciones de los m´ argenes, para brindar un mejor desempe˜ no del sistema. El desarrollo de nuevos requerimientos est´a basado en el nivel de vulnerabilidad de los actuales y en el an´alisis de su nivel de satisfacci´on [NERC, 2013]. 5.3 Impacto a partir de la generaci´ on renovable As´ı como la reducci´on de inercia y de respuesta de gobernador afectan las adecuaciones del CPF, el RSF es afectado
por las fluctuaciones minuto-a-minuto de la carga y la generaci´ on. A medida que la integraci´ on de generaci´on variable aumenta, lo hace tambi´en la variabilidad equivalente del sistema, afectando los indicadores de adecuaciones mencionadas anteriormente. Estos fen´ omenos son descritos en [Chavez et al., 2012, Sharma et al., 2011], donde se resalta el rol de las predicciones del comportamiento de las fuentes de energ´ıa renovables (e´ olica, solar, etc..) como fundamentales. El aumento de la variabilidad se traduce en un aumento de la cantidad de reserva requerida, siendo este uno de los impactos mayores. Otro impacto importante es la ocurrencia de fen´omenos poco frecuentes como periodo largos de rampa del viento. Estos fen´ omenos se comportan como contingencias y pueden tener duraciones de algunas horas, exponiendo el sistema a severas consecuencias en su operaci´ on, Fig. 4.
Figura 4. Lenta ca´ıda en horas de la generaci´ on e´olica desde los 2000 (MW) a 500 (MW). Fuente: [NERC, 2011b] Estas variaciones significativas de la potencia de salida son dif´ıciles de manejar por el sistema. Si el sistema no tuviera suficiente reserva en giro para cubrir la variaci´on, el sistema tendr´ıa que sincronizar una nueva unidad; si esta unidad es t´ermica, ser´ıa imposible sincronizarla en un tiempo similar a la escala de tiempo de estas variaciones de la potencia de salida e´ olica. ´ 6. CUMPLIMIENTO DE ESTANDARES EN ´ PRESENCIA DE GENERACION VARIABLE Los est´ andares de control de frecuencia (2), (4),(6), (11) y (12) deben ser satisfactorios para establecer la operaci´on segura del sistema. Como se ha descrito, la integraci´on de generaci´ on variable incrementa los requerimientos asociados a los sistemas de control de frecuencia. Sin embargo, la manera en que los operadores de los sistemas el´ectricos determinan los requerimientos de control de frecuencia no ha cambiado, por lo que se espera que ´estos no sean adecuados si la integraci´ on de generaci´ on variable se hace significativa. Lo descrito por [Chavez et al., 2012] establece tal preocupaci´ on y en el trabajo [ERCOT, 2013] se hace expl´ıcita tal necesidad. En el caso Chileno no existe un mercado de servicios complementarios, y solo el SING posee un sistema AGC, por los cual los problemas descritos son muy relevantes si se espera cumplir con las metas de
las autoridades de satisfacer 20 % de la demanda el´ectrica a partir de fuentes de energ´ıa sustentables. En este sentido, el presente trabajo propone las siguientes prioridades en relaci´on a resolver los problemas previamente descritos: Establecer un dimensionamiento de reservas sistem´atico y directamente conectado a la variabilidad presente en el sistema y al est´andar de control. En general, el requerimiento de reserva secundaria no es calculado considerando un est´andar de frecuencia y s´ı considerando una medida de la perturbaci´ on. Es muy importante distinguir que los est´andares de control est´an asociados a muestras de la frecuencia del sistema y no a medidas de la variabilidad equivalente. Dado que la frecuencia es el resultado de un fen´omeno din´amico asociado al desbalance de potencia, el dimensionamiento de reservas cl´asico desprecia la din´amica de la frecuencia. Establecer los pagos por SC asociados a la contribuci´on real del servicio del control de la frecuencia. Los criterios actuales ignoran la din´amica de los elementos que establecen la respuesta de frecuencia, valorando de igual manera unidades con distinta velocidad de respuesta, desincentivando el desarrollo de tecnolog´ıas de respuesta r´apida. Estos mecanismos deben ser necesariamente simples para ser incluidos en el despacho econ´omico y deben considerar la contribuci´on de proveedores de servicios al cumplimiento de los est´andares de control. Los puntos descritos anteriormente son particularmente complicados, puesto que requieren del tratamiento de diferentes enfoques matem´aticos para la consideraci´ on de m´ ultiples criterios. Por ejemplo, los est´andares de control (6), (11) y (12) son inherentemente estad´ısticos, pero las caracter´ısticas de los elementos que participan del servicio son din´amicos y, adem´as, el despacho econ´omico es un programa de optimizaci´on que requiere de restricciones algebraicas para lograr resolverlos. El caso de la reserva primaria es similar, estableciendo un problema matem´ atico particularmente complejo. 7. CONCLUSIONES El presente trabajo ha descrito, de manera general, la operaci´on de un control de frecuencia en un sistema de energ´ıa el´ectrica. Se describieron tambi´en los est´ andares de control de frecuencia y como estos se ven afectados por la integraci´on de generaci´on variable. Adem´ as, se han propuesto l´ıneas de desarrollo tendientes a resolver las dificultades descritas. En particular, se propone en la l´ınea de establecer criterios sistem´aticos de dimensionamiento y adquisici´on de reservas secundarias y primarias, en presencia de generaci´on variable, que permitan asegurar la operaci´on satisfactoria del sistema. REFERENCIAS Allen, EH y Ilic, M. (2000). Reserve markets for power systems reliability. Andersen, O. (2013). Unintended consequences of renewable energy problems to be solved. Springer, London.
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