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ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA
Y DETERMINACIÓN DE RESERVAS
Informe Preliminar
Mayo 2015
Nombre de Documento - Fecha 2
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 2
CDEC-SIC Ltda.
(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)
Teatinos N°280 – Piso 11
Teléfono: (56 2) 424 6300
Fax: (56 2) 424 6301
Santiago – Chile
Código Postal: 8340434
www.cdec-sic.cl
Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas
Informe presentado por la DO del CDEC-SIC:
Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó
1 04-05-2015 Informe Preliminar Ricardo Leal M.
Carlos Prieto C. José M Castellanos
2
http://www.cdec-sic.cl/
Nombre de Documento - Fecha 3
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 3
Índice
1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ................................................................................................ 4
2 ANTECEDENTES .................................................................................................................. 4
3 RESERVA PARA CSF ............................................................................................................. 5
3.1 Identificación de requerimientos ......................................................................................... 5 3.2 Metodología .................................................................................................................... 5 3.3 Resultados ....................................................................................................................... 6
4 RESERVA PARA CPF ............................................................................................................. 9
4.1 Identificación de requerimientos ......................................................................................... 9 4.2 Reserva para CPF ante variaciones instantáneas de los consumos ............................................ 10
4.2.1 Metodología .............................................................................................................. 10 4.2.2 Resultados................................................................................................................ 11
4.3 Reserva para CPF ante la pérdida de generación ................................................................... 12 4.3.1 Metodología general .................................................................................................. 12 4.3.2 Asignación de las reservas de potencia para el CPF y CSF ............................................ 15 4.3.3 Representación de la Demanda .................................................................................. 16 4.3.4 Representación de la Generación ............................................................................... 17 4.3.5 Representación de la Reserva en el Modelo PLP .......................................................... 25 4.3.6 Escenarios de estudio ................................................................................................ 28 4.3.7 Modelo de incertidumbre hidrológica .......................................................................... 28 4.3.8 Costos de operación anual esperado vs. nivel de reserva para CPF .............................. 28 4.3.9 Costos de ENS Anual Esperado vs. nivel de reserva para CPF....................................... 30
4.3.9.1 Carga desprendida por cada escalón EDAC vs. Demanda del SIC ............................................... 31 4.3.9.2 Costo de ENS de corta duración. ........................................................................................ 33 4.3.9.3 Tiempo de recuperación de la carga desprendida EDAC .......................................................... 33 4.3.9.4 Costos de la ENS por EDAC debido a pérdida de generación .................................................... 34
4.3.10 Reserva óptima para CPF ...................................................................................... 40 4.3.10.1 Sin el aporte de la RCSF ................................................................................................... 40 4.3.10.2 Con el aporte de la RCSF .................................................................................................. 42
5 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DEL SIC .............................................................. 44
5.1 Escenario Demanda Alta .................................................................................................. 45 5.2 Escenario Demanda Baja .................................................................................................. 55
6 COMENTARIOS Y CONCLUSIONES ......................................................................................... 66
Nombre de Documento - Fecha 4
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 4
1 Introducción y Objetivos
La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS), en el artículo 6-43 del Título 6-8, establece que la Dirección de Operación (DO) del CDEC-SIC deberá realizar un estudio denominado “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”, cuya periodicidad será al menos anual y que tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, a través de:
a) La definición de los requerimientos de las reservas para el CPF y el CSF, necesarias para cumplir con los estándares de SyCS de la presente NT.
b) La correcta asignación de las reservas entre las diferentes unidades generadoras participantes del CPF y del CSF.
c) La evaluación de la calidad y cantidad de recursos para el Control de Frecuencia.
d) Las correcciones y ajustes necesarios a las políticas de seguridad operativa, toda vez que existan riesgos de incumplimiento de los estándares de SyCS.
De conformidad con lo indicado, en el presente informe se determinan las reservas requeridas para el control primario de frecuencia (CPF) y para el control secundario de frecuencia (CSF), conjuntamente con la verificación de las exigencias normativas a través de simulaciones dinámicas de la pérdida de generación más severa en los correspondientes escenarios de operación de alta demanda y baja demanda más exigentes.
2 Antecedentes
El contenido de este documento se ha desarrollado en el contexto de la aplicación de la NT SyCS, la cual establece que la Dirección de Operación del CDEC-SIC debe realizar un estudio denominado “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”, con una periodicidad al menos anual. En el Titulo 6-8 de la NT SyCS se establecen los objetivos de dicho estudio así como un conjunto de criterios, requisitos y el procedimiento metodológico que se deberá adoptar para determinar las reservas de potencia para el Control Primario de Frecuencia (CPF) y para el Control Secundario de Frecuencia (CSF). Por otra parte, en los incisos 24), 25), 78) y 79) del artículo 1-7 de la NT SyCS, se definen el CPF, el CSF, la reserva primaria y la reserva secundaria respectivamente. Los antecedentes específicos adicionales empleados son:
Históricos: tasa de falla acumulativa de la salida de las unidades de generación al 31 de diciembre de 2014, registros de la generación total con intervalos de 10 segundos,
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 5
el despacho de generación real y generación programada correspondiente al año 2014.
Vigentes: Esquema de EDAC, base datos empleada por el PLP y el PowerFactory DIgSILENT.
Futura: Predicción de la demanda del año hidrológico abril 2015 - marzo 2016 y plan de obras de generación y transmisión presentado por la CNE en la fijación de precios de nudos del Octubre de 2014.
3 Reserva para CSF
3.1 Identificación de requerimientos
Para que en un sistema se pueda ejercer el CSF, es necesario proveer al sistema con una adecuada capacidad de respuesta en recursos de generación de energía que cubran las necesidades que no han sido satisfechas por el Control Primario de Frecuencia, de forma que dicha capacidad sea capaz de seguir la tendencia de aumento o de disminución de demanda del sistema. Esta capacidad de generación se conoce con el nombre de reserva de potencia secundaria y está disponible en aquellas unidades de generación con reguladores de velocidad con acción manual o automática con el propósito de hacer que el error de frecuencia del sistema sea igual a cero. Para este tipo de reserva de potencia, según lo establecido por la NT en el artículo 6-50, se requiere cubrir el mayor error estadístico que se tiene en la previsión de la demanda total del sistema.
3.2 Metodología
La reserva de potencia para el CSF, según lo establecido en el artículo 6-48 de la NT, debe ser determinada por la DO en función del mayor error estadístico en la previsión de demanda. Considerando que en la operación real del sistema, el despacho de generación se ajusta en cada hora a la demanda real que tiene el sistema. Dicho ajuste, se realiza a partir de una programación de la generación horaria denominada pre-despacho de generación horario, el cual normalmente difiere del despacho de generación real. La diferencia entre estos dos despachos, da origen a un error denominado error de previsión de demanda, el cual tiene diferentes valores hora a hora con una característica aleatoria. Debido a la característica aleatoria de dicho error, se debe determinar el error estadístico de la previsión de la demanda, error que se determina entre el incremento de generación horaria programada y el incremento de la generación real entre horas sucesivas.
Los registros de generación real que se deben emplear, no deben contener los registros horarios de aquellas horas o intervalos de horas involucradas con pérdidas de generación originadas por fallas en el sistema
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 6
Sea la siguiente notación: h : índice de notación de hora “h” con h=1,2,…,8760.
GRealh : generación real del SIC en hora “h”, en MW.
GProgh : generación programada del SIC en hora “h”, en MW.
EPrevih : error de previsión incremental de generación en hora “h”, en MW.
Nh : número de registros, Nh=8760
EPreviMedio : error medio de previsión de la generación.
El error estadístico de la previsión horaria de la demanda se determinó considerando un intervalo de tolerancia del 95%, esto es, se espera que el error estadístico considerado contenga el 95% de los errores de la muestra. El error estadístico, se expresa como un rango
comprendido dentro de los límites EPreviMedio1.96. El cálculo considera los siguientes pasos: Calcular el Error de Previsión de generación horario
11 PrPrReRePr hhhhh ogGogGalGalGeviE Calcular la desviación estándar del error de previsión de generación horario, como:
1
PrPr1
2
h
Nh
h
Medioh
N
eviEeviE
El rango de validez del error estadístico con un intervalo de tolerancia del 95%, como:
)()( Pr,Pr96.1Pr,96.1Pr
eviEeviE
eviEeviE MedioMedio
3.3 Resultados
El error estadístico de previsión de demanda se determina para el período de operación real comprendido entre el 1 de enero y 31 de diciembre del año 2014. En el siguiente gráfico se muestra la distribución de frecuencia del error de previsión de demanda.
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 7
Figura 1. Frecuencia del Error de Previsión de Demanda.
El error de previsión de demanda estadísticamente está representados por un valor medio igual a -0.013 [MW] y una desviación estándar igual a [71.2] MW, lo cual considerando un
intervalo de confianza del 95% resulta en un error estadístico igual 141 [MW] Según el análisis horario se observa que los errores de previsión horaria son mayores en aquellas horas donde existió un mayor incremento o decremento horario de la demanda y son menores en aquellas horas donde la demanda presenta un comportamiento más plano, tal como se muestra en el siguiente cuadro.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
-400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400
Fre
cu
en
cia
[
veces %
]
Error [MW]
Frecuencia del Error de Previsión de Demanda (1° Enero al 31 Diciembre 2014)
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 8
Hora
Error de previsión demanda año 2014
Horaria Bloque Horario
Propuesto Anual
DESVST ± Error DESVST ± Error DESVST ± Error
1 118.7 233
71.2 141
2 55.1 108
52.6 103
3 44.3 87
4 41.2 81
5 40.5 79
6 40.1 79
7 58.2 114
8 77.0 151
9 72.6 142
63.2 124
10 59.7 117
11 61.7 121
12 62.0 122
13 58.2 114
14 65.1 128
15 64.6 127
16 61.3 120
17 60.5 119
18 80.5 158
19 129.3 253
95.9 188
20 95.7 188
21 99.0 194
22 84.6 166
23 79.8 156
24 80.1 157
Para considerar la observación mencionada anteriormente, se propone emplear dos montos
de reserva de potencia en el CSF, 124 MW en el intervalo de operación entre las 01:00 y las
18:00 horas, y 188 MW en el intervalo de operación de 18:00 a 01:00 horas.
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 9
4 Reserva para CPF
4.1 Identificación de requerimientos
La necesidad de mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda eléctrica en todo momento, con el objeto de compensar los desbalances instantáneos producidos por la variación naturales de los consumos o perturbaciones tales como la desconexión intempestiva de generación o de consumos mayores, determina la necesidad de mantener en todo momento una cantidad de potencia de reserva en giro, denominada reserva primaria, destinada a efectuar la regulación primaria de frecuencia y de esta forma, restablecer el equilibrio entre la generación y la demanda eléctrica. La magnitud de la reserva primaria involucra un compromiso entre la calidad y seguridad de servicio que se desea alcanzar y la disposición que tienen los usuarios a pagar por esta calidad y seguridad, ya que al operar el sistema con una mayor reserva primaria podría existir un sobre costo en la operación del sistema. Por lo anterior, el problema de determinación de la magnitud de la reserva primaria pasar a ser un problema técnico-económico. Se identifican dos tipos de reserva primaria, una de ellas está destinada para atender las variaciones naturales instantáneas de la demanda y la otra, para restablecer el equilibrio generación-demanda provocada por la desconexión intempestiva de generación. La magnitud de la segunda reserva, pasa por equilibrar los menores costos de operación al reducir dicha reserva con respecto al aumento de los costos asociados a la energía no suministrada (ENS), debido a la desconexión de carga por baja frecuencia (EDAC) por déficit de generación (reserva en giro). En términos económicos, la reserva primaria óptima, debe ser determinada de forma que el costo de operación más el costo por energía no suministrada sea mínimo. Motivado por lo anterior, en este capítulo se presenta el procedimiento para determinar el porcentaje de reserva económica y técnicamente óptima para el Control Primario de Frecuencia (CPF) para la totalidad del SIC, considerando la metodología, los criterios de operación y los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio que se establecen en la NT.
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 10
4.2 Reserva para CPF ante variaciones instantáneas de los consumos
4.2.1 Metodología
La ocurrencia de fluctuaciones instantáneas de la demanda, se originan de manera aleatoria en todo momento del día. Particularmente en el SIC, existen consumos que presentan importantes fluctuaciones instantáneas de su carga, tales como plantas de laminación.
Algunas variaciones de carga tienen una cierta periodicidad de ocurrencia, tal como los consumos de plantas industriales de fabricación de acero (siderúrgicas), en cambio otras variaciones no lo son, tal como la conexión y desconexión de alimentadores y/o líneas de transmisión.
Estadísticamente, para poder rescatar desde los registros de datos de la demanda la componente asociada a las variaciones intempestivas de la demanda, se recomienda que el período de muestreo de los registro de datos sean menor que 10 veces que la periodicidad de ocurrencia de las variaciones de los consumos de las plantas industriales mencionadas de menor periodo.
Cuando no existen registros de datos de los consumos, es conveniente emplear los registros de datos de la generación total del sistema, ya que el aporte de generación de las unidades tiende a responder con las variaciones de los consumos.
Sea la siguiente notación:
PInsti : registro de generación de potencia total instantánea del registro “i”.
PFiltri : registro de generación de potencia total instantánea filtrada del registro “i”, corresponde a la parte de la tendencia de la demanda.
PRandi : registro de generación total instantánea aleatoria del registro “i”, corresponde a la parte de fluctuaciones aleatorias que experimenta la generación del sistema ante las fluctuaciones aleatorias de los consumos.
Donde PFilti se determina como 12
L
PInst
PFilt
L
Lk
ki
i, o alternativamente como la Tendencia
Lineal de los registros entre intervalos de tiempo dados (por ejemplo cada una hora).
La variable L corresponde al periodo o ventana de tiempo móvil considerado para sacar la componente correspondiente a la tendencia de la demanda.
Nombre de Documento - Fecha 11
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 11
La componente aleatoria de la demanda (PRandi) se determina como:
iii PFiltPInstPRand , donde los valores PRandi son valores positivos y negativos, con un
valor medio cercano a cero.
El valor estadístico a considerar como reserva de potencia para atender las variaciones intempestiva de la demanda, será tal que, el rango considerado contenga el 95% de los eventos, esto es:
96.1,96.1, )()( MedioMedio PRandPRandPRandPRand
4.2.2 Resultados
En el estudio se ha empleado una data de registros de generación total con las siguientes características:
Tasa de muestreo de 10 segundos.
Período de la muestras entre el 01 al 31 de Diciembre de 2014.
No se deben tomar en cuenta los registros de generación que involucren pérdidas de generación, pérdidas de consumos y conexión y desconexión de consumos debido a las maniobras operacionales.
Considerando el filtrado de los registro según la metodología basada en media móvil con un intervalo de tiempo de 45 minutos, se obtienen los siguientes resultados:
Período Valores estadísticos en MW
Promedio Desviación estándar Reserva CPF
01 al 31 de Diciembre de 2014 0 29 +/- 57
Conforme con los resultados del cuadro anterior, se recomienda que la reserva de potencia para el CPF asociado a las variaciones naturales y aleatorias de los consumos sea de +/- 57 MW.
Nombre de Documento - Fecha 12
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 12
4.3 Reserva para CPF ante la pérdida de generación
4.3.1 Metodología general
Se debe determinar una reserva de potencia tal que la función de costo constituida por el costo de operación más el costo de la energía no suministrada debido al desprendimiento de carga por EDAC, sea mínima, en un horizonte de operación de 12 meses. La metodología general adoptada, requiere la determinación de lo siguiente:
1) La previsión de la demanda total del SIC y de los consumos por barras a través de una curva de duración con cinco bloques y con etapas semanales en un horizonte de 12 meses del año hidrológico 2015, esto es, abril 2015 a marzo 2016, para su utilización en el programa de programación de la generación de largo plazo PLP.
2) El costo de operación anual esperado en función de la reserva de potencia destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación.
3) La tasa de falla equivalente anual expresada en fallas/hrs de las unidades de generación existentes y de las que entran en servicio en el período de evaluación.
4) El monto de carga desprendida por el EDAC en función de la reserva de potencia destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación.
5) Tiempo de recuperación del servicio en función del monto de carga desprendido por el EDAC y de la reserva pronta disponible.
6) La energía no suministrada y su costo (por actuación del EDAC) en función de la reserva de potencia destinada al CPF.
7) El costo total de operación más el costo de la energía no suministrada en función de la reserva de potencia destinada al CPF.
8) Identificación de la reserva de potencia optima, para la cual el costo determinado en la etapa anterior es mínimo.
9) Análisis del comportamiento dinámico del sistema para una de las contingencias más críticas, en términos del monto de la pérdida de generación, en escenarios de demanda máxima y mínima con reserva de potencia óptima para el CPF.
El siguiente diagrama describe el procedimiento utilizado para construir las curvas que relacionan el sobre costo de operación y el costo de ENS para distintas magnitudes de reserva y, a partir de estos, determinar la magnitud de reserva económicamente óptima relacionada con las desconexiones forzadas o pérdidas intempestivas de generación.
Nombre de Documento - Fecha 13
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 13
Figura 2a. Diagrama Flujo Reserva Óptima para CPF.
Diagrama flujo
Reserva Óptima de Potencia para el CPF
Determinar previsión demanda horaria anual y
requerimientos de reserva para CPF y CSF
Inicio
Definir Criterio de Asignación de
Reservas para CPF y CSF
Configurar Modelo de demanda
anual con curva duración con etapas
semanales con 5 bloques
Programación de Largo Plazo (PLP)
Etapas
Semanales
Reservas
Costo de Operación Esperado
Por bloque:
-Despacho Medio de Generación (DMG)
%Reserva CPF Previsión de Demanda
horaria anual Requerimientos
de reserva
Notación:
CPF : Control Primario Frecuencia
CSF : Control Secundario Frecuencia 1
¿Se verifican
Reservas?
No
Si
Modificar
Reservas
2
Reservas
Operativas
Nombre de Documento - Fecha 14
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 14
Figura 2b. Diagrama Flujo Reserva Óptima para CPF (Continuación).
Determinación de Desconexión de
Carga (DC) por EDAC BF a través
de Simulación Estática ante fallas
de unidades generadoras
Simulación Dinámica: Escenarios DemAlta y
DemBaja, contingencia unidades generadoras
DC : Por Bloque, por %reserva,
para DMG:
Determinación de ENSE y CENSE
anual
FFG TRDC
Continuación Diagrama flujo
Reserva Óptima de Potencia para el CPF
%Reserva %ResOptima
CENSE
COPE
CTE Costos
Costos Anuales vs. %Reserva CPF
Notación:
DC : Desconexión Carga EDAC
ENSE : Energía No Suministrada
Esperada
CENSE : Costo de ENSE
COPE : Costo de Operación Esperado
CTE : Costos Total Esperado
(CENSE+COPE)
FFG : Frecuencia de falla anual de
generador
TRDC : Tiempo de recuperación por
profundidad de DC
Análisis de SyCS
¿Se verifican
condiciones?
CENSE anual
%Reserva
para CPF
Fin
Si
Incrementar
Reserva
No
DMG
%ResOp Anual
1
2
Costo de
Operación
Esperado
Nombre de Documento - Fecha 15
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 15
Cabe señalar, que el modelo probabilístico que simula las fallas de las unidades de generación con el fin de estimar la ENS, no considera las variaciones del consumo con la frecuencia y la tensión, ya que una vez restablecidos los valores de frecuencia y de tensión de régimen permanente la magnitud de los consumos no presentan cambios significativos. En consecuencia, se asumirá desprendimiento de carga por EDAC toda vez que la potencia generada de la unidad sujeta a falla sea superior al monto de reserva de potencia utilizado. De esta forma, procederá el desprendimiento de un número suficiente de escalones de carga cuya magnitud de potencia total permita restablecer al menos el equilibrio entre la generación y la demanda.
4.3.2 Asignación de las reservas de potencia para el CPF y CSF
En el presente estudio, la determinación de la reserva en giro para el CPF contempla la participación de un conjunto de unidades generadoras del SIC. Este conjunto de unidades, señaladas en la siguiente tabla, se han seleccionado tomando en cuenta la experiencia de operación real del SIC, la participación de unidades en los planes de recuperación de servicio vigentes y de la información técnica recibida de las empresas propietarias.
Central P Max P Min N°
Unidades
Estatismo permanente
MW MW p.u.
CANUTILLAR 170 40 2 0.047
RALCO 690 90 2 0.07
PANGUE 460 50 2 0.0215 y 0.0227
ELTORO 450 0 4 0.0278
ANTUCO 313 60 2 0.023 y 0.021
CIPRESES 102 15 3 0.03
PEHUENCHE 560 120 2 0.025 y 0.03
COLBUN 479 100 2 0.05
MACHICURA 95 0 2 0.05
RAPEL 377 30 5 0.1, 0.09, 0.08, 0.1 y 0.09
ABANICO 49 0 2 0.03
PILMAIQUEN 39 0 5 0.04
PULLINQUE 49 0 3 0.04
CANDELARIA_B1 122 60 1 0.04
CANDELARIA_B2 125 60 1 0.04
TALTAL_1 115 65 1 0.0395
TALTAL_2 117 65 1 0.0392
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 16
La repartición de las reservas de potencia en las unidades de generación incluidas en la tabla anterior es asignada en forma económica por la aplicación del modelo PLP. Cabe señalar, que las turbinas de gas de los ciclos combinados y otras unidades turbogas no contempladas en la lista anterior pueden eventualmente proveer reserva en giro. Sin embargo, en la práctica estas unidades de generación generalmente son despachadas a plena carga por mérito económico, con excepción de casos en que alguna de éstas sea despachada a mínimo técnico por seguridad operativa.
4.3.3 Representación de la Demanda
En los artículos 6-45 y 6-48 de la NT, se establece que el horizonte del estudio corresponde a un período de 12 meses y que se deberán tomar en cuenta las siguientes consideraciones con respecto a la demanda del SI:
a) Una resolución trimestral o menor, esto es, etapas de representación de la demanda con período trimestral o menor.
b) Representación de las variaciones intempestivas de la demanda. c) La previsión de demanda usada en la programación de la operación para el período
de 12 meses. d) La variación estimada de la demanda con la frecuencia.
Para la aplicación del modelo PLP, la demanda se representa utilizando curvas de duración. Para este caso particular, se utilizaron curvas de duración semanales con un detalle de 5 bloques para cada semana. La duración de los bloques se determina minimizando su diferencia con la curva de duración estimada de acuerdo con la estadística horaria disponible. La variación de la demanda con la frecuencia y con la tensión, utilizada para las simulaciones dinámicas del presente estudio, serán las que utiliza actualmente la DO en sus estudios de operación del sistema, esto es:
Tipo carga kpf kpv kqf kqv
Industrial 2.6 0.18 1.6 0.6
Residencial 0.9 1.3 -2 3
Nombre de Documento - Fecha 17
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 17
4.3.4 Representación de la Generación
En el artículo 6-46 de la NT, se establece que las unidades de generación deben ser representadas por:
a) Las tasas de indisponibilidad forzada y programada vigentes en el CDEC.
b) Los costos variables de operación de centrales termoeléctricas, la previsión de la producción de las centrales hidroeléctricas, el programa de mantenimiento mayor actualizado, así como las restricciones técnicas, que definida la DO, de acuerdo a los procedimientos e información que se encuentre vigente en el CDEC.
Las condiciones de representación de la generación establecidas en dicho artículo, están representadas en el modelo de programación de largo plazo (PLP).
Por otra parte, para considerar la probabilidad de falla de las unidas de generación se considera la estadística de falla acumulativa expresada en fallas/hrs y cuyo resultado, considerando una ventana de tiempo desde abril del año 2003 hasta Diciembre de 2014, se muestra en la siguiente tabla.
Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2014)
Id Unidad de Generación Tasa de Falla
Anual Horaria
1 ABANICO_U1 3.2000 0.0003653
2 ABANICO_U2 0.0000 0.0000000
3 ABANICO_U3 0.4000 0.0000457
4 ABANICO_U4 0.0000 0.0000000
5 ABANICO_U5 2.2000 0.0002511
6 ABANICO_U6 2.4000 0.0002740
7 ALFALFAL_U1 0.2000 0.0000228
8 ALFALFAL_U2 1.6000 0.0001826
9 ANGOSTURA_U1 2.1648 0.0002471
10 ANGOSTURA_U3 2.3648 0.0002700
11 ANTILHUE_TG1_U1 4.0000 0.0004566
12 ANTILHUE_TG2_U2 4.2000 0.0004795
13 ANTUCO_U1 1.6000 0.0001826
14 ANTUCO_U2 0.8000 0.0000913
15 ARAUCO_U1 6.6000 0.0007534
16 BLANCO_U1 1.2000 0.0001370
17 BOCAMINA_U1 2.6000 0.0002968
18 CALLE CALLE_U1 2.6179 0.0002989
19 CALLE CALLE_U2 2.6179 0.0002989
20 CALLE CALLE_U3 2.0179 0.0002304
21 CALLE CALLE_U4 3.2179 0.0003673
22 CALLE CALLE_U5 2.2179 0.0002532
23 CALLE CALLE_U6 2.2179 0.0002532
24 CALLE CALLE_U7 2.8179 0.0003217
25 CALLE CALLE_U8 1.4179 0.0001619
Nombre de Documento - Fecha 18
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 18
Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2014)
Id Unidad de Generación Tasa de Falla
Anual Horaria
26 YUNGAY 1_U1 1.8000 0.0002055
27 YUNGAY 2_U2 1.0000 0.0001142
28 YUNGAY 3_U3 1.6000 0.0001826
29 YUNGAY 4_U1 0.6536 0.0000746
30 CANDELARIA 1_U1 2.0000 0.0002283
31 CANDELARIA 2_U2 2.6000 0.0002968
32 CANELA_A1 1.4000 0.0001598
33 CANELA_A2 1.4000 0.0001598
34 CANELA_A3 1.4000 0.0001598
35 CANELA_A4 1.6000 0.0001826
36 CANELA_A5 1.4000 0.0001598
37 CANELA_A6 1.4000 0.0001598
38 CANELA_B1 1.4000 0.0001598
39 CANELA_B2 1.4000 0.0001598
40 CANELA_B3 1.4000 0.0001598
41 CANELA_B4 1.4000 0.0001598
42 CANELA_B5 1.6000 0.0001826
43 CANELA II_C1 0.8004 0.0000914
44 CANELA II_C2 0.8004 0.0000914
45 CANELA II_C3 0.8004 0.0000914
46 CANELA II_C4 0.8004 0.0000914
47 CANELA II_C5 0.8004 0.0000914
48 CANELA II_D1 0.8004 0.0000914
49 CANELA II_D2 0.8004 0.0000914
50 CANELA II_D3 0.8004 0.0000914
51 CANELA II_D4 0.8004 0.0000914
52 CANELA II_D5 0.8004 0.0000914
53 CANELA II_D6 0.8004 0.0000914
54 CANELA II_E1 0.8004 0.0000914
55 CANELA II_E2 0.8004 0.0000914
56 CANELA II_E3 0.8004 0.0000914
57 CANELA II_E4 0.8004 0.0000914
58 CANELA II_E5 0.8004 0.0000914
59 CANELA II_E6 0.8004 0.0000914
60 CANELA II_F1 0.8004 0.0000914
61 CANELA II_F2 0.8004 0.0000914
62 CANELA II_F3 0.8004 0.0000914
63 CANELA II_F4 0.8004 0.0000914
64 CANELA II_F5 0.8004 0.0000914
65 CANELA II_F6 0.8004 0.0000914
66 CANELA II_G1 0.8004 0.0000914
67 CANELA II_G2 0.8004 0.0000914
68 CANELA II_G3 0.8004 0.0000914
69 CANELA II_G4 0.8004 0.0000914
70 CANELA II_G5 0.8004 0.0000914
71 CANELA II_G6 0.8004 0.0000914
72 CANELA II_H1 0.8004 0.0000914
Nombre de Documento - Fecha 19
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 19
Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2014)
Id Unidad de Generación Tasa de Falla
Anual Horaria
73 CANELA II_H2 0.8004 0.0000914
74 CANELA II_H3 0.8004 0.0000914
75 CANELA II_H4 0.8004 0.0000914
76 CANELA II_H5 0.8004 0.0000914
77 CANELA II_H6 0.8004 0.0000914
78 CANELA II_I1 0.8004 0.0000914
79 CANELA II_I2 0.8004 0.0000914
80 CANELA II_I3 0.8004 0.0000914
81 CANELA II_I4 0.8004 0.0000914
82 CANELA II_I5 0.8004 0.0000914
83 CANUTILLAR_U1 0.6000 0.0000685
84 CANUTILLAR_U2 1.4000 0.0001598
85 CAPULLO_U1 7.4000 0.0008447
86 CARENA_U1 0.6353 0.0000725
87 CARENA_U2 0.6353 0.0000725
88 CARENA_U3 0.4353 0.0000497
89 CARENA_U4 0.6353 0.0000725
90 CELCO_U1 4.2000 0.0004795
91 CEM BIOBIO CENTRO_U1 1.6132 0.0001842
92 CEM BIOBIO CENTRO_U2 1.6132 0.0001842
93 CEM BIOBIO CENTRO_U3 0.8132 0.0000928
94 CEM BIOBIO CENTRO_U4 1.0132 0.0001157
95 CEM BIOBIO CENTRO_U5 1.0132 0.0001157
96 CEM BIOBIO CENTRO_U6 1.2132 0.0001385
97 CEM BIOBIO CENTRO_U7 1.0132 0.0001157
98 CEM BIOBIO CENTRO_U8 1.2132 0.0001385
99 CENIZAS_U1 8.0000 0.0009132
100 CENIZAS_U2 8.6000 0.0009817
101 CENIZAS_U3 9.4000 0.0010731
102 CHACABUQUITO_U1 2.8000 0.0003196
103 CHACABUQUITO_U2 2.4000 0.0002740
104 CHACABUQUITO_U3 1.0000 0.0001142
105 CHACABUQUITO_U4 1.4000 0.0001598
106 CHACAYES_U1 8.7677 0.0010009
107 CHACAYES_U2 8.9677 0.0010237
108 CHIBURGO_U1 0.6000 0.0000685
109 CHIBURGO_U2 0.2000 0.0000228
110 CHILOE_U1 2.4000 0.0002740
111 CHOLGUAN_U1 11.8000 0.0013470
112 CHUYACA_U1 6.0000 0.0006849
113 CHUYACA_U2 4.2000 0.0004795
114 CHUYACA_U3 4.4000 0.0005023
115 CHUYACA_U4 6.6000 0.0007534
116 CHUYACA_U5 3.2000 0.0003653
117 CIPRESES_U1 4.6000 0.0005251
118 CIPRESES_U2 3.0000 0.0003425
119 CIPRESES_U3 3.6000 0.0004110
Nombre de Documento - Fecha 20
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 20
Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2014)
Id Unidad de Generación Tasa de Falla
Anual Horaria
120 COLBUN_U1 0.6000 0.0000685
121 COLBUN_U2 0.6000 0.0000685
122 COLIHUES_U1 9.6066 0.0010966
123 COLIHUES_U2 7.2066 0.0008227
124 COLMITO_U1 4.0000 0.0004566
125 CONCON_U1 3.8000 0.0004338
126 CONCON_U2 4.2000 0.0004795
127 CONCON_U3 7.0000 0.0007991
128 CONSTITUCION_U1 4.6000 0.0005251
129 CONSTITUCION_U2 0.6000 0.0000685
130 CONSTITUCION 1 ELEK_U1 2.0000 0.0002283
131 CONSTITUCION 1 ELEK_U2 2.0000 0.0002283
132 CONSTITUCION 1 ELEK_U3 2.0000 0.0002283
133 CONSTITUCION 1 ELEK_U4 2.0000 0.0002283
134 CONSTITUCION 1 ELEK_U5 2.0000 0.0002283
135 CONSTITUCION 1 ELEK_U6 2.0000 0.0002283
136 CORONEL_TG_U1 13.2000 0.0015068
137 COYA_U5 2.2000 0.0002511
138 CURILLINQUE_U1 2.4000 0.0002740
139 DEGAÑ_U1 3.2000 0.0003653
140 DIEGO DE ALMAGRO_U1 1.2000 0.0001370
141 EL PEÑON_U1 0.6000 0.0000685
142 EL RINCON_U1 0.8000 0.0000913
143 EL TORO_U1 3.6000 0.0004110
144 EL TORO_U2 0.6000 0.0000685
145 EL TORO_U3 1.2000 0.0001370
146 EL TORO_U4 2.6000 0.0002968
147 EL TOTORAL_U1 6.8000 0.0007763
148 EL TOTORAL_U2 6.4000 0.0007306
149 EL TOTORAL_U3 9.2000 0.0010502
150 EMELDA U1_U1 1.4026 0.0001601
151 EMELDA U2_U1 2.0880 0.0002384
152 EOLICA TOTORAL_U1 0.8019 0.0000915
153 ESCUADRON_U1 9.4000 0.0010731
154 ESCUADRON_U2 9.4000 0.0010731
155 ESPERANZA DS-1_U1 2.0000 0.0002283
156 ESPERANZA DS-2_U1 4.4000 0.0005023
157 ESPERANZA TG_U1 0.6000 0.0000685
158 ESPINOS_U1 0.6000 0.0000685
159 EYZAGUIRRE_U1 4.0000 0.0004566
160 FLORIDA_U1 2.6000 0.0002968
161 FLORIDA_U2 1.4000 0.0001598
162 FLORIDA_U3 1.2000 0.0001370
163 GUACOLDA 1_U1 2.8000 0.0003196
164 GUACOLDA 2_U2 3.8000 0.0004338
165 GUACOLDA 3_U3 1.4000 0.0001598
166 GUACOLDA 4_U1 0.4696 0.0000536
Nombre de Documento - Fecha 21
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 21
Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2014)
Id Unidad de Generación Tasa de Falla
Anual Horaria
167 HORCONES_TG_U1 1.6000 0.0001826
168 HORNITOS_U1 4.0000 0.0004566
169 HUASCO TG_U1 0.0000 0.0000000
170 HUASCO TG_U2 0.2000 0.0000228
171 HUASCO TG_U3 0.4000 0.0000457
172 HUASCO TV_U1 1.6852 0.0001924
173 HUASCO TV_U2 1.6852 0.0001924
174 ISLA_U1 1.8000 0.0002055
175 ISLA_U2 1.0000 0.0001142
176 JUNCAL_U1 1.0000 0.0001142
177 LA CONFLUENCIA_U1 3.6500 0.0004167
178 LA CONFLUENCIA_U2 2.4500 0.0002797
179 LA HIGUERA_U1 5.0505 0.0005765
180 LA HIGUERA_U2 4.8505 0.0005537
181 LAGUNA VERDE TG_U1 1.0000 0.0001142
182 LAGUNA VERDE TV_U1 0.0000 0.0000000
183 LAGUNA VERDE TV_U2 0.0000 0.0000000
184 LAJA_U1 4.2000 0.0004795
185 LAJA_U2 3.6000 0.0004110
186 LAS VEGAS_U1 8.8000 0.0010046
187 LAS VEGAS_U2 7.6000 0.0008676
188 LICAN_U1 2.8662 0.0003272
189 LICANTEN_U1 5.4000 0.0006164
190 LINARES_U1 7.6000 0.0008676
191 LIRCAY_U1 8.4000 0.0009589
192 LIRCAY_U2 7.6000 0.0008676
193 LOMA ALTA_U1 6.2000 0.0007078
194 LOMA LOS COLORADOS_U1 33.8322 0.0038621
195 LOMA LOS COLORADOS 2_U1 36.2229 0.0041350
196 LOMA LOS COLORADOS 2_U2 36.2229 0.0041350
197 LOMA LOS COLORADOS 2_U3 36.2229 0.0041350
198 LOMA LOS COLORADOS 2_U4 36.2229 0.0041350
199 LOMA LOS COLORADOS 2_U5 36.2229 0.0041350
200 LOMA LOS COLORADOS 2_U6 36.2229 0.0041350
201 LOMA LOS COLORADOS 2_U7 36.2229 0.0041350
202 LOS MOLLES_U1 2.4000 0.0002740
203 LOS MOLLES_U2 1.6000 0.0001826
204 LOS PINOS_U1 7.4000 0.0008447
205 LOS QUILOS_U1 1.6000 0.0001826
206 LOS QUILOS_U2 1.0000 0.0001142
207 LOS QUILOS_U3 0.6000 0.0000685
208 LOS VIENTOS_U1 1.2000 0.0001370
209 MACHICURA_U1 1.2000 0.0001370
210 MACHICURA_U2 0.6000 0.0000685
211 MAITENES_U1 2.4000 0.0002740
212 MAITENES_U2 2.4000 0.0002740
213 MAITENES_U3 2.4000 0.0002740
Nombre de Documento - Fecha 22
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 22
Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2014)
Id Unidad de Generación Tasa de Falla
Anual Horaria
214 MAITENES_U4 1.2000 0.0001370
215 MAITENES_U5 1.2000 0.0001370
216 MAMPIL_U1 4.8000 0.0005479
217 MAMPIL_U2 5.4000 0.0006164
218 MASISA CABRERO_U1 37.8920 0.0043256
219 MAULE_U1 1.8000 0.0002055
220 MONTE REDONDO_U1 2.4012 0.0002741
221 NEHUENCO I_Central 4.0000 0.0004566
222 NEHUENCO II_Central 4.8000 0.0005479
223 NEHUENCO III_U1 0.6000 0.0000685
224 NEWEN_U1 1.2000 0.0001370
225 NUEVA ALDEA I_U1 7.8000 0.0008904
226 NUEVA ALDEA II_U2 0.0000 0.0000000
227 NUEVA ALDEA III_U1 5.0000 0.0005708
228 NUEVA RENCA_Central 6.2000 0.0007078
229 NUEVA VENTANAS_U1 6.3573 0.0007257
230 OJOS DE AGUA_U1 4.0000 0.0004566
231 OLIVOS_U1 0.4000 0.0000457
232 PALMUCHO_U1 2.0000 0.0002283
233 PANGUE_U1 0.6000 0.0000685
234 PANGUE_U2 1.4000 0.0001598
235 PEHUENCHE_U1 3.6000 0.0004110
236 PEHUENCHE_U2 4.8000 0.0005479
237 PETROPOWER_U1 0.6000 0.0000685
238 PEUCHEN_U1 2.2000 0.0002511
239 PEUCHEN_U2 2.2000 0.0002511
240 PILMAIQUEN_U1 2.2000 0.0002511
241 PILMAIQUEN_U2 1.2000 0.0001370
242 PILMAIQUEN_U3 1.2000 0.0001370
243 PILMAIQUEN_U4 1.2000 0.0001370
244 PILMAIQUEN_U5 3.2000 0.0003653
245 PLACILLA_U1 3.0000 0.0003425
246 PLACILLA_U2 3.0000 0.0003425
247 PLACILLA_U3 4.0000 0.0004566
248 PULLINQUE_U1 1.0000 0.0001142
249 PULLINQUE_U2 1.0000 0.0001142
250 PULLINQUE_U3 0.6000 0.0000685
251 PUNTA COLORADA EOLICA_U1 0.0261 0.0000030
252 PUNTA COLORADA FO_U1 3.4284 0.0003914
253 PUNTILLA_U1 0.4000 0.0000457
254 PUNTILLA_U2 1.2000 0.0001370
255 PUNTILLA_U3 5.4000 0.0006164
256 QUELLON 2_U5592 22.6000 0.0025799
257 QUELLON 2_U5593 12.8000 0.0014612
258 QUELLON 2_U5594 13.4000 0.0015297
259 QUELLON 2_U5595 8.2000 0.0009361
260 QUELTEHUES_U1 1.6000 0.0001826
Nombre de Documento - Fecha 23
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 23
Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2014)
Id Unidad de Generación Tasa de Falla
Anual Horaria
261 QUELTEHUES_U2 2.0000 0.0002283
262 QUELTEHUES_U3 1.2000 0.0001370
263 QUILLECO_U1 0.6000 0.0000685
264 QUILLECO_U2 1.2000 0.0001370
265 QUINTAY_U1 13.4000 0.0015297
266 QUINTAY_U2 13.6000 0.0015525
267 QUINTAY_U3 15.6000 0.0017808
268 QUINTERO TG-1A_U1 2.4000 0.0002740
269 QUINTERO TG-1B_U1 3.2000 0.0003653
270 RALCO_U1 4.6000 0.0005251
271 RALCO_U2 4.6000 0.0005251
272 RAPEL_U1 1.2000 0.0001370
273 RAPEL_U2 1.0000 0.0001142
274 RAPEL_U3 1.0000 0.0001142
275 RAPEL_U4 0.8000 0.0000913
276 RAPEL_U5 0.8000 0.0000913
277 RENCA 1_U1 1.0000 0.0001142
278 RENCA 2_U2 0.4000 0.0000457
279 RUCUE_U1 2.0000 0.0002283
280 RUCUE_U2 1.4000 0.0001598
281 SALVADOR_U1 1.4433 0.0001648
282 SAN CLEMENTE_U1 6.7397 0.0007694
283 SAN F. DE MOSTAZAL_U1 2.6000 0.0002968
284 SAN GREGORIO_U1 4.8000 0.0005479
285 SAN IGNACIO_U1 1.6000 0.0001826
286 SAN ISIDRO_Central 1.6000 0.0001826
287 SAN ISIDRO II_Central 2.2000 0.0002511
288 SAN LORENZO 1_U1 0.0000 0.0000000
289 SAN LORENZO 2_U1 0.2437 0.0000278
290 SAUZAL_U1 0.4000 0.0000457
291 SAUZAL_U2 1.2000 0.0001370
292 SAUZAL_U3 1.2000 0.0001370
293 SAUZALITO_U1 4.0000 0.0004566
294 STA. LIDIA_U1 1.2000 0.0001370
295 TALTAL 1_U1 2.2000 0.0002511
296 TALTAL 2_U2 1.2000 0.0001370
297 TENO_U1 0.2000 0.0000228
298 TERMOPACIFICO_U1 0.0000 0.0000000
299 CARDONES_U1 0.2000 0.0000228
300 TRAPEN_U1 0.2000 0.0000228
301 VALDIVIA_U2 5.6000 0.0006393
302 VENTANAS 1_U1 2.6000 0.0002968
303 VENTANAS 2_U2 4.4000 0.0005023
304 GUAYACAN_U1 1.7324 0.0001978
305 GUAYACAN_U2 2.1324 0.0002434
306 MARIPOSAS_U1 10.5765 0.0012074
307 VOLCAN_U1 1.4559 0.0001662
Nombre de Documento - Fecha 24
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 24
Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2014)
Id Unidad de Generación Tasa de Falla
Anual Horaria
308 STA. FE ENERGÍA_U1 8.9728 0.0010243
309 STA. MARÍA_U1 7.7885 0.0008891
310 CALLAO_U1 0.4917 5.61329E-05
311 NALCAS_U1 1.0917 0.000124626
312 LAUTARO_U1 3.0762 0.000351161
313 RUCATAYO_U1 1.5354 0.000175269
314 PROVIDENCIA_U1 1.5888 0.000181369
315 PROVIDENCIA_U2 0.7888 9.0045E-05
316 CAMPICHE_U1 4.8446 0.000553039
317 TALINAY_U1 0.4429 5.05538E-05
318 TALINAY_U2 0.4429 5.05538E-05
319 CMPC - LAJA_U1 5.1637 0.000589464
320 CMPC - LAJA_U2 5.1637 0.000589464
321 CMPC - LAJA_U3 5.1637 0.000589464
322 RIO HUASCO_U1 1.4957 0.000170739
323 RIO HUASCO_U2 0.8957 0.000102245
324 CMPC - PACIFICO_U1 3.7030 0.000422713
325 CMPC - PACIFICO_U2 3.3030 0.000377051
326 CMPC - PACIFICO_U3 3.5726 0.00040783
327 ENERGÍA BIOBIO_U1 3.5052 0.000400135
328 SANTA MARTA_U1 4.5052 0.000514291
329 LOS HIERROS_U1 8.1717 0.000932838
330 LOS HIERROS_U2 5.1717 0.000590372
331 EOL NEGRETE_U1 0.0531 6.06527E-06
332 ENERGÍA PACÍFICO_U1 8.1052 0.000925249
333 LLANOS DE LLAMPOS_U1 0.2562 2.92431E-05
334 SOLAR SAN ANDRÉS_U1 0.0562 6.41209E-06
335 SAN ANDRÉS_U1 0.8060 9.20065E-05
336 SAN ANDRÉS_U2 0.8060 9.20065E-05
337 EOL EL ARRAYÁN_U1 0.6574 7.50464E-05
338 EOL LOS CURUROS_U1 0.0591 6.74278E-06
339 EOL SAN PEDRO_U1 0.4581 5.23E-05
340 EOL LEBU_U1 0.0549 6.26691E-06
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 25
4.3.5 Representación de la Reserva en el Modelo PLP
El modelo utilizado actualmente, para realizar la planificación de la operación de mediano plazo es el modelo PLP. Dicho modelo no fue concebido para incluir restricciones de reserva. Por este motivo, es necesario plantear un procedimiento que permita incorporar las restricciones de reserva en dicho modelo, pero sin modificar el código de su programación. El planteamiento general para cumplir con una restricción de reserva en giro es el siguiente:
SIS
n
j
j RGR
Donde:
jR : Reserva entregada por la central j [MW]
SISRG : Reserva en giro necesaria [MW]
En general, la reserva individual aportada por las centrales que participan de la reserva debe ser mayor o igual a la reserva que necesita el sistema. Para cada etapa considerada en el proceso de optimización, debe definirse la reserva necesaria con que deben cumplir las centrales designadas para esta tarea. La inecuación anterior se puede reescribir de la siguiente forma:
SIS
n
j
RGjMaxj RGPP )(
Donde:
MaxjP : Potencia máxima generable por la central j [MW].
RGjP : Potencia generada por la central j [MW] (Variable de decisión del modelo).
En la modelación propuesta, RGjP corresponde a la generación de una central auxiliar
definida explícitamente para cumplir con la restricción de reserva, que tiene la misma generación de la central que está conectada al sistema. La expresión anterior se puede reescribir, agrupando términos convenientemente:
n
j
SISMaxj
n
j
RGj RGPP -
Como no es posible incorporar externamente restricciones de desigualdad al modelo disponible, la restricción de reserva se ingresa como una restricción de demanda. Para esto se define una barra de consumo auxiliar, aislada del resto del sistema.
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 26
De esta manera, la expresión anterior se transforma en:
n
j
SISMaxjRG
n
j
RGj RGPGP -
Donde:
RGG : Variable de holgura para transformar la expresión de desigualdad, en la
restricción de igualdad anterior. La barra auxiliar definida, tendrá por consumo el lado derecho de la restricción de igualdad anterior, esto es:
n
j
SISMaxjRG RGPD -
Donde:
RGD : Demanda en barra auxiliar, utilizada para representar la restricción reserva en
giro [MW]. La restricción final queda escrita de la siguiente manera:
RGRG
n
j
RGj DGP
En la práctica, y para efectos de modelación, RGG corresponde a una central térmica de
costo cero, que contribuirá para satisfacer la restricción anterior solamente cuando el sistema se encuentre con un exceso o superávit de reserva. A la barra auxiliar definida, se conecta la generación de todas las centrales que están designadas para aportar reserva.
Para lograr esto, debe definirse una central auxiliar ( RGjP ) para cada una de las centrales (
jP ) que participa en la reserva.
Si consideramos la modelación de centrales utilizada por el modelo PLP, una central de embalse o de tipo serie, entregará su generación a la barra a la cual se conecta al sistema de transmisión. En serie con ella, la central auxiliar abastecerá la demanda de la barra utilizada para representar la restricción de reserva en giro. Ambas restricciones deben cumplirse conjuntamente.
Nombre de Documento - Fecha 27
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 27
El siguiente diagrama esquemático resume la representación propuesta
Figura 3. Diagrama Esquemático Central Auxiliar
De esta manera, es posible asignar a un grupo de centrales la responsabilidad de disponer reservas de potencia de acuerdo a un monto total a distribuir. El modelo determina en forma económica la asignación de reserva, en cada una de las unidades asignadas. Una limitación del modelo PLP, es que no considera mínimos técnicos en la determinación de la generación de las centrales, por lo tanto, los resultados incluirán disponibilidades de reserva de centrales que no se encuentran despachadas. Por otro lado, no sería del todo correcto incluir restricciones de mínimos técnicos en el modelo, ya que este está asociado principalmente al despacho de energía.
~ P i
~ P RGi
~ P j
~ P RGj
~ G RG
DRG
Barai
~ ~ P i
~ ~ P RGi
~ ~ P j
~ ~ P RGj
Barra Auxiliar
~ ~ ~ G RG
Baraj
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 28
4.3.6 Escenarios de estudio
Según lo establecido en artículo 6-43 y en el artículo 6-49 de la NT, se configuran cuatro posibles escenarios de evaluación:
Caso1 : Asignación uniforme de la reservas para el CPF en todas las unidades de
generación que estén participando del CPF. Caso2 : Asignación uniforme de la reservas para el CPF en un conjunto restringido de
unidades de generación que estén participando del CPF. Caso3 : Asignación de la reservas para el CPF en todas las unidades de generación
que estén participando del CPF según la operación más económica. Caso4 : Asignación de la reservas para el CPF en un conjunto restringido de unidades
de generación que estén participando del CPF según la operación más económica.
El escenario elegido para realizar el estudio de determinación de reservas corresponde al Caso 4. La ejecución del modelo PLP considera la modelación introducida en el punto 4.3.5.
4.3.7 Modelo de incertidumbre hidrológica
Como el costo de operación del SIC es una función no-lineal de la probabilidad de excedencia hidrológica, se debe calcular el costo de operación esperado del sistema el cual resulta del abastecimiento de la demanda bajo las cuarenta condiciones hidrológicas simuladas. Para el cálculo del costo de operación esperado, las cuarenta condiciones hidrológicas se consideran equiprobables.
4.3.8 Costos de operación anual esperado vs. nivel de reserva para CPF
Para la determinación del costo de operación total del sistema y de la potencia de las unidades de generación que permiten abastecer la demanda del sistema, se utiliza el modelo de operación económica PLP. El modelo PLP emplea como datos de entrada los afluentes semanales a las centrales hidroeléctricas, las curvas de costo futuro de los embalses, el programa de mantenimiento mayor y las reservas de potencia necesarias para CPF y CSF, entre otros parámetros relevantes. El modelo realiza una asignación económica de las reservas, entre las unidades designadas previamente para tal efecto.
Nombre de Documento - Fecha 29
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 29
A continuación se muestran los resultados de los valores esperados de los costos de operación, en función de los montos de reserva para CPF.
Reserva [MW] Costo Operación
[MM US$]
20 849.73
40 850.36
60 851.02
80 851.72
100 852.46
120 853.24
140 854.06
160 854.92
180 855.82
200 856.75
220 857.73
240 858.74
260 859.79
280 860.88
300 862.01
320 863.17
340 864.38
360 865.62
380 866.90
400 868.23
420 869.59
440 870.98
460 872.42
480 873.90
500 875.41
520 876.96
540 878.56
560 880.19
Nombre de Documento - Fecha 30
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 30
A partir del cuadro anterior, se construye la curva de costo de operación anual, en función del monto de reserva:
Figura 4. Costos Operación del Sistema.
En este proceso también se obtienen los despachos de potencia por bloque horarios de todas las unidades de generación para cada una de las semanas representativas de cada uno de los meses del año, para las cuarenta condiciones hidrológicas y, para cada uno de los montos de reserva con que se construyó la curva anterior.
4.3.9 Costos de ENS Anual Esperado vs. nivel de reserva para CPF
En este capítulo se presenta un procedimiento de cálculo destinado a evaluar el costo por desprendimientos de carga que representa para el SIC operar con diferentes márgenes de reserva en la generación para regulación primaria de frecuencia. La energía regulante óptima es la resultante de equilibrar los mayores costos de producción asociados a la operación del parque de generación fuera del óptimo económico para mantener suficiente reserva para regulación primaria de frecuencia (RPF) con los costos evitados de energía no servida (ENS) de corta duración asociados a no contar con esa reserva. La metodología aplicada, consiste en el cálculo de los costos mencionados para un período de un año. A partir de estos cálculos es posible construir, sobre la base de resultados de
845
850
855
860
865
870
875
880
0 100 200 300 400 500
Reserva CPF [MW]
Costos Operación del Sistema [Millones de US$/año]
Nombre de Documento - Fecha 31
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 31
costos de operación económica evaluados con un modelo de planificación económica, la curva que relaciona los distintos niveles de reserva de potencia para el CPF con los costos de operación asociados, los que fueron calculados en el capítulo 4.3.8 como el incremento del costo de operación respecto de una situación de operación sin reserva. Por otra parte, es posible determinar la cantidad de energía no servida de corta duración (asociada sólo al déficit de reserva para el CPF), ante la pérdida de generación y asociada a cada nivel de reserva. Para determinar la curva de costos de ENS anual esperada en función de la reserva en giro para el CPF, se requiere de la siguiente información:
La generación media hidrológica total del sistema (MW) de cada uno de los bloques horarios, de cada semana de los 12 meses (240 etapas) del año hidrológico.
La potencia (MW) media hidrológica de las unidades de generación despachadas de cada uno de los bloques horarios, de cada semana de los 12 meses (240 etapas) del año hidrológico.
Monto de reserva de potencia total del sistema. Por otra parte, se debe determinar la siguiente información adicional:
El monto de carga promedio disponible en cada escalón del EDAC por baja frecuencia, en función del nivel de demanda del SIC.
Los eventos o tasa de falla horaria de cada unidad de generación.
El monto de carga desprendido por el EDAC en cada evento y el tiempo de recuperación de dicha carga
El valor del costo de ENS de corta duración.
4.3.9.1 Carga desprendida por cada escalón EDAC vs. Demanda del SIC
El esquema de desconexión automática de carga (EDAC) a través de relés de baja frecuencia, que se emplea en este estudio, corresponde al esquema vigente, el cual se resume en el siguiente cuadro:
Esquema Liberación de Carga por Baja Frecuencia
Ajuste Escalones[Hz] Operación
(-0.6 Hz/seg.) 49.00 Por Δf/Δt, supervisado por frecuencia absoluta
48.90 Por frecuencia absoluta
(-0.6 Hz/seg.) 48.80 Por Δf/Δt, supervisado por frecuencia absoluta
48.70 Por frecuencia absoluta
48.50 Por frecuencia absoluta
Nombre de Documento - Fecha 32
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 32
48.30 Por frecuencia absoluta
Los porcentajes de distribución de carga a desprender por zonas y por cada uno de los escalones es:
Escalones de Baja Frecuencia Propuesto
Ajuste umbral Frecuencia 49.0 Hz 48.9 Hz 48.8 Hz 48.7 Hz 48.5 Hz 48,3 Hz
Ajuste Gradiente de Frecuencia -0.6 [Hz/seg.] --- -0.6 [Hz/seg.] --- --- ---
ZONA [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] % TOTAL
Atacama 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%
Coquimbo 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%
Quinta Región 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%
Metropolitana 3.602% 3.602% 3.602% 3.602% 3.602% 3.602% 21.612%
Troncal centro y Colbún 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%
Sistema 154 - 66 kV 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%
Charrúa 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%
Concepción 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%
Araucanía 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%
% TOTAL DE CARGA DEL SIC QUE PARTICIPA DEL ESQUEMA 21.612%
A partir del Estudio EDAC realizado por la DO y de la demanda total del SIC, se construyó a través de la siguiente tabla, el nivel de carga promedio disponible en cada escalón del esquema de desconexión de carga por baja frecuencia del SIC en función del nivel de demanda del SIC.
% Demanda Escalón 1 Escalón 2 Escalón 3 Escalón 4 Escalón 5 Escalón 6 Total
SIC % % % % % % %
62.16% 7.20% 1.80% 7.20% 1.80% 1.80% 1.80% 21.61%
37.84% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 21.61%
Nombre de Documento - Fecha 33
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 33
4.3.9.2 Costo de ENS de corta duración.
En la Resolución Exenta N° 131 de fecha 17 de abril de 2014, publicada por la CNE, se establece que el Costo de Falla de Corta duración en el SIC de 13.23 US$/kWh.
4.3.9.3 Tiempo de recuperación de la carga desprendida EDAC
El tiempo de reposición de la carga desprendida depende de varios factores, tales como: tipo de carga (residencia, industrial, comercial), reserva en giro, reserva pronta, cantidad de la carga desprendida, etc. En el presente estudio, el tiempo de reposición de las cargas desprendidas por operación de los escalones de baja frecuencia, estimado como el tiempo promedio de partida, sincronización y toma de carga, estará dado por la reserva pronta que se requiere para restablecer la carga desprendida una vez agotada la reserva. Dichos tiempos se muestran en el siguiente cuadro:
Reserva Pronta
15 minutos 30 minutos
Unidad MW Unidad MW HUASCO TG 1 18 ANTILHUE TG 1 50
HUASCO TG 2 18 ANTILHUE TG 2 50
HUASCO TG 3 18 NEHUENCO 9B 100
DALMAGRO 1 18 TG CORONEL 45
DALMAGRO 2 16 CANDELARIA B1 120
LAG. VERDE TG 12 CANDELARIA B2 120
OLIVOS 96 QUINTERO CA 1B 120
SAN FRANCISCO 25 QUINTERO CA 1A 120
TERMOPACIFICO 96 COLMITO 60
TRAPEN 90 LOS PINOS 100
EL PEÑON 90 CARDONES (ex.T. AMARILLA) 150
EMELDA 1 33
EMELDA 2 33
TALTAL 1 120
TALTAL 2 120
NEWEN 15
Total 817 Total 1035
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Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 34
4.3.9.4 Costos de la ENS por EDAC debido a pérdida de generación
En esta sección se determina el monto de la carga desconectada debido a la operación de relés de baja frecuencia originada sólo por el déficit de reserva para CPF ante la desconexión intempestiva de unidades de generación, lo anterior, considerando los despachos de los bloque horarios con diferentes niveles de reserva de potencia para efectuar el control primario de frecuencia. La metodología propuesta podrá ser aplicada de manera periódica y sistemática de modo de evaluar la modificación de sus resultados frente a cambios que el desarrollo del sistema requiere debido a cambios en la demanda como también frente a cambios en el volumen y/o composición de la oferta en generación. El método aplicado corresponde a la modelación del sistema eléctrico interconectado en un programa de simulación de transitorios electromecánicos de estabilidad en frecuencia, con el detalle disponible en la base de datos de DIgSILENT. Sin embargo, para efectos de evaluar sólo el costo de la ENS asociada al déficit de reserva para CPF (y no al asociado a otras variables como la inercia del sistema o el modo de regulación de frecuencia), se considera que si la potencia perdida por desconexión de una unidad de generación es mayor que la reserva de potencia, hay un déficit de reserva para afrontar la contingencia, y entonces el número de escalones de desprendimiento de carga por EDAC operados será el que permita al menos cubrir dicho déficit. Al respecto cabe señalar que, si bien algunas variables como la inercia del sistema, el modo de regulación de frecuencia y el número de unidades en que se reparte el monto reserva puede provocar diferencias en la desviación máxima de la frecuencia ante una contingencia de generación, se debe tener en cuenta que si el monto total de reserva es menor que el monto de generación fallado, esta reserva no podrá alcanzar el equilibrio demanda-generación, por lo tanto la frecuencia del sistema comenzará a decaer hasta lograr dicho equilibrio principalmente mediante desprendimiento de carga por EDAC BF (y en menor medida con la variación de la carga por la variación de la frecuencia). Los escenarios que se someten a estudio corresponden a los utilizados para el cálculo de la curva de costo de operación vs reserva, de acuerdo a la distribución de generación y demanda indicada para los distintos montos de reservas de potencia. La curva del Costos de Energía No Suministrada Anual Esperada en función del porcentaje de reserva para CPF, se determina según el siguiente procedimiento:
1) Para cada una de las 240 etapas de bloques horarios, considerando la generación media hidrológica en cada etapa y para cada nivel de reserva (de 20 MW, hasta 560 MW con paso de 20 MW), esto es, para cada despacho del bloque horario “j”, se
Nombre de Documento - Fecha 35
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 35
considera la contingencia simple de generación de cada una de las unidades ”i” presentes en cada bloque horario, para determinar así la Energía No Suministrada (ENS) por la actuación de los escalones de baja frecuencia debido a la salida intempestiva de la unidad de generación “i”, en el bloque horario “j”, para el porcentaje de reserva “k”, esto es, ENSijk.
Así por ejemplo si la unidad “i” tiene una generación media Pijk [MW] en el bloque horario “j”, para el porcentaje de reserva “k” (equivalente a RPk [MW]) y si de acuerdo al nivel de demanda del bloque “j” los montos de carga de los escalones de baja frecuencia ajustados por frecuencia absoluta son DC2j, DC4j DC5j, DC6j y los escalones de baja frecuencia ajustados por gradiente de frecuencia son DC1j, y DC3j , la ENSjik será igual a:
0 , si Pijk ≤ RPk
DC2j , si RPk < Pijk ≤ RPk + DC2j
DC2j+DC4j , si RPk+DC2j< Pijk ≤ RPk + DC2j + DC4j
DC2j+DC4j +DC5j , si RPk+DC2j+DC4j< Pijk ≤ RPk+DC2j+DC4j+DC5j
DC2j+DC4j+DC5j+DC6j , si RPk+DC2j+DC4j+DC5j
Nombre de Documento - Fecha 36
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 36
DC05 : Desconexión Carga EDAC que es restablecida después de 0.5 horas. DC1 : Desconexión Carga EDAC que es restablecida después de 1 horas. TF : Tasa de falla horaria de generador. H : N° de horas de un bloque.
A continuación se muestran los resultados obtenidos presentados como valores anuales esperados de los costos de ENS, en función de la reserva en MW para CPF:
Reserva [MW]
Costo de ENS [Millones de US$/año]
Calculada Regresión
20 99.18 79.11
40 60.25 66.91
60 53.54 56.59
80 44.46 47.87
100 39.02 40.49
120 31.08 34.25
140 26.54 28.97
160 23.75 24.50
180 21.88 20.72
200 20.10 17.53
220 16.77 14.83
240 15.45 12.54
260 9.98 10.61
280 7.58 8.97
300 7.35 7.59
La función de regresión empleada es:
ReCENS 0.00837165239.93
A partir de este cuadro, se construyó la curva de Costos de ENS esperada anual, en función del monto de reserva.
Nombre de Documento - Fecha 37
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 37
Figura 5. Costo Energía No Suministrada (ENS).
La función de costo de energía no suministrada ante la salida de unidades de generación no considera el aporte que podría realizar la reserva secundaria. Para considerar el aporte que podría realizar la reserva en giro asignada al CSF a la reserva primaria, se emplea un modelo aleatorio de reserva secundaria modulado por el error estadístico de predicción de la demanda. El modelo aleatorio se basa en el método de Monte Carlo y permite construir una nueva función de CENS en función de la reserva primaria con aporte de la reserva secundaria. La nueva función de costos empleada es:
ji errorRCSFRij eCENS
0.00837165293.93
1000
1000
1
j
ij
i
CENS
CENS
Donde: Ri : Reserva primaria [20,40,60,80,……,540,560] MW. RCSF : Reserva para el control secundario de frecuencia, igual a 141 MW. error j : Error positivo de la predicción de demanda. Este error se obtiene a partir de la
generación de valores aleatorios modulados por una función estadística con
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 100 200 300 400 500
Reserva CPF [MW]
Costo ENS [Millones de US$/año]
Nombre de Documento - Fecha 38
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 38
distribución normal, derivada del error de previsión de demanda y caracterizada con un valor medio igual a cero y desviación estándar igual +/-69.4 MW. Solo se consideran los errores aleatorios positivos o cero, debido a que en esas circunstancias existirían excedentes de reserva secundaria para aportar a la reserva para CPF.
A continuación se muestran los resultados obtenidos de los valores anuales esperados de los costos de ENS, en función de la reserva en MW para CPF, que contempla el aporte de la reserva secundaria:
Reserva [MW]
Costo de ENS con RCSF
[Millones de US$/año]
Calculada Regresión
20 32.66 32.71
40 27.35 27.67
60 23.65 23.40
80 19.63 19.79
100 16.60 16.73
120 14.15 14.15
140 12.06 11.97
160 10.12 10.12
180 8.62 8.56
200 7.41 7.24
220 6.11 6.12
240 5.24 5.18
260 4.32 4.38
280 3.70 3.70
300 3.09 3.13
La función de regresión empleada es:
ReCENS 0.0083786791.38
A partir de los valores contenidos en el cuadro anterior, se construyó la curva de Costos de ENS esperada anual con RCSF, en función del monto de reserva.
Nombre de Documento - Fecha 39
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 39
Figura 6. Costos ENS con Reserva CSF.
Comparación de ambas curvas de CENS:
Figura 7. Costo ENS.
0
5
10
15
20
25
30
35
0 100 200 300 400 500
Reserva CPF [MW]
Costo ENS con Reserva Control Secundario de Frecuencia [Millones de US$/año]
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 100 200 300 400 500
Reserva CPF [MW]
Costo ENS [Millones de US$/año]
Con RCSF Sin RCSF
Nombre de Documento - Fecha 40
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 40
4.3.10 Reserva óptima para CPF
4.3.10.1 Sin el aporte de la RCSF
El nivel óptimo de reserva de potencia para CPF para todo el SIC, expresado como porcentaje de la capacidad de las unidades generadoras que participan en el CPF, es aquel para el cual el costo total, esto es la suma de los costos de operación anuales esperados más los costos por ENS anuales esperados, es mínimo. La siguiente tabla y gráfico muestra el costo total sin el aporte de la RCSF:
Reserva [MW]
Costos sin RCSF
[Millones US$/año]
ENS Sin RCSF Operación Total
20 79.11 849.73 928.84
40 66.91 850.36 917.27
60 56.59 851.02 907.62
80 47.87 851.72 899.59
100 40.49 852.46 892.95
120 34.25 853.24 887.49
140 28.97 854.06 883.03
160 24.50 854.92 879.42
180 20.72 855.82 876.54
200 17.53 856.75 874.28
220 14.83 857.73 872.55
240 12.54 858.74 871.28
260 10.61 859.79 870.40
280 8.97 860.88 869.85
300 7.59 862.01 869.60
320 6.42 863.17 869.59
340 5.43 864.38 869.81
360 4.59 865.62 870.21
380 3.88 866.90 870.79
400 3.29 868.23 871.51
420 2.78 869.59 872.37
440 2.35 870.98 873.34
460 1.99 872.42 874.41
480 1.68 873.90 875.58
500 1.42 875.41 876.83
520 1.20 876.96 878.17
540 1.02 878.56 879.57
560 0.86 880.19 881.05
Nombre de Documento - Fecha 41
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 41
Figura 8. Costos Totales Sin Reserva CSF.
Se obtiene como resultado una reserva económicamente óptima del orden de 303 MW.
860
870
880
890
900
910
920
930
940
0 100 200 300 400 500
Reserva CPF [MW]
Costos Total Sin Reserva Control Secundario Frecuencia [Millones de US$/año]
Nombre de Documento - Fecha 42
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 42
4.3.10.2 Con el aporte de la RCSF
La siguiente tabla y gráfico muestra el costo total dado por la suma del costo de operación más el CENS con el aporte de la RCSF:
Reserva [MW]
Costos con RCSF
[Millones US$/año]
ENS con RCSF Operación Total
20 32.71 849.73 882.44
40 27.67 850.36 878.02
60 23.40 851.02 874.42
80 19.79 851.72 871.51
100 16.73 852.46 869.20
120 14.15 853.24 867.40
140 11.97 854.06 866.03
160 10.12 854.92 865.04
180 8.56 855.82 864.38
200 7.24 856.75 863.99
220 6.12 857.73 863.85
240 5.18 858.74 863.92
260 4.38 859.79 864.17
280 3.70 860.88 864.58
300 3.13 862.01 865.14
320 2.65 863.17 865.82
340 2.24 864.38 866.62
360 1.89 865.62 867.52
380 1.60 866.90 868.51
400 1.36 868.23 869.58
420 1.15 869.59 870.73
440 0.97 870.98 871.95
460 0.82 872.42 873.24
480 0.69 873.90 874.59
500 0.59 875.41 876.00
520 0.50 876.96 877.46
540 0.42 878.56 878.98
560 0.35 880.19 880.54
Nombre de Documento - Fecha 43
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 43
Figura 9. Costos Totales Con Reserva CSF
En este caso, se obtiene como resultado una reserva económicamente óptima del orden de 221 MW.
860
865
870
875
880
885
0 100 200 300 400 500
Reserva CPF [MW]
Costos Total con Reserva Control Secundario de Frecuencia [Millones de US$/año]
Nombre de Documento - Fecha 44
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 44
5 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DEL SIC
En esta sección se presentan los resultados de simulaciones dinámicas para escenarios de hidrología media con demandas alta y baja, que permite verificar que la reserva óptima económica determinada para afrontar salidas intempestivas de generación cumple con los estándares de la NT. Para estos efectos, se recrearon escenarios en demanda alta (7961 MW) y demanda baja (3928 MW) a partir de las bases DigSilent del mes de Marzo y Enero de 2016, respectivamente. En ambos escenarios de demanda, se simuló la desconexión de la central de ciclo combinado San Isidro II generando 393 MW. Las simulaciones contemplan el actual EDAC y una reserva en giro en torno a 221 MW, monto óptimo destinado al CPF para afrontar la pérdida de generación, y cuya mayor parte se distribuyó en las centrales Ralco, Antuco y el Toro. A continuación se muestran los resultados obtenidos para la frecuencia, tensiones, transferencias por el sistema troncal, generación, ángulo en centrales y balance en régimen permanente:
Nombre de Documento - Fecha
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