ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN DE … · 2015. 5. 4. · Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 2 CDEC-SIC Ltda. (Centro de Despacho

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

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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/



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



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,



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



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.



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)



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.



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.



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.



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.



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.



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



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



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



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



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





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





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








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





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






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





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







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





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





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





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



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.



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.



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



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.



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



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]



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






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%



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



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



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



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.



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]



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.



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



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



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]



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



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]



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:

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ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN DE … · 2015. 5. 4. · Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas – Mayo 2015 2 CDEC-SIC Ltda. (Centro de Despacho