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CDEC-SICCentro de Despacho Económico de Carga

Sistema Interconectado CentralCHILE

Estudio EspecíficoImplementación de un AGC en el SIC

Proyecto EE-2011-072Informe Técnico EE-ES-2011-336

Revisión A

FIELD TESTING AND ELECTRICAL

COMMISSIONING

ISO9001:2008 Certified

27. oct. 2011

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Ir al índiceEste documento EE-ES-2011-336 fue preparado para CDEC-SIC, por ESTUDIOS

ELÉCTRICOS SRL en Rosario, Santa Fe, Argentina, en conjunto con el Departamento de Estudios

de Sistemas Eléctricos (DESE) del CDEC-SIC en Santiago, Chile. Para consultas técnicas respecto

del contenido del presente comunicarse con:

Ing. Alejandro Musto

Estudios Eléctricos S.R.L.

Coordinador de Estudios

[email protected]

Ing. Fernando Libonati


Gerente de Producción

[email protected]


Av. Jorge Newbery 8796

(2000) Rosario – Santa Fe - Argentina

Ricardo Leal

Ingeniero de Estudios

CDEC-SIC Ltda.

[email protected]

Alberto Trigueros

Ingeniero de Estudios

CDEC-SIC Ltda.

[email protected]

José Miguel Castellanos

Jefe Depto. Estudios de Sistemas Eléctricos

CDEC-SIC Ltda.

[email protected]

CDEC-SIC Ltda.

Teatinos 280 – Piso 6

(8340434) Santiago – Chile

Esta es la versión 15 del presente documento. Última modificación el 27/10/2011 por

Alejandro Musto. Los cambios realizados se resumen a continuación.

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P:EE-2011-072/I:EE-ES-2011-336/R:ANo se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de

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Índice1 Resumen Ejecutivo..........................................................................................................4

2 Antecedentes..................................................................................................................82.1 Abreviaturas............................................................................................................82.2 Definiciones.............................................................................................................82.3 Normativa................................................................................................................9

3 Objetivos......................................................................................................................11

4 Introducción..................................................................................................................124.1 Control de Frecuencia..............................................................................................124.2 Experiencia en otros países......................................................................................17

5 Control Secundario de Frecuencia en el SIC.......................................................................195.1 Esquema actual. Unidad piloto + redespacho manual..................................................195.2 Esquema alternativo. Control automático de generación...............................................205.3 Ejemplo comparativo...............................................................................................22

6 Implementación de un AGC para CSF...............................................................................266.1 Descripción General.................................................................................................266.2 Descripción de Componentes....................................................................................286.3 Requisitos de Implementación..................................................................................306.4 Potenciales Candidatos............................................................................................31

6.4.1 CCAG Principales..............................................................................................316.4.2 CCAG Adicionales.............................................................................................34

7 Criterios de Evaluación...................................................................................................37

8 Evaluación Técnica.........................................................................................................388.1 Modo de control......................................................................................................388.2 Esfuerzos de las unidades participantes.....................................................................398.3 Capacidad de Regulación.........................................................................................408.4 Calidad de Regulación..............................................................................................418.5 Seguridad del sistema.............................................................................................438.6 Control post-contingencia.........................................................................................44

9 Evaluación Económica....................................................................................................469.1 Metodología de la Evaluación Económica....................................................................469.2 Consideraciones Generales de Aplicación....................................................................469.3 Selección de los Períodos a Evaluar...........................................................................479.4 Selección de la Muestra a Evaluar.............................................................................489.5 Identificación de Singularidades Operativas................................................................489.6 Determinación de Unidades de Generación que Participan en el CSF..............................489.7 Metodología Matemática de Evaluación Económica de la Operación................................499.8 Resultados.............................................................................................................529.9 Matriz de Validez de Muestras...................................................................................56

10 Comentarios y Conclusiones..........................................................................................59

11 Referencias.................................................................................................................63




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1 Resumen Ejecutivo

El presente documento corresponde al Estudio Específico de Implementación de un Control

Automático de Generación (AGC) para ejercer las funciones de CSF, establecido en la Norma

Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (de aquí en adelante, NTSyCS) bajo el artículo 6-53.

Allí se establece que la DO deberá analizar las ventajas y desventajas de instalar un AGC para

ejercer la función de CSF en forma automática.

El estudio contempla lo siguiente:

➢ Descripción conceptual y funcional del esquema actual de CSF (ver capítulo 5.1), y de un

esquema CSF automatizado (ver capítulo 5.2).

➢ Diseño conceptual de un esquema AGC adecuado para el SIC (ver capítulo 6.1), y

potenciales candidatos para su ejecución (ver capítulo 6.4).

➢ Determinación de los criterios con los cuales se evaluará la conveniencia o no conveniencia

de la implementación de un AGC para el CSF (ver capítulo 7).

➢ Análisis de las ventajas y desventajas cualitativas y cuantitativas que presenta la

implementación de un AGC en el SIC versus el modo actual, en lo que respecta a calidad,

seguridad y flexibilidad de la operación, tanto en operación normal como post-contingencia

y también para la recuperación del servicio (ver capítulo 8).

Se presentan los beneficios y desventajas potenciales de utilizar un CSF basado en la

implementación de diferentes controles conjuntos automáticos de generación (CCAG),

distribuidos geográficamente. La concentración de unidades de generación para la

implementación de un CCAG se basará en la proximidad geográfica de las unidades,

facilitando su integración al control (comunicaciones, etc).

Se indican los beneficios de contar con más de un grupo de unidades habilitadas para

prestar el servicio de CSF, haciendo énfasis en criterios de seguridad y flexibilidad de la

operación e integración con el plan de recuperación del sistema, así como también en la

formación de islas o subsistemas en el SIC.

➢ Evaluación económica del control actual y seudo-AGC: Se incluyen en este estudio la

metodología, los datos utilizados y los resultados obtenidos de la evaluación económica de

los esquemas de control de frecuencia, actual y seudo-AGC. Se incluyen comentarios y

recomendaciones con el objeto de fortalecer la evaluación de conveniencia (ver capítulo 9).




Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceEn base al desarrollo de los puntos mencionados, se han obtenido una serie de resultados,

conclusiones y recomendaciones que se presentan en detalle en el capítulo 10, y resumen a

continuación:

Según consta en los informes periódicos del comportamiento de la frecuencia del SIC el

esquema actual de control de frecuencia cumple con los índices de desempeño establecidos en la

NT de SyCS. Sin embargo, se debe tener en cuenta que la utilización de este esquema de control

de frecuencia presenta algunas desventajas que afectan la operación del sistema y que se señalan

a continuación:

➔ Degradación del control de frecuencia en caso de falla de la unidad piloto.

➔ El crecimiento de la demanda en el SIC y la magnitud de las variaciones aleatorias

instantáneas de ésta, hacen necesario que la capacidad de regulación de la unidad Piloto

se incremente, reduciendo el número de unidades factibles de operar como Reguladora

Piloto .

➔ En casos de sequía se ve comprometida la calidad de la regulación de frecuencia.

➔ La unidad reguladora piloto (con estatismo nulo) realiza el mayor esfuerzo de variación de

generación para compensar permanentemente los desequilibrios entre generación y

demanda que ocurren en condiciones normales de operación.

➔ Sólo permite restablecer la frecuencia al valor de referencia en forma automática en la

medida que la unidad piloto cuente con suficiente reserva en giro para compensar la

variación de la carga. En el caso de mayores variaciones de carga, el restablecimiento de

la frecuencia esta supeditado al redespacho de generación de las otras unidades con

reserva en giro que participan del control de frecuencia, a través de las instrucciones del

CDC de el caso de mayores variaciones .

➔ La operación del sistema con el actual esquema de control de frecuencia, que contempla

mantener el margen de reserva requerido en la unidad piloto a través de instrucciones del

CDC, puede ser ineficiente económicamente debido a los retardos o adelantos en el

redespacho de las otras unidades que participan del control de frecuencia y le

proporcionan la reserva a la unidad piloto.

Estas desventajas pueden ser superadas operando con un esquema automático de control

secundario de frecuencia, distribuido en grupos de centrales en todo el SIC y actuando en forma

“no simultánea”, como el propuesto en el capítulo 6.

Las principales ventajas técnicas encontradas son:




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Ir al índice➔ La desvinculación intempestiva de cualquier unidad participante del CCAG sólo reducirá la

capacidad de regulación para CSF, pero no dejaría al sistema sin control secundario.

➔ El control automático propuesto permite desacoplar temporalmente las acciones de CPF y

CSF tanto como se desee, permitiendo al CSF controlar las desviaciones sostenidas de la

frecuencia, y al CPF controlar las variaciones aleatorias de la demanda, frenar la caída

inicial de la frecuencia y restablecerla en torno a su valor de referencia cuando una unidad

generadora se desvincule intempestivamente.

➔ En períodos de aumentos o disminuciones importantes de la demanda, se requiere

consignar al CSF a más de una unidad generadora. En este caso, la acción automática del

AGC permite una mejor coordinación del CSF respecto de una acción manual.

➔ Los CCAG propuestos permiten dividir el esfuerzo del CSF entre múltiples unidades.

➔ Los esquemas automáticos propuestos permiten asociar tantas unidades o centrales como

se desee, eliminando completamente la restricción de unidades a participar del control

secundario de frecuencia.

➔ La implementación de varios CCAG en distintas zonas del sistema permitiría un adecuado

control secundario de frecuencia en el caso de originarse islas eléctricas en esas zonas,

como consecuencia de perturbaciones en la red.

➔ El AGC permite realizar una asignación más eficiente de los recursos de generación en la

operación en tiempo real.

Económicamente, se obtuvieron beneficios a través de la simulación de un seudo AGC para

el control secundario de la frecuencia. Estas ventajas económicas se incrementan en la medida

que los costos marginales del sistema sean mayores.

Al respecto, se resalta lo siguiente:

➔ En el caso particular analizado, se obtuvo un ahorro de 677 USD/hora por operar con un

esquema automático de control secundario de frecuencia, analizando sólo los períodos con

registros válidos.

➔ El ahorro total obtenido durante las 2115 horas analizadas, es de alrededor de

MUSD 1.430.

➔ Durante el período considerado en la evaluación, el SIC fue operado bajo condiciones muy

especiales, caracterizadas por una hidrología seca, con embalses cercanos a sus cotas

mínimas, generación predominantemente térmica y existiendo de por medio un decreto de

racionamiento, lo cual significó costos marginales de operación elevados respecto los de un

año con hidrología normal.




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Ir al índice➔ En escenarios con costos marginales de operación menores, se espera que los ahorros

producto de la aplicación un AGC también sean menores, ya que los costos de oportunidad

de las unidades de generación hidros que participan en el CSF están ligados con los costos

de operación.

Finalmente, de acuerdo al análisis y conclusiones del presente estudio, se recomienda la

implementación de un esquema automático de control secundario de frecuencia, compuesto por

varios centros de control conjunto automático de generación (CCAG) distribuidos en todo el SIC y

operando en forma no simultánea, tal y como se lo describe en el capítulo 6, “Implementación de

un AGC para CSF”.




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2 Antecedentes

2.1 Abreviaturas

1. NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, Octubre de 2009.

2. AGC: Control Automático de Generación

3. CPF: Control Primario de Frecuencia

4. CSF: Control Secundario de Frecuencia

5. CDC: Centro de Despacho y Control del CDEC-SIC

6. CC: Centros de Control de los coordinados

2.2 Definiciones

1. Control de Frecuencia: Conjunto de acciones destinadas a mantener la frecuencia de

operación dentro de una banda predefinida en torno a la frecuencia de referencia,

corrigiendo los desequilibrios instantáneos entre la potencia generada y potencia

demandada en el SI.

2. CPF: Acción de control ejercida rápidamente sobre la frecuencia de un SI a través de

equipos instalados en las unidades generadoras que permiten modificar en forma

automática su producción y/o a través de Equipos de Compensación de Energía Activa.

3. CSF: Acción manual o automática destinada a compensar el error final de frecuencia

resultante de la acción del CPF que ejercen los controladores de velocidad de las

unidades generadoras y/o Equipos de Compensación de Energía Activa dispuestas para

tal fin. El tiempo de respuesta de esta acción es del orden de varios minutos, no

pudiendo exceder los 15 minutos, y a su vez debe ser sostenible durante 30 minutos.

Es función del CSF restablecer la frecuencia del SI en su valor nominal, permitiendo a

las unidades generadoras participantes del CPF restablecer su producción de acuerdo al

orden económico del despacho.

4. Reserva Primaria: Reserva destinada a corregir las desviaciones instantáneas de la

generación respecto de la demanda del SI.

5. Reserva Secundaria: Reserva destinada a compensar, durante períodos de actuación

menores a 15 minutos, las desviaciones reales de la demanda y la generación respecto

de los valores previstos en la programación de la operación del SI.

6. Reserva en Giro: Margen de potencia disponible entre la potencia de despacho y la

potencia máxima disponible de todas las unidades en operación. Este margen podrá ser

aportado para una o varias unidades generadoras mediante el uso de Equipos de

Compensación de Energía Activa.




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2.3 Normativa

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, establece que:

Artículo 3-19

En el caso de que más de una unidad generadora participe o aporte al CSF, o se trate de

una única central compuesta de varias unidades generadoras, cada una de éstas deberá estar

integrada a un control centralizado de generación que esté habilitado para cumplir con el CSF.

La DO establecerá los requisitos y requerimientos técnicos mínimos que deberán cumplir los

equipamientos del control centralizado de generación, en caso que se implemente un AGC en el

SI, teniendo en cuenta las siguientes exigencias:

a) El sistema de control debe comprender un CSF, que actué en forma conjunta sobre la

consigna de potencia de todas las unidades que están en operación y participando del CSF.

b) El controlador deberá ser de acción integral o proporcional-integral.

c) El gradiente de toma de carga por acción conjunta no deberá ser menor a 4 [MW/min].

Se admitirá CSF manual sólo cuando por razones técnicas, debidamente aprobadas por la

DO, éste sea ejercido por una única unidad generadora del SI. Esta condición de operación,

deberá ser puesta en conocimiento de la Superintendencia, en la forma y oportunidad que ésta

determine.

Artículo 6-51

En el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas para la determinación

de la reserva óptima para el CPF, la DO deberá evaluar la conveniencia de asignar ese porcentaje

de reserva de manera uniforme a todas las unidades generadoras que estén participando del CPF,

o bien, distribuirlo en un conjunto restringido de unidades generadoras del SI.

No obstante lo anterior, se podrá aceptar que algunas unidades generadoras aporten su

porcentaje de reserva a través de recursos propios o a través de la sustitución que puedan

realizar otras unidades generadoras. La sustitución podrá ser realizada siempre y cuando se

asegure en cada zona del SI una asignación adecuada de reserva para CPF, conforme lo

determine el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas.

Artículo 6-53

La DO mediante un Estudio Específico de Implementación de un Control Automático de

Generación deberá analizar las ventajas y desventajas de instalar un AGC para ejercer la función

de CSF en forma automática.




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Ir al índiceEn el caso que el análisis anterior señale que no es conveniente la instalación de un AGC

para el CSF en forma automática y dicha función se efectúe en forma manual, se deberá poner en

conocimiento de esta situación a la Superintendencia.

Artículo 7-12

El CSF podrá ser realizado en forma manual por una única unidad generadora, con apoyo de

otras unidades generadoras o bien, en forma automática por varias unidades generadoras, a

través de un AGC.

La DO deberá evaluar los beneficios de implementar un AGC en el SI, para lo cual deberá

presentar a la Comisión, al menos cada 4 años, un Estudio Específico que evalúe la necesidad y

conveniencia técnico-económica de implementar un AGC.

Artículo 8–8

En caso de cumplirse todos los requisitos a que se refiere el artículo precedente, la DO

deberá proceder a:

a) Calificar la unidad generadora como habilitada para participar en el CPF, según

corresponda;

b) Calificar la unidad generadora, o conjunto de ellas, como habilitada para participar en el

CSF, identificando las unidades pertinentes, según corresponda;

c) Calificar el grupo de unidades generadoras o centrales como habilitadas para participar en

el CSF, en caso de tratarse de una solicitud de habilitación de AGC.

Artículo 8–9

Esta habilitación entrará en vigencia a partir de la semana siguiente de la notificación de la

DO, luego de lo cual la unidad generadora deberá aportar reserva para el CPF y CSF, según

corresponda, de acuerdo a lo que la DO determine en base a los requisitos técnicos informados.

Tanto las unidades habilitadas como las que no lo están, podrán participar en el CPF y CSF

mediante la utilización de Equipos de Compensación de Energía Activa, que cuenten con la

habilitación respectiva de la DO.




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3 Objetivos

Los objetivos del presente estudio son:

a) Analizar las ventajas y desventajas de instalar un AGC para ejercer la función CSF en

forma automática, es decir responder las necesidades impuestas en el artículo 6-53 y 7-12

de la NT.

b) Identificar las ventajas y desventajas, aplicables al SIC, que presentaría la implementación

de un esquema AGC o CSF automatizado desde el punto de vista funcional y como afecta

la calidad de la regulación, la seguridad operativa y otros aspectos relevantes para la

operación del sistema.

c) Determinar el beneficio económico que podría existir entre la operación económica actual y

la operación económica de un seudo-AGC constituido por las unidades de generación que

en la actualidad permiten dar y quitar carga a la unidad de generación que realiza la

reguladora piloto (órdenes DCR y QCR).




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4 Introducción

4.1 Control de Frecuencia

En todo Sistema Eléctrico de Potencia, los principales problemas que afectan la estabilidad

de frecuencia son las diferencias existentes entre demanda y generación de energía. A cada

instante, la potencia producida por el sistema debe ser igual a la potencia total demandada más

sus pérdidas, para así mantener la frecuencia de la red en su valor nominal. En caso de que la

generación sea mayor que la demanda, el exceso de energía es almacenado en forma de energía

cinética en los rotores de los generadores, produciéndose una aceleración de los mismos y

determinando un aumento en la frecuencia del sistema. En caso contrario, la falta de energía es

tomada de la energía almacenada en los rotores, llevando a una disminución en su velocidad y a

la pertinente caída en la frecuencia.

Para tener una operación satisfactoria en un Sistema de Potencia, la frecuencia debe

permanecer prácticamente constante. Un control relativamente intenso de la frecuencia asegura

la constancia de la velocidad de los motores sincrónicos y asincrónicos; la constancia de la

velocidad de los dispositivos motores es particularmente importante para obtener un desempeño

satisfactorio de las unidades generadoras en la medida que éstas son altamente dependientes del

comportamiento de todos los accionamientos asociados con el combustible, la provisión de agua y

los sistemas de suministro del aire de combustión. En una red, una considerable caída de la

frecuencia puede resultar en elevadas corrientes magnetizantes en los motores de inducción y en

los transformadores. Los contratos de compra de energía se basan en una frecuencia de

referencia, la que debería mantenerse constante durante la ejecución del contrato, por

consecuencia, es necesario regular no solamente la frecuencia en sí misma sino también su

integral.

La frecuencia de un sistema es directamente dependiente del balance de Potencia Activa; al

ser ésta un factor común sobre todo el sistema, una variación de la demanda de potencia activa

en un punto del sistema se refleja a través de todo el sistema como una variación en la

frecuencia. Dado que existen numerosos generadores suministrando potencia al sistema, es

necesario proveer de algún medio para trasladar el cambio en la demanda hacia los generadores

y es aquí donde entran en juego los controles de velocidad en cada unidad generadora. Éstos

proveen la función primaria del control de velocidad mientras que el control suplementario se

origina en los centros de control y despacho que operan el sistema. El control de la generación y

de la frecuencia se refiere comúnmente como control carga - frecuencia (LFC, Load - Frecuency

Control).




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Control Primario de Frecuencia

Distintos tipos de perturbaciones o desviaciones aleatorias en la red originan desequilibrios

entre generación y demanda, provocando desviaciones en la frecuencia, en cuyas instancias los

reguladores de velocidad (GOV) de las unidades de generación involucradas en el control primario

de frecuencia reaccionan para compensar ese desequilibrio.

La proporcionalidad del control primario y la reacción colectiva de un importante grupo de

unidades es tal que el equilibrio entre la potencia generada y la potencia consumida se restablece

rápidamente, asegurando su estabilidad dentro de los límites aceptables. En casos en que las

desviaciones de frecuencia exceden tales límites, son requeridos y puestos en marcha esquemas

adicionales de control, tales como Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC), de

manera de mantener una operación satisfactoria del Sistema Interconectado.

La figura siguiente muestra una desviación típica de la frecuencia, producto de un

desbalance intempestivo entre generación y demanda:

f

t

Δf din máx Δfss

Δf din máx: Desviación dinámica de frecuencia

Δfss: Desviación de estado cuasi-estacionario

Figura 4.1 - Respuesta de la frecuencia ante una perturbación con desbalance de potencia

La desviación mencionada causará que los controladores primarios de todas las unidades

participantes del CPF respondan en un lapso temporal de unos pocos segundos. Los controladores

alteran la potencia mecánica de los generadores hasta que el balance generación - demanda es

restablecido. Tan pronto como se logre esto, la frecuencia del sistema se estabilizará en un valor

de estado cuasi - estacionario, diferente de la consigna ajustada, básicamente por el estatismo de

los generadores que participan del CPF.




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Ir al índiceLa figura siguiente muestra la característica potencia – frecuencia de estado estacionario

(recta de color azul) de una unidad participante del CPF. La pendiente de la recta es el estatismo

de la unidad, el que se ajusta como parámetro en el regulador de velocidad y está definido como

Δf/ΔP.

Luego, el estatismo es el que define cuanto es el aporte (o reducción) de potencia del

generador frente a una dada variación de frecuencia (para una misma desviación de frecuencia,

cuanto menor es el estatismo de la unidad mayores serán sus aportes de potencia).

frec.

Pgen

f nom

P desp.

f2

P2

Δf

ΔP

K = Δf / ΔP

Figura 4.2 - Representación esquemática del estatismo en las unidades participantes del CPF

Se observa en la gráfica que a frecuencia nominal (fnom), la potencia de salida del

generador es igual a la potencia despachada (Pdesp). Sin embargo, cualquier desviación de

frecuencia (por ejemplo, decaimientos hacia el valor f2) provocará variaciones en la potencia

generada por la unidad (incrementos hacia P2), las que dependerán del estatismo K de su

regulador de velocidad.

A modo de referencia, un estatismo K igual a 5% implica que variaciones de 5% en la

frecuencia, provocarán variaciones del 100% en la potencia de salida del generador.

Nótese que cuando la frecuencia retorne a su valor nominal (por acción de un control

externo, manual o automático), la potencia generada por las unidades que hacen CPF volverá a

su valor de despacho.




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Control Secundario de Frecuencia

A diferencia del CPF, un Control Secundario de Frecuencia (CSF) automático actúa sobre la

referencia de carga de los controladores primarios de un grupo de máquinas dispuestas para tal

fin, pretendiendo compensar el error final de la frecuencia resultante de la acción del CPF y

devolverle a este último la reserva necesaria para afrontar posibles nuevas contingencias. El

análisis de operación de un CSF automático, mediante un esquema AGC, es lo que se analiza

dentro de este documento, con las comparaciones necesarias respecto al control actual para

determinar las ventajas y desventajas de implementarlo en el SIC.

En la siguiente figura se muestra de manera esquemática la acción del CSF frente a un

aumento intempestivo en la demanda del sistema, resultando en un comportamiento análogo a la

pérdida de un bloque de generación.

Como puede observarse, el CSF

opera en períodos de tiempo mayores

al CPF, indicando que se encuentran

temporalmente disociados. Su tiempo

de respuesta está en el orden de

varios segundos a pocos minutos lo

que le permite, en caso de ser posible

de acuerdo a la magnitud de la

perturbación y la reserva disponible,

recuperar el valor nominal de la

frecuencia.

La calidad o eficiencia del CSF

debe ser monitoreada mediante

medición y análisis en el centro de

control del SI, luego de pérdidas de

bloques de generación o demanda

superiores a un valor tal que permita

una correcta visualización. Mediciones

de la frecuencia del sistema durante

las perturbaciones permiten un

análisis estadístico del desempeño de

los controles PRIMARIO y

SECUNDARIO.

Figura 4.3 - Respuesta esquemática del CSF



P0

ΔP

DEMANDA

f0

t

FREC.

CPF

CSF

0' ~30 seg ~5 a 10 min

P

P

sin CSF

t

t

t

con CSF

P0

P0

f

P


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Control Terciario de Frecuencia

Se denomina Control Terciario de Frecuencia (CTF) a cualquier cambio manual o automático

en el punto de trabajo de los generadores o cargas participantes, en orden de:

• garantizar el servicio adecuado del CSF, en el tiempo correcto,

• distribuir la potencia del control secundario de varios generadores de la mejor manera

posible, en términos técnicos y económicos.

Los cambios pueden ser alcanzados por:

• conexión o desconexión de potencia,

• redistribución de las potencias en unidades participantes del CSF,

• control de la carga (ejemplos: telecontrol centralizado o esquemas de alivio de carga)

Típicamente, la operación del control terciario tiene el mismo impacto sobre la operación del

sistema que el control secundario, sin embargo, se encuentran temporalmente desacoplados. El

control terciario opera en un tiempo promedio de 15 minutos.

Interacción de los bloques de control

La siguiente figura esquematiza la interacción de cada uno de los controles descriptos

anteriormente, respondiendo a una perturbación que genera un déficit de potencia activa.

TiempoSeg. Minutos

Actuación Reserva Terciaria

Actuación Reserva Secundaria

Actuación Reserva Primaria

Desviación de Frecuencia

Δf

PRsrv

Figura 4.4 - Respuesta temporal esquemática de la actuación de los 3 bloques de control




atrigueros

Sello

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4.2 Experiencia en otros países

Se presentan aquí las características de los esquemas de control de frecuencia en otros

países; más precisamente, se analiza el modo de regulación de frecuencia en Argentina y en la

comunidad europea.

Argentina

El Sistema Argentino De Interconexión (SADI) presenta un esquema de regulación de

frecuencia consistente en dos bloques de control; Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) y

Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF).

Cada generador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), independientemente de su tipo de

máquina primaria o combustible empleado, asume como compromiso un aporte horario a la

reserva para RPF dado por el Requerimiento Optimo para Regulación Primaria (ROR) del área de

despacho en que se ubica.

Este compromiso lo debe cumplir cada máquina hora por hora, ya sea suministrando por sí

misma la reserva regulante correspondiente a dicho requerimiento óptimo o pagando por la

reserva requerida que no aporta. Una máquina debe pagar la reserva que no aporta a la RPF si su

reserva regulante es menor que la necesaria para cubrir el ROR de su área de despacho. Una

máquina vende el excedente que aporta a su área de despacho si su reserva regulante

despachada para el área es mayor que el ROR de dicha área.

Por sus características, en cada hora la RSF se asigna a una sola central o en forma

conjunta a un grupo de centrales que cuentan con un control conjunto automático de generación

habilitado. El servicio es remunerado por los agentes Distribuidores y Grandes Usuarios a través

del cargo por Servicios Asociados a la Potencia.

Comunidad Europea

Dentro del área del UCTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity), las

acciones de control y las reservas son organizadas dentro de una estructura jerárquica con

control de áreas, bloques de control y dos centros de coordinación.

Figura 4.5 - Estructura jerárquica de control de la UCTE




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Ir al índiceMás allá de la estructura jerárquica inherente al tamaño de su Sistema de Potencia, las

acciones de control son realizadas en diferentes y sucesivos pasos, cada uno con diferentes

características y cualidades, todas dependientes entre sí.

Como se observa en la figura siguiente, el esquema de control de frecuencia presenta cuatro

bloques de control claramente definidos; a saber:

1. Control Primario de Frecuencia

2. Control Secundario de Frecuencia

3. Control Terciario de Frecuencia

4. Control de Tiempo

Figura 4.6 - Esquema de Control de la UCTE

• el Control Primario tiene su acción en los primeros segundos mediante una acción conjunta

de todas las partes,

• el Control Secundario remplaza al Control Primario luego de unos pocos minutos y es

puesto en acción sólo por las partes responsables,

• el Control Terciario es parcialmente complementario y finalmente reemplaza al control

secundario mediante un redespacho de unidades generadoras; también es puesto en

acción sólo por las partes responsables,

• el Control de Tiempo es el encargado de corregir las desviaciones globales del tiempo

sobre el tiempo sincrónico; su ventana de tiempo es a largo plazo y se realiza mediante la

acción conjunta de todas las partes.




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5 Control Secundario de Frecuencia en el SIC

5.1 Esquema actual. Unidad piloto + redespacho manual

Actualmente, el modo de regulación secundaria de frecuencia que se utiliza en la operación

del SIC contempla una unidad de generación hidráulica como Reguladora Piloto (unidad con

estatismo cercano a cero que cumple las funciones tanto de regulación primaria como secundaria

de frecuencia a la vez y que por ende permite restablecer la frecuencia nominal del sistema) y un

redespacho manual para el resto de las unidades, de forma de restablecer el margen de reserva

asignado a la unidad piloto.

Operación en condiciones normales de operación

Para la regulación de frecuencia en condiciones normales de operación del SIC, es decir,

ante variaciones naturales de carga y generación, maniobras habituales de operación u otras

perturbaciones menores que produzcan desequilibrios entre la generación y la demanda, la

reserva en giro de la unidad reguladora piloto se mantiene del orden de ±59MW.

Cuando la tendencia de la demanda del sistema es en aumento o disminución en forma

sostenida y determinística, se realizan cambios en el despacho de las unidades de generación

según su orden económico, de forma que esta acción permita restablecer el margen de reserva

asignado a la unidad piloto. Las instrucciones de tomar o dejar una unidad de carga en las

unidades de generación, son efectuadas por los despachadores del CDC a través de

comunicaciones verbales con los operadores de los CC de las centrales, motivo por el cual en este

estudio lo denominamos control manual.

Esta forma de llevar a cabo el control de frecuencia no siempre permite que el despacho de

generación, para el seguimiento de la demanda, sea el más preciso y económico para la operación

del sistema.

Operación en Contingencias

Cuando el desbalance de potencia es consecuencia de la desvinculación de una unidad de

generación, o de un importante monto de carga, el control de la frecuencia lo toman inicialmente

las unidades que realizan el CPF y luego, cuando la situación está controlada, debería tomarlo el

CSF. Sin embargo, y teniendo en cuenta que el CSF automático lo realiza actualmente sólo una

unidad generadora con su regulador de velocidad (ajustando el estatismo prácticamente en cero),

gran parte del desbalance provocado por la perturbación será tomado por esta unidad piloto,

pudiendo en muchos casos (cuando el desbalance sea mayor a su reserva), alcanzar su límite de

aporte. Luego, el CSF que permanecerá para afrontar la contingencia será completamente

manual.




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5.2 Esquema alternativo. Control automático de generación

Bajo el esquema AGC para la realización del CSF, el aporte de las unidades participantes es

ajustado de acuerdo a las variaciones en la frecuencia, la cual es sometida a un proceso de

filtrado (filtro pasa bajos) para eliminar las componentes de alta frecuencia en el valor de medido.

Esto permite al AGC no responder ante las pequeñas variaciones rápidas de carga y desacoplar

temporalmente sus acciones (CSF) respecto a las del CPF.

Debe aquí comprenderse que un esquema con estas características no puede interactuar con

una unidad operando como piloto (estatismo nulo), ya que ambos controles (UNIDAD PILOTO y

AGC) tratarían de controlar la misma variable, de manera independiente y con tiempos distintos.

Un sistema de potencia operando con ambos controles de frecuencia superpuestos, y siendo

la respuesta de la unidad piloto notoriamente más rápida que la respuesta del esquema AGC

(intencionalmente “lento”), tendría a la unidad piloto realizando las primeras acciones de control

y, cuando ésta alcance su límite de aporte, la desviación sostenida en la frecuencia activaría el

esquema AGC. Luego, el control de la unidad piloto deja de tener sentido ya que se encontraría

siempre en su límite de aporte.

Operación en condiciones normales de operación

La situación prevista considera que el CSF se realiza mediante AGC en forma automática por

una o más unidades consignadas al CSF. La operación con AGC implica asignar roles a las

unidades generadoras para participar en el control de frecuencia, puntualmente en este caso, en

el control secundario de frecuencia.

La contribución al CSF que realizará cada unidad participante en el AGC depende de factores

de participación, los cuales pueden ser asignados en forma económica por el AGC o pueden ser

asignados en forma externa por el CDC.

Se debe definir el número de unidades a consignar al AGC, lo cual dependerá de los

requerimientos de reserva para CSF y las características de las unidades que realizan dicha tarea,

ya sea, tasa de toma de carga, reserva disponible para CSF en cada unidad, costos variables,

entre otros.

De ser requerido, el AGC puede pasar a modo manual, permitiendo que el CDC instruya

acciones específicas de acuerdo a la experiencia de los despachadores en la operación en tiempo

real, siguiendo, por ejemplo, la modalidad actual de CSF manual.




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Ir al índiceOperación en Contingencias

Ante la ocurrencia de una contingencia u otra situación específica que provoque grandes

desbalances de potencia, el diseño del AGC debe ser capaz de filtrar las variaciones rápidas de

frecuencia, de manera que éstas no interfieran en la acción del CPF y se eviten efectos adversos

en las unidades generadoras y en el sistema, por una acción de CSF consignada inadecuadamente

por el AGC (las acciones del CSF mediante AGC son intencionalmente posteriores a la del CPF).

De este modo, luego de la acción del CPF y los recursos de control que correspondan, el CSF

mediante AGC actúa, entregando los recursos disponibles al sistema.




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5.3 Ejemplo comparativo

Para una mejor comprensión de los esquemas recién desarrollados, se presentan aquí dos

ejemplos aplicativos.

Control con unidad piloto

La figura 5.1 presenta un ejemplo donde la tendencia de la demanda en un período de 60

minutos, en un sistema constituido por dos unidades, tiene una tasa de crecimiento de

2,5 MW/min.

En este ejemplo, la unidad G1 es controlada por medio de instrucciones verbales desde CDC

y la unidad G2 está efectuando el control secundario de frecuencia (unidad piloto). Debido a las

características propias de un sistema de comunicaciones verbales entre el CDC y el CC de la

unidad 1, y considerando además el momento en que se efectúe la acción de control, imponen

que la potencia de salida de la unidad 1 sea ajustada una sola vez dentro de un período dado,

como por ejemplo 15, 30 o 60 minutos y con una magnitud significativa, con el objeto de mostrar

conceptualmente el problema.

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

Tiempo (min)

MW

G1 (Manual) G2 (Piloto) Demanda

Figura 5.1: Control actual de frecuencia (unidad piloto, sin CSF)

En estas circunstancias, la unidad que efectúa el control de frecuencia debe compensar el

desequilibrio de potencia, de tal forma que la suma de la generación de ambas unidades sea igual

a la demanda total. Aquí se asume que la unidad 1 es la unidad más económica y por lo tanto

ésta debe seguir las variaciones de la demanda.




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Ir al índiceControl con esquema AGC

En la figura 5.2 se muestra a la central (o conjunto de centrales) C1 bajo un control

automático de frecuencia. En esta modalidad de control, la unidad G2 idealmente debe generar

una potencia constante y la central C1 seguir las variaciones de la demanda.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 600

100

200

300

400

500

600

C1 (AGC) MW G2 MW Demanda MW

Tiempo (min)

MW

Figura 5.2: Control de frecuencia mediante AGC

Se supone que cualquier desviación de generación respecto de la situación con un sistema

ideal de control automático de generación (AGC), debería corresponder a un sobre costo de

operación. Sin embargo, bajo la modalidad de operación actual del SIC, el costo variable de

operación de la unidad que efectúa el control de frecuencia (unidad piloto) corresponde al costo

variable de la unidad que está como unidad marginal, es decir, ambas unidades tienen el mismo

costo variable y en consecuencia el mismo costo de operación.

Como en ambos ejemplos (figuras 5.1 y 5.2) la unidad G1 es la unidad marginal, el costo de

operación en ambos casos tendría el mismo valor. Sin embargo, en un análisis más riguroso que

considere el efecto de localización de ambas unidades, respecto del requerimiento de la demanda,

se tendría que tomar en cuenta la diferencia de costos que se origine por las diferencias de

pérdidas en el sistema de transmisión. Lo anterior indicaría que si la unidad marginal G1 está

ubicada en un lugar más cercano que la unidad G2 al requerimiento de la demanda, el ejemplo

presentado en la figura 5.2 sería la solución más económica.




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Ir al índiceOtra situación que se puede presentar con el actual modo de control de frecuencia del SIC,

principalmente en las horas que existe una mayor tasa de cambio de la demanda y con más de

una unidad de generación que operen marginalmente dentro de la hora, es que estas unidades

pueden no ser despachadas oportunamente según su orden económico, es decir, ellas podrían

actuar de forma anticipada o retardada respecto del óptimo económico. Dicha situación se

muestra en las figuras 5.3 y 5.4.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

Tiempo (min)

MW

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

G1 (Manual) MW G2 (Manual) MW G3 (Piloto) MW Demanda MW Costo Op. Total

Figura 5.3: CSF Manual + PILOTO. El generador 2 comienza su operación antes del minuto 20.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 10 20 30 40 50 60

Tiempo (min)

MW

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

G1 (Manual) MW G2 (Manual) MW G3 (Piloto) MW Demanda MW Costo Op. Total

Figura 5.4: CSF Manual + PILOTO. El generador 2 comienza su operación después del minuto 20.




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Ir al índiceLa figura siguiente muestra el efecto que tendría un esquema AGC, considerando que ambas

unidades marginales participarían del esquema de control. En este caso, toma de carga entre las

unidades que participan del CSF no se realiza de manera equitativa, sino que primera toma el

control una de las unidades, y luego la otra.

0 10 20 30 40 50 600

100

200

300

400

500

600

700

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

G1 (AGC) MW G2 (AGC) MW G3 (Manual) MW Demanda MW Costo Op. Total

Tiempo (min)

MW

Figura 5.5: CSF mediante AGC. Toma de carga automática de los generadores 1 y 2.




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6 Implementación de un AGC para CSF

6.1 Descripción General

Como se mencionó en capítulos anteriores, un sistema AGC para CSF no puede interactuar

con una unidad operando como piloto, siendo que ambos tratarían de controlar la misma variable,

en tiempos distintos y de manera independiente.

Además, como se establece en el artículo 3-19 de la NTSyCS vigente, en el caso de que más

de una unidad generadora participe o aporte al CSF, o se trate de una única central compuesta de

varias unidades generadoras, cada una de éstas deberá estar integrada a un control centralizado

de generación que esté habilitado para cumplir con el CSF.

El considerar un esquema de control independiente de cualquier regulador de velocidad

permite incluir en el CSF tantas unidades o centrales como se desee, garantizando siempre la

reserva mínima establecida en el ESTUDIO DE CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACION DE

RESERVAS vigente.

Además, permite desacoplar las acciones de CPF y CSF tanto como se desee, permitiendo

que los desbalances iniciales producto de una perturbación (o de una variación normal de

demanda) sean controlados por el CPF y con una constante de tiempo más elevada y un control

integral, la acción del CSF se haga efectiva, no sólo devolviendo las reservas asignadas al CPF

sino también, llevando la frecuencia a su valor de consigna.

Luego, el CSF propuesto elimina el concepto de UNIDAD PILOTO y considera un control

externo a cualquier regulador de velocidad, con acción distribuida sobre un conjunto de unidades

de una central o sobre un conjunto de centrales, localizadas próximas geográficamente.

Para cada grupo de centrales que realicen CSF, el AGC propuesto consiste de un único

Control Conjunto Automático de Generación (CCAG) y una serie de controladores locales (CL)

instalados en cada una de las centrales, los que distribuirán las señales provenientes del CCAG

sobre cada uno de los reguladores de velocidad de las unidades intervinientes.

Cuando el CSF se realice con una única central, será el CCAG el encargado de distribuir las

señales de control sobre cada uno de los reguladores de velocidad de las unidades de la central.

El esquema AGC estará supervisado por un computador (SUPERVISOR), quién será el

encargado de registrar la operación de los controladores y los niveles de reserva disponibles,

concentrar las señales de estado de todos los componentes del esquema, e interactuar con el

Sistema de Información de Tiempo Real (SITR) del CDC del CDEC-SIC, permitiendo que éste

pueda monitorear on-line todas estas variables.

Se presenta a continuación un esquema representativo de AGC, mostrando las interacciones

entre los distintos bloques participantes (CCAG, CL, SUPERVISOR).




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GOV UNIDAD 2

GOV UNIDAD 1

f

f0

CONTROL SECUNDARIO DE CONTROL SECUNDARIO DE FRECUENCIA (AGC)FRECUENCIA (AGC)

P+IPdesp 1

+

+

Pdesp 2+

+

a otras unidades

+

ENTRADASREMOTAS

PLC localDISTRIBUIDOR

CENTRAL 1


CENTRAL 2


CENTRAL n

PLC MaestroCCAG

ENTRADAS LOCALES/REMOTAS (FO, μO, OP, otros)

CC

filtro

- PDESPACHO- PMAX- FREC.- GOV

frecuencia

Pgen unidad 1Pmax unidad 1

Estado del GOV unidad 1

Pgen unidad 2Pmax unidad 2

Estado del GOV unidad 2

. . .

Pgen unidad nPmax unidad n

Estado del GOV unidad n

CENTRAL 1

CENTRAL 2

CENTRAL n

SEÑAL DE CONTROL

Habilitación

PCSupervisor

CDC

SALIDASREMOTAS (SITR)

ReservaDisponible

Alarmas

ENTRADAS/SALIDASLOCALES

CENTRALES PARTICIPANTES

Figura 6.1 - Esquema del Control Secundario de Frecuencia

P:EE-2011-072/I:EE-ES-2011-336/R:A No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL 27/64


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6.2 Descripción de Componentes

Control Conjunto Automático de Generación (CCAG)

El Control Conjunto Automático de Generación (CCAG) consiste de un bloque

proporcional - integral (P+I) que se encuentra continuamente integrando la señal de error

proveniente de la diferencia entre la frecuencia medida y la frecuencia de consigna. La medición

de frecuencia estará adecuadamente filtrada y será un promedio entre mediciones locales

(ubicación del CCAG) y mediciones remotas (centrales participantes).

El control puede ser externo a todas las centrales, o puede estar incorporado en una de

ellas, trabajando las demás como “esclavas”. La arquitectura funcional del PLC considera fuentes

y procesadores redundantes.

En una primer instancia de implementación, un CCAG puede ser activado por los operadores

de los CC de las centrales, mediante indicaciones verbales de los despachadores del CDC. Luego,

se recomienda que sea el CDC quién tenga acceso directo a la habilitación de cualquier CCAG,

permitiendo manejar de manera rápida y flexible un control secundario eficiente.

El SIC podrá tener tantos CCAG como se consideren necesarios, teniendo presente que sus

activaciones son excluyentes; la activación de un CCAG será factible si y sólo sí, el resto de los

CCAG se encuentran desactivados.

Controladores Locales (CL)

La señal de consigna a la salida del bloque integrador se distribuye sobre cada una de las

centrales participantes, donde un controlador local distribuye la misma a las unidades

involucradas en el CSF (referencia de carga de sus reguladores de velocidad), mediante una señal

proporcional al margen de reserva individual. De esta manera se logra que cada unidad alcance

sus valores máximos de reserva (en caso que la perturbación así lo requiera) de manera

simultánea.

La arquitectura funcional del PLC considera fuentes y procesadores redundantes.

SUPERVISOR

Básicamente, estará compuesto por un computador con capacidad adecuada de

procesamiento, donde se instale un software de adquisición de datos y supervisión de los PLCs, de

forma tal que permita el registro de todas las variables de entrada y salidas del esquema junto

con variables de etapas intermedias de la lógica (variables desarrolladas particularmente para la

supervisión del sistema).




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Ir al índiceEste supervisor, será el encargado de registrar la operación del AGC, y concentrar las

señales de estado de todos los componentes del esquema (señales de watchdog).

De manera complementaria, se podrá configurar el software con distintos niveles de

privilegios de usuario de forma tal que desde este mismo equipo, sea posible la configuración de

parámetros, modificación de la programación y ajustes de las funciones de los Controladores

maestro (CCAG) y esclavos (CL's) del sistema.

El SUPERVISOR del esquema deberá interactuar de manera on-line con el Sistema de

Información de Tiempo Real (SITR) del Centro de Despacho y Control (CDC), permitiendo que

éste pueda monitorear el estado del control, los niveles de reserva disponible, señales de alarma,

etc.

Los detalles de las señales de alarma deberán estar accesibles para el operador instante a

instante, con el objeto de tomar las acciones necesarias en tiempos mínimos y corregir las

deficiencias presentes. Las señales de alarma corresponderán a:

– falla de un PLC,

– falla de uno de los enlaces de comunicación,

– falla de una de las RTU's de las centrales,

– etc.

COMUNICACIONES

El vínculo de comunicación entre el CCAG y cada una de las centrales involucradas (CL's)

será redundante, al menos contará con 2 canales de comunicación (principal y respaldo) y deberá

tener elevada confiabilidad (mayor al 99,5%). No es requisito del enlace tener alta velocidad de

transferencia ya que los tiempos involucrados están en el orden de los segundos.




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6.3 Requisitos de Implementación

Los requisitos para la implementación de cada uno de los esquemas AGC, necesarios para

ejercer la función de control secundario de frecuencia, se detallan en la siguiente tabla. Allí, no se

consideran los costos involucrados en la adecuación de las unidades involucradas para participar

en el CSF.

EQUIPAMIENTO NECESARIO COSTO ESTIMADOPLAZO ESTIMADO

DE IMPLEMENTACIÓN

CCAG 24.300 U$D + 500UF (1)

De 4 a 6 mesesPLC Local 24.300 U$D + 500UF (2)

Comunicaciones (3)

Adecuación de unidades (4)

Tabla 6.1 - Equipamiento, costos y plazos estimados de implementación para cada CCAG

(1) el precio considera equipamiento más ingeniería

(2) el precio es por central y considera equipamiento más ingeniería

(3) Depende del tipo de comunicación a emplear, de la existencia o no del vínculo, de las distancias involucradas, etc.

(4) Depende de si las unidades involucradas requieren adecuación o no. Luego, si requieren adecuación, los costos y

plazos necesarios dependerán significativamente de cada unidad involucrada.

Los costos finales de implementación del AGC para CSF dependerán significativamente de

cuántos CCAG se instalen y cuántas centrales se encuentren involucradas. En el capítulo siguiente

se indican los potenciales candidatos para CCAG.




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6.4 Potenciales Candidatos

6.4.1 CCAG Principales

Se identifican cuatro CCAG como principales candidatos:

➔ CCAG 1: COLBÚN + PEHUENCHE

➔ CCAG 2: RALCO + PANGUE

➔ CCAG 3: EL TORO + ANTUCO

➔ CCAG 4: RAPEL

En los cuatro casos, la centrales participantes son mayoritariamente hidráulicas de embalse,

con elevada capacidad de regulación. Entre sus mínimos técnicos y máximos declarados, los

CCAG presentan la siguiente capacidad de reserva:

➔ CCAG 1: 590MW

➔ CCAG 2: 860MW

➔ CCAG 3: 760MW

➔ CCAG 4: 230MW

Las tablas siguientes presentan, para cada unidad individual de las centrales mencionadas,

los mínimos técnicos y máximos declarados.

Pmín [MW] Pmáx [MW]

COLBÚN (x2) 100,0 239,0

PEHUENCHE (x2) 120,0 275,5

RALCO (x2) 90,0 382,0

PANGUE (x2) 90,0 228,0

EL TORO (x4) 0,0 112,0

ANTUCO (x2) 5,0 161,0

RAPEL (x5) 30,0 76,0

Al momento de la implementación, debe tenerse en cuenta que el CCAG1 incluye centrales

que actualmente no están directamente vinculadas; la central COLBÚN inyecta al subsistema

Colbún y la central PEHUENCHE, al subsistema Centro. Ambos subsistemas se vinculan en la S/E

Alto Jahuel, ubicada a aproximadamente 260km de las centrales. Luego, en caso de formación de

una isla en Colbún (apertura del doble circuito La Candelaria – Maipo 220kV, por ejemplo), el




Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceCCAG1 estaría tratando de controlar dos frecuencias distintas, con dinámicas completamente

diferentes. Para evitar esto, se considera que el CCAG1 deberá recibir señales del sistema de

transmisión COLBÚN – ALTO JAHUEL 220kV, y en base a su condición operativa, actuar de la

siguiente manera:

a) sistema vinculado, control convencional

b) sistema desvinculado, control alternativo:

– central Colbún controlando frecuencia en subsistema Colbún

– central Pehuenche controlando frecuencia en subsistema Centro

Para una primer etapa de implementación, se recomienda la instalación de estos 4 CCAG,

los cuales abarcan gran parte de sistema y tienen suficiente capacidad de reserva. Los costos y

plazos de implementación estimados se detallan a continuación:

EQUIPAMIENTO

NECESARIOCOSTO ESTIMADO

PLAZO ESTIMADO

DE IMPLEMENTACIÓN

CANTIDAD DE EQUIPOS

CCAG 1 CCAG 2 CCAG 3 CCAG 4

CCAG 24.300 U$D + 500UF

De 4 a 6 meses

1 1 1 1

PLC Local 24.300 U$D + 500UF 1 1 1 -

Comunicaciones (1) -

Adecuación de

unidades(2) 4 4 6 5

COSTO ESTIMADO TOTAL (2) U$D 170.100,0 + 3.500,0 UF

Tabla 6.2 - Equipamiento, costos y plazos estimados para la primer etapa de implementación

(1) Depende del tipo de comunicación a emplear, de la existencia o no del vínculo, de las distancias involucradas, etc. El

CCAG4 no requiere comunicaciones, ya que sólo está constituido por una central.

(2) Depende de si las unidades involucradas requieren adecuación o no. En caso afirmativos, los costos y plazos

necesarios dependerán significativamente de cada unidad involucrada.

(3) No considera enlaces de comunicación y adecuación de unidades

– Se considera que el CCAG formará parte de una de las centrales involucradas.

– Los plazos de implementación totales dependerán de la simultaneidad de instalación entre

cada CCAG. Se considera entre 4 y 6 meses por cada CCAG.

– La arquitectura funcional de los PLC (CCAG y PLC local) consideran fuentes y procesadores

redundantes. El costo estimado para estos equipos considera equipamiento más ingeniería.




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Ir al índice– Los costos y plazos para la implementación del sistema de comunicaciones dependerá del

tipo de comunicación a emplear, de la existencia o no del vínculo, de las distancias

involucradas, etc.

– En la fila de “Adecuación de unidades” se indica la cantidad de unidades a verificar dentro

de cada CCAG propuesto, sin embargo, no se ha realizado un análisis detallado de la

necesidad de adecuación para cada una de estas unidades.

Luego, considerando que:

➔ económicamente puede ser conveniente operar con otras unidades haciendo CSF

➔ la formación de islas eléctricas dentro del SIC es completamente factible, luego de fallas

dobles en por ejemplo:

– 2x220kV Puerto Montt – Valdivia

– 2x220kV Valdivia – Cautín

– 2x220kV Colbún – Alto Jahuel

– 2x500kV Charrúa - Ancoa

– 2x220kV Nogales – Los Vilos

– 2x220kV Los Vilos – Las Palmas

– 2x220kV Las Palmas – Pan de Azúcar

– 2x220kV Pan de Azúcar – Punta Colorada

– 2x220kV Punta Colorada - Maitencillo

➔ pueden presentarse escenarios extremadamente térmicos (ejemplo, los que se

presentaron a principios del 2011) y en esos casos el SIC presenta un gran potencial

térmico con el cual, eventualmente podría hacer CSF,

➔ etc,

se identifican CCAG adicionales, dividiendo al SIC en tres grandes subsistemas:

SUBSISTEMA SUR: comprendido desde la S/E Charrúa hacia el sur.

SUBSISTEMA CENTRO: comprendido entre las SS/EE Charrúa y Nogales

SUBSISTEMA NORTE: comprendido desde la S/E Nogales hacia el norte.

En el capítulo siguiente se identifican potenciales CCAG adicionales.




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6.4.2 CCAG Adicionales

Subsistema SUR

Dentro de este subsistema se encuentran los CCAG 2 y 3 (S/E Charrúa), definidos como

principales candidatos. Sin embargo, el subsistema sur podría quedar aislado del resto del SIC y

también de la S/E Charrúa, por lo que se considera apropiado tener un CCAG en la central

Canutillar. Este esquema de AGC sería completamente local, y tendría como principal objetivo el

de mantener equilibrada la isla eléctrica.

➔ CCAG 5: CANUTILLAR: 92MW


CANUTILLAR (x2) 40,0 86,0

Subsistema CENTRO

Dentro del subsistema centro se encuentran los CCAG 1 y 4, definidos como dos de los

candidatos principales. Allí, se identifican dos posibles CCAG adicionales, conformados

completamente por centrales térmicas.

Entre sus mínimos técnicos y máximos declarados, los CCAG presentan la siguiente

capacidad de reserva:

➔ CCAG 6: VENTANAS: 340MW

➔ CCAG 7: CENTRALES QUE INYECTAN EN S/E SAN LUIS: 850MW


CC NEHUENCO 1 250,0 380,0

CC NEHUENCO 2 260,0 389,0

NEHUENCO 3 40,0 103,0

CC SAN ISIDRO 1 200,0 380,0

CC SAN ISIDRO 2 208,0 406,0

QUINTERO (x2) 70,0 145,0

VENTANAS 1 60,0 115,0

VENTANAS 2 100,0 218,0

NUEVA VENTANAS 100,0 267,0




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Ir al índiceSubsistema NORTE

Ninguno de los CCAG iniciales pertenecen al subsistema definido como NORTE, por lo que se

considera apropiado definir un posible CCAG. El CCAG propuesto tiene como principal objetivo

servir de CSF ante formación de una isla eléctrica y es seleccionado por su gran capacidad de

reserva:

➔ CCAG 8: GUACOLDA: 312MW


GUACOLDA (x4) 75,0 153,0

Para la segunda etapa de implementación, se detallan a continuación los costos y plazos de

implementación:

EQUIPAMIENTO

NECESARIOCOSTO ESTIMADO

PLAZO ESTIMADO

DE IMPLEMENTACIÓN

CANTIDAD DE EQUIPOS

CCAG 5 CCAG 6 CCAG 7 CCAG 8

CCAG 24.300 U$D + 500UF

De 4 a 6 meses

1 1 1 1

PLC Local 24.300 U$D + 500UF - - 2 -

Comunicaciones (1) -

Adecuación de

unidades(2) 2 3 11 4

COSTO ESTIMADO TOTAL (3) U$D 145.800,0 + 3.000,0 UF

Tabla 6.3 - Equipamiento, costos y plazos estimados para la segunda etapa de implementación

(1) Depende del tipo de comunicación a emplear, de la existencia o no del vínculo, de las distancias involucradas, etc.

Los CCAG5, CCAG6 y CCAG8 no requieren comunicaciones, ya que sólo están constituidos por una central.

(2) Depende de si las unidades involucradas requieren adecuación o no. En caso afirmativos, los costos y plazos

necesarios dependerán significativamente de cada unidad involucrada.

(3) No considera enlaces de comunicación y adecuación de unidades

A continuación se presenta, sobre un esquema geográfico simplificado del SIC, los posibles

CCAG para la realización del CSF en el SIC.




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ALTOJAHUEL

ANCOA

CHARRÚA

ITAHUE

QUILLOTA

LOS VILOS

PAN DE AZÚCAR

MAITENCILLO

CARDONES

VALDIVIA

PUERTOMONTT

CERRONAVIA

CARRERA PINTO

DIEGO DE ALMAGRO

TEMUCO

POLPAICO

PAPOSO

MINERAM. DE ORO

LAGOLAJA

NOGALES

CSF CANUTILLLAR: ~ 92 MWPMIN = 80MW ; PMAX = 172MW

ZONACENTRO

ZONASUR

ZONANORTE

CDC

CSF COLBÚN + PEHUENCHE: ~ 590 MWPMIN = 440MW ; PMAX = 1030MW

CSF RALCO + PANGUE: ~ 860 MWPMIN = 360MW ; PMAX = 1220MW

CSF EL TORO + ANTUCO: ~ 760 MWPMIN = 10MW ; PMAX = 770MW

CSF RAPEL: ~ 230 MWPMIN = 150MW ; PMAX = 380MW

CSF SAN LUIS: ~ 850 MWPMIN = 1100MW ; PMAX = 1950MW

CSF VENTANAS: ~ 340 MWPMIN = 260MW ; PMAX = 600MW

CSF GUACOLDA: ~ 312 MWPMIN = 300MW ; PMAX = 612MW

Señal de habilitación

Señal de habilitación

500kV

220kV

CENTRAL HIDROELÉCTRICA

CENTRAL TÉRMICA




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7 Criterios de Evaluación

El esquema de control secundario de frecuencia, ya sea actual (PILOTO + REDESPACHO

MANUAL) o implementado mediante AGC, será evaluado en base a los siguientes aspectos:

– Modo de control (capítulo 8.1)

Se analizará la metodología empleada en cada caso para la realización del CSF,

considerando los beneficios y desventajas que esto imponga.

– Esfuerzos de las unidades participantes (capítulo 8.2)

Se analizarán aquí las exigencias técnicas que el esquema de control imponga sobre cada

una de las unidades generadoras participantes del mismo.

– Capacidad necesaria de regulación (capítulo 8.3)

Se analizarán los requerimientos del esquema de control de frecuencia en cuanto a

márgenes de reserva necesarios, identificando limitaciones y beneficios de cada esquema.

– Calidad de regulación (capítulo 8.4)

Se analizarán factores cualitativos y cuantitativos de cada esquema de control. Dentro de

este punto se analizará el comportamiento del esquema actual de control según el Factor

de Eficiencia del Control de Frecuencia (FECF), definido en el artículo 5-78 de la NTSyCS.

– Seguridad del sistema (capítulo 8.5)

Se analizan en este punto factores cualitativos, relativos al impacto que tienen los

distintos tipos de control de frecuencia sobre la seguridad del sistema.

– Control post-contingencia (capítulo 8.6)

Se analizan los efectos del control de frecuencia sobre distintas condiciones de falla y las

posibles limitaciones que cada esquema de control imponga. Se analiza la recuperación de

servicio en casos en que el sistema colapse, de manera total o parcial.

– Beneficios económicos (capítulo 9)

Se presenta una evaluación del beneficio económico que resultaría de implementar un AGC

para el CSF en el SIC. Se analizan las diferencias económicas que se originan entre el

modo actual de control de frecuencia del SIC (despacho manual) y otro modo similar, pero

que contempla el control automático sobre las unidades que participan en el CSF para el

seguimiento de la demanda y proveen el margen de reserva requerido por la unidad piloto.




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8 Evaluación Técnica

8.1 Modo de control

Actualmente, el modo de regulación secundaria de frecuencia que se utiliza en la operación

del SIC contempla una unidad de generación hidráulica como Reguladora Piloto (unidad con

estatismo cercano a cero que cumple las funciones de regulación primaria y secundaria de

frecuencia) y un redespacho manual, de forma de restablecer el margen de reserva asignado a la

unidad piloto. Las instrucciones de tomar o dejar carga en los generadores, son efectuadas por los

despachadores del CDC a través de comunicaciones verbales con los operadores de los CC de las

centrales, motivo por el cual en este estudio se denomina control manual.

Las principales desventajas de este modo de control son:

– el CSF “automático” provisto por la unidad piloto se encuentra temporalmente acoplado al

CPF, absorbiendo inmediatamente cualquier variación en el consumo, encontrándose

limitada fácilmente cuando se producen desvinculaciones de unidades generadoras.

– Cuando la predicción de la demanda no es del todo correcta y sale del margen de ±59MW,

el CSF “manual” provisto por un redespacho de tipo verbal (CDC → CC → cambio manual

de despacho) genera desviaciones sostenidas de la frecuencia, cuando la tendencia de la

demanda del sistema es en aumento o disminución en forma sostenida. Para evitar esto, el

despachador tendría que estar constantemente comunicándose con los distintos CC para

realizar las “tomas” o “quitas” de carga, al menos para las horas de mayores cambios.

Luego, el CSF propuesto elimina ambas desventajas:

➔ el CCAG propuesto permite desacoplar temporalmente las acciones de CPF y CSF, tanto

como se desee, permitiendo al CSF controlar las desviaciones sostenidas de la frecuencia,

y al CPF controlar las variaciones aleatorias de la demanda, frenar la caída inicial de la

frecuencia y restablecerla en torno a su valor de referencia cuando una unidad generadora

se desvincule intempestivamente.

➔ En períodos de aumentos o disminuciones importantes de la demanda, por ejemplo, en

horas de punta o frente a variaciones importantes de carga en consumos, se requiere



➔ La reserva definida para CSF en el último ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y

DETERMINACIÓN DE RESERVAS es de 129MW, más los 59MW que antes se conservaban




Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceen la piloto. Estos 188MW, disponibles para un control automático secundario de

frecuencia, permiten afrontar errores mayores de predicción de la demanda, pudiendo

afrontar las grandes tasas de crecimiento de demanda en las horas de punta con mayor

flexibilidad y eficacia.

8.2 Esfuerzos de las unidades participantes

En el modo de control actual, la unidad reguladora piloto con estatismo cero realiza el

mayor esfuerzo de variación de generación, para compensar permanentemente los desequilibrios

entre generación y demanda que ocurren en condiciones normales de operación.

Respecto a los controles de generación propuestos, se destaca que:

➔ los CCAG principales propuestos permiten dividir ese esfuerzo entre al menos 4 unidades:

➢ CCAG 1: 4 unidades




Los CCAG adicionales, propuestos para operar en condiciones muy particulares, permiten

dividir ese esfuerzo entre al menos 2 unidades:





Además, al implementar el control secundario independiente del control primario (GOV), los

esfuerzos de las unidades participantes de los CCAG es mucho menor que los esfuerzos de una

unidad operando directamente con su regulador de velocidad con estatismo nulo.




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8.3 Capacidad de Regulación

El esquema de control actualmente implementado permite restablecer la frecuencia al valor

de referencia en forma automática en la medida que la reserva en giro de la unidad reguladora

piloto y los aportes de las otras unidades, conforme sus estatismos permanentes, sean suficientes

para compensar el desequilibrio generación-demanda ocurrido originalmente.

Luego,

➔ el constante aumento del nivel de carga del SIC y las importantes variaciones instantáneas

de la misma, hacen necesario que la capacidad de regulación de la Reguladora Piloto se

vaya incrementando, con lo cual se va reduciendo el número de unidades factibles de

operar como Reguladora Piloto.

➔ Unidades menores a 100 MW, que históricamente realizaron la regulación de frecuencia del

SIC (Cipreses, Rapel, etc.) como unidades piloto, ya no pueden cumplir esa función por su

pequeña capacidad respecto de la magnitud de reserva requerida.

➔ La creciente penetración en el SIC de los parques eólicos agrava la situación.

Por otro lado, los esquemas automáticos propuestos permiten asociar tantas unidades o

centrales como se desee, eliminando completamente la restricción de unidades a participar del

control secundario de frecuencia. Centrales de muy baja potencia pueden formar parte del CSF

automático, asociándose obviamente a otras unidades generadoras.

Un ejemplo claro puede visualizarse en las centrales Ralco y Pangue: La central Ralco podría

ejercer por sí sola la función de CSF, sin embargo, al estar asociada con la central Pangue tiene

una capacidad de regulación mucho mayor y permite tolerar mayores crecimientos/descensos de

potencia. Luego, cuando el crecimiento de la demanda sea tal que la capacidad total de estas dos

centrales no sea suficiente para brindar el margen de regulación necesario, el esquema permite

(sin esfuerzos mayores) asociar a este CCAG las unidades El Toro y Antuco, las cuales incluso ya

forman parte de un CCAG (sólo se necesitarían los enlaces de comunicación entre los 2 CCAG).




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8.4 Calidad de Regulación

FECF

En el Art. 5-80 de la NT, se establece que el Factor de Eficiencia del Control de Frecuencia

(FECF) no deberá ser menor a 0,45 y se determina a través de la siguiente expresión (Art. 5-78):

( )MÁX

máx

fkfkFECF

∆∆−=

∗

1)(

Donde,

( )kfmáx∗∆ : corresponde a la desviación máxima instantánea del valor filtrado de medición de

frecuencia.

( )kfMÁX∆ : corresponde a la desviación máxima de frecuencia en estado permanente que

agota la totalidad de la reserva asociada al CPF.

En la siguiente figura se muestra un gráfico con valores del menor FECF mensual

correspondiente a la operación del SIC durante enero de 2010 y abril de 2011:

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

Ene-1

0

Feb-

10

Mar-10

Abr-1

0

May-10

Jun-10

Jul-1

0

Ago-10

Sep-10

Oct-1

0

Nov-1

0

Dic-1

0

Ene-1

1

Feb-11

Mar-11

Abr-1

1

FEC

F

FECF Min Mes Límite Mín

Figura 8.1: FECF mínimo mensual para el período Enero 2010 – Abril 2011

Nótese que el esquema actual de control de frecuencia, según los índices de desempeño

establecidos en la NT y según consta en los informes periódicos del desempeño, presenta valores

indicativos que están dentro de los límites normativos.

Sin embargo, en cuanto a calidad de regulación, existen otros factores a tener en cuenta:




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Ir al índice➔ Las centrales que comúnmente utilizan una de sus unidades como reguladora piloto son

Antuco, El Toro, Pehuenche, Ralco y Colbún, por lo que en casos de sequía, se ve

comprometida la calidad de la regulación de frecuencia.

➔ Pequeños márgenes en la Reguladora Piloto y localización concentrada de la reserva en

giro (zona Charrúa), implica mayor complejidad para enfrentar el crecimiento de la

demanda (del orden de 700 MW/h) en la hora de punta.

➔ Pérdidas mayores de generación o cargas al norte de Alto Jahuel producen:

➢ Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, imponiendo restricciones

de transmisión que afectan la operación económica (la pérdida de un ciclo combinado

impone restricciones de transmisión en el tramo Charrúa - Ancoa - A.Jahuel - C.Navia)

➢ Rápido copamiento de la Reguladora Piloto y una más lenta respuesta de la reserva en

giro restante, decayendo la frecuencia a magnitudes que pueden derivar en

desconexiones automáticas de carga y generación.

➔ Regulación degradada en caso de falla de la unidad piloto.

En la modalidad actual de operación, el CSF es realizado en cada instante por una unidad

generadora y en situaciones de variaciones importantes de la demanda, el CDC solicita a una o

más unidades colaborar con el CSF. La asignación de dichas unidades no obedece estrictamente a

criterios técnico-económicos, lo cual puede encarecer los costos de operación del sistema y,

eventualmente, puede comprometer la reserva para CPF disponible en las unidades generadoras.

Al respecto, el AGC permite realizar una asignación más eficiente de los recursos de

generación en la operación en tiempo real.




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8.5 Seguridad del sistema

Con el esquema de control actual,

➔ en caso de separación del sistema en islas eléctricas, la única isla que permanecerá con

control secundario de frecuencia “automático” será el subsistema que contenga a la unidad

piloto.

➔ la desvinculación intempestiva de la unidad piloto por falla simple dejaría al sistema sin

control secundario de frecuencia.

Con el esquema de control propuesto,

➔ en caso de separación del sistema en islas eléctricas, existe una gran posibilidad de que

cada una de estas islas eléctricas incluya un CCAG, lo que permitirá un adecuado y

expedito control secundario de frecuencia.

La implementación completa del AGC propuesto considera Controles Conjuntos en los

sistemas:

– NORTE (Central Guacolda),

– CENTRO (Centrales que inyectan en S/E San Luis, Rapel o Pehuenche),

– QUINTA REGIÓN (Central Ventanas),

– COLBÚN (Central Colbún),

– CHARRÚA (Centrales Ralco + Pangue, El Toro + Antuco)

– SUR (Central Canutillar)

➔ la desvinculación intempestiva de cualquier unidad participante del CCAG sólo reducirá la


➔ La pérdida del CCAG que esté operativo (falla simple) dejará al sistema temporalmente sin

CSF. Luego, y por medio del SUPERVISOR, el CDC será alertado de tal condición y deberá

activar otro CCAG de forma inmediata.




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8.6 Control post-contingencia

Como se mencionó en los puntos 8.4 y 8.5, con el esquema actual de control de frecuencia:

➔ pérdidas mayores de generación o cargas al norte de Alto Jahuel producen:

• Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, imponiendo restricciones

de transmisión que afectan la operación económica (pérdida de un ciclo combinado

impone restricciones de transmisión en el tramo Charrúa - Ancoa - A.Jahuel - C.Navia)

• Rápido copamiento de la Reguladora Piloto y una más lenta respuesta de la reserva en



➔ el control de frecuencia post-falla de la unidad piloto, sería sólo de tipo primario, quedando

el sistema sin control secundario.

➔ en caso de colapso total o parcial del SIC, la recuperación del sistema sería

completamente manual, para todas islas eléctricas.

Considerando un esquema de control automático, implementado en distintos puntos del

sistema:

➔ pérdidas mayores de generación o cargas al norte de Alto Jahuel producirían:

• Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, sólo temporalmente y

sólo si el CCAG se encuentra al sur de Charrúa (CCAG 2, 3 y 5).

Luego, frente a esta condición el CDC puede desactivar dicho CCAG y activar uno

estratégicamente localizado (CCAG 1, 4, 6, 7 u 8), eliminando las restricciones de

transmisión antes mencionadas.

• No debería existir copamiento de las unidades participantes del esquema

➔ el control de frecuencia post-falla de cualquier unidad participante del CCAG será realizado

de manera automática por el resto de las unidades participantes. La falla sólo reducirá la

capacidad de regulación para CSF, pero no dejará al sistema sin control secundario.

➔ La condición de falla del CCAG operativo será alertada al CDC por el SUPERVISOR; luego,

el control de frecuencia post-falla se realizará activando otro CCAG y dejará al sistema sólo

temporalmente sin CSF.

➔ en caso de colapso total o parcial del SIC, las siguientes islas eléctricas podrían

recuperarse con un control automático de frecuencia:

• NORTE (Central Guacolda),




Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índice• CENTRO (Centrales que inyectan en S/E San Luis, Rapel o Pehuenche),

• QUINTA REGIÓN (Central Ventanas),

• COLBÚN (Central Colbún),

• CHARRÚA (Centrales Ralco + Pangue, El Toro + Antuco)

• SUR (Central Canutillar)




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9 Evaluación Económica

El presente capítulo tiene como objetivo evaluar, a través de una primera estimación, el

beneficio económico que resultaría de implementar un AGC para el CSF en el SIC.

Evaluar las diferencias económicas que se originan entre el modo actual de control de

frecuencia del SIC (despacho manual) y otro modo similar, pero que contempla el control

automático sobre las unidades que participan en el CSF para el seguimiento de la demanda y

proveen el margen de reserva requerido por la unidad piloto.

Realizar una primera estimación económica del costo que significa la implementación de un

AGC clásico.

9.1 Metodología de la Evaluación Económica

La metodología consiste en evaluar el costo de operación de una muestra representativa de

la operación real que se ha efectuado durante el periodo 01 de noviembre de 2010 hasta el 31 de

abril de 2011, bajo las siguientes condiciones de operación:

• Operación Actual (Despacho manual): El seguimiento de la demanda se efectúa a través

de unidad piloto (automáticamente) en un conjunto de unidades de generación que

participan del CSF y que efectúan aportes de potencia a través de una acción de control

manual, proporcionando margen de reserva a la unidad piloto. El control manual es

coordinado por el CDC según las políticas de operación económica.

• Operación con Despacho Automático: El seguimiento de la demanda se efectúa a través de

un conjunto de unidades de generación que participan en el CSF y que efectúan aportes de

potencia a través de una acción de control automática. Las acciones de control automática

son establecidas por el CDC según las políticas de operación económica.

9.2 Consideraciones Generales de Aplicación

Las consideraciones generales de aplicación que se toman en cuenta para realizar la

evaluación económica son las siguientes:

➔ Se emplean registros de potencia activa de las unidades de generación del SIC que se

suponen habilitadas para efectuar el control secundario de frecuencia. El intervalo de

tiempo empleado para los registros de potencia es de 1 minuto.




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Ir al índice➔ La valorización de la generación se realiza según los costos unitarios de energía

establecidos en los informes de Políticas de Operación del período en estudio, es decir, los

costos variables de combustibles de las unidades térmicas y costos de oportunidad de las

unidades hidráulicas con embalses. Dichos costos están referidos a la barra Quillota

220kV.

➔ La demanda considerada en la evaluación económica corresponde a la equivalente a la

generación total de las unidades que participan en el CSF.

➔ Las acciones automáticas del CSF son establecidas minuto a minuto según el orden

económico de las unidades de generación que participan en el CSF y respetando los rangos

de generación de potencia que se registraron en la operación real; es decir, valores

máximos y mínimos de generación horaria para cada generador.

➔ En el modelo de evaluación, la unidad piloto genera a costo marginal y su despacho

simulado considera dos formas de operación:

– Potencia generada igual a su valor medio horario de cada hora

– Potencia generada operando dentro de los límites con reserva primaria de ±59 MW

9.3 Selección de los Períodos a Evaluar

En la selección de los períodos a evaluar se consideró lo siguiente:

➔ Se excluyen los registros de generación correspondientes a las horas en que se establecen

las siguientes singularidades:

– Fallas en unidades de generación

– Fallas en líneas de transmisión troncal

– Vertimiento de centrales (CMG sistema = 0)

– Desacoplamiento de precios entre las SS/EE Maitencillo, Polpaico, C. Navia y Charrúa

– Unidades de generación forzada para dar reserva de potencia por seguridad

– Unidades de generación en prueba

➔ Se filtraron los datos de registros de potencia de las unidades de generación con el

propósito de atenuar el efecto de las variaciones aleatorias y transitorias de la demanda,

que no forman parte de la tendencia de variaciones horarias en la demanda.




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9.4 Selección de la Muestra a Evaluar

Con el propósito de seleccionar una muestra válida para la evaluación económica, se

analizaron los costos marginales horarios reales y los desacoples económicos (SIC y subsistema

que contienen a las SS/EE Maitencillo, Polpaico, Cerro Navia y Charrúa) durante el período

comprendido entre el 1 de Noviembre de 2010 y el 30 de Abril de 2011.

Trimestre Hidrológico

MesMuestras

Horarias VálidasHoras

Totales%Horas Válidas

Nov-10 437 720 61%Dic-10 346 744 47%Ene-11 343 744 46%Feb-11 331 672 49%Mar-11 213 744 29%

1 Abr-11 445 720 62%Total: 2115 4344 49%

3

4

Tabla 9.1 - Porcentaje de muestras horarias válidas en el periodo considerado.

De la Tabla 9.1 se observa que alrededor de un 49% de las muestras horarias para el

período considerado, el sistema se encuentra acoplado económicamente, su costo marginal es

mayor que cero y que existen registros de potencia válidos minuto a minuto. En consecuencia, a

esta muestra se aplicará el procedimiento de evaluación descrito anteriormente.

En el capítulo 9.9 se presentan las matrices de validez de muestras para el período

considerado.

9.5 Identificación de Singularidades Operativas

A partir del análisis de los Informes de “Novedades Movimiento de Centrales diarios del

CDC”, se registraron las siguientes singularidades, para las horas seleccionadas:

➔ Máquina que toma la regulación de frecuencia

➔ Etapa de la central (que determina el costo marginal de la central)

9.6 Determinación de Unidades de Generación que Participan en el CSF

Para determinar qué unidades de generación participan en el CSF se utilizaron los Informes

de “Movimiento de Centrales Diario”. En estos informes se identificaron las centrales que

participan en las acciones “Dando Carga a la Reguladora Piloto (acción DCR)” y “Quitando Carga a

la Reguladora Piloto (acción QCR)”, acciones que permiten identificar a las unidades de

generación que se encuentran participando en el CSF.

Dentro del período en estudio, aparecen alrededor de 77 centrales que al menos una vez

participan en una acción DCR o QCR.




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En el gráfico de la figura 9.1 se muestran aquellas centrales que presenta a lo menos un 1%

de movimientos DCR/QCR:

1%1%1%1%1%1%1%1%1%1%2%3%

8%

14%16%

24%

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Pehu

ench

eRa

lco

Colbú

n

El To

ro

Canu

tillar

Rape

lCe

lco

Antilh

ue_T

GTe

no

Chuy

aca

ESPE

RANZA

_DS1

Cipre

ses

DEGAN

TG_E

SPIN

OS

SANT

A_LIDI

A_TG

SAN_G

REGOR

IO

N°

de M

ov. D

CR

o Q

CR

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

Pot

enci

a M

ovid

a To

tal M

W

N° Movimientos DCR o QCR Potencia Movida

Figura 9.1 - Centrales con al menos un 1% de movimientos DCR/QCR

De las centrales mostradas en la figura 9.1 se seleccionaron aquellas centrales que

presentaron más de un 2% del total de movimientos en las acciones DCR y QCR:

Central1 Pehuenche2 Ralco3 Colbún4 El Toro5 Canutillar6 Rapel

Tabla 9.2 - Centrales con más de un 2% del total de movimientos DCR y QCR

9.7 Metodología Matemática de Evaluación Económica de la Operación

La formulación matemática del modelo de operación económica es:

• Filtro de registros: Las muestras de generación de potencia de las unidades de

generación son filtradas a través de una media móvil de 10 minutos. Este filtro permite

eliminar los efectos de la acción de control primario de frecuencia, las unidades de

generación ante las perturbaciones rápidas y aleatorias. La expresión matemática

empleada es:




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∑−=

+1=

5

5,, 11 k

hkji

hji PGPGF con ,601,2,jh == 2,1

Donde:

h : Hora del registro.

j : Minuto del registro.

i : Unidad de generación.

hjiPG , : Potencia de la unidad de generación i, en el minuto j, de la hora k en MW.

hjiPGF , : Potencia filtrada de la unidad de generación i, en el minuto j, de la hora k en MW.

• Control automático de la generación que participa en el CSF: Se asume que las

unidades de generación que realizan el CSF lo hacen de la forma más económica y la

acción global de control secundario de frecuencia es efectuada en períodos inferiores a un

minuto, con el objetivo de minimizar en cada minuto el costo de generación que participa

en el CSF, según el siguiente planteamiento matemático:

∑

=

NCSF

i

hji

hi PGFCVOF

1,min :..

Sujeto a que se cumpla con:

{ } { }hmi

hji

hmi PGFPGPGF ,,, maxmin ≤≤ con 60,,2,1 =m

hMediaPiloto

hjPiloto PGPG ,, =

o bien,

5959 , −≤≤+ hPiloto

hjPiloto

hPiloto PGPGPG

Donde:

NCSF : número de unidades de generación participantes en el CSF.

hiCV : costo variable de generación de la unidad i, obtenida de la política de operación en

la hora

hjiPGF , : muestra de potencia generada y filtrada de la unidad de generación i, en el

minuto j, en la hora h, en MW




Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índicehjiPG , : consigna de potencia generada de la unidad de generación i, en el minuto j, en la

hora h, que permite minimizar el costo de operación en MW

• Comparación de costos de operación: Se efectúa una comparación de costos en cada

hora del conjunto de muestras de potencia de generación con la potencia resultante del

ajuste económico de las contingencias de generación, esto es:

∑=

∆=∆nh

h

hCC1

( )∑ ∑= =

−=∆NCSF

i j

hji

hji

hi

h PGPGFCVC1

60

1,,60

1

Donde:

C∆ : diferencia entre el costo total (ahorro/sobrecosto) de operación real y el simulado

hC∆ : diferencia entre el costo horario (ahorro/sobrecosto) de operación real y simulado




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9.8 Resultados

En la siguiente tabla se muestra las diferencias económicas (ahorro) en cada período de

evaluación.

Tabla 9.3 - Ahorros en cada período de evaluación (parte 1/2)



Fecha Inicial Fecha Final Minutos Evaluados

Ahorro Total (USD)

Ahorro/Hora


Ahorro Total (USD)

Ahorro/Hora

1 01-11-2010 21:00 02-11-2010 8:59 720 5617 468 39 14-12-2010 2:00 14-12-2010 6:59 300 57 112 03-11-2010 0:00 03-11-2010 12:59 780 2484 191 40 16-12-2010 0:00 16-12-2010 6:59 420 19750 28213 04-11-2010 0:00 04-11-2010 7:59 480 617 77 41 17-12-2010 0:00 17-12-2010 7:59 480 10882 13604 05-11-2010 0:00 05-11-2010 7:59 480 1993 249 42 17-12-2010 21:00 18-12-2010 7:59 660 1583 1445 06-11-2010 0:00 06-11-2010 11:59 720 566 47 43 18-12-2010 15:00 19-12-2010 8:59 1080 3852 2146 06-11-2010 23:00 08-11-2010 19:59 2700 1705 38 44 19-12-2010 12:00 19-12-2010 18:59 420 19 37 08-11-2010 22:00 08-11-2010 22:59 60 11 11 45 19-12-2010 21:00 20-12-2010 6:59 600 2571 2578 09-11-2010 0:00 10-11-2010 9:59 2040 7897 232 46 21-12-2010 0:00 21-12-2010 6:59 420 14105 20159 11-11-2010 0:00 11-11-2010 13:59 840 2424 173 47 22-12-2010 0:00 22-12-2010 7:59 480 17014 2127

10 11-11-2010 21:00 12-11-2010 9:59 780 1536 118 48 23-12-2010 2:00 23-12-2010 7:59 360 161 2711 12-11-2010 15:00 12-11-2010 15:59 60 261 261 49 24-12-2010 1:00 24-12-2010 7:59 420 247 3512 12-11-2010 19:00 13-11-2010 23:59 1740 57 2 50 24-12-2010 23:00 25-12-2010 4:59 360 3897 64913 14-11-2010 6:00 15-11-2010 12:59 1860 163 5 51 25-12-2010 17:00 26-12-2010 8:59 960 42386 264914 15-11-2010 19:00 16-11-2010 9:59 900 610 41 52 26-12-2010 21:00 27-12-2010 7:59 660 17302 157315 16-11-2010 20:00 17-11-2010 8:59 780 229 18 53 28-12-2010 0:00 28-12-2010 5:59 360 7206 120116 17-11-2010 19:00 18-11-2010 9:59 900 129 9 54 29-12-2010 1:00 29-12-2010 7:59 420 27 417 18-11-2010 20:00 19-11-2010 10:59 900 405 27 55 30-12-2010 0:00 30-12-2010 7:59 480 9078 113518 19-11-2010 17:00 20-11-2010 23:59 1860 1264 41 56 05-01-2011 1:00 05-01-2011 6:59 360 -85 -1419 21-11-2010 2:00 21-11-2010 19:59 1080 -29 -2 57 06-01-2011 6:00 06-01-2011 7:59 120 0 020 22-11-2010 0:00 22-11-2010 9:59 600 -97 -10 58 06-01-2011 22:00 06-01-2011 23:59 120 480 24021 22-11-2010 18:00 22-11-2010 20:59 180 1250 417 59 07-01-2011 1:00 07-01-2011 7:59 420 0 022 22-11-2010 23:00 23-11-2010 7:59 540 340 38 60 08-01-2011 4:00 08-01-2011 10:59 420 1622 23223 26-11-2010 0:00 26-11-2010 8:59 540 1695 188 61 08-01-2011 14:00 09-01-2011 17:59 1680 8889 31724 26-11-2010 18:00 27-11-2010 11:59 1080 16499 917 62 09-01-2011 20:00 09-01-2011 20:59 60 30 025 27-11-2010 17:00 29-11-2010 8:59 2400 998 25 63 09-01-2011 23:00 10-01-2011 12:59 840 6020 43026 29-11-2010 18:00 30-11-2010 7:59 840 1730 124 64 10-01-2011 18:00 11-01-2011 13:59 1200 11376 56927 30-11-2010 18:00 01-12-2010 8:59 900 1271 85 65 11-01-2011 21:00 12-01-2011 9:59 780 2936 22628 01-12-2010 23:00 02-12-2010 23:59 1500 2410 96 66 12-01-2011 19:00 13-01-2011 15:59 1260 8292 029 03-12-2010 2:00 03-12-2010 7:59 360 90 15 67 14-01-2011 3:00 14-01-2011 5:59 180 89 3030 03-12-2010 20:00 06-12-2010 8:59 3660 -193 -3 68 14-01-2011 12:00 14-01-2011 13:59 120 1247 62331 06-12-2010 23:00 07-12-2010 15:59 1020 72063 4239 69 16-01-2011 0:00 16-01-2011 8:59 540 396 4432 07-12-2010 18:00 08-12-2010 12:59 1140 355 19 70 16-01-2011 19:00 18-01-2011 7:59 2220 130300 352233 08-12-2010 21:00 09-12-2010 14:59 1080 617 34 71 18-01-2011 9:00 18-01-2011 13:59 300 750 15034 09-12-2010 23:00 09-12-2010 23:59 60 31 31 72 18-01-2011 18:00 19-01-2011 11:59 1080 513 2935 10-12-2010 3:00 10-12-2010 7:59 300 157 31 73 21-01-2011 18:00 22-01-2011 7:59 840 13 136 10-12-2010 22:00 11-12-2010 10:59 780 746 57 74 22-01-2011 11:00 23-01-2011 12:59 1560 2183 8437 11-12-2010 23:00 12-12-2010 8:59 600 4073 407 75 23-01-2011 17:00 24-01-2011 9:59 1020 -16 -138 12-12-2010 18:00 13-12-2010 7:59 840 2985 213 76 24-01-2011 21:00 25-01-2011 6:59 600 43 4


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Tabla 9.4 - Ahorros en cada período de evaluación (parte ½)

El ahorro total obtenido en los períodos con registros válidos, es de alrededor de

MUSD 1.430, donde se simularon un total de 2115 horas, totalizando un ahorro promedio de

677 USD/hora.

En base a esto, se tiene que el ahorro obtenido por operar con un esquema automático de

control secundario de frecuencia, pagaría la inversión de implementar un esquema AGC como el

propuesto en el capítulo 6, en un corto plazo.

Debe destacarse que durante el período considerado en la evaluación, el SIC fue operado

bajo condiciones muy especiales, caracterizadas por una hidrología seca, con embalses cercanos a

sus cotas mínimas, generación predominantemente térmica y existiendo de por medio un decreto

de racionamiento, lo cual significó costos marginales de operación elevados respecto los de un

año con hidrología normal.

A modo de comparación, durante el período Noviembre 2010 y Diciembre de 2010 los costos

marginales de operación promedio del SIC estuvieron en el rango 130 – 230 mills/kWh. Para el

mismo período del año anterior (Noviembre de 2009 – Abril de 2009), los costos marginales de

operación promedio de la energía fluctuaron entre los valores 47,9 y 92 mills/kWh.




Ahorro Total (USD)

Ahorro/Hora


Ahorro Total (USD)

Ahorro/Hora

77 25-01-2011 21:00 26-01-2011 8:59 720 99 8 114 08-03-2011 0:00 08-03-2011 9:59 600 18406 184178 26-01-2011 11:00 26-01-2011 12:59 120 4 2 115 09-03-2011 1:00 09-03-2011 6:59 360 4183 69779 26-01-2011 21:00 27-01-2011 22:59 1560 995 38 116 10-03-2011 0:00 10-03-2011 5:59 360 9839 164080 28-01-2011 8:00 28-01-2011 10:59 180 1 0 117 11-03-2011 0:00 11-03-2011 4:59 300 2818 56481 28-01-2011 15:00 28-01-2011 15:59 60 58 58 118 12-03-2011 2:00 12-03-2011 2:59 60 0 082 28-01-2011 17:00 28-01-2011 22:59 360 6 1 119 13-03-2011 4:00 13-03-2011 11:59 480 3337 41783 30-01-2011 9:00 31-01-2011 8:59 1440 0 0 120 13-03-2011 16:00 13-03-2011 17:59 120 1428 71484 31-01-2011 11:00 31-01-2011 12:59 120 5 2 121 14-03-2011 1:00 14-03-2011 5:59 300 0 085 31-01-2011 19:00 01-02-2011 5:59 660 10 1 122 18-03-2011 2:00 18-03-2011 6:59 300 1730 34686 01-02-2011 9:00 01-02-2011 11:59 180 7 2 123 19-03-2011 2:00 19-03-2011 6:59 300 0 087 02-02-2011 0:00 02-02-2011 5:59 360 -4 -1 124 23-03-2011 21:00 23-03-2011 21:59 60 739 73988 02-02-2011 7:00 02-02-2011 15:59 540 -29 -3 125 24-03-2011 2:00 24-03-2011 5:59 240 -27 -789 03-02-2011 3:00 03-02-2011 10:59 480 8 1 126 24-03-2011 21:00 24-03-2011 21:59 60 153 15390 03-02-2011 21:00 07-02-2011 15:59 5460 425935 4681 127 25-03-2011 2:00 25-03-2011 4:59 180 0 091 07-02-2011 19:00 08-02-2011 13:59 1140 92 5 128 26-03-2011 0:00 26-03-2011 1:59 120 1912 95692 09-02-2011 0:00 09-02-2011 7:59 480 -12 -2 129 27-03-2011 0:00 27-03-2011 5:59 360 -4 -193 09-02-2011 23:00 10-02-2011 7:59 540 0 0 130 27-03-2011 9:00 28-03-2011 7:59 1380 32741 142494 10-02-2011 9:00 11-02-2011 7:59 1380 -19 -1 131 28-03-2011 23:00 28-03-2011 23:59 60 2943 294395 11-02-2011 17:00 11-02-2011 23:59 420 2 0 132 29-03-2011 1:00 29-03-2011 6:59 360 993 16696 12-02-2011 4:00 12-02-2011 6:59 180 0 0 133 31-03-2011 0:00 31-03-2011 8:59 540 10483 116597 13-02-2011 22:00 14-02-2011 7:59 600 907 91 134 31-03-2011 23:00 31-03-2011 23:59 60 3942 394298 16-02-2011 3:00 16-02-2011 7:59 300 -104 -21 135 02-04-2011 0:00 02-04-2011 6:59 420 0 099 18-02-2011 0:00 18-02-2011 4:59 300 7976 1595 136 02-04-2011 18:00 02-04-2011 18:59 60 0 0100 19-02-2011 5:00 19-02-2011 7:59 180 28 9 137 04-04-2011 18:00 05-04-2011 6:59 780 5011 385101 20-02-2011 1:00 21-02-2011 6:59 1800 4355 145 138 05-04-2011 18:00 10-04-2011 10:59 6780 83530 739102 22-02-2011 3:00 22-02-2011 6:59 240 39 10 139 10-04-2011 19:00 11-04-2011 5:59 660 14175 1289103 23-02-2011 0:00 23-02-2011 7:59 480 8056 1007 140 11-04-2011 7:00 11-04-2011 19:59 780 16674 1283104 24-02-2011 0:00 24-02-2011 5:59 360 17174 2862 141 11-04-2011 23:00 12-04-2011 23:59 1500 23560 942105 25-02-2011 0:00 25-02-2011 14:59 900 2855 190 142 13-04-2011 7:00 15-04-2011 3:59 2700 18692 415106 26-02-2011 0:00 27-02-2011 12:59 2220 -62 -2 143 15-04-2011 7:00 16-04-2011 4:59 1320 9397 427107 27-02-2011 14:00 28-02-2011 5:59 960 -31 -2 144 16-04-2011 9:00 16-04-2011 20:59 720 968 81108 01-03-2011 0:00 01-03-2011 7:59 480 1351 169 145 20-04-2011 1:00 21-04-2011 14:59 2280 26923 708109 02-03-2011 0:00 02-03-2011 13:59 840 9448 675 146 21-04-2011 18:00 22-04-2011 20:59 1620 10026 371110 02-03-2011 18:00 03-03-2011 7:59 840 11133 795 147 23-04-2011 10:00 24-04-2011 3:59 1080 12215 679111 04-03-2011 0:00 04-03-2011 8:59 540 16715 1857 148 24-04-2011 7:00 24-04-2011 20:59 840 1062 76112 04-03-2011 23:00 06-03-2011 9:59 2100 55479 1585 149 24-04-2011 23:00 25-04-2011 2:59 240 2383 596113 06-03-2011 11:00 07-03-2011 9:59 1380 25583 1112 150 25-04-2011 8:00 28-04-2011 17:59 4920 62778 766


Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceEn escenarios con costos marginales de operación menores, se espera que los ahorros

producto de la aplicación un AGC también sean menores, ya que los costos de oportunidad de las

unidades de generación hidros que participan en el CSF están ligados con los costos de operación.

En la figura 9.2 siguiente se muestran los resultados de generación de un período válido de

24 horas, al cual se le aplicó la simulación de un AGC. La figura 9.2a muestra el despacho real de

las centrales que aportan al CSF, la figura 9.2b muestra el despacho simulado y el ahorro

acumulado por hora de ese período.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Generación 24 Hrs Despacho Real

Gen

erac

ión

(MW

)

Figura 9.2 a) - Generación en MW de las unidades participantes del CSF. Despacho real




Tel +54 341 5680321 (+rot)


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0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

Generación 24 Hrs Despacho Simulado

Gen

erac

ión

(MW

)

Ahor

ro A

cum

ulad

o (U

SD)

Figura 9.2 b) Generación en MW de las unidades participantes del CSF y ahorro acumulado. CSF mediante AGC

Se puede apreciar de la figura 9.2b que las mayores variaciones de ahorro acumulado

(destacadas en rojo) se producen cuando hay variaciones significativas de la demanda. Por el

contrario, cuando la demanda se mantiene relativamente constante (o dentro de ciertos niveles)

las variaciones de ahorro son pequeñas.




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9.9 Matriz de Validez de Muestras

En las tablas siguientes, las filas de las matrices representan las 24 horas del día y las

columnas los días del mes.

Los elementos de estas matrices indican lo siguiente:

• A: Hora que presenta Acoplamiento Económico

• D: Hora que presenta Desacoplamiento Económico

• ANV: Hora que presenta Acoplamiento Económico, sin embargo los registros de potencia

minuto a minuto en ese período no son válidos.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 301 D A A A A A A A A A A A A D A A A A A A D A A D D A A A A A2 D A A A A A A A A A A A A D A A A A A A D A A D D A A A A A3 D A A A A A A A A A A A A D A A A A A A A A A D D A A A A A4 D A A A A A A A A A A A A D A A A A A A A A A D D A A A A A5 D A A A A A A A A A A A A D A A A A A A A A A D D A A A A A6 D A A A A A A A A A A A A D A A A A A A A A A D D A A A A A7 D A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A D D A A A A A8 D A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A D D A A A A A9 D A A D D A A A A A A A A A A A A A A A A A D D D A A A A D

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Días del Mes - Noviembre de 2010

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Días del Mes - Diciembre de 2010




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Días del Mes Enero de 2011

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 281 A A ANV A A A A A A A A D ANV A D D D A D D A D A A A A A A2 A A D A A A A A A A A D ANV A D D D A D A A D A A A A A A3 A A D A A A A A A A A D ANV A D D ANV A D A A D A A A A A A4 A A A A A A A A A A A D ANV A D A ANV A D A A A A A A A A A5 A A A A A A A A A A A A ANV A D A ANV A D A A A A A A A A A6 A A A A A A A A A A A A ANV A D A ANV D A A A A A A A A A A7 D D A A A A A A A A A A ANV A D A ANV D A A A A A D A A A D8 D A A A A A A A A A A D ANV A D A ANV D A A D D A D A A A D9 D A A A A A A A D D D D ANV D D D D D D A D D D D A A A D

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Días del Mes Febrero de 2011

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Días del Mes - Marzo de 2011

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Días del Mes - Abril de 2011




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10 Comentarios y Conclusiones

El estudio:

– realizó una definición conceptual y funcional del actual esquema de CSF,

– realizó una definición conceptual y funcional de un esquema CSF automatizado,

– presentó un diseño conceptual de un esquema AGC adecuado para el SIC,

– identificó potenciales candidatos para su ejecución,

– determinó criterios para valuar la conveniencia (o no) de la implementación de un AGC

para el CSF, basándose en criterios técnicos y económicos, y

– realizó un análisis de las ventajas y desventajas que presentaría la implementación de un

AGC, de manera cualitativa y cuantitativa, basándose en los criterios antes definidos,

en base a estos análisis, se obtuvieron los siguientes resultados y conclusiones:

El esquema actual de control de frecuencia, según los índices de desempeño establecidos en

la NT de SyCS y según consta en los informes periódicos del desempeño, presenta valores

indicativos que están dentro de los límites normativos. Sin embargo, existen algunas

consecuencias negativas para la operación del sistema que deben tenerse en cuenta:

➔ La unidad reguladora piloto (con estatismo nulo) realiza el mayor esfuerzo de variación de

generación para compensar permanentemente los desequilibrios entre generación y

demanda que ocurren en condiciones normales de operación.

➔ Sólo permite restablecer la frecuencia al valor de referencia en forma automática en la

medida que la unidad piloto cuente con suficiente reserva en giro para compensar la

variación de la carga. En el caso de mayores variaciones de carga, el restablecimiento de

la frecuencia esta supeditado al redespacho de generación de las otras unidades con

reserva en giro que participan del CF, a través de las instrucciones del CDC en el caso de

mayores variaciones

➔ El constante aumento del nivel de carga del SIC y las importantes variaciones instantáneas

de la misma, hacen necesario que la capacidad de regulación de la Reguladora Piloto se

incremente, reduciendo el número de unidades factibles de operar como Reguladora Piloto.

➔ El agravamiento de la situación anterior a causa de la creciente penetración en el SIC de

los parques eólicos.




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Ir al índice➔ Unidades menores a 100 MW, que históricamente realizaron la regulación de frecuencia del

SIC (Cipreses, Rapel, etc.) como unidades piloto, ya no pueden cumplir esa función por su

pequeña capacidad respecto de la magnitud de reserva requerida.

➔ Pequeños márgenes en la Reguladora Piloto y localización concentrada de la reserva en

giro (zona Charrúa), implica mayor complejidad para enfrentar el crecimiento de la

demanda (del orden de 700 MW/h) en la hora de punta.

➔ Pérdidas mayores de generación o cargas al norte de A. Jahuel producen:

➢ Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, imponiendo restricciones

de transmisión que afectan la operación económica (pérdida de un ciclo combinado

impone restricciones de transmisión en el tramo Charrúa- Ancoa – Alto Jahuel-Cerro

Navia)

➢ Rápido copamiento de la Reguladora Piloto y una más lenta respuesta de la reserva en



➔ Regulación degradada en caso de falla de la unidad piloto.

➔ En casos de sequía se ve comprometida la calidad de la regulación de frecuencia.

➔ Las centrales que comúnmente utilizan una de sus unidades como reguladora piloto son

Antuco, El Toro, Pehuenche, Ralco y Colbún.

Luego, se propuso un esquema automático de control secundario de frecuencia, distribuido

en todo el SIC pero operando en forma NO simultánea, obteniendo las siguientes características:

➔ el CCAG propuesto permite desacoplar temporalmente las acciones de CPF y CSF tanto

como se desee, permitiendo al CSF controlar las desviaciones sostenidas de la frecuencia,

y al CPF controlar las variaciones aleatorias de la demanda, frenar la caída inicial de la

frecuencia y restablecerla en torno a su valor de referencia cuando una unidad generadora

se desvincule intempestivamente.

➔ En períodos de aumentos o disminuciones importantes de la demanda, por ejemplo, en

horas de punta o frente a variaciones importantes de carga en consumos, se requiere



➔ los CCAG propuestos permiten dividir el esfuerzo del CSF entre múltiples unidades.

Además, al implementarlo independiente de los GOV's de cualquier máquina, los esfuerzos




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Ir al índicede las unidades participantes resultan menores que los esfuerzos de una unidad operando

directamente con su regulador de velocidad con estatismo nulo.

➔ Los esquemas automáticos propuestos permiten asociar tantas unidades o centrales como

se desee, eliminando completamente la restricción de unidades a participar del control

secundario de frecuencia. Centrales de muy baja potencia pueden formar parte del CSF

automático, asociándose a otras unidades generadoras.

➔ Al respecto, el AGC permite realizar una asignación más eficiente de los recursos de

generación en la operación en tiempo real.

➔ La implementación de varios CCAG en distintas zonas del sistema permitiría un adecuado

control secundario de frecuencia en el caso de originarse islas eléctricas en esas zonas,

como consecuencia de perturbaciones en la red

➔ la desvinculación intempestiva de cualquier unidad participante del CCAG sólo reducirá la


➔ La pérdida del CCAG que esté operativo (falla simple) dejará al sistema temporalmente sin

CSF. Luego y por medio del SUPERVISOR, el CDC será alertado de tal condición y deberá

activar otro CCAG de forma inmediata.

➔ pérdidas mayores de generación o cargas al norte de Alto Jahuel producirían:

– Cambios significativos de transferencias en el sistema troncal, sólo temporalmente y

sólo si el CCAG se encuentra al sur de Charrúa (CCAG 2, 3 y 5).

Luego, frente a esta condición el CDC puede desactivar dicho CCAG y activar uno

estratégicamente localizado (CCAG 1, 4, 6, 7 u 8), eliminando las restricciones de

transmisión antes mencionadas.

– No debería existir copamiento de las unidades participantes del esquema.

➔ en caso de colapso total o parcial del SIC, las siguientes islas eléctricas podrían

recuperarse con un control automático de frecuencia:

– NORTE (Central Guacolda),

– CENTRO (Centrales que inyectan en S/E San Luis, Rapel o Pehuenche),

– QUINTA REGIÓN (Central Ventanas),

– COLBÚN (Central Colbún),

– CHARRÚA (Centrales Ralco + Pangue, El Toro + Antuco)

– SUR (Central Canutillar)




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Ir al índice➔ El análisis económico mostró que el ahorro obtenido por operar con un esquema

automático de control secundario de frecuencia, analizado en los períodos con registros

válidos, es de alrededor de MUSD 1.430, donde se simularon un total de 2115 horas,

totalizando un ahorro promedio de 677 USD/hora.

En base a esto, se tiene que la inversión necesaria para implementar un esquema AGC

como el propuesto en el capítulo 6, se recuperaría en un corto plazo.

Se resaltó en el apartado correspondiente que los costos estimados para la

implementación del AGC no consideran enlaces de comunicación y tampoco adecuación de

unidades.

También que durante el período considerado en la evaluación, el SIC fue operado bajo

condiciones muy especiales, caracterizadas por una hidrología seca, con embalses

cercanos a sus cotas mínimas, generación predominantemente térmica y existiendo de por

medio un decreto de racionamiento, lo cual significó costos marginales de operación

elevados respecto los de un año con hidrología normal.

En escenarios con costos marginales de operación menores, se espera que los ahorros

producto de la aplicación un AGC también sean menores, ya que los costos de oportunidad

de las unidades de generación hidros que participan en el CSF están ligados con los costos

de operación.

Finalmente, de acuerdo al análisis y conclusiones del presente estudio, se recomienda la

implementación de un esquema automático de control secundario de frecuencia, compuesto por

varios centros de control conjunto automático de generación (CCAG) distribuidos en todo el SIC y

operando en forma no simultánea, tal y como se lo describe en el capítulo 6, “Implementación de

un AGC para CSF”.




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11 Referencias

[1] Gobierno de Chile, Comisión Nacional de Energía, “Norma Técnica de Seguridad y

Calidad de Servicio (NT de SyCS)”, 2009.

[2] CDEC-SIC, “Estudio Control de Frecuencia y Determinación de ReservasRF en el SIC”,

2011.

[3] UCTE, “Operation Hanbook”, Appendix 1: Load-Frequency Control and Performance,

2004.

[4] UCTE, “Operation Hanbook”, Policy 1: Load-Frequency Control and Performance, 2004.

[5] Estudios Eléctricos S.R.L., “Esquema de Regulación Distribuida de Frecuencia en el SIC”,

2010.




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