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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0027-2014-GART

Propuesta de Procedimiento Técnico N° 22 “Reserva Rotante para

Regulación Secundaria de Frecuencia”

Propuesta para publicación

Lima, enero de 2014

OSINERGMIN Informe N° 0027-2014-GART

Propuesta de Procedimiento Técnico N° 22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”

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ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 2

2. ASPECTOS PRELIMINARES ..................................................................................... 4

2.1. NECESIDAD DE RESERVAS DE POTENCIA ............................................................... 4 2.2. TIPOS DE RESERVA SEGÚN LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL .................................. 5 2.3. NORMATIVA PERUANA EN MATERIA DE RESERVAS DE POTENCIA ............................. 7 2.4. COMPARATIVA ...................................................................................................... 8

3. SUSTENTO DEL CONTENIDO DE MEJORAS DE LA PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO PR-22 ........................................................................................... 9

3.1. CÁLCULO DE RESERVAS ....................................................................................... 9 3.2. ASIGNACIÓN DE RESERVAS ................................................................................. 11

3.2.1. Generalidades ....................................................................................... 11 3.2.2. Modelo conceptual propuesto ............................................................... 12 3.2.3. Algoritmo de Asignación ........................................................................ 14

3.3. PRESTACIÓN DEL SERVICIO ................................................................................. 14 3.4. SEGUIMIENTO DEL SERVICIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA .................................. 19

3.4.1. Condiciones Operativas ........................................................................ 19 3.4.2. Seguimiento del volumen de reserva por parte de las URS ................... 20 3.4.3. Seguimiento de la respuesta ................................................................. 22

3.5. LIQUIDACIÓN DEL SERVICIO ................................................................................. 24 3.5.1. Costo de Oportunidad ........................................................................... 24 3.5.2. Costo de Asignación de Reserva .......................................................... 25 3.5.3. Término de Calidad ............................................................................... 26 3.5.4. Manejo de Liquidaciones Agregadas ..................................................... 26

3.6. HABILITACIÓN DE PROVEEDORES ......................................................................... 27 3.6.1. Habilitación a nivel de URS ................................................................... 27 3.6.2. Habilitación a nivel de grupo ................................................................. 29

3.7. RESTABLECIMIENTO DE LA RESERVA SECUNDARIA ............................................... 30

4. PERÍODO TRANSITORIO HASTA LA PLENA IMPLEMENTACIÓN DEL PROCEDIMIENTO PROPUESTO ..............................................................................31

4.1. IMPLEMENTACIÓN DE EQUIPAMIENTO ................................................................... 31 4.2. PERIODO TRANSITORIO ....................................................................................... 32

ANEXO A: CONTRASTE DE LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO PROBABILÍSTICO ...33

ANEXO B: ASPECTOS TÉCNICOS MÁS RELEVANTES DE LA ARQUITECTURA .......42

ANEXO C: CONDICIONES OPERATIVAS ADICIONALES A ESPECIFICAR POR EL COES .........................................................................................................................51

ANEXO D: CONVENIENCIA DE UN CONTROL AUTOMATIZADO .................................62

ANEXO E: REQUERIMIENTOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA SOLUCIÓN PROPUESTA .............................................................................................................73



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1. Introducción

La Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica“, estableció en los literales a), b) y j) del Artículo 14° las funciones operativas del Comité de Operación Económica del Sistema (en adelante COES) con relación a la programación de la operación del Sistema Interconectado Nacional (en adelante SEIN), la operación en tiempo real del SEIN y la planificación y administración de los Servicios Complementarios que se requiera para la operación segura y económica del SEIN, mientras que en el ítem b) de su Artículo 13° estableció como función de interés público del COES el elaborar los procedimientos para la operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo.

Asimismo, mediante Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (en adelante “Reglamento COES”), cuyo Artículo 5°, numeral 5.1 detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimiento en materia de operación del SEIN, y en su numeral 5.2 determina que el COES debe contar con una "Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos", elaborada y aprobada por el OSINERGMIN, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento.

Así también, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 476-2008-OS/CD se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (en adelante la “Guía), elaborada de conformidad con los Artículos 5° y 6° del Reglamento COES, estableciéndose en aquella el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES.



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Por otro lado, mediante la Resolución Directoral Nº 069-2011-EM/DGE, publicada el 18 de agosto de 2011, se modificaron los numerales 6.2.1, 6.2.2 y 6.2.3 del numeral 6.2 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI), que fue aprobada mediante Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE. En cumplimiento de esta modificación, el COES a través de la carta COES/D-644-2012 remitió como propuesta los nuevos Procedimientos Técnicos COES “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” y “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”, dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de OSINERGMIN.

Conforme a los plazos establecidos en la Guía, mediante Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD se aprobó el Procedimiento COES PR-21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”, mientras que, de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N° 195-2013-OS/CD se suspendió el proceso de aprobación del Procedimiento COES PR-22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” y se dispuso el reinicio del mismo con el cronograma siguiente:

Cuadro 1

N° Etapa Responsable Plazo

1

Envío al COES de las observaciones a la primera propuesta del nuevo Procedimiento COES PR-22 y nuevo texto reformulado de la propuesta.

OSINERGMIN 28/11/2013

2 Subsanación de las observaciones y comentarios sobre la nueva propuesta

COES

10 días hábiles contados desde la realización de la etapa anterior

3 Revisión de los comentarios del COES y Publicación del proyecto de resolución que aprueba el PR-22

OSINERGMIN

Dentro de los 30 días hábiles desde la realización de la etapa anterior

Al respecto, el COES no remitió la subsanación de observaciones y comentarios a la nueva propuesta dentro del plazo, el cual venció el 12 de diciembre de 2013. En este sentido, de acuerdo con cronograma anterior corresponde que OSINERGMIN publique el proyecto de Procedimiento COES PR-22, cuyo sustento se desarrolla en el presente informe.

Cabe aclarar que la presente propuesta busca atender las observaciones que motivaron la Resolución OSINERGMIN N° 195-2013-OS/CD, con la finalidad de mejorar la propuesta originalmente recibida de parte del COES.



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2. Aspectos Preliminares

2.1. Necesidad de Reservas de Potencia En todo sistema de potencia existe una necesidad intrínseca de ajuste instantáneo entre la energía producida y la energía consumida, incluyendo en ésta última el consumo propiamente dicho, las pérdidas en los diferentes elementos de la red y los posibles almacenamientos.

Dado que, con la tecnología actual, la capacidad de almacenamiento es muy limitada respecto al volumen de demanda, es necesario contar con una regulación constante de la generación para mantener el sistema en equilibrio, lo cual beneficia a todos los integrantes del sistema eléctrico. Esto a su vez, requiere que en el sistema exista capacidad para variar a voluntad el nivel de generación respecto a lo programado.

Este efecto puede verse potenciado por la penetración de generación RER no gestionable, cuya evolución en tiempo real no depende de mando alguno, sino que responde a la disponibilidad de los recursos renovables (viento, luz solar, etc.) que la originan. Lo que incrementa la incertidumbre que ocasionan otros aspectos de la operación como pérdidas de generación, fallas en la red, etc.

La diferencia entre el valor de potencia de generación programado, y la capacidad máxima y/o mínima de generación a la que se podría llegar mediante mando voluntario se denomina Reserva del Sistema.

El servicio o servicios mediante los cuales se efectúa la regulación de la generación y se garantiza el equilibrio haciendo uso de la reserva disponible se suelen denominar Servicios Complementarios de Regulación.



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2.2. Tipos de Reserva según la Experiencia Internacional Atendiendo al sentido de la disponibilidad, se reconoce en la práctica internacional dos tipos de Reserva principales:

Reserva a Subir: capacidad de regulación al alza de la generación

que está programada o capacidad de generación adicional a la que

está programada.

Reserva a Bajar: capacidad de regulación a la baja de la

generación que está programada.

Asimismo, atendiendo al tipo de disponibilidad se califican éstas también en dos tipos de Reserva principales:

Reserva Fría: capacidad de generación adicional a la que está

programada (por tanto es siempre Reserva a Subir), que está

disponible en un determinado momento por parte de grupos de

generación no arrancados.

Reserva Rotante o Rodante: capacidad regulación de la

generación de los grupos que en un determinado momento están

arrancados. Esta reserva puede ser a subir o a bajar, en general es

de disponibilidad mucho más rápida que la Reserva Fría, y permite

más fácilmente la automatización mediante un Control Automático

de Generación (AGC).

Por sus características de disponibilidad y capacidad de automatización, en general la regulación del sistema se realiza con la Reserva Rotante, quedando la Reserva Fría como último recurso para hacer frente a grandes desequilibrios, o para restituir la Reserva Rotante cuando ésta queda agotada.

Por otra parte, la regulación del sistema se realiza habitualmente en varios niveles con actuación a diferente escala temporal, cuyo efecto se va acumulando para conseguir un ajuste final más robusto. Estos tipos de regulación son independientes, de modo que cada uno hace uso de su propia reserva, cuya disponibilidad ha de ser prevista con anterioridad.

Atendiendo al tipo de regulación existen por tanto otros tantos tipos de Reserva Rotante:

Regulación/Reserva Primaria: es el más inmediato mecanismo de

regulación en el sistema. Se articula localmente en cada uno de los

generadores acoplados a la red mediante su regulador de velocidad.

Este mecanismo sube o baja la potencia producida por el generador

en respuesta a las variaciones de velocidad del rotor, que se derivan

a su vez de desequilibrios potencia generada-potencia consumida



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en el sistema, absorbidos en primera instancia como energía

cinética en estos rotores.

La acción de los Reguladores de Velocidad reequilibra la potencia generada con la consumida en el sistema mediante acción solidaria de todas las máquinas acopladas que cuenten con este mecanismo, pero el sistema queda equilibrado a una frecuencia (o velocidad de giro de los rotores) distinta a la inicial, y por tanto en general distinta a la frecuencia de diseño. Esta regulación es local, automática y de muy rápida actuación (de milisegundos a unos pocos segundos). La respuesta de los generadores es desigual, pues depende de su velocidad de respuesta, por lo que en general también produce una distribución de la generación distinta a la inicial.

Regulación/Reserva Secundaria: es un segundo mecanismo de

regulación que se pone en marcha para corregir los desequilibrios

que deja la Regulación Primaria. Por tanto su objetivo es devolver la

frecuencia a su valor de referencia1, y distribuir la generación de

forma según lo programado. En general este segundo objetivo se

limita a vigilar las interconexiones entre áreas geográficas, dejando

el re-despacho dentro de cada zona para otros niveles de

regulación2.

Esta regulación suele ser centralizada por área geográfica y de actuación en el entorno de tiempo de segundos. Además, la tendencia generalizada es que sea realizada de modo automático por un sistema AGC, mediante un proceso de regulación que intenta anular el denominado Error de Control de Área (ACE, por sus siglas en ingles), magnitud compuesta por el error de frecuencia y el error de potencia neta transmitida por las interconexiones.

Regulación/Reserva Terciaria: es el tercer mecanismo de

regulación, cuyo objetivo principal es asegurar la disponibilidad de

reserva para la Regulación Secundaria cuando esta comienza a

agotarse. Mediante la Regulación Terciaria la generación

correspondiente a reserva agotada de secundaria se asigna a otros

grupos, de manera que se producirá un exceso/déficit y por la

acción automática de la Regulación Secundaria se liberará esta

última reserva.

Esta regulación se habilita de maneras muy diferentes dependiendo del caso concreto del Sistema de Potencia. Típicamente es manual

1 Devolver la frecuencia a su valor de referencia es muy importante de cara a la estabilidad en el sistema, ya que el

margen de funcionamiento de los generadores es muy estrecho respecto a la frecuencia, y, en ausencia de Regulación Secundaria, subsiguientes acciones de la Regulación Primaria podrían llevar a disparos y desequilibrios adicionales de potencia, con un efecto en cadena que podría llegar a provocar caída de parte importante de la red.

2 Mantener la interconexiones en su valor programado es muy importante de cara a la estabilidad del sistema, ya

que, aparte de consideraciones económicas relativas a la compra-venta de esta energía, se está haciendo sobreuso constante de un recurso (las interconexiones) cuya misión técnica es precisamente dar estabilidad, sirviendo de camino de auxilio de la zona ante perturbaciones de las que no pueda hacerse cargo en el corto plazo la Regulación Primaria.



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o semiautomática y de actuación en el entorno de tiempo de minutos.

2.3. Normativa Peruana en materia de Reservas de Potencia El Artículo 14° de la Ley 28832, señala en su literal j) que forma parte de las funciones operativa del COES la planificación y administración de la provisión de los Servicios Complementarios que se requieran para la operación segura y económica del SEIN.

La Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobada por la Resolución Directoral N° 014-2005-EM-DGE (en adelante la NTOTRSI), establece las obligaciones del Coordinador de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (COES) y de los Integrantes del mismo, con relación a los procedimientos de operación en tiempo real de dichos Sistemas.

Al respecto, la NTOTRSI puntualiza la definición amplia de Servicios Complementarios contenida en la definición 31 del Artículo 1° de la Ley N° 28832, señalando que en el caso de las reservas se clasifican en reserva rotante y reserva fría.

Reserva Rotante. Se refiere a la diferencia entre la sumatoria de las capacidades disponibles de las unidades sincronizadas y la sumatoria de sus potencias entregadas al Sistema, ambas en un momento dado. El COES debe proponer su magnitud anualmente a OSINERGMIN a más tardar el 31 de octubre para su entrada en vigencia el 01 de enero del siguiente año.

Reserva Fría. Se refiere a la potencia total disponible de los grupos generadores en reserva que se encuentran fuera de servicio, incluye a los grupos de arranque rápido por emergencia, y que permite disponer de generación que pueda ser puesta en funcionamiento en un tiempo máximo de 10 minutos, a fin de prevenir estados de emergencia en el sistema.

Asimismo señala que la Reserva Rotante es requerida para efectos de regulación primaria y regulación secundaria de frecuencia.

Regulación/Reserva Primaria. Se refiere a la acción automática e inmediata de los reguladores de velocidad de los grupos generadores, ante cambios súbitos en la frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. Tiene como objeto absorber los desequilibrios entre la oferta y demanda del Sistema para tratar de mantener la frecuencia en un nivel o rango determinado. La variación de carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. La regulación primaria de frecuencia es un servicio obligatorio y permanente, no sujeto a compensación y debe ser prestado por todas las centrales de generación cuya potencia sea mayor a 10MW con excepción de la generación RER.



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Regulación/Reserva Secundaria. Se refiere a la acción automática o manual sobre el regulador de velocidad de un grupo generador, que complementa la acción de la Regulación Primaria de Frecuencia. Tiene como objeto equilibrar la oferta y la demanda, manteniendo el valor de la frecuencia dentro de límites permisibles, mientras se recupera la reserva rotante de las unidades que participan de la regulación primaria de frecuencia, en tanto se recupera carga, y/o se reasignan de manera óptima los recursos de generación para satisfacer la demanda. Esta regulación debe ser sostenible al menos durante 30 minutos. La Regulación Secundaria de Frecuencia constituye un servicio voluntario y será compensado conforme a lo que establezca el procedimiento técnico del COES sobre reserva rotante en el SEIN. En el caso que la magnitud de reserva ofertada voluntariamente para la Regulación Secundaria de Frecuencia sea insuficiente, el COES asignará con carácter obligatorio dicha reserva a las unidades generadoras que reúnan las condiciones para tal fin, de acuerdo al referido procedimiento.

2.4. Comparativa Como puede apreciarse de lo anterior, la NTOTRSI considera la desagregación de reservas según el tiempo de disponibilidad (rotante o fría) y el tiempo de respuesta (primaria o secundaria), siguiendo las prácticas de la industria.

No obstante, si bien no define el servicio de regulación terciaria, sí se puede entender que reconoce la necesidad de reasignar de manera óptima los recursos de generación para satisfacer la demanda y restablecer la reserva secundaria. Esta reasignación óptima de recursos implicaría la articulación del procedimiento de regulación secundaria con el procedimiento de reprogramación de la operación diaria, PR-06.

De otro lado, la NTOTRSI deja a los procedimientos COES establecer los detalles en cuanto a la asignación y compensación de la reserva secundaria, en ese sentido conforme se detalla a continuación se propone se diferencia entre reserva a subir y a bajar, a la vez que se desarrolla mecanismos que permitan promover la prestación adecuada de este servicio.



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3. Sustento del contenido de mejoras de la propuesta de Procedimiento PR-22

3.1. Cálculo de Reservas En el Cálculo de Reservas se debe considerar las especificaciones que necesita el sistema para poder realizar la Regulación Secundaria en condiciones suficientes de seguridad. Este cálculo es condición previa para poder realizar la asignación de reserva a las diferentes unidades que posteriormente prestarán el servicio.

A continuación se toma como referencia las principales opciones que se pueden utilizar para calcular la reserva total para Regulación Secundaria propuestas por la Red Europea de Operadores del Sistema de Transmisión (ENTSO-E)3. Estos métodos es posible de ser complementados con otros criterios adicionales para incrementar adicionalmente y de forma excepcional esta reserva (topología, previsiones excepcionales de variaciones de demanda y/o generación, situaciones climatológicas, etc.).

Los tres métodos básicos son los siguientes:

Formulación empírica: se basa en la estimación empírica de la señal de ruido producida por las variaciones de demanda y generación. En el caso de la ENTSO-E se propone la siguiente

3 [4] UCTE, “Operation Handbook”, v 2.5E, UCTE, June 24, 2004. (Disponible en línea: http://

www.entsoe.eu/publications/system-operations-reports/operation-handbook/)



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formulación que se apoya en la demanda de punta estimada para el sistema (Lmax) :

Donde:

Lmax: máxima demanda estimada para el sistema a, b: constantes ajustadas estadísticamente de manera empírica.

Formulación Probabilística: se basa en estimar estadísticamente la

potencia disponible necesaria en el sistema para anular la señal de ACE en un determinado porcentaje (en general alto, por ejemplo el 99,9%) de las horas del año. Para realizar el cálculo se requiere construir el histograma de los desequilibrios históricos entre generación y demanda, que en caso de estar regulando con un AGC sería el histórico de la señal de ACE para cada Área de Control. Con este histograma se puede ajustar una función densidad de probabilidad, y con ella calcular el valor de corte para el cual la probabilidad de que el ACE sea mayor o igual es menor del nivel de confianza exigido.

Formulación basada en la mayor posible pérdida brusca de

generación: se basa en la estimación de cuál puede ser el fallo simple que produzca la máxima pérdida brusca de generación. La reserva debe ser capaz de cubrir completamente esta pérdida.

Se pueden encontrar variantes de todos los métodos básicos anteriores examinando las prácticas utilizadas a nivel internacional. Pero se recomienda que para determinar el proceso de cálculo de la reserva total requerida, es necesario definir estos puntos:

Períodos temporales para los que se calcula la reserva: debe coincidir con los períodos en que se produzca su asignación. En general si el proceso de asignación es para el día siguiente, el período debe ser como máximo el día completo, y como mínimo el período en que se produzcan las programaciones de la generación.

Desglose en Reserva a subir y Reserva a Bajar: Los métodos mencionados anteriormente permiten estimar el desvío posible a considerar entre generación y demanda y están orientados principalmente a la Reserva a Subir (nótese, por ejemplo, que el tercer método habla de pérdida de generación). En ese sentido, se requiere de algún método adicional para determinar la Reserva a Bajar, para lo cual existen varias posibilidades, como por ejemplo: - Aplicar el método escogido a la reserva a subir, y considerar de

igual tamaño a la Reserva a Bajar. - Aplicar el método escogido a la reserva a subir y utilizar otro

método distinto para la Reserva a Bajar, bien sea otro de los recomendados por la ENTSO-E, bien sea un cálculo basado en el valor previamente establecido para la Reserva a Subir.

- En el caso de seleccionar el método probabilístico, aplicarlo a la reserva a subir y a la reserva a bajar por separado.



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- En el caso de seleccionar el método probabilístico, aplicarlo al conjunto de la reserva, sin discriminar si es a subir o bajar. En este se asume que ambas reservas tendrán la misma magnitud, se obtiene un valor que cubre ambas, y que será algo intermedio entre lo obtenido por separado para la más favorable y para la menos favorable.

Los métodos indicados son en principio aplicables a cualquier sistema de potencia. En la presente propuesta se mantiene lo propuesto por el COES en cuanto a la utilización de un método probabilístico; no obstante conforme se describe en el Anexo A se evaluó la pertinencia de efectuar un único cálculo de reserva y distribuir la mitad de la misma como Reserva a Subir y Reserva a Bajar, o determinar ambas bandas de regulación de manera independiente.

Al respecto, se determinó que resulta más apropiado determinar la Reserva a Subir y la Reserva a Bajar por separado, usando la serie de desvíos completa del último año en términos relativos respecto al programa, y usando los valores de programa más recientes que finalmente se apliquen. Ello debido a que de efectuar un cálculo no diferenciado se evidencia que se podría subestimar la reserva a bajar, lo cual puede tener implicaciones en cuanto menoscabaría la seguridad en la operación.

3.2. Asignación de Reservas

3.2.1. Generalidades

La asignación de reservas corresponde efectuarse luego de haber calculado el monto total de reserva necesaria para el sistema conforme con las recomendaciones del numeral 3.1 precedente, y sobre la base de lo establecido por el numeral 6.2.3 de la NTOTRSI que señala:

“La Regulación Secundaria de Frecuencia constituye un servicio voluntario y será compensado conforme a lo que establezca el procedimiento técnico del COES sobre reserva rotante en el SEIN. En el caso que la magnitud de reserva ofertada voluntariamente para la Regulación Secundaria de Frecuencia sea insuficiente, el COES asignará con carácter obligatorio dicha reserva a las unidades generadoras que reúnan las condiciones para tal fin, de acuerdo al referido procedimiento.”

En este sentido, se propone que se busque asegurar la provisión voluntaria de la oferta necesaria por mecanismos regulares y aplicar la obligatoriedad solo en situaciones extraordinarias. Se propone que la manifestación de voluntad se efectúe mediante un mecanismo de habilitación por parte del COES para la prestación del servicio de Regulación Secundaria.

La obligatoriedad se propone se establezca en términos de que la presentación de oferta de banda sea obligatoria por parte de aquellos agentes que hayan sido habilitados por el COES para prestar el servicio de Regulación Secundaria, debiendo el agente depositar una oferta por



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defecto que será utilizada siempre que por cualquier motivo el agente no pudiese ofertar en cada oportunidad que se le requiera.

Asimismo, y a efectos de ser coherentes con ésta regulación, debe establecerse de forma expresa que la Regulación Secundaria es una obligación a cargo de los agentes del COES, y que como tal se encuentra sujeta a la verificación de su cumplimiento en los términos detallados en el procedimiento, así como a una posterior fiscalización y sanción por parte de OSINERGMIN en caso de incumplimiento.

3.2.2. Modelo conceptual propuesto

El modelo provisión de reserva secundaria se debe tener en cuenta, los siguientes puntos:

1. Definición de los tiempos: se refiere a la provisión de los servicios necesarios a largo y corto plazo. Normalmente para la provisión a corto plazo la opción preferente es un mercado day-ahead complementado por mercados de tiempo real. Para el aseguramiento de reservas a largo plazo suelen elegirse opciones del tipo subastas anuales o bianuales

2. Organización de las casaciones: La mayoría de los mercados eligen para la realización de la casación la optimización económica que minimiza el costo de suministro. Esta opción es relativamente fácil de implementar ya que el modelado de los costes de reserva es bien conocido. Dentro de este, la optimización conjunta de energía y reservas es un método muy aceptado en los actuales mercados eléctricos y es el que fuera propuesto por COES para efectos del PR22.

3. Liquidación económica del servicio: Estas normalmente incluyen términos relativos a la disponibilidad de banda, el costo de oportunidad y el costo de la energía eventualmente provista durante la realización del servicio cuando este es requerido por el operador.

4. Provisión de incentivos eficientes: proveer de incentivos eficientes y enviar señales de precio que fomenten la inversión en activos de regulación que son importantes para la seguridad y fiabilidad de la red a largo plazo.

Al respecto, dado que el mercado para el servicio de Regulación Secundaria recién se encuentra en desarrollo, se propone que la asignación del servicio se realizará para periodos temporales de largo plazo (Provisión Base) y de corto plazo (Mercado de Ajuste) siendo el procedimiento de asignación diferente para cada caso, pero manteniendo la misma obligación y forma de liquidación económica, indistintamente del periodo temporal.

Esta propuesta se ampara en las facultades previstas en la Ley N° 28832, concretamente las relativas al desarrollo de los programas de operación de largo plazo y la de planificar y administrar la provisión de Servicios Complementarios que se requieran para la operación segura y económica del SEIN (literales a y j del Artículo 14° de la Ley N° 28832); así como las facultades respecto a la planificación, administración, valorización y control de los Servicios Complementarios detalladas en el



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literal g) del Artículo 27.2 del Reglamento del COES aprobado mediante Decreto Supremo 027-2008-EM.

La asignación de largo plazo tendrá como finalidad, otorgar el incentivo para que las empresas generadoras puedan implementar el equipamiento necesario para brindar este servicio, con una compensación y una banda mínima comprometida por un periodo de tiempo, que se recomienda sea de 3 años. Mientras que, la asignación de corto plazo tiene por finalidad permitir que el COES pueda cubrir la necesidad de reserva cuando no tenga lo suficiente con la asignación de largo plazo.

Cabe señalar que la Provisión Base será remunerada de acuerdo a los precios de cada compromiso individual, por lo que a diferencia de los precios del Mercado de Ajuste no serán únicos para todas las unidades que brinden el servicio de regulación. En ambos casos se ofrecerá toda la banda de regulación disponible al precio ofertado.

La Provisión Base, implicará por un plazo de tres años: i) unas cantidades fijas que serán remuneradas si están disponibles independientemente de que llegado el momento sean utilizadas (asignadas) por el COES, ii) unas cantidades variables hasta el límite de la banda de regulación que serán remuneradas únicamente si son asignadas por el COES llegado el momento.

El Mercado de Ajuste implicará ofertas de medio plazo que no excederán de un mes, pudiéndose brindar la oportunidad que se complemente con ofertas de día previo siempre que estas supongan una mejora respecto de las ofertas de medio plazo. Este caso implicará cantidades variables hasta el límite de la banda de regulación que serán remuneradas únicamente si son asignadas por el COES, aplicándose el mismo precio a toda la potencia asignada indistintamente de su oferta, el cual será igual al valor de la oferta más costosa asignada.

Tanto en la Provisión Base como en el Mercado de Ajuste, los precios ofertados (S/./MW) deben reflejar únicamente los costos de provisión de la Regulación Secundaria; por esta razón el costo de oportunidad de cada central, entendido como el importe que dicha central obtendría por su programación en energía si no hubiera sido necesario re-despachar para permitirle dar la banda de regulación optima determinada en el proceso de asignación, será determinada por el COES de manera similar a como se realiza con el procedimiento actual.

Complementariamente, se estima conveniente que se establezcan precios máximos de reserva a propuesta del COES sobre la base de estimados de costos del servicio de regulación, y que las ofertas sean presentadas en forma individual por grupo de generación.

Finalmente, el proceso de contratación de la Provisión Base debe basarse en mecanismos de competencia transparentes y no discriminatorios. Para ello, dado que es posible diversos métodos para la organización del concurso, no se propone a priori algún mecanismo en particular, sino que se deja que sea el COES quien atendiendo a la función de asegurar condiciones de competencia en el Mercado de



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Corto Plazo (Artículo 13° de la Ley N° 28832) establezca el mecanismo más apropiado según observe las condiciones del mercado.

3.2.3. Algoritmo de Asignación

Se propone mantener la propuesta del COES en cuanto a una optimización conjunta programa/reserva secundaria (Unit Commitment), debido a que resultaría difícil hacer convivir un modelo de ejecuciones puntuales de un Unit Commitment basado en costos, como es la programación diaria actual del Perú, con un modelo de mercado separado para banda secundaria. Esto es porque en mercados en los que se negocia cada servicio por separado, normalmente la posición (programa) de un determinado agente es decidida por él mismo (dentro de los límites que marca la seguridad), de modo que el agente tiene mercados suficientes como para hacer o deshacer su posición en virtud de los compromisos que vaya adquiriendo y de las ventajas que reporta para él.

No obstante, el algoritmo de asignación debe tener en cuenta como condición de contorno adicional la reserva de Provisión Base, de modo que las unidades que suministran la Provisión Base deberán ser adecuadamente programadas para asegurar el suministro y la reserva mínima que aportan no debe ser tenida en cuenta a la hora de optimizar.

3.3. Prestación del servicio En la Prestación del Servicio se aborda todas las cuestiones relacionadas con la especificación técnica del mecanismo de Regulación Secundaria en tiempo real. En este sentido, la Regulación Secundaria se realiza en última instancia por un determinado número de grupos de generación acoplados al sistema y con capacidad suficiente para variar su potencia generada. Sin embargo, el cálculo de las consignas necesarias en cada momento (tiempo real) para estos grupos, de manera que la contribución total de los mismos compense los desequilibrios que originan la necesidad de la Regulación Secundaria, es un proceso complejo que habitualmente se confía a sistemas informáticos automáticos, aunque con intervención humana más o menos directa. El conjunto de estos procesos que generan y envían las consignas se denomina AGC, o LFC (Control Frecuencia-Potencia, por sus siglas en inglés Load Frequency Control).

En los grandes sistemas de potencia interconectados, la Regulación Secundaria habitualmente se realiza atendiendo a algún tipo de organización en niveles. En el esquema más general el total del sistema interconectado se puede subdividir en Zonas Síncronas, dentro de las cuales la frecuencia en estado estable es la misma.

El LFC se realiza por tanto a nivel de estas Zonas Síncronas, pero habitualmente se distribuye en una serie de Bloques de Regulación dentro de los cuales existe algún tipo de coordinación, pero que regulan independientemente, controlando su frecuencia y el intercambio con otros bloques de manera autónoma.



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A su vez los Bloques de Regulación pueden distribuir la función LFC en niveles inferiores denominados Áreas de Regulación (en caso de ser zonas conexas geográficamente) o Zonas de Regulación (en caso de ser compañías generadoras que pueden tener sus recursos dispersos). Estas Áreas o Zonas cuentan cada una con una función propia AGC y capacidad de regulación, pero su lazo de control está coordinado de alguna forma con el resto.

Figura 1

Sistema de Potencia interconectado

Zona Síncrona 1

Bloque de Regulación 1

Area/Zona de

Regulación 1

Zona Síncrona 2

Zona Síncrona i

Bloque de Regulación 2

Bloque de Regulación i

Area/Zona de Regulación 2

Area/Zona de Regulación i

Para poder ejecutar en tiempo real la Regulación Secundaria de un Sistema de Potencia mediante la utilización de un sistema AGC (cuya importancia y beneficios para el sistema peruano se desarrollan en el Anexo D), los aspectos técnicos que deben ser especificados son al menos los siguientes, en el caso más general:

Arquitectura general de control (nivel de centralización del AGC: zonas y áreas de control)

Mecanismo para el cálculo de la señal principal de control en cada área, y los parámetros que este cálculo requiera.

Tipo de control (tipo de regulador y sus parámetros)

Mecanismo de selección/validación de los componentes de un determinado nivel jerárquico de control por parte del nivel inmediatamente superior.

Mecanismo de reparto de la salida del regulador entre los componentes del nivel jerárquico de control inmediatamente inferior.

Intercambio de información necesaria entre el Operador del Sistema (OS), zonas, áreas y generadores.

El primero de los aspectos técnicos anteriores (arquitectura general de control) es el principal, que determina en gran medida el desarrollo de los demás. Los líneas maestras que rigen esta arquitectura estarán en parte determinadas por las características físicas del Sistema de Potencia, pero a menudo dependen también de consideraciones más allá de las puramente técnicas (económicas, jurídicas, administrativas, etc.).

Las opciones básicas de control que se tienen son las siguientes:



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Control Centralizado: la regulación la realiza de modo centralizado un único operador (el Operador del Sistema, OS) en todo el Bloque de Regulación. El bloque de control tiene por tanto un único Área de Control, el OS cuenta con un programa AGC que envía directamente las consignas de potencia a los grupos generadores, y que vigila en cada ciclo de tiempo la frecuencia del bloque y el intercambio total neto del bloque con respecto a otros bloques adyacentes con los que esté interconectado.

Control Pluralista: la regulación del bloque se realiza de modo descentralizado. El Bloque de Regulación se organiza en áreas, cada una de ellas controlada independientemente por un operador, que vigila la frecuencia del área y el intercambio total neto de la misma respecto de sus áreas adyacentes. Uno de estos operadores, el Coordinador del Bloque, vigila adicionalmente los intercambios netos totales del bloque respecto a otros bloques adyacentes, con su propio AGC y capacidad de regulación.

Control Jerárquico: la regulación del bloque se realiza de modo descentralizado. El Bloque de Regulación se organiza en áreas, cada una de ellas controlada por un operador, y adicionalmente existe un Coordinador del Bloque, que no controla ninguna de las áreas (y por tanto no suele tener capacidad de regulación propia) pero actúa como regulador maestro de todo el bloque. El coordinador vigila el intercambio neto total del bloque con respecto a otros bloques adyacentes, calcula la necesidad de incremento de potencia total para mantener el intercambio en su programa, y reparte este requerimiento entre las áreas que lo reciben como señal adicional en sus propios lazos de control.

Como variante importante del esquema jerárquico se tiene uno basado en Zonas de Regulación en vez de en Áreas. Estas zonas de regulación suelen corresponder al total de unidades de generación que son propiedad de cada compañía y que no tienen por qué necesariamente asociadas a un área geográfica. En este esquema cada Zona de Regulación controla al menos su frecuencia y en ocasiones el desvío respecto de su programa de generación, y adicionalmente recibe una señal del Coordinador del Bloque para contribuir al control de los intercambios netos totales del bloque.

De los tres esquemas anteriores se pueden encontrar ejemplos a nivel internacional, con diversas variantes. Sin embargo tomando las características propias del sistema eléctrico peruano se propone una solución intermedia, debido a que el esquema pluralista queda en principio descartado por las siguientes razones:

Como se ha mencionado, este esquema se diseña en torno a un número limitado de operadores independientes en determinadas zonas geográficas del sistema. En el caso peruano los operadores deberían ser las compañías generadoras, pero su número parece demasiado grande (particularmente en la zona centro), y algunos de ellos operan en varias zonas distintas, de modo que no hay una ubicación geográfica clara.

La propia existencia de COES, como coordinador general (OS) pero sin capacidad propia va en contra del esquema pluralista, en que se define uno de los operadores con capacidad propia



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para, adicionalmente, coordinar el sistema entero aparte de su propia zona.

Así mismo, el esquema centralizado clásico es técnicamente posible, aunque requeriría de dotar a COES con la capacidad de mando directo sobre los grupos de generación que hubieran ofertado el servicio. Esta es una cuestión que requeriría afectar la normativa existente en Perú, y que si se desea implementar debe ser resuelta por las autoridades como requisito previo para considerar esta opción técnica, dado que a la fecha, el COES no se encuentra facultado a ejercer el mando directo sobre los grupos generadores de los agentes.

El esquema jerárquico se podría técnicamente organizar por Zonas de Regulación, pero, asumiendo que las zonas serían las compañías generadoras, la gran variedad que existe complicaría a nivel práctico su articulación. Este esquema requiere que cada zona desarrolle un AGC subsidiario del AGC maestro de COES, y por lo tanto requiere de cierta capacidad de inversión (SCADA, comunicaciones, despacho con personal por turnos, etc.) por parte de la propia zona. Por lo cual, en la práctica probablemente sólo unas pocas compañías serían capaces o tendrían el incentivo suficiente como para constituirse en zona de regulación, obligando a las demás a no ofertar el servicio o a asociarse con las más grandes para ofertarlo a través de ellas.

Por lo antes mencionado, la alternativa propuesta es un esquema intermedio que sería básicamente centralizado, pero en el que el mando centralizado en COES no se ejerza directamente sobre los grupos físicos, sino sobre agrupaciones de los mismos, que se constituirían en Unidades de Regulación Secundaria (URS). Según esta concepción, las compañías generadoras interesadas en prestar el servicio tendrían libertad para constituirse en URS con los grupos físicos que considerasen oportuno, con un mínimo fijado en 1 grupo y 40 MW de potencia instalada. Así estas compañías podrían ir en solitario con toda su capacidad, en agrupación con otras, o divididas en varias URS4.

El papel de COES sería realizar la función de control general del sistema, calcular el Error de Control de Área (ACE en sus siglas en inglés, Área Control Error), filtrarlo mediante un regulador y distribuir la consigna a subir o bajar en cada momento entre las URS disponibles, en función de la banda de secundaria ofertada por cada una. En caso de que la URS contenga varios grupos físicos, la orden de incremento de potencia sería distribuida internamente por la URS a su conveniencia entre los grupos físicamente disponibles.

Adicionalmente se debe considerar el mecanismo de Regulación Secundaria para caso de emergencia, que se activaría, entre otras causas, por el aislamiento eléctrico de una de las áreas. Este

4 Es importante precisar que cada compañía que se constituyese en URS podría habilitar todas las unidades bajo

su propiedad que cumplan los requisitos técnicos para regular, y que la oferta del servicio podría hacerse a nivel de URS o individualmente por cada unidad que esté habilitada. En cualquier caso, la operación en tiempo real sería libre por parte de la URS a nivel interno, vigilando el COES que el total de banda casada está puesta efectivamente en control, y que la respuesta dinámica de la URS es apropiada.



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mecanismo consistiría en una operación por áreas con una regulación frecuencia separada y la habilitación forzosa de las reservas también por áreas. En la práctica, para estos casos se debería tener dos sistemas AGC en el COES, uno para operación conjunta, y otro de emergencia para operación por áreas, de manera que se pudiera conmutar entre uno y otro de manera inmediata.

Los aspectos técnicos a especificar para esta propuesta es la arquitectura general de control (nivel de centralización del AGC: zonas y áreas de control) que tiene que estar basada en:

Organización con un regulador maestro controlado por el COES.

Provisión del servicio por las URS.

Regulación conjunta de todo el SEIN sin ningún mecanismo

corrector del posible desequilibrio entre áreas geográficas.

Congruente con esta arquitectura, se especifican en el Anexo B los aspectos técnicos más relevantes, como son:

Mecanismo para el cálculo de la señal principal de control, y los parámetros que este cálculo requiera (Cálculo del ACE).

Tipo de control (tipo de regulador y sus parámetros)

Mecanismo de selección/validación de los componentes de un determinado nivel jerárquico de control por parte del nivel inmediatamente superior.

Mecanismo de reparto de la salida del regulador entre los componentes del nivel jerárquico de control inmediatamente inferior.

Intercambio de información necesaria entre COES, zonas, áreas y generadores.

Cabe señalar, que la NTIITR aprobada mediante Resolución Directoral N° 243-2012-EM-DGE establece una obligación general para los agentes integrantes del sistema de mantener un protocolo de comunicaciones ICCP para el envío de información desde los agentes o integrantes de la RIS hacia el COES.

En ese sentido, considerando que la implementación de un servicio de Regulación Secundaria, conlleva la creación de un mercado particular del que participarán agentes previamente calificados (ya sea que participen de la Provisión Base o del Mercado de Ajuste), en el que es necesario el intercambio de información de manera automática entre el COES y las URS (integrante de la RIS), sólo es necesario establecer los requerimientos técnicos específicos para el protocolo de comunicaciones que requiere la Regulación Secundaria, en el mecanismo de calificación que constituye el requisito previo para participar del Servicio Complementario de Regulación Secundaria.

Al respecto, en el Anexo E se detallan requisitos para implantar la solución propuesta consisten básicamente de disponer de un sistema informático en el COES capaz de correr un programa AGC, disponer en campo de los equipos de medida de frecuencia y potencia neta por los



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intercambios y disponer de la infraestructura de comunicaciones necesaria entre COES y URS, URS y grupos de generación y COES y equipos de medición.

3.4. Seguimiento del servicio de Regulación Secundaria En el seguimiento del servicio que efectúe el COES debe abordar todas las cuestiones relacionadas con la supervisión que debe ejercer el COES sobre cómo se está prestando el servicio por parte de los agentes.

3.4.1. Condiciones Operativas

Para efectuar un adecuado seguimiento del servicio de regulación, es necesario establecer los límites generales de operación que permitan evaluar que el servicio se ha prestado de manera apropiada. Al respecto se considera que éstos implican lo siguiente:

Delta de frecuencia admisible en operación normal (Dn) y delta de

frecuencia máxima ante grandes perturbaciones (Dp).

En el caso peruano existe ya una reglamentación al respecto en el PR Nº 9, numeral 8.1.b, donde se indica: La frecuencia del sistema debe regularse a 60 Hz aceptándose variaciones sostenidas en el rango de 60 Hz ± 0.6 % (entre 59.64 y 60.36 Hz), variación súbita de la frecuencia para ∆f = ± 1.0 Hz (59.0 Hz y 61.0 Hz), e integral de variación diaria de frecuencia para ± 600 ciclos/día. Ello permite Mediante este párrafo pueden asimilarse los valores Dn=360 mHz y Dp=1 Hz. En previsión de que sea factible cumplir con valores más restrictivos en el futuro, es recomendable que la definición final corresponda a COES, estableciendo los anteriores como límites máximos.

Característica mínima de respuesta exigida en el SEIN, en términos

Potencia-Tiempo, para lo cual se adopta la solución sugerida por

COES que requiere la provisión completa de la reserva en 10

minutos y hasta por 30 minutos, con un periodo inicial de 20

segundos hasta que la Regulación Secundaria empieza a responder

(Figura 2).

Dado que en el presente informe se sugiere utilizar valores distintos para Reserva a Subir y Reserva a Bajar, se deberá calcular dicha característica con el valor más desfavorable.



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MW

seg.20 10 min

Hasta despliegue de terciaria

RS

0

Figura 2

Será aceptable la Regulación Secundaria en periodos de operación

normal si es que el número de ciclos en que el desvío supere el

valor establecido de Dn es menor de un cierto porcentaje

(típicamente por ejemplo el 5%).

En el caso de periodos de operación ante grandes perturbaciones,

que se definen en base del volumen de potencia de generación

perdida y tiempo después de la falla necesario para que el desvío

de frecuencia este de nuevo en su rango normal5, se hará un

tratamiento individualizado para cada evento, estudiando la

evolución de la frecuencia desde el comienzo de la perturbación

hasta su vuelta a los valores de desvío inferiores a Dn. Esta

evolución se comparará con un determinado rango de evolución

admisible. En el Anexo C se dan más detalles de las posibilidades

que existen para definir este rango admisible.

3.4.2. Seguimiento del volumen de reserva por parte de las URS

El seguimiento del volumen de reserva en el SEIN se basará en comprobar que la reserva física agregada en cada URS es igual o superior a la reserva agregada asignada.

De manera más general se puede hablar de Reserva Reconocida por el COES a la URS. Con este concepto se puede comprobar la condición de cumplimiento anterior, pero además, es posible utilizarlo también para computar en la URS la reserva física adicional a la asignada que eventualmente pueda proporcionar y sea de interés para el sistema.

Cálculo de la Reserva Asignada:

Se puede calcular para cada URS la Reserva Asignada como la suma de las reservas asignadas a sus grupos en el despacho de Regulación Secundaria, distinguiendo entre Reserva a Subir y Reserva a Bajar:

5 Respecto al tiempo, lo razonable es utilizar el criterio general definido en la característica de respuesta, en este

caso 10 minutos.

Respecto al volumen de generación perdida se puede utilizar el criterio que COES sugiere equivalente al 50% de la Reserva Total (a subir y a bajar) programada para el SEIN.



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Donde,

NSi: Número de grupos despachados con Reserva a Subir en la URS i.

NBi: Número de grupos despachados con Reserva a Bajar en la URS i.

RASj: Reserva Asignada a Subir del grupo j.

RABj: Reserva Asignada a Bajar del grupo j.

Cálculo de la Reserva Regulante:

La reserva disponible para regular (Reserva Regulante) de cada grupo perteneciente a una URS y en control es la reserva útil para regulación, que se certifica en la pruebas de habilitación, minorada por los límites más restrictivos que la URS pueda informar en tiempo real para cada grupo, distinguiendo entre Reserva Regulante a Subir y Reserva Regulante a Bajar.

Donde:

RRSj: Reserva Regulante a subir del grupo j.

RRBj: Reserva Regulante a bajar del grupo j.

POj: Programa de Operación del grupo j.

LSDj: Límite superior declarado del grupo j.

LSRj: Límite Superior Regulante teórico del grupo j, obtenido en las pruebas de habilitación.

LIDj: Límite inferior declarado del grupo j.

LIRj: Límite inferior regulante teórico del grupo j, obtenido en las pruebas de habilitación).

En caso los valores de RRSj y RRBj resultan negativos se toman como nulos.

Calculo del Déficit y Superávit de Reserva:

El proceso a seguir por el COES para calcular el déficit y el superávit de reserva de cada URS es el siguiente:



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1- Se calcula la Reserva en Control para cada URS como la suma de

las reservas disponibles para regular (Reserva Regulante) que

aportan los grupos pertenecientes a la URS y que están en control,

distinguiendo entre Reserva a Subir y Reserva a Bajar.

2- Se calcula la Reserva Reconocida para cada URS que será igual a

la Reserva en Control hasta el límite de la Reserva Asignada,

distinguiendo entre Reserva Reconocida a Subir y Reserva

Reconocida a Bajar.

3- Se calculan el Déficit de Reserva de cada URS como la diferencia

entre la Reserva Asignada y la Reserva Reconocida, distinguiendo

entre Reserva Reconocida a Subir y Reserva Reconocida a Bajar.

En ningún caso será menor que cero.

4- El déficit total de reserva para todo el sistema se reparte entre las

URS sin déficit dando como resultado las Reservas Suplementarias

asignadas (RSS) (superávit de reservas reconocidos).

5- Se recalculan las Reservas Reconocidas de la URS, sumando las

Reservas Suplementarias.

6- Se calculan los Superávit de Reserva de cada URS como la

diferencia entre Reserva Reconocida y la Reserva Asignada,

distinguiendo entre Reserva Reconocida a Subir y Reserva

Reconocida a Bajar.

3.4.3. Seguimiento de la respuesta

En el caso peruano, el seguimiento de la respuesta tiene que ser computado a nivel de URS, comparando la respuesta dinámica de cada una de ellas con una cierta respuesta esperada.

Para calcular la respuesta esperada de cada URS se utilizará a su vez un modelo dinámico, que refleje las características de respuesta exigidas a la URS y certificadas en sus pruebas de habilitación.

La comparación entre la respuesta en tiempo real de cada URS y su respuesta esperada se puede realizar calculando una señal de Error de Seguimiento (ES), definido por la diferencia entre el error de de la respuesta real respecto al requerimiento (ERR) y el error del modelo respecto al requerimiento (ERT), ambos en valor absoluto.

Donde:

Preq: Potencia total requerida a la URS por el COES, calculada como la suma de su Potencia Sostenida y su Potencia Temporal.



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Pact: Potencia real de la URS, calculada como la suma de las potencias actuales de cada uno de los grupos calificados para Regulación Secundaria que forman parte de la misma.

Pmod: Potencia de la URS calculada por el COES con los modelos matemáticos.

Utilizando estas expresiones se tiene que ante un escalón en el requerimiento, si la respuesta de la URS es más rápida que la del modelo, ES<0 y si la respuesta es más lenta, ES>0, de modo que el criterio para detectar un seguimiento deficiente es que ES sea mayor que un cierto umbral.

Dado que en la práctica se producirán cambios continuos en el requerimiento a la URS, sin que dé tiempo muchas veces a que la URS alcance el valor de referencia, es conveniente introducir un retardo en la señal de Error de Seguimiento6, calculado como un sistema de primer orden de constante de tiempo TES:

Así, finalmente la condición de seguimiento deficiente será

La consecuencia de la declaración de seguimiento deficiente de una URS será la asignación por parte de COES de estado INACTIVO, lo que conllevará:

El total de reserva asignada a la URS se repartirá entre el resto de URS, con un mecanismo análogo al de reparto de los déficits de reserva, y dará lugar a penalizaciones también análogas a aquellas.

El AGC de COES dejará de contar con la URS para el reparto del requerimiento de control del SEIN.

Respecto al modelo dinámico a utilizar, y los criterios para fijar un valor de ESmax debe tenerse en cuenta que la condición para declarar seguimiento deficiente debe ser conservadora, ya que implica prescindir de la URS y repartir su requerimiento entre las demás, lo que supone un esfuerzo para el sistema y un posible encarecimiento del servicio.

En este sentido, una opción para la definición de los modelos dinámicos es referirlos a las características generales que se exigen para la calidad de la regulación secundaria en el SEIN en la escala correspondiente de la URS, dando por supuesto que la respuesta real será igual o mejor que aquella, dado que en la habilitación de URS y grupos se comprobará que su respuesta es como mínimo la exigida al SEIN.

6 Este retardo suele introducirse, entre otras razones, para evitar situaciones en que la mayor velocidad de

respuesta respecto al modelo lleve sin embargo a errores de seguimiento positivo si cambia el signo del requerimiento, porque la “ventaja” que tenía el sistema respecto al modelo computa en su contra al cambiar el signo del requerimiento.



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3.5. Liquidación del servicio El servicio de regulación secundaria debe ser adecuadamente remunerado para incentivar la participación de los agentes en el mismo. Normalmente es complejo llegar al equilibrio oferta/demanda, incluso en mercados maduros, ya que si se quiere incentivar la inversión de una manera no intervencionista se requiere un estudio cuidadoso de las señales de precio a enviar, se debe proveer de una estabilidad regulatoria que garantice el retorno de la inversión a los agentes y se debe asegurar la estabilidad de los índices de cobertura para obtener una respuesta eficiente de las inversiones.

En este caso la liquidación económica de la provisión del servicio de Regulación Secundaria estará constituida por el mismo conjunto de términos, sea el servicio satisfecho mediante Provisión Base o mediante la concurrencia a Mercado de Ajuste, conforme se describe a continuación, y sobre la base del principio de generar los incentivos apropiados para que los prestadores del servicio cumplan con su obligación:

Donde:

LIQi: Liquidación económica de la i-ésima URS en un determinado mes.

COi: Costo de Oportunidad.

ARi: Asignación de Reserva

TCi: Términos de Calidad

Los costos de oportunidad y de asignación de reserva a liquidar a los Grupos de Generación en un periodo serán repartidos entre todos ellos en proporción a la energía generada en ese periodo en el SEIN. En tanto, el término de calidad será repartido entre las URS con déficit en el periodo en proporción a su déficit de reserva respecto del déficit total de reserva incurrido.

3.5.1. Costo de Oportunidad

El costo de oportunidad será calculado por el COES para los Grupos de Generación proveedores del servicio de Regulación Secundaria en cada periodo de programación, como la diferencia de ingresos obtenidos por el Grupo de Generación en el programa de producción de energía durante un periodo de programación, motivado por la necesidad de despachar a esta en un punto de funcionamiento con producción inferior para permitirle la provisión de la reserva secundaria que se le asigna.

Para el cálculo de este término el COES realizará una optimización del Programa Diario de Operación (PDO) sin tener en cuenta la provisión de reserva secundaria, posteriormente se realizará la optimización



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conjunta de PDO con banda y para aquellos grupos Generadores (g) cuyo PDO resultó ser inferior debido a su obligación de proveer secundaria, el coste de oportunidad en un periodo de programación se calculará como:

PDOfgigg PMPDOPDOCO ]0),max[(

Donde:

COg: Derecho de cobro por Coste de Oportunidad del Grupo de Generación g en un periodo de programación.

PDOig: Programa Diario de Operación Inicial del Grupo de generación g durante un periodo de programación (calculado sin tener en cuenta la provisión de RS en el sistema)

PDOfg: Programa Diario de Operación Final del Grupo de Generación g durante un periodo de programación (calculado teniendo en cuenta la provisión de RS en el sistema)

PMPDO: Costo Marginal del Programa Diario de Operación final

max: Función valor máximo.

3.5.2. Costo de Asignación de Reserva

El término de asignación de reserva será calculado para cada Grupo de Generación a la que se asigna la provisión de Regulación Secundaria en un periodo de programación.

Donde:

ARg: Derecho de cobro por asignación de reserva del Grupo de Generación “g” en un periodo de programación

RAg: Reserva que ha sido asignada al Grupo de Generación g en un periodo de programación. Reserva asignada se entiende como la anchura total de la banda de regulación asignada al grupo, es decir es la suma de las reservas asignadas al grupo a subir y a

bajar ( ).

PRg: Precio de la reserva aplicable al Grupo de Generación en el periodo. Pueden darse dos casos:

a. Que la reserva sea resultado de Provisión Base. En ese

caso el precio de la reserva aplicable será el precio

pactado para la reserva del periodo en cuestión.

b. Que la reserva sea resultado del Mercado de Ajuste, en

ese caso el precio aplicable será el precio marginal del

Mercado de Ajuste calculado por el COES para el periodo



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en cuestión en el proceso de optimización conjunta PDO-

Reserva de regulación.

3.5.3. Término de Calidad

Además de asignar el servicio a los diferentes proveedores, será necesario hacer un seguimiento de la provisión del mismo e incentivar un servicio de calidad.

Dado que el servicio se va a proveer a nivel de URS, la evaluación del seguimiento de los términos de calidad también se hace a este nivel, en base al principio de “paga quien incumple” su obligación y se premia a quien brinda un servicio en mayor cantidad a lo que le fuera originalmente asignado. En este sentido, se propone que el término de calidad se relacione con los superavit de reserva que entrega la URS fuera de su programa y debido a que otra URS ha incumplido sus obligaciones.

El término por superavit de reserva para la URS i en un periodo se calcula de la siguiente manera:

Donde:

SRSij y SRBij: Superávits de reserva a subir y a bajar respectivamente correspondientes a la URS i en los ciclos k del periodo.

NC: Número de ciclos totales del periodo.

Pc: Precio aplicable para la reserva de la URS que será una media ponderada de los precios de sus Grupos de Generación.

Kc: Constante para incentivar calidad, tal que Kc≥1

3.5.4. Manejo de Liquidaciones Agregadas

Como se aprecia en los puntos anteriores, salvo el coste de oportunidad y la asignación de banda, el término de calidad debe ser liquidado a nivel de URS en función de la banda total que esta tiene casada y del ejercicio de sus obligaciones en la regulación. En principio una URS podría estar constituida por unidades de generación de diferente propiedad, lo que de alguna manera podría incentivar a pequeños productores a incorporarse en una URS preexistente sin necesariamente asumir los costes de implementación y operación de un AGC ni ceder el control de sus grupos a COES. Al respecto, se propone que en los casos en que una central propiedad de una empresa se incorpore a la URS de otra empresa diferente esto debe articularse mediante arreglo privado entre ambas, de modo que podría incluso generarse una cierta competencia entre empresas para



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proporcionar servicios técnicos y de representación a otras para la provisión del servicio. De este modo se busca además que el COES solo informe y realice la liquidación económica de los conceptos a nivel de URS al titular de la misma y que, mediante un acuerdo privado, sea dicho titular el que haga una re-liquidación de los conceptos a aquellas unidades parte de su URS que no son de su propiedad. En este sentido, incluso los conceptos que pueden liquidarse a nivel de generador individual podrían ser ingresados en la cuenta de la URS si entre el propietario y la URS se establece el adecuado acuerdo de “representación”.

3.6. Habilitación de proveedores Los criterios generales que se deben establecer para que los agentes proveedores de la Regulación Secundaria se habiliten ante el COES y puedan de esta forma comenzar a prestar el servicio, son los siguientes:

1. Permitir a las URS constituirse voluntariamente ante COES. 2. Asegurar que las URS cumplan con los requisitos mínimos para

prestar adecuadamente el servicio. Parte de estos requisitos corresponden a características técnicas que deben cumplir los grupos generadores que físicamente regulan. Por esta razón la habilitación se establece en dos niveles: a) Habilitación a nivel de URS: para asegurar los requisitos no

relacionados con características técnicas de los grupos b) Habilitación a nivel de grupo: para asegurar que cada grupo

cumple individual y colectivamente dentro de su URS con los requisitos técnicos necesarios para una correcta prestación del servicio. La habilitación a nivel de grupo será siempre posterior a la constitución y habilitación de su URS, y tendrá que repetirse cada vez que la URS solicite la inclusión de un nuevo grupo.

3.6.1. Habilitación a nivel de URS

Como criterio general, la habilitación a nivel de URS se hará una única vez para cada una, cuando la URS se constituya, y tendrá validez permanente, salvo incumplimiento posterior de los requisitos que se detallan a continuación.

La habilitación a nivel de URS exigirá al menos los siguientes requisitos:

Para constituirse una URS debe contar al menos con un grupo generador que cumpla con los requisitos para regular que se exijan. Una vez constituida, este requisito se reformula como que la URS debe contar al menos con un grupo de generación habilitado.

Se exigirá que la URS pueda cumplir con el requisito general de respuesta para todo el SEIN en cuanto a capacidad de gradiente



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Donde:

Reserva Total: 0,5* reserva total disponible para regular en los grupos de la URS (según resultados de pruebas de habilitación). Grad: gradiente total disponible en la URS por tramos de reserva, que será la suma de los gradientes de los grupos disponibles en la URS para ese tramo de reserva.

Para calcular los tramos de reserva se tendrán en cuenta la reserva que aporta cada grupo, de manera que en cada tramo habrá un gradiente diferente dependiendo de cuántos grupos participen en él.

La condición anterior se debe cumplir para cada tramo, de manera que los tramos en que no se cumpla se considerarán no aptos para Regulación Secundaria en la URS, limitando la banda para regulación disponible en los distintos grupos.

La inclusión posterior de grupos adicionales en la URS llevará al recálculo de estos tramos pudiendo resultar unos límites más amplios.

Figura 3

MW

Tramo 3

Grupo 1 Grupo 2 Grupo 3

Tramo2

Tramo 1

Tramo2

Tramo 3

La URS debe contar con la infraestructura de comunicaciones necesaria para enviar y recibir, en tiempo real discreto (ciclos de 5 segundos), la información a intercambiar con COES que se especifica en el Anexo B.

Si la URS supera determinados umbrales en términos de su tamaño tanto en capacidad total de reserva, como en número de grupos disponibles, y en valores absolutos o relativos respecto del total de URS, debe contar con capacidad de regulación propia, conmutable, tal y como se describe en el Anexo B.



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Proporcionar al COES una oferta por defecto para la asignación de la Regulación Secundaria.

3.6.2. Habilitación a nivel de grupo

La habilitación a nivel de grupo de generación se hará cuando se constituya la URS, para los grupos que ésta quiera habilitar en ese momento, y posteriormente, cada vez que una URS quiera incluir un grupo adicional.

También se puede prever la renovación periódica de la habilitación, de modo que los grupos vuelvan a pasar las pruebas preceptivas para comprobar que siguen cumpliendo los requisitos. En este sentido, se mantiene lo propuesto por el COES respecto de un período de validez de la habilitación por un periodo de 4 años.

Para que un grupo pueda sea habilitado, será necesario que previamente se encuentre presente en un listado de los grupos operativos en el SEIN con capacidad teórica para regular.

Este listado será mantenido por el COES, quien así mismo establecerá los criterios que han de cumplir las unidades para ser incluidas en él. La inclusión en dicho listado no requerirá de pruebas previas, sino que los criterios anteriores se aplicarán sobre las características del grupo declaradas por el propietario del mismo.

Las condiciones para que un grupo sea incluido en este listado serán, al menos, las siguientes:

La tecnología del grupo debe ser adecuada para participar en la regulación secundaria. En este sentido se considera que las tecnologías más apropiadas para regular son hidráulica, turbina de gas, ciclo combinado o diesel, aunque a criterio del COES otras se podrían incluir.

El grupo debe tener una potencia instalada mínima (se mantiene lo sugerido por COES en cuanto a que este umbral sea de 40 MW)

El proceso de habilitación del grupo consistirá básicamente en una serie de pruebas destinadas a comprobar que los requisitos generales exigidos se cumplen, pero previamente exigirá unas condiciones adicionales, relativas a la capacidad de la URS para integrar dicho grupo.

Las condiciones adicionales para proceder a las pruebas de habilitación, serán, al menos, las siguientes:

Una URS debe solicitar la inclusión del grupo.

El grupo debe contar con la infraestructura de comunicaciones necesaria para enviar a la URS en tiempo real discreto (ciclos de 5 segundos), la información que la URS debe enviar al COES referente a este grupo y recibir de la URS las consignas de potencia necesarias.

El grupo debe proporcionar toda la información técnica necesaria tanto para la regulación como para ser incluido en el proceso de



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despacho de Reserva para Regulación Secundaria, que será, al menos:

o Bandas de potencia (banda de operación, bandas restringidas,

banda disponible para Regulación Secundaria) o Datos de consumo específico (curva o al menos máximo y

mínimo, y en qué puntos de funcionamiento y condiciones ambientales).

o Gradientes de toma de carga.

3.7. Restablecimiento de la Reserva Secundaria El servicio de regulación secundaria es, por las necesidades técnicas y tecnológicas que plantea, un servicio costoso para el sistema. Es asimismo un servicio necesario para asegurar estabilidad y calidad, por ello debe asegurarse su disponibilidad en todos los horizontes de programación. Para ello es imprescindible que las unidades generadoras que lo proveen estén en condiciones de prestar el servicio, y que se mantengan generando en puntos alejados de sus límites de reserva para secundaria, de modo que haya recursos físicos suficientes para hacer frente a las necesidades de regulación posteriores.

En la mayoría de los sistemas se opta por volver a llevar a los grupos que están en control a su programa de operación, mediante orden externa al AGC de subir/bajar generación (en magnitud apropiada) a otros grupos del sistema, de modo que, para mantener la frecuencia, el AGC volverá a llevar automáticamente a los grupos bajo su control a un punto tal que la suma de sus potencias sea igual a la programada. Esta energía en otros sistemas se suele denominar terciaria y en el caso peruano se ha venido tratando mediante las reprogramaciones del programa diario de operación; por lo que este aspecto se recoge en la propuesta del PR22.



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4. Período transitorio hasta la plena implementación del Procedimiento propuesto

4.1. Implementación de equipamiento Dado que la aplicación de este procedimiento implica, que tanto el COES, como las empresas generadoras, tengan que realizar la implementación de equipamientos necesarios para brindar el servicio regulación secundaria en las formas establecidas. Dentro de la resolución de aprobación, se debe considera incluir los siguientes puntos:

Establecer que un plazo de seis (6) meses, para que el COES realice los estudios necesarios para la implementación de un Control Automático de Generación (AGC) dentro del SEIN, en la cual se incluya las características necesarias para la adquisición de los equipos y el correspondiente plan de instalación y funcionamiento.

Establecer que en un plazo de nueve (9) meses, el COES realice la primera Provisión Base de Regulación Secundaria, con la finalidad que las empresas generadoras que resulten adjudicadas puedan realizar las implementaciones necesarias dentro de sus respectivas unidades de generación. En este caso, el servicio a brindar por estas unidades de generación adjudicadas deberán ser a partir de 01 de enero de 2016 y por un periodo de tres años.



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4.2. Periodo transitorio A la fecha, se encuentra vigente el Procedimiento PR22 denominado “Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional” aprobado mediante Resolución Ministerial N° 232-2001-EM/VME, publicada el 29 de mayo de 2001.

En el referido PR22 se reglamenta la asignación de la reserva rotante del SINAC para la regulación primaria de la frecuencia en subsistemas temporalmente aislados o sistemas integrados, así como las condiciones que califican a las unidades regulantes, la programación de la reserva rotante, la supervisión del cumplimiento de regulación primaria de frecuencia para cumplir con la NTCSE y la NTOTRSI vigentes y las valorizaciones correspondientes. Asimismo, de forma tangencial, se regula la Reserva Secundaria de Frecuencia.

Por otro lado, mediante Resolución N° 194-2013-OS/CD del 4 de octubre de 2013 se publicó el Procedimiento PR21 denominado “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”. En la referida Resolución, se dispuso que: (i) se daría una vacatio legis de ciento ochenta (180) días calendarios para el PR21, lo que implica que dicho PR21 estará vigente desde el 2 de abril de 2014 y; (ii) el PR22 se aplicaría hasta la fecha de entrada en vigencia de PR21, esto es, quedaría derogado el 2 de abril de 2014.

En ese sentido, considerando el periodo de implementación del equipamiento que se describe en el numeral 4.1, se debe considerar incluir dentro de la Resolución de aprobación lo siguiente:

(i) La modificación de la Resolución N° 194-2013-OS/CD, para

efectos de establecer la derogación del PR22 a partir del 2 de

abril de 2014, salvo de los numerales de dicho procedimientos

referidos a la Regulación Secundaria de Frecuencia, con la

finalidad que en este periodo transitorio se mantenga la actual

remuneración.

(ii) La derogación de los referidos numerales, a partir de finalizado

el periodo de implementación que sería a partir de 01 de enero

de 2016.



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Anexo A: Contraste de la Metodología de cálculo probabilístico

Para comprobar la bondad del método probabilístico aplicado al caso peruano, se han tomado los datos del último año del de programa de generación aplicado cada media hora (potencia programada) y la producción real en esos mismos períodos (potencia media generada).

Aunque el detalle de esta información es a nivel de grupo, para estos efectos sólo interesan los agregados. Con ello se ha calculado la serie histórica con resolución de media hora de los desvíos entre el programa y lo producido en términos reales y en porcentaje del propio programa:

Se han calculado las series de los desvíos para todo el año (series completas) y los desvíos para ciertos períodos del día (por ejemplo los históricos de desvíos en el período de 01h a 01h 30min de todos los días del año en estudio – series parciales)



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En total se ha contado con las siguientes series de desvíos

Serie Descripción

DRT Desvíos en términos reales para todo el año

D%T Desvíos en términos relativos (%) para todo el año

DR1 Desvíos en términos reales para los períodos 01h a 01h 30min

D%1 Desvíos en términos relativos (%) para los períodos 01h a 01h 30min





Para cada una de las series anteriores se han calculado:

Histograma

La función densidad de probabilidad (FDP) estimada empíricamente con los datos anteriores, escalada con el área del histograma.

La FDP de una distribución normal con media y desviación típica iguales a las de los datos, escalada con el área del histograma.

Dado que se están utilizando las series de desvío sin discriminar desvíos positivos y negativos, se asume que ambas reservas tendrán la misma magnitud (aplicación a la reserva conjunta).

En las figuras A.1 a A.8 siguientes se muestran estos resultados para las series DRT y D%T, DR1 y D%1, DR12 y D%12, DR19 y D%19 respectivamente.



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-200 -100 0 100 200 300 400 5000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Desvíos en términos reales

Fre

cu

en

cia

Histograma de Desvíos en Términos Reales (DRT) - Serie Completa

Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura A.1

-6 -4 -2 0 2 4 6 8 100

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Desvíos en términos relativos

Fre

cu

en

cia

Histograma de Desvíos en Términos Relativos (D%T) - Serie Completa

Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura A.2



Página 36 de 83

-200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700 8000

10

20

30

40

50

60

70


Fre

cu

en

cia

Histograma de Desvíos en Términos Reales (DR1) - Serie 01h a 01h 30 min

Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura A.3

-5 0 5 10 15 200

10

20

30

40

50

60

70


Fre

cu

en

cia

Histograma de Desvíos en Términos Relativos (D%1) - Serie 01h a 01h 30 min

Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura A.4



Página 37 de 83

-400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400 5000

5

10

15

20

25

30

35

40


Fre

cu

en

cia


Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura A.5

-10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 100

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50


Fre

cu

en

cia


Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura A.6



Página 38 de 83

-200 -100 0 100 200 300 400 500 6000

5

10

15

20

25

30

35

40

Fre

cu

en

cia



Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura A.7

-4 -2 0 2 4 6 8 100

5

10

15

20

25

30

35

40


Fre

cu

en

cia


Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura A.8

Examinando estos resultados se puede apreciar lo siguiente:

Hay siempre un sesgo (la FDP no está centrada en 0 porque la media es mayor que cero, es decir, el programa tiende a sobreestimar la demanda).



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El sesgo es algo menor en el caso de los desvíos en términos relativos que los desvíos en términos reales (medido en términos de ratio media/varianza – 0,57 para DRT y 0,55 para D%T), y en general es menor en las series completas que en las series parciales.

En todos los casos es razonable asimilar a la normal, tanto en desvíos en términos reales como en términos relativos.

El ajuste es, sin embargo, algo mejor para las series completas (DRT y D%T)

Dentro de estas series completas el ajuste parece incluso algo mejor para la serie completa en términos relativos (D%T) que para la serie en términos reales (DRT).

Examinando las series completas, para una probabilidad de corte Pc=0,957, el valor de que se obtiene en la serie en términos reales es 207,8 MW y para la serie en términos relativos es 4,59%. Aplicando éste último a los valores de programa (16 464 valores) en 7 654 sale un valor menor de 207,8 y en 8 810 mayor, pero la media es de 206,8 MW, inferior, aunque muy ligeramente, a la de la serie DRT

Teniendo en cuenta las apreciaciones anteriores, se puede concluir que es mejor tomar las series completas, y, dentro de éstas, la de desvíos en términos relativos (D%T). Aunque la diferencia entre D%T y DRT es pequeña, el ajuste a la normal es algo mejor y se obtienen valores de reserva algo menores, lo cual es conveniente dado que la reserva en general es un servicio previsiblemente caro.

Respecto al sesgo, repercutirá en que el intervalo de confianza será algo mayor que si la normal hubiese estado centrada en cero. Por tanto tiene un efecto de sobreestimación de la reserva necesaria, llevando a valores de reserva conservadores. El hecho de que se sobreestime la reserva necesaria se podría minimizar estimando por separado la reserva a subir y a bajar.

Para comprobar este efecto, se pueden estimar por separado las reservas a subir y bajar, utilizando la serie escogidas D%T. Para ello se ha desglosado esta serie en valores positivos (desvío positivo -> programa mayor que producción -> reserva a bajar y viceversa), y se han obtenido igual que antes los histogramas y las FDP empíricas y Normales (en este caso normales truncadas por la derecha o por la izquierda en cero), mostrados en las figuras A.9 y A.10.

7 Pc es la probabilidad escogida que define el intervalo de confianza, de modo que la probabilidad de que el desvío (positivo o

negativo) esté dentro de este intervalo es igual a Pc.



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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100

500

1000

1500

2000

2500

Desvíos positivos en términos relativos

Fre

cu

en

cia

Histograma de Desvíos Positivos en Términos Relativos - Serie completa

Histograma

FDP empírica

FDP Normal (Trunc.)

Figura A.9

-5 -4.5 -4 -3.5 -3 -2.5 -2 -1.5 -1 -0.5 00

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Desvíos negativos en términos relativos

Fre

cu

en

cia

Histograma de Desvíos Negativos en Términos Relativos - Serie completa

Histograma

FDP empírica

FDP Normal (Trunc.)

Figura A.10

En este caso se puede observar que el ajuste del histograma mediante normales, aunque sean las truncadas, sobreestimará también algo la reserva necesaria. Sin embargo, si utilizamos estas normales truncadas para estimar los valores de reserva a subir y bajar con Pc=0,95 se



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obtienen valores de desvío de 2,98% para los negativos y 5,09% para los positivos, lo que aplicado sobre los valores de programa en toda la serie, da una reserva total promedio de 363,8 MW (a subir promedio de 134,3 MW y a bajar promedio de 229,5 MW).

Comparando este resultado con el que se obtenía aplicando el método probabilístico aplicado al conjunto de la reserva (206,8 para cada tipo de reserva, es decir un total de 413,6 MW), se aprecia una reducción de 49,8 MW (un 12% menos).

Adicionalmente se puede observar como este método exige una reserva a bajar algo mayor que la del método conjunto (aunque luego se compensa con la menor reserva que exige a subir). Dado que este análisis es más detallado, la conclusión es que aunque el método conjunto sobreestima la reserva total (lado de la seguridad), sin embargo subestima la reserva a bajar, lo cual puede tener implicaciones en cuanto a menoscabo de la seguridad en la operación.

En consecuencia es recomendable estimar por separado para las reservas a subir y bajar.



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Anexo B: Aspectos Técnicos más relevantes de la arquitectura

Calculo del ACE

La formulación general para calcular el ACE en un bloque de control está más o menos estandarizada. La expresión recomendada por la ENTSO-E es:

Donde:

Pmed: Potencia neta que fluye por las interconexiones del bloque de control con bloques adyacentes (MW).

Pprog: Potencia neta programada por las interconexiones del bloque de control con bloques adyacentes (MW).

KBC: Factor K que estima la Característica de Frecuencia del bloque de control (MW/Hz).

Fmed: Frecuencia del sistema medida (Hz).

F0: Frecuencia de referencia (Hz).

El factor KBC, también conocido como BIAS de frecuencia, es una estimación de la Característica de Frecuencia del bloque de control. No debe confundirse con la Característica de Frecuencia del sistema, ya



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que el efecto del BIAS debe descontar la regulación primaria, para no contrarrestarla. En el Anexo C se dan más detalles de ambos conceptos y algunas indicaciones para el cálculo de KBC.

El signo de KBC debe ser positivo de modo que a frecuencias inferiores a la de referencia, que dan lugar a un signo positivo del término (f0-fmed), produzcan una señal de control positiva al multiplicar por KBC, una aumento en la potencia del sistema, una potencia generada superior a la demandada y en consecuencia una aumento de la velocidad en los rotores de las máquinas para absorber el déficit con su energía cinética, produciendo finalmente el aumento de frecuencia requerida.

Por la misma razón se toma el convenio de tomar como signo positivo el intercambio de exportación del bloque de control para los términos Pmed y Pprog.

Tipo de Control y cálculo del requerimiento total para el SEIN

El objetivo primordial de AGC debe ser mantener a cero el valor del ACE calculado anteriormente. Para conseguirlo, el método más efectivo es usar un lazo cerrado de control con un regulador de tipo Proporcional-Integral (PI). Es bien sabido que este tipo de reguladores garantizan que la señal de control llegue a anularse, dado que el efecto integral compensa automáticamente los errores de ganancia del término proporcional. Es por ello que en toda la literatura especializada se recomienda un control de este tipo para el AGC.

La salida de este regulador será el requerimiento total, en términos de MW a subir o bajar, para el SEIN.

La expresión matemática que sigue un control PI para el AGC es la siguiente:

Donde:

ΔPdes: Incremento de potencia requerida en el sistema, a repartir entre los generadores en control.

β: Constante proporcional o ganancia del regulador (MW).

τ: Inversa de la constante integral o Constante de tiempo del regulador (en segundos).

En cuanto al cálculo de las constantes del regulador, en principio el ACE es ya una aproximación al incremento de potencia necesaria para compensar los desvíos, donde los posibles errores provienen de la incertidumbre en el cálculo de la constante KBC. Por ello se podría pensar en valores cercanos a 1 para β y valores pequeños para τ.



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Sin embargo hay que tener en cuenta que las oscilaciones en el ACE no deben transmitirse en la medida de lo posible a los generadores, por el sobreesfuerzo que supone.

A efectos prácticos, el programa AGC no trabaja de manera continua, sino a intervalos discretos de tiempo (ciclos del AGC), de manera que en cada paso de tiempo se estima la expresión anterior mediante:

Donde:

i: índice del paso de tiempo

INTi: Término integral del regulador en el índice de tiempo i

Δt: paso de tiempo

Respecto al paso de tiempo a escoger, se recomienda en general unos pocos segundos, usualmente entre 1 y 5.

Adicionalmente se suele recomendar filtrar la señal de ACE antes de pasarla al regulador, con objeto de establecer una banda muerta dentro de la cual el ACE que pasa el regulador sea nulo, y establecer límites superior e inferior al valor total del ACE

En el Anexo C se dan más detalles acerca de este posible filtrado del ACE.

Reparto del requerimiento entre las URS

El reparto del requerimiento ΔPdes entre las URS disponibles debe atender a dos objetivos básicos:

Contribuir al objetivo último del todo el AGC de minimizar el ACE.

Asegurar que el desvío respecto del Programa de Generación que

sea necesario en cada momento se reparta entre las URS

proporcionalmente a la reserva que éstas tienen respecto a él.

Esta segunda condición es secundaria pero muy importante, porque evita la competencia entre las zonas en razón de su velocidad de respuesta. Si no se vigila el cumplimiento de esta condición, las URS más rápidas tenderían a asumir todo el desvío, quedando su reserva mermada o eventualmente agotada, cuando precisamente esta reserva rápida es la más importante de cara a hacer frente a futuros ACE.

Teniendo en cuenta los dos objetivos anteriores, se puede diseñar el reparto de ΔPreq, haciendo uso de las definiciones de Potencia Sostenida y Potencia Temporal, a nivel de todo el SEIN y de cada URS.



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Se describe aquí el modo de calcular la potencia requerida total a cada URS (Preq,i), entendida como el valor de potencia final que debe alcanzar la suma de los grupos de la URS calificadas para regular. Operativamente la señal a enviar podría ser ésta misma, o el incremento correspondiente respecto a la Potencia Actual8.

1. Se calculan la Potencia Actual y la Potencia Sostenida tanto a nivel

SEIN como a nivel de cada URS:

Donde: Ni: Número de grupos calificados y disponibles para regular en la URS i. Nk: Número de URS calificadas y disponibles en el SEIN

2. Se calcula la Potencia Total Requerida para el SEIN:

3. Se calcula la Potencia Temporal requerida para el SEIN:

4. Se calcula la Potencia Temporal para cada URS, repartiendo la total

para el SEIN entre las URS, proporcionalmente a su reserva:

5. Se calcula la Potencia Total Requerida para cada URS (SetPoint a

enviar) sumando su Potencia Sostenida y su Potencia Temporal9:

En la figura siguiente se muestra en un diagrama de bloques el proceso general de cálculo del requerimiento a las URS a partir de las señales originales de frecuencia e intercambio.

8 La Potencia Actual se refiere a la potencia que realmente se está generando en cada momento, referida a un grupo concreto,

o a todo el SEIN (aunque en este caso se restringe a los grupos en control, como se puede ver en las expresiones matemáticas correspondientes)

9 Nótese que todo el cálculo se hace con los grupos habilitados y disponibles. Por tanto la Potencia Total Requerida también se refiere a ellos, es decir, será en general menor que la potencia total del SEIN, ya que no contabiliza los grupos que no están habilitados (grupos no en control).



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Figura B.1

Participación de las URS en el control

Como criterio general, todas las URS participarán en la regulación, cada una con la magnitud de reserva que haya sido asignada mediante el procedimiento correspondiente.

Sin embargo, en tiempo operativo real, es posible que una URS no participe en el control por las siguientes razones:

1. La propia URS incumple con su obligación de participar mediante la

oferta de RS. Independientemente de las penalizaciones

económicas o de otro tipo a que dé lugar, esta posibilidad debe

estar contemplada (un caso típico puede ser una desconexión

programada para mantenimiento de los sistemas internos de la

URS)

2. Existe algún problema técnico en la propia URS que le impide

cumplir con sus obligaciones (indisponibilidad de grupos, fallo en

sistemas informáticos, fallo en comunicaciones achacables al lado

de la URS, etc.)

3. El OS decide no contar con la URS debido a un defectuoso

seguimiento de las consignas o a fallos detectados en las

comunicaciones.

4. El OS decide no contar con la URS por razones ajenas a la propia

URS.

Las situaciones anteriores se pueden monitorizar mediante una especificación de estados posibles de la URS, y una metodología para poder declararlos:

Estado Descripción

ACTIVO Es el estado normal de operación. La URS participa en el control y el seguimiento que hace el OS es satisfactorio



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Estado Descripción

INACTIVO La URS está conectada al sistema de control del OS, pero el AGC no cuenta con ella para la regulación. Correspondería a los puntos 2 y 3 anteriores.

DESCONECTADO La URS ha enviado una señal de desconexión al OS. Correspondería al punto 1 anterior.

DESCONECTADO_OS EL OS ha desconectado manualmente (operador) a la URS. Correspondería al punto 4 anterior.

Los estados DESCONECTADO y DESCONECTADO_OS requieren de intervención manual de operadores, bien del lado de la URS o bien del lado del COES. Del estado INACTIVO, sin embargo se sale y se entra según unas condiciones programadas en el AGC del COES, y que tienen que ver con el seguimiento continuo que éste hace de la respuesta y estado de la URS.

El estado DESCONECTADO_OS está relacionado con el estado del propio OS. En este sentido, lo habitual es que el COES declare su propio estado como ON/OFF, donde el estado en OFF es aquel en que se declara inhabilitado para ejercer su función de regulación, y si puede lo comunica a las URS con un estado DESCONECTADO_OS.

En todo caso es habitual que el COES informe directamente de su propio estado ON/OFF, de manera que el estado ON sí que es conocido (estado ACTIVO del sistema) y es el que se usa para contabilizar los períodos en que aplica el estado normal de operación.

Funcionamiento interno de las URS

Las URS deberán repartir la consigna de potencia recibida entre sus grupos calificados y operativos, que son los que físicamente prestarán el servicio de regulación. Como criterio general el funcionamiento interno de las URS es potestad de ellas mismas, y únicamente estará sujeto a las siguientes restricciones:

El reparto deberá hacerse entre los grupos que forman parte de la

URS. Por tanto no podrán utilizarse otros grupos que, aunque sean

propiedad de agente de generación que controla la URS, no estén

calificados para la Regulación Secundaria, y por tanto no formen

parte de la URS, o estén asignados a otra URS.

La respuesta global de la URS debe ser la adecuada,

independientemente del reparto de la consigna que éste efectúe.



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El COES hará un seguimiento en tiempo real de la respuesta global de la URS y un seguimiento defectuoso se traducirá en paso a modo INACTIVO de la URS. Estas implicaciones económicas derivaran de que en este caso de incumplimiento la reserva que estaba proporcionando la URS debería garantizarse con el resto de URS, con un efecto equivalente a que la URS no cumpliese con la obligación de proveer la reserva despachada en su totalidad.

Independientemente del reparto que la URS aplique, debe mantener

en control un número suficiente de grupos como para que su

reserva agregada para Regulación Secundaria sea igual o mayor a

la reserva agregada para Regulación Secundaria que resultó

despachada para esa URS.

El COES conocerá en todo momento qué grupos están en control y comprobará en tiempo real la mencionada condición.

Capacidad de regulación propia de las URS

Dados los criterios generales escogidos para el esquema de prestación del Servicio Complementario de Regulación Secundaria, en principio las URS no tendrían capacidad de regulación propia.

Como se ha indicado, el regulador maestro calculará directamente la consigna a enviar a cada URS, que de este modo sólo tiene que repartirla entre sus grupos con un criterio interno potestativo.

Sin embargo en la eventualidad de que se pierdan las comunicaciones entre el COES y una URS, o que el COES pierda su capacidad de regulación (AGC desconectado), pero la URS mantenga su capacidad propia intacta, sería interesante que la URS pudiera regular al menos su propia frecuencia. Un mecanismo de este tipo aumentaría la confiabilidad general del sistema, al desvincularla, al menos en parte, de la estabilidad del sistema de comunicaciones.

Este efecto puede llegar a ser crítico en el caso de que existan URS cuya capacidad constituya una parte muy significativa del total del sistema. En el caso extremo de existir una única URS, con n grupos bajo su mando, es clara la pérdida de fiabilidad entre una situación con mando centralizado por parte del COES, en que para perder la capacidad de regulación es necesario perder n canales, y la situación en que basta con perder un canal para que el sistema quede sin capacidad de regulación.

Por otro lado imponer capacidad de regulación a las URS puede resultar problemático para los casos de URS pequeñas (caso extremo de URS con un único grupo), dada la necesidad de inversión y mantenimiento en un despacho que cuente con su propio AGC, operadores a turnos, etc. En estos casos, además, la ganancia en fiabilidad para el sistema es mucho menor.

Como solución puede plantearse exigir esta capacidad de regulación propia a las URS que cumplan una serie de condiciones, orientadas a



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su tamaño tanto en capacidad total de reserva, como en número de grupos disponibles.

En todo caso, dado el esquema general, la capacidad de regulación propia de una URS debería permanecer desactivada en condiciones normales de operación, y activarse, manual o automáticamente en caso de aislamiento de la URS respecto al COES, o de desconexión del AGC del COES. Para ello la URS podría contar con un programa AGC que calcule su propio ACE (sólo frecuencia), y con él su propia Preq, pero reciba la señal de requerimiento del COES en paralelo, pudiendo conmutar entre ellas en cualquier momento, según se muestra en la figura siguiente.

k PI

fref

fmed

+-

+-

Pact

ΔPreqACE

Conmutador

Preq

Preq,OS

Figura B.2

Intercambio de información entre COES y las URS

Para poder implantar un modelo de Regulación Secundaria como el descrito, es necesario el intercambio de información de manera automática entre el COES y las URS.

De modo general el COES utilizará un SCADA para estas comunicaciones. Este SCADA muy probablemente integrará la función AGC (aunque este punto no es imprescindible), y comunicará mediante conexiones punto a punto con las URS.

Las URS también usarán de modo general programas SCADA, aunque en el caso de URS con un solo grupo o central, la comunicación podría establecerse entre el SCADA del COES y la remota general de la planta.

La cadencia de intercambio de información debe ser correspondiente al paso de tiempo que define cada ciclo de cálculo del AGC.

La información mínima que debe intercambiarse entre COES y URS se muestra en la siguiente tabla:

Variables con origen el OS Variables con Origen las URS

Estado declarado del AGC del OS (ON/OFF)

Estado declarado de la URS (ON/OFF)



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Preq para cada URS Estado de control de cada grupo

Calificación de estado de cada URS

Potencia generada por cada grupo

Potencia máxima de cada grupo

Potencia mínima de cada grupo

Adicionalmente se puede intercambiar información adicional que, aunque no es imprescindible para operar, puede ayudar tanto al COES como a las URS a desempeñar mejor su función (por ejemplo, el COES puede informar de los datos que le constan de la URS, como el PDO de cada grupo, para ayudar a detectar errores).



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Anexo C: Condiciones operativas adicionales a especificar por el COES

En este anexo se dan detalles técnicos adicionales de diversas cuestiones abordadas en los apartados anteriores. En todos los casos se considera que este nivel de detalle no corresponde a un Procedimiento Técnico, sino que debe ser especificado bajo responsabilidad directa del COES. Incluso, en algunos casos son cuestiones que pueden ir variando con el tiempo por su dependencia con las condiciones técnicas y operativas del Sistema de Potencia.

i. Parámetros para el seguimiento de la respuesta

La simulación de la respuesta de las URS, la constante de tiempo del retardo aplicado al error de seguimiento, y el umbral para el error de seguimiento retardado que se establece para considerar inadecuado el seguimiento, son parámetros que afectan directamente a la Regulación Secundaria, pues tienen incidencia directa en la capacidad del COES para detectar preventivamente situaciones que pueden llevar a una incorrecta prestación del servicio, y corregirlas antes de que se vea realmente afectado.

Para definir la metodología que establezcan esos parámetros, debe tenerse en cuenta que la declaración de seguimiento inadecuado debe ser conservadora, en el sentido de que sólo debe establecerse cuando hay razonable seguridad de que efectivamente se está produciendo, y tras un período de espera, para evitar entradas y salidas en la regulación recurrentes por parte de la URS.



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Simulación de respuesta esperada:

El carácter conservador en la declaración de seguimiento inadecuado se consigue, por una parte, imponiendo condiciones adicionales para la declaración más allá de que se produzca un error de seguimiento: retardos en el error, umbral de valor alto, tiempos de cadencia antes de declarar el seguimiento defectuoso, etc.); y, por otra parte, mediante un error de seguimiento conservador en sí mismo, derivado de una simulación de respuesta esperada no demasiado exigente.

Por tanto, la idea general no es simular de manera muy precisa el comportamiento esperado de la URS, sino hacerlo de manera aproximada, pero asegurando que esa aproximación tiene un comportamiento en todo caso peor que el que tendrá la URS en la realidad.

Adicionalmente hay que tener en cuenta que el seguimiento debe determinar si la URS no se está comportando como debería, dadas sus características físicas y las responsabilidades asignadas. No se trata, por tanto, de determinar si la URS se comporta según lo que necesita el Sistema: aunque éste último es el objetivo final del seguimiento, se supone que los procesos de calificación de la URS y asignación de reserva a la URS dan como resultado una asignación final a cada URS que sería suficiente para el correcto desempeño del servicio, siempre que las URS se comporten según lo que se esperaba de ellas al asignarles reserva.

Las estrategias de simulación de la respuesta esperada más utilizadas son las siguientes:

a. Utilizar modelos dinámicos simplificados de los generadores.

En general, un modelo simplificado aplicable a cualquier tipo de generador es el mostrado en la figura C.1.

1/Tt+

-Pm

Regulador

Pcarga

1/s+

-+

-Pref

1/R

1/(sM+D)∆ω

1/(sTg+1)

Turbina

Generador

Inercia Rotor

Retardo

Figura C.1



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Para los efectos de seguimiento para Regulación Secundaria, se podría despreciar la parte de regulación de velocidad. Además, dados los rangos de constantes de tiempo que se recomienda aplicar en las referencias anteriores (Tt ≈ 0.4 s, Tg ≈ 0.2 s), se puede comprobar que los efectos dinámicos son muy poco perceptibles en rangos de tiempo de varios minutos, que es cuando se hacen típicamente las comprobaciones referidas a la RS. En este sentido es razonable despreciar también estos efectos.

Por último, dado que el seguimiento se ha de hacer a nivel de URS, habría que tomar un modelo equivalente al conjunto, que sería un generador con los mismos retardos, y una rampa máxima igual a la suma de las rampas de los generadores que forman parte de la URS. Si se quisieran tener en cuenta efectos dinámicos, o bien se simula el total del sistema con el detalle por cada generador, o bien se toma un efecto dinámico conservador, con constantes de tiempo iguales a las del grupo más lento.

El modelo final a aplicar a una URS es el mostrado en la figura C.2.

PmPref

Generador

Retardo

Limitador de rampa

Figura C.2

b. Utilizar como referencia la respuesta exigida a todo el sistema, escalada al nivel de la URS.

Esta estrategia consiste en utilizar como referencia la respuesta exigida a todo el sistema, tal y como se detalla en el apartado 3.4.1 y se muestra en la Figura 2. Sería equivalente a simular un retardo de 20 segundos en la respuesta, y una respuesta en rampa con un valor igual a la reserva asignada a la URS (a subir o bajar, según corresponda) dividida por el tiempo especificado de 10 minutos.

Se puede apreciar que el modelo utilizado es virtualmente el mismo que en la opción a. (dadas las simplificaciones sugeridas), pero fijando la rampa de manera estática, en vez de utilizar las verdaderas características de respuesta de los grupos de la URS. Dado que para la calificación y asignación se exige que la respuesta esperada de la URS sea igual o mejor que la exigida a todo el sistema, el emplear esta opción 2) es en general más conservador que la opción a. precedente.



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c. Utilizar como referencia la respuesta dinámica de un sistema de primer orden.

Los sistemas de primer orden responden ante un escalón con un tiempo fijo independientemente de la amplitud de ese escalón. La idea sería usar como referencia un sistema de primer orden con constante de tiempo tal que se alcanzase un porcentaje suficientemente alto (por ejemplo, 95%) del escalón pedido en el tiempo fijo que se establezca.

Entre las exigencias para todo el sistema se encuentra poder proveer toda la reserva en un tiempo fijo (ver apartado 3.4.1, en que se establecían 10 minutos). Para ello las URS deben cumplir también esta condición, al nivel de reserva que tengan asignado. Si lo que se pide en un momento determinado no es toda la reserva, sino sólo una parte, el tiempo debería ser proporcionalmente menor de esos 10 minutos.

En principio, un sistema de primer orden de estas características sería de respuesta equivalente a la exigida en el apartado 3.4.1 para requerimientos del orden de la reserva asignada a la URS, y más lenta para requerimientos inferiores, ya que un sistema de primer orden con una constante de tiempo tal que se tarden esos 10 minutos en alcanzar el 95% del escalón pedido, siempre tardará esos 10 minutos en dar lo que se le pida, sea toda la reserva asignada a la URS o menos.

Sin embargo, dado que los sistemas de primer orden responden más rápido al principio y más lentamente al final, en los casos de requerimiento del orden del total de la reserva podría haber tramos en la respuesta del primer orden con un error de seguimiento menor. En las figuras C.4 y C.5 se ilustran estos efectos.

En la siguiente tabla se dan los tiempos que tarda un sistema de primer orden en alcanzar diversos porcentajes del valor final del escalón pedido, en función de su constante de tiempo t.

Tiempo % del valor final del

escalón pedido

2t 86 %

3t 95 %

4t 98 %

5t 99 %

Si se toma el porcentaje a alcanzar del escalón pedido el 95%, y el tiempo exigido 10 minutos, resultaría una constante de tiempo de 200 segundos. En la figura C.3 se muestra el diagrama de bloques correspondiente al modelo a utilizar.



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PmPref

URS

Retardo 1/(200s+1)

Figura C.3

En las figuras C.4 y C.5 se muestran las salidas que darían ante una entrada en sucesivos escalones de amplitud 50 MW y 10 MW respectivamente los siguientes modelos:

Un sistema de primer orden de constante de tiempo 200 segundos.

Una URS simulada con reserva asignada de 50 MW y una rampa de respuesta en el límite (50MW/10 minutos=5MW/min)

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

Tiempo (s)

Pote

nci

a (

MW

)

1er orden

Preq

Rampa

Figura C.4

Se puede apreciar en la figura C.5 como la respuesta del primer orden es más conservadora para este caso en que el requerimiento es claramente inferior a la reserva asignada a la URS.



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0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Tiempo (s)

Pote

nci

a (

MW

)

1er orden

Preq

Rampa

Figura C.5

En la figura C.4 se muestra como estas respuestas se aproximan para el caso en que el requerimiento es del orden de la reserva asignada, pero por tramos es incluso más rápido el primer orden, por el efecto típico de estos sistemas de evolucionar más rápidamente al principio y más lentamente al final. Podría evitarse que este último efecto llevase a declarar inadecuado el seguimiento utilizando los valores suficientemente altos de retardo en el error de seguimiento.

Retardo del Error de Seguimiento y umbral para declarar seguimiento inadecuado:

Aplicar un retardo al error de seguimiento y establecer un umbral mayor que cero que ha de superar el error de seguimiento retardado para declarar el seguimiento no adecuado tiene por objeto:

Prevenir el prescindir del servicio de regulación de la URS prematuramente, cuando aún no es seguro que el seguimiento sea inadecuado.

Prevenir prescindir del servicio de regulación de la URS cuando esta tenga problemas coyunturales que no se prolonguen en el tiempo, dándole a al URS un margen para solucionarlos.

En el caso del retardo, evitar que una respuesta de la URS más rápida de lo previsto compute en su contra en cuanto a error de seguimiento si cambia bruscamente el signo del requerimiento.



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El ajuste de un valor concreto para estos parámetros es una cuestión compleja que requiere de estudios específicos en el entorno del sistema de potencia en que va a aplicarse, teniendo en cuenta simulaciones y datos históricos de los registros de seguimiento de las URS una vez el sistema lleve un tiempo funcionando.

Para establecer unos valores iniciales, pueden tenerse en cuenta las siguientes consideraciones:

El umbral debería depender del volumen de reserva asignado a la URS (% de la misma).

La constante de tiempo del retardo aplicado debería tener un valor significativamente inferior a los 200 segundos establecidos para el sistema de primer orden de respuesta equivalente a la esperada.

ii. Evaluación del rendimiento general de la Regulación Secundaria

En este apartado se dan detalles adicionales respecto a la evaluación general de la Regulación Secundaria, en lo que respecta a los períodos de operación ante grandes perturbaciones. En el apartado 3.4.1, se especifica que para estos períodos se hará un tratamiento individualizado, estudiando la evolución de la frecuencia desde el comienzo de la perturbación, y comparando esta evolución con un determinado rango admisible.

La ENTSO-E recomienda que para este rango admisible se utilicen curvas con forma de “trompeta”, del tipo:

Donde:

fo: Frecuencia de referencia (para el caso peruano sería 60 Hz).

A: Constante que corresponde a la máxima amplitud (o desvío de frecuencia) que se permite para t=0. Se suele dejar un margen adicional, de modo que se expresa:

T: Constante de tiempo. Su valor debe ser tal que la envolvente converja al desvío de frecuencia admisible (d en mHz) en operación normal en un tiempo determinado (t1 en segundos), de modo que se expresa:

La recomendación es que estas curvas se expresen en función de la Característica de Frecuencia mínima del sistema correspondiente a la



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Regulación Primaria (δ)10.

De este modo se puede expresar el desvío de frecuencia máximo al principio de la perturbación en función de δ y de la propia perturbación (∆Po)

11:

Se recomienda también añadir un margen empírico de 30 mHz a Δfmax para tener en cuenta las insensibilidades de los controles primario y secundario, y los posibles errores de medida, y un valor, también empírico de k igual a 1,2. Así, la constante A se expresa finalmente:

Aplicando las expresiones anteriores queda una familia de curvas parametrizadas por el tamaño de la perturbación (∆Po):

El ajuste de estas curvas corresponderá al COES, que deberá establecer los valores de δ, fo, t1 y d, y el rango para ∆Po. Para el caso del SEIN se puede hacer la siguiente estimación preliminar de estos valores (ver apartado 3.4.1):

La frecuencia de operación normal es fo=60 Hz.

La delta de frecuencia final d a la que se debe converger es 360

mHz.

El tiempo t1 es 620 segundos.

∆Po deberá variar entre el valor del incidente más pequeño para el

que se utilizarán estas curvas (50% de la reserva total para RS) y el

incidente más grande al que se puede hacer frente con RS (100%

de la reserva total para RS). Teniendo en cuenta los resultados del

apartado 4.1, la RS estará en torno a los 400 MW, de modo que

∆Po ϵ [200, 400] MW.

Δ será la que se mida, teniendo en cuenta lo que se exija para

regulación primaria, pero debería ser tal que para incidentes

inferiores a 200 MW, el desvío de frecuencia no supere los 360

mHz. Por tanto se puede estimar provisionalmente un valor para δ

de 200/0.36 ≈ 560 MW/Hz. 10 Esta Característica de Frecuencia mínima que ha de proporcionar la Regulación Primaria puede ser medida en el sistema

utilizando históricos, o puede ser un criterio de diseño de la propia Regulación Primaria, que por tanto es exigido a priori. En el apartado iii) de este Anexo se trata más en detalle la Característica de Frecuencia.

11 El desvío de frecuencia máximo es proporcional a la amplitud de la perturbación, según la característica de frecuencia que

proporciona la Regulación Primaria, tanto más cuanto menor sea ésta. En el peor de los casos si el sistema responde con el mínimo valor de δ, se tendrá el ∆fmax mayor.



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Utilizando los valores anteriores, la expresión para la familia de curvas es:

En la figura C.6 se muestra la representación gráfica de algunas de estas curvas.

0 100 200 300 400 500 60059

59.2

59.4

59.6

59.8

60

60.2

60.4

60.6

60.8

61

Tiempo (s)

Fre

cu

en

cia

(H

z)

data1

400 MW

data3

340 MW

data5

280 MW

220 MW

340 MW

220 MW

280 MW

340 MW

400 MW

280 MW

220 MW

400 MW

60.36 Hz

59,64 Hz

Figura C.6

iii. Característica de frecuencia

La Característica de Frecuencia del Sistema refleja la acción de la Regulación Primaria, y en menor medida, la reacción natural de la demanda ante las variaciones de frecuencia, relacionando el incremento de potencia generada en el sistema con el desvío de frecuencia que se produce. La Regulación Primaria compensa en primera instancia los desequilibrios de potencia en el sistema, incrementando o disminuyendo la generación en la proporción necesaria, pero el sistema se estabiliza a una frecuencia distinta a la inicial. La intensidad de este efecto, junto con el similar, aunque de menor cuantía, que se produce en la demanda, se mide mediante la Característica de Frecuencia del sistema, en MW/Hz. En relación al mecanismo de Regulación Secundaria propuesto en el presente informe, la Característica de Frecuencia aparece en dos cuestiones:



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1) El factor KBC que el programa AGC utiliza para calcular el ACE

en función del desvío de frecuencia.

Este factor permite transformar un desvío de frecuencia (en Hz) en una potencia necesaria para compensarlo (en MW). Por tanto su valor debería ser igual a la Característica de Frecuencia del Sistema de Potencia por el bloque de regulación correspondiente al AGC. Para calcularlo el método más efectivo es la medición directa de esta característica en tiempo real, por medio de las variaciones de frecuencia y potencia que se producen en intervalos de tiempo muy inferiores al tiempo de reacción del AGC (constante de tiempo del regulador PI del AGC). Esta medición debería ser constante y mantenida en el tiempo, dado que la Característica de Frecuencia cambia constantemente al depender del tipo de demanda y generación conectadas al sistema en cada momento. Las recomendaciones de la ENTSO-E y NERC a este respecto establecen lo siguiente:

En caso de que haya varios bloques de regulación en el

sistema, debe asegurarse que el cálculo de las Características

de Frecuencia en cada uno de ellos se hace con la misma

metodología y la misma cadencia en la toma de datos, porque

en otro caso se podrían producir perturbaciones en el

comportamiento relativo de los AGC, de modo que no se

garantizase la autoregulación dentro de cada bloque.

En la práctica, como lo anterior es difícil de conseguir, se recomienda habilitar algún tipo de mecanismo de medición instantáneo y utiliza estos datos para calcular la Característica de Frecuencia media en períodos relativamente largos (semanas, meses).

Debido a la mayor incertidumbre respecto a la componente

debida a la demanda que a la componente debida a la

Regulación Primaria, el promedio anterior reflejará mejor el

segundo efecto que el primero. Es por ello que se recomienda

que el factos KBC tenga un valor ligeramente superior

(sobreestime) la Característica de Frecuencia, de modo que se

asegure que la Regulación Secundaria acentuará el efecto de la

Primaria, en lugar de oponerse a ella.

2) El desvío de frecuencia máxima esperable tras una gran

perturbación que se utiliza como parámetro de cálculo de la

banda admisible en que debe mantenerse la evolución de la

frecuencia.



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En este caso se propone una formulación en el apartado ii de este Anexo (Evaluación del rendimiento general de la Regulación Secundaria), basado en las recomendaciones de la ENTSO-E, y que depende de la Característica de Frecuencia mínima. Este valor mínimo puede ser establecido a priori, asegurando que los recursos de Regulación Primaria serán tales que garanticen una respuesta igual o mejor, o, si no existe tal garantía, se puede calcular con el mismo mecanismo que el utilizado en el punto anterior, tomando el mínimo registrado durante el período en que se recogieron datos para calcular el promedio.



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Anexo D: Conveniencia de un control automatizado

Los principales inconvenientes de no usar un esquema de Regulación Secundaria automatizado son:

A. Imposibilidad práctica de interconexión síncrona con otros Sistemas

de Potencia

En general se puede decir que la única condición del Sistema de Potencia que hace imprescindible una Regulación Secundaria automatizada es que éste tenga interconexiones síncronas con otros sistemas.

En estos casos la respuesta de los generadores de las distintas áreas a los desequilibrios de potencia por Regulación Primaria es solidaria, independientemente de dónde proceda el desequilibrio, de modo que la distribución de esta respuesta depende de las velocidades de toma de carga de los distintos grupos conectados en ese momento. Es por ello que la potencia que fluye por las interconexiones está constantemente fluctuando, y que la Regulación Secundaria tiene que tenerla en cuenta al calcular el ACE, para asegurar que los desequilibrios son finalmente compensados por el área en que se producen.

Teniendo en cuenta estas características es evidente la dificultad de mantener en estos casos un esquema de Regulación Secundaria manual en cada área que atienda simultáneamente a los dos términos del ACE, y en la práctica es casi imposible garantizarlo sin un esquema automatizado. Aun mayor es la dificultad de interconectar síncronamente un Sistema de Potencia que tenga una



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Regulación Secundaria manual con otro que tenga una Regulación Secundaria automatizada, dado que la franca superioridad en fiabilidad y prestaciones del área con RS automatizada derivaría en que, en la práctica, se haría cargo de la Regulación Secundaria en ambas áreas y, aparte del reparto desigual de responsabilidades, no se podría garantizar el objetivo de que cada desequilibrio fuera compensado por el área en que se produce.

Por tanto, se concluye que una primera desventaja clara de un esquema de Regulación Secundaria manual es que impide en la práctica la interconexión síncrona con otros sistemas.

B. Menor de fiabilidad en el sistema

Del punto anterior se deduce que si en un Sistema de Potencia se realiza la Regulación Secundaria manualmente, es seguro que el sistema no estará interconectado síncronamente, y por tanto se tendrá en cuenta en la regulación sólo el desvío de frecuencia, siendo por tanto una Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF).

Adicionalmente, es también evidente que, aunque sea posible utilizar un esquema manual, la Regulación Secundaria automatizada siempre será más precisa y operará en ciclos de tiempo más cortos, con la consecuencia inmediata de que la distribución estadística de los desvíos de frecuencia tendrá una varianza inferior.

La consecuencia inmediata de lo anterior es que un sistema con Regulación Secundaria manual operará en promedio con desvíos de frecuencia mayores, por tanto a frecuencias más cercanas al valor límite y por tanto con menos margen para hacer frente a subsiguientes desequilibrios en el sistema, lo que se traducirá finalmente en una mayor incidencia de problemas que obliguen a, o provoquen, desconexiones de parte de la demanda, con las consecuencias económicas y sociales que ello conlleva.

La severidad del problema anterior dependerá de varios factores:

Incertidumbre/variabilidad de la magnitud a compensar mediante

la regulación de frecuencia: Esta magnitud es básicamente la

diferencia entre el Programa de Generación y la suma de la

demanda, la generación RER no gestionable, y los desvíos de

los generadores respecto de este mismo Programa

La variación de éstos últimos es aleatoria, y en el caso de RER y los desvíos, de baja predictibilidad. En general a mayor variabilidad, la magnitud a compensar será mayor y habrá más necesidad de regulación, potenciándose el efecto mencionado anteriormente.

Número de grupos necesarios para la Regulación Secundaria:

La magnitud de la reserva necesaria para Regulación

Secundaria dependerá del valor histórico-estadístico de la

diferencia mencionada en el punto anterior. El número de grupos



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necesario para cubrir esta reserva dependerá de la magnitud de

la misma (es decir, el punto anterior) y la capacidad de los

distintos grupos disponibles para regular.

Por tanto la capacidad del parque de generación apto para regular respecto a las necesidades de regulación del sistema determinará el número de grupos necesario. Por otro lado es evidente que cuantos más grupos sean necesarios, mayor será la dificultad para regular con ellos utilizando un esquema manual, derivando en una mayor imprecisión respecto a hacerlo con un esquema automatizado, potenciándose el efecto mencionado anteriormente.

En definitiva, se puede concluir que existirá un beneficio creciente en el uso de un esquema automatizado, debido al aumento de la fiabilidad, según los siguientes factores:

Mayor demanda.

Mayor penetración de Generación RER no gestionable.

Mayor probabilidad de incumplimiento del Programa de

Generación por parte de los grupos.

Menor capacidad individual de los grupos destinados a regular.

C. Mayor estrés en los generadores

El hecho mencionado anteriormente de que la distribución estadística de la frecuencia será en general menos apuntada cuando la Regulación Secundaria se realiza manualmente, lleva a que en promedio los desvíos de frecuencia serán mayores, y más sostenidos en el tiempo, con las consecuencias de estrés sobre los generadores (al trabajar más alejados de su punto de diseño) y sobre la demanda, que recibe un servicio de peor calidad.

D. Menor calidad de suministro

La implementación de un AGC mejora la fiabilidad esperada del sistema eléctrico en cuanto a suministro de la demanda, lo que supone inclusive beneficios económicos para el conjunto del sistema.

Para evaluar ello en el caso del SEIN se ha utilizado la metodología que se describe a continuación, junto con sus resultados:

1. Se han tomado al azar tres días de referencia en el último año

en los que NO haya habido incidentes importantes, en concreto

los días 05/12/2013, 08/11/2013 y 20/07/2013. Para cada uno de

estos días se ha replicado el procedimiento que sigue, con el

objetivo de verificar que las conclusiones para cada uno de ellos

son extrapolables.



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2. Se han descargado de la web de COES los registros de

frecuencia cada segundo para esos días (SICOES,

http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/sicoes/) montando las series

de frecuencia correspondientes.

3. Se han aplicado sobre estas series un suavizado de tipo

“LOESS” (Local regression using weighted linear least squares),

con banda correspondiente a 620 muestras: al ser las muestras

cada segundo, aplicar este filtro supone desechar los efectos

que tienen lugar en tiempos inferiores, típicamente ruido y

Regulación Primaria, de modo que queda básicamente el efecto

de la Regulación Secundaria12.

4. El resultado del suavizado anterior se atribuye al efecto sobre la

frecuencia de la Regulación Secundaria, y da lugar a la serie de

frecuencias Fsec. En la Figura D.1 se muestra la serie original y superpuesta Fsec para el día 20/07/2013.

5. Se ha calculado el histograma correspondiente a Fsec. El

resultado se muestra en la Figura D.2 para el día 20/07/2013. Se

puede comprobar que la forma es bastante asimilable a una

normal, de manera que en lo que sigue se supondrá el

comportamiento Normal, con media μFSec y desviación típica

σFsec.

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 500059.6

59.7

59.8

59.9

60

60.1

60.2

60.3

60.4

Tiempo (s)

Fre

cu

en

cia

(H

z)

Frecuencia en el SEIN, día 20/07/2012

Fsec

Frecuencia

Figura D.1

12 Se escogen 620 segundos porque, dados los requisitos que COES exige a la Regulación Secundaria, esta debe activarse a los 20

segundos, y estar su efecto estar completo a los 10 minutos. Se escoge el método “LOESS” porque gráficamente se ha comprobado que es el que mejor filtra el ruido.

http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/sicoes/



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59.5 59.6 59.7 59.8 59.9 60 60.1 60.2 60.3 60.4 60.50

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Frecuencia del sistema (Hz)

Fre

cu

en

cia

de

ap

ari

ció

n

Histograma de la frecuencia del sistema por Regulación Secundaria

Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura D.2

6. Se ha calculado la serie diferencia entre la de de frecuencia

original y Fsec (F1=Fori-Fsec)

7. La serie F1 se atribuye a la Regulación Primaria y otros efectos

aleatorios de tipo ruido (demanda, etc.). El resultado se muestra

en la Figura D.3 para el día 20/07/2013. Se puede comprobar

que la forma es bastante asimilable a una normal, de manera

que en lo que sigue se supondrá el comportamiento Normal, con

media μF1 y desviación típica σF1.

-0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.50

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Desvíos de frecuencia (Hz)

Fre

cu

en

cia

de

ap

ari

ció

n

Histograma de los desvíos de frecuencia no debidos a Regulación Secundaria

Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura D.3



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8. Para considerar sólo el efecto de la Regulación Primaria, se ha

filtrado F1 mediante un suavizado “LOESS” con banda igual a

35 muestras13, dando como resultado la serie Fprim. Se ha

calculado el histograma correspondiente a Fprim. Al igual que en

la anterior, se puede comprobar que la forma es bastante

asimilable a una normal, de manera que en lo que sigue se

supondrá el comportamiento Normal, con media μFprim y

desviación típica σFprim.

9. Los puntos 2 a 8 se han aplicado a los tres días escogidos, y se

han tomado los valores promedio de media y desviación típica

de las series de cada caso. Los resultados son los siguientes:

10. Se procede a estimar la tasa de fallos del sistema (λ), mediante

las siguientes consideraciones:

a. Se considera fallo al un evento en que la frecuencia del

sistema alcanza 60+/-1 Hz.

b. Se define λ como la probabilidad de que el sistema entre

en fallo en el instante t+∆t, cuando en t no estaba fallado.

c. En el instante t, la frecuencia se distribuirá según una

función densidad igual a la correspondiente a Fsec+F1.

d. En el instante ∆t la frecuencia alcanzada será la del

instante t más el desvío total (Dtot) que se produzca

después, por efecto sólo de la RP, hasta que la

frecuencia cambie de sentido. Por ello ∆t será un tiempo

variable, que dependerá de cuantos segundos se

mantenga el mismo valor el signo la derivada de Fprim.

e. Para estimar la función densidad de probabilidad de Dtot:

i. Se toma la serie Fprim.

ii. Se calcula su serie diferenciada.

iii. Cada valor de Dtot es el acumulado de valores de

Fprim en los intervalos en que la derivada

mantenga su signo.

iv. Se calcula el histograma de la serie resultante. El

resultado se muestra en la Figura D.4 para el día

20/07/2013. Se puede comprobar que la forma es

13 Se escogen 35 segundos porque, dados los requisitos que COES exige a la Regulación Primaria, ésta debe activarse a los 5

segundos, y su efecto completarse a los 30 segundos.



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bastante asimilable a una normal, de manera que

en lo que sigue se supondrá el comportamiento

Normal, con media μDtot y desviación típica σDtot.

f. La función densidad de probabilidad de la frecuencia en

t+∆t será la correspondiente a la suma Fsec+F1+Dtot, con

media μF y desviación típica σF.

g. λ se calcula como la probabilidad de que la frecuencia

en t+∆t tenga valores superiores a 61 o inferiores a 59:

FDP14(59, μF, σF)+1-FDP(61, μF, σF)

h. Como las frecuencia se ha muestreado cada segundo, λ

tendrá unidades de 1/s.

i. Se calcula el tiempo medio entre fallos (MTBF) en

segundos como la inversa de λ.

-0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.50

500

1000

1500

Desvio total de frecuencia en inc(t)

Fre

cu

en

cia

de

ap

ari

ció

n

Histograma de los Desviós Totales de Frecuencia en inc(t) respecto a t

Histograma

FDP empírica

FDP Normal

Figura D.4

11. Resumen de Resultados:

14 FDP: Función Distribución de Probabilidad, igual a la integral de la función densidad.



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Fecha

Fsec Fprim F1 Dtot

μ (Hz) σ (mHz) μ (Hz) σ

(mHz) μ (Hz)

σ (mHz)

μ (Hz) σ

(mHz)

05/12/2013 60,0013 135,95 -6,85E-5 65,74 -6,82E-

5 67,74 1,22E-5 113,16

08/11/2013 60,0012 159,2 2,93E-5 69,4 2,93E-5 70,9 3,88E-6 106,5

20/07/2013 59,9991 151,02 2,92E-5 80,78 2,93E-5 82,14 1,34E-5 115,5

Promedios 60,0005 148,72 0,00 71,97 0,00 73,59 0,00 111,72

Serie μ (Hz) σ (mHz)

Fsec 60,0005 148,72

F1 0,00 73,59

Dtot 0,00 111,72

F en t+∆t 60 200

λ 5,733*10-7

fallos/s = 0,0495 fallos/día = 18 fallos/año

MTBF 18 días

12. Se tiene en cuenta que la desconexión mínima según el

ERACMF de COES es del 4%. Para utilizar un criterio

conservador, donde menor número de MW de deslastre

producirían es en la zona sur, cuya la demanda media en el

último año fue de 865 MW. Así el deslastre mínimo sería de

865*4/100=34,6 MW.

13. El coste asociado a la PNS se estima por COES al calcular el

PDO en 6000 $/MWh.

14. Si se supone un tiempo medio de desconexión de 10 minutos

(dado que es el tiempo tasado para responder por la secundaria)

se tiene una estimación de coste anual de:

Fallos/año 365* λ = 18

MWh de fallo/año 18*34,6*10/60 = 103,8 MWh

Coste 103,8*6000 = 622 800 USD

15. Para ver qué ocurriría con un AGC, se puede suponer en el caso

conservador en que Fprim y Dtot se mantendrían igual. Respecto a

Fsec, se puede suponer que se alcanzarían los estándares que

existen en otros países con AGC instalado, en los que se suele

dar una banda de frecuencia en funcionamiento normal como

máximo de 200 mHz15.

Así, para cumplir que la probabilidad de que la frecuencia (Fprim+Fsec) esté en 60+/-0,2 Hz sea de al menos del 95%, sigma debe ser como máximo 200/1,96=102,04 mHz, de modo que

15 Nótese que éste es un valor conservador. Es habitual que las bandas de frecuencia en funcionamiento normal para sistemas

consolidados sean bastante menores. Como ejemplo, la ENTSO-E establece un valor de +/- 50 mHz.



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manteniendo los valores de Fprim, Fsec tendría una desviación típica máxima de 74,81 mHz.

Serie μ (Hz) σ (mHz)

Fsec 60 74,81

F1 0,00 73,59

Dtot 0,00 111,72

F en t+∆t 60 153,27

λ 5,9*10-06

fallos/día

MTBF 16 956 días

El tiempo MTBF resultante es muy grande, lo que es equivalente a decir que el AGC eliminaría por completo este tipo de indisponibilidades.

16. Adicionalmente, estudiando la curva que representa el MTBF

estimado en función de la desviación típica de la frecuencia en

t+∆t en mHz (Figura D.5), se puede observar cómo por debajo

de 180 mHz el MTBF supera los 400 días, lo que supone la

práctica eliminación de las indisponibilidades.

A su vez, si se suponen constantes σDtot y σFprim (caso conservador), el límite par σFsec vendría dado por:

Expresado en términos de la desviación típica de la frecuencia, y la delta de frecuencia admisible sería:



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180 185 190 195 200 205 210 2150

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Desviación típica de la Frecuencia en t + inc(t) (mHz)

MT

BF

(D

ías)

Figura D.5

17. Por último, los datos históricos de indisponibilidades recogidos

en los informes de “Estudio de Rechazo Automático de

Carga/Generación” (ERACG), realizado anualmente por COES,

dan los siguientes resultados para el período 2009-2012:

Informe Periodo Meses Mecanismo Incidentes Promedio anual Promedio anual conjunto Promedio anual total

7 ERACMF 17 29.14

7 EDAGSF 4 6.86

4 ERACMF 9 27.00

4 EDAGSF 2 6.00

8 ERACMF 23 34.50

8 EDAGSF 7 10.50

01/2011 - 08/2011 8 ERACMF 15 22.50

8 EDAGSF 4 6.00

01/2012 -07/2012 7 ERACMF 31 53.14

7 EDAGSF 5 8.57

36.00

33.00

45.00

28.50

61.71

42.05

ERACG2011

09/2009 - 12/2009

01/2010 - 08/2010

ERACG2012

ERACG2013

ERACG2010 01/2009 - 07/2009

El resultado del análisis estadístico daba una estimación de unos 18 incidentes por año, de modo que, como era de esperar, no todos los incidentes son achacables a la efectividad de la regulación. Se puede esperar en este sentido una reducción del (18/42)*100 = 42 % en el número de incidentes.

18. Teniendo en cuenta todo lo anterior, las conclusiones finales de

este análisis son las siguientes:

La desviación típica de los desvíos de frecuencia

actualmente en el SEIN está en torno a 165 mHz. Esto

garantiza que hay una probabilidad del 95% de que los

desvíos no superen un valor de 320 mHz, y por tanto se

cumple con la delta admisible para la frecuencia en

operación normal, establecida en 360 mHz.



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Un análisis conservador de fiabilidad del sistema en estas

condiciones estima una tasa de fallos (desvíos superiores a

1 Hz) de 18/año, lo que supone que en promedio, un 42% de

los fallos en el SEIN que obligan a rechazos de carga se

deben a la distribución de los desvíos de frecuencia.

Bastaría reducir la desviación típica de los desvíos de

frecuencia hasta un valor en torno a 140 mHz para reducir

considerablemente este problema, lo que es equivalente a

poder exigir una delta de frecuencia en operación normal

menor de 275 mHz.

El impacto económico, en términos conservadores, de esta

mejora se estima en el entorno de los 620 000 dólares

anuales16.

La actuación de un programa AGC adecuadamente

configurado y operado sería capaz muy probablemente de

conseguir este objetivo.

16

De acuerdo con los costos estándares de implementación de un SCADA con AGC, el ahorro que se obtiene de alrededor por tener AGC, compensaría en un máximo de tres años la inversión en este equipamiento.



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Anexo E: Requerimientos para la implementación de la solución propuesta

Este apartado se centra en describir la arquitectura necesaria para asegurar la implementación de la solución propuesta en lo que se refiere al COES y concretamente en el sistema SCADA, que habitualmente sirve de plataforma en la que se integra el programa AGC junto con otras funciones de automatización, configurando lo que se conoce como SCADA/EMS.

i. Arquitectura general de un sistema SCADA

Se identifican a continuación las características principales de la arquitectura básica necesaria. En la Figura E.1 se ilustra una arquitectura posible no está asociada a la elección de un producto SCADA en particular, sino que se trata de una arquitectura genérica que incluye los componentes necesarios de una solución SCADA/AGC.



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Administrador SCADA

Real Time Server

1

Real Time Server

2

Array Disk

Administrador SCADA

de Reserva

Concentrador

Secundario1

Concentrador Secundario 2

ICCP

- Otros Centros de Control (ajenos)

Front End Comunicaciones 1

Fronte End de Comunicaciones 2

Servidores

Terminales

Difusores

RTUs

Protocolo

IEC104

Otros Protocolos

(serie)

GPS/Frecuencímetro

RS-232

LAN SCADA

UIS

Servidor de

conexiones gráficas

MMI2 MMI1

Workstation Workstation

Figura E.1

Los componentes del sistema responden típicamente a los siguientes perfiles:

Nombre Tipo Funciones

Administrador SCADA Servidor Alta disponibilidad Administración BD y HIS

Administrador de reserva Servidor Alta disponibilidad Reserva del administrador SCADA

Real Time Server 1 Servidor Alta disponibilidad Real Time Server y AGC (1)

Real Time Server 2 Servidor Alta disponibilidad Real Time Server y AGC (2)

Front End 1 Servidor Alta disponibilidad Front End de comunicaciones, varios protocolos (1)

Front End 2 Servidor Alta disponibilidad Front End de comunicaciones, varios protocolos (2)


Servidor Alta disponibilidad ICCP Server: Front End de comunicaciones desde/hacia otros Centros de Control (1)


Servidor Alta disponibilidad ICCP Server: Front End de comunicaciones desde/hacia otros Centros de Control (2)

UIS Servidor Alta disponibilidad Servidor de Conexiones gráficas a la aplicación SCADA

MMI1 PC Workstation 1



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Nombre Tipo Funciones

MMI2 PC Workstation 2

Arquitectura del sistema de control y adquisición de datos (SCADA)

La configuración básica de los sistemas de control se muestra a continuación, en la cual se identifican los siguientes componentes que hacen parte del esquema de operación y control relativo a la plataforma SCADA en un centro de control.

Centro de Control propio

RTUs Centros de Control

ajenos (Otras empresas)

WAN

Figura E.2

Unidades terminales remotas - RTU: Corresponde al nivel de

terminales remotas (Remote Terminal Unit - RTU), de subestación y

de plantas de generación, las cuales directamente o por medio de

concentradores de datos locales transmiten la información de

tiempo real requerida por el sistema SCADA/EMS. El Centro de

Control debe tener la capacidad de recibir la información de las

Terminales Remotas de manera lógica y parametrizable. Los

protocolos habituales son IEC 60870-5-104, IEC 60860-6 (ICCP)

sobre TCP/IP, el IEC 60870-5-101 para comunicación serie y IEC

61850. También DNP3.

Concentradores: Corresponden a los equipos remotos o locales

que sirven para agrupar Terminales Remotas. Tienen como función

el tratamiento de canales serie, canales de red en diferentes

protocolos para adecuarlos a las necesidades del SCADA/EMS.

Centros de Control de otros operadores: Corresponden a la

infraestructura SCADA y de telecomunicaciones propiedad de otros

agentes del sistema, con los cuales se intercambia información.

Habitualmente se utiliza el protocolo ICCP (IEC 60870-6/TASE.2)

para el intercambio de información bidireccional entre los centros de



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control de otros operadores y el Centro de Control propio y algunas

veces el protocolo ELCOM90, aunque en creciente desuso.

Infraestructura de telecomunicaciones: Comprende todos los

sistemas de comunicaciones por diferentes medios, que permiten

recibir y enviar información desde y hacia las RTUs o

concentradores. Dependiendo de cada protocolo existen

características específicas para los canales de comunicación, por

ejemplo, para el IEC870-5-101 los canales son del tipo serie, para

otros protocolos se tienen canales IP con interfaces Ethernet.

Respecto de las tecnologías usadas para la provisión de estos

canales, son variadas: comunicaciones por satélite, canales de

microondas terrestres, enlaces de fibra óptica, cobre, entre otros.

Infraestructura de red LAN: Corresponde a la red de comunicación

en la que están conectados los servidores y terminales del sistema

SCADA/EMS.

LAN A

LAN B

SERVIDOR SCADA

IP LAN A IP LAN B

En realidad la línea de división entre la infraestructura y la arquitectura

de un sistema es, a menudo, muy difícil de establece, sobre todo

porque si se plantea la arquitectura de una organización desde un punto

de vista evolutivo, los elementos que en un momento dado se

consideran como propios de la arquitectura pasan a ser posteriormente

parte de la infraestructura. Esto, por ejemplo, ha ocurrido ya con las

redes locales.

Comunicaciones

Las comunicaciones con los concentradores de datos, las RTUs y demás fuentes de datos se realizarán a través de una red de adquisición de datos, asociada a los servidores de comunicaciones, front-ends de comunicaciones.

Se dispone normalmente de una red de comunicaciones adicional, que es la que soporta las comunicaciones con otros Centros de control conectados a éste a través de un enlace para el protocolo IEC 60870-6 (TASE.2) o ICCP.



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Existe también normalmente una red WAN corporativa, que soporta velocidades de datos LAN, de hasta 1000Mbs en el centro de control, y velocidades de datos tipos E1 o superior hacia el exterior.

Se hablará brevemente de la necesidad de la confiabilidad de la infraestructura de comunicaciones en un apartado posterior de este documento.

Especificaciones funcionales básicas.

Es habitual que el sistema SCADA/EMS deba permitir o soportar las funciones en varios niveles, a saber:

Nivel corporativo: que permita la integración con funciones IT

corporativas. Las funcionalidades a este nivel deben proporcionar

interfaces para la integración de SCADA/EMS con otras

aplicaciones corporativas para mejorar significativamente la

eficiencia de negocio.

Nivel de Centro de Control-SCADA: estas funcionalidades deben

ayudar al operador de la red a planificar el programa de las

estaciones de generación. Debe facilitar el intercambio de datos de

energía entre proveedores, el TSO y los consumidores, y prever el

intercambio de datos entre todas las partes involucradas, incluyendo

el regulador del sistema. El sistema podrá enviar o no comandos o

setpoints (como el AGC) a las plantas de producción, dependiendo

de los procedimientos regulatorios. Esa será la misión de los

sistemas de control de generación.

Nivel de Red de Transporte-EMS: éstas son las principales

funcionalidades del EMS y deben ayudar al Operador del sistema de

transporte a gestionar mejor la red, con monitorización en tiempo

real y total conciencia en cada momento del estado de explotación

de la red de alta tensión. Para ello el sistema debe gestionar la

información acerca de la inyección de energía en las conexiones de

red con otros productores, si es el caso. El EMS debe proporcionar

al operador de red las herramientas necesarias para regular la

frecuencia del sistema y el despacho económico de los

generadores. Además, típicamente cuenta entre otras, con las

siguientes funcionalidades para el apoyo de la operación en tiempo

real:

o Configurador de topología

o Estimador de estado

o Flujo de cargas

o Análisis de contingencias



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o Información histórica

o Simulador/Entrenamiento de operadores

Con respecto a la ciber-seguridad, el sistema SCADA/EMS debe incluir productos y sistemas que permitan el cumplimiento de los estándares internacionales, como los definidos por las Normas NERC CIP 002 a 009 versión 5.

ii. Redundancia y disponibilidad: soluciones de alta disponibilidad

El sistema SCADA debe tener una alta disponibilidad. Esta requisito afecta a todos los niveles del sistema, desde la red de adquisición de datos hasta los propios servidores donde se alojan las aplicaciones SCADA/EMS/AGC, tiempo real, aunque en diferente grado de criticidad. La capacidad que debe tener el sistema para realizar sus tareas específicas bajo condiciones normales y en condiciones de fallo de hardware y software son de gran importancia.

La alta disponibilidad se refiere a la capacidad de que aplicaciones y datos se encuentren operativos para los usuarios autorizados en todo momento, debido a su carácter crítico. Las empresas con la más alta disponibilidad deben ser más tolerantes a fallos, disponer de sistemas redundantes para los componentes críticos de su negocio y tener una mayor inversión en el personal, procesos y servicios para asegurar que el riesgo de inactividad del negocio sea mínimo.

La disponibilidad es una medida relativa a la preparación para su utilización de un sistema, mientras que la fiabilidad es una medida relativa a su capacidad para mantenerse operativo en el tiempo. Ambas propiedades están englobadas dentro de una propiedad mucho más amplia, la confiabilidad, que también incluye aspectos de seguridad, confidencialidad e integridad de datos. Todas ellas conllevan un elevado aumento del coste invertido en hardware y software.

Existen diferentes soluciones para lograr la disponibilidad de un sistema. Pero la mejor forma de asegurar la disponibilidad de los equipos y los servicios que suministran de manera fiable (99,999%) y sin interrupción las 24 horas del día durante siete días a la semana, es duplicar de todos sus componentes críticos y la disposición del software y hardware necesarios para que los elementos redundantes actúen cooperativamente, bien sea de forma activa-activa o activa-pasiva. Algunas de las soluciones para asegurar alta disponibilidad son bien conocidas:

Redundancia en dispositivos hardware, posibilitando en caso de

fallo, la continuidad del servicio. Como ejemplos encontramos

duplicados en equipos servidores, fuentes de alimentación o

dispositivos de red redundantes que no permitan cortes de

suministro o caídas de conectividad.



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Redundancia en las comunicaciones. Hoy en día la mayoría de

las grandes empresas disponen de una red de oficinas conectadas

entre si por red, y sus servicios deben estar siempre operativos.

Para ello las empresas poseen en ocasiones diferentes conexiones

de red independientes, para, en caso de fallo de alguna de las

líneas, disponer de alternativas. Esto aplica a empresas con

negocios de cualquier tipo, cuánto más si el negocio transcurre en

tiempo real.

Redundancia y distribución en el procesado. Los sistemas de

agrupamiento de sistemas servidores permiten escalar la capacidad

de procesamiento.

Independencia en la administración y configuración de

aplicaciones y servicios. Mediante la virtualización hoy en día se

pueden ofrecer de forma independiente servidores dedicados

soportados bajo una misma máquina.

Redundancia en dispositivos hardware: redundancia de servidores

En general se recomienda redundancia a nivel de sistema SCADA completo, operando éste en una configuración de tipo “Multisite”, que permite, según la parametrización aplicada, tener un sistema SCADA con funcionalidad completa respaldando al que opera normalmente. Esta configuración permite definir unos protocolos de actuación en caso de emergencia, identificando diferentes escenarios posibles, así como las alternativas de operación en cada uno. Dentro un sistema SCADA, aplica la redundancia de servidores, dispositivos y funcionalidades. En general, para las funciones absolutamente críticas de tiempo real, se prefiere una redundancia en caliente (“hot-standby“), que permite la toma de control de las funciones del sistema de manera inmediata en caso de fallo del servidor que estaba manejando la situación o de alguna de sus aplicaciones críticas sin las cuales no tiene sentido que siga gobernando. Hablamos típicamente de las funciones tiempo real: procesamiento de mensajes, cálculos de analógicas, representación de despliegues dinámicos, AGC, etc. Por otra parte, para situaciones menos críticas o menos urgentes, se suele optar por otro tipo de redundancia, más relajada, en el que existen servidores o bloques funcionales que pueden hacerse cargo de ciertos aspectos del sistema si el que está gobernando hasta el momento tiene problemas, aunque no en caliente, sino tras un re-arranque, normalmente tras un timeout predefinido, en el que se espera que se restablezca la situación normal, y en caso contrario, se decide “empezar de cero” con un arranque limpio y ordenado de las funciones del servidor al que se va a sustituir, así como de las aplicaciones SCADA que realizaba el mismo. Típicamente hablamos de funciones de administración del sistema, base de datos estática, código fuente, etc.



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Existe un tercer tipo de redundancia, a medio camino entre la redundancia en caliente y la que precisa de un re-arranque, que no necesita de la inicialización desde cero de una funcionalidad completa o incluso del servidor, sino que puede empezar a gestionar en cualquier momento algún recurso que algún otro bloque funcional no puede. El bloque funcional que tuvo un fallo parcial, sigue ejecutando normalmente el resto de sus tareas, sin que se aprecie un cambio global en el mismo. El bloque que asume la nueva tarea, sigue atendiendo a las que tenía antes, y tampoco se aprecia un cambio a nivel global en el mismo. Este tipo de respaldo es típico en servidores de comunicaciones, donde se reparten el volumen de carga de todo el sistema, atendiendo cada bloque FE unos cuantos canales de comunicación.

En el esquema presentado anteriormente para los componentes de la arquitectura general, esta es la redundancia que aplica:

Nombre Funciones Redundancia

Administrador SCADA

Administración BD y HIS En frío, administrador reserva

Administrador de reserva

Reserva del administrador SCADA En frío, administrador SCADA

RTS1 Real Time Server y AGC (1) Hot-standby,

conmutación en caliente

RTS2 Real Time Server y AGC (2) Hot-standby,

conmutación en caliente

CS1 Concentrador Secundario: ICCP Server (1)

Hot-standby, conmutación en caliente

CS2 Concentrador Secundario: ICCP Server (2)

Hot-standby, conmutación en caliente

FE1 Front End de comunicaciones, varios protocolos (1)

FE2, ambos principales al mismo tiempo, repartiéndose la carga

FE2 Front End de comunicaciones, varios protocolos (2)

FE1, ambos principales al mismo tiempo, repartiéndose la carga

UIS Servidor de Conexiones gráficas a la aplicación SCADA

-

MMI1 Workstation 1 -

MMI2 Workstation 2 -

Redundancia en las comunicaciones: líneas de comunicación

En cuanto a la infraestructura de las comunicaciones inter-centros y con las RTUs, la mejor opción sería poder disponer de dos medios alternativos de distintas tecnologías e incluso, de dos operadores de



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comunicaciones diferentes en cada uno de ellos. De nada vale disponer de dos líneas de una tecnología para nuestra operativa normal y otras dos de backup puesto que, por ejemplo, si la avería ocurre precisamente en el operador que nos proporciona dichas líneas, las cuatro quedarán inoperativas.

Para el manejo de las líneas de comunicación, en la actualidad existen diversos modelos de routers de gama media-alta que son capaces de gestionar el uso de dos interfaces de red distintas, de diferentes medios de transmisión, y realizar una conmutación transparente entre el medio principal y el secundario en caso de falta de disponibilidad en las comunicaciones. Obviamente, el uso de un solo router introduce un punto único de fallos en el subsistema de comunicaciones que deberíamos de solventar en un verdadero sistema de alta disponibilidad, a pesar de que los routers suelen ser aparatos muy robustos y que rara vez presentan averías. Como caso práctico, se puede establecer que en proyectos típicos, con una arquitectura similar a la propuesta, con virtualización y matriz de almacenamiento de discos dispuestos en esquema RAID 1 o 5, el tiempo total de indisponibilidad, considerando fallos de hardware, sistema operativo y Sistema SCADA varía de 1 a 3 horas por año (99,99% a 99,965%).

iii. Intercambio de datos vía IEC 60870-6/TASE.2 o ICCP

El protocolo TASE.2 (Telecontrol Application Service Element) o tal vez más conocido como ICCP, se utiliza extensamente para la adquisición de datos y para la transmisión de datos hacia los sistemas computacionales de empresas eléctricas vecinas, usuarios de sistemas de potencia y centros de control de mercados de electricidad conectados con el centro de control vía WAN y otros aplicativos que así lo requieran. El TASE.2 puede ser referido también como protocolo de comunicaciones entre centros de control (Inter-Control Center Communications Protocol - ICCP). Opera en el protocolo de Internet (Internet Protocol - IP).

La implementación del TASE.2 debe cumplir con la norma de servicios y protocolos IEC60870-6-503, TASE.2 y con los modelos de objeto IEC60870-6-802, TASE.2. Además, la implementación del intercambio de datos, a través de tablas bilaterales, debe ser la misma en ambos extremos de cada enlace, habiéndose tenido que poner de acuerdo previamente los participantes de la comunicación, en ciertos aspectos, como por ejemplo, la etiqueta identificativa de los datos a intercambiar o el mapeo de los flag de calidad.

iv. Aplicaciones de supervisión y control de la generación



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Las aplicaciones de supervisión y control de generación del sistema EMS operan en tiempo real con el objeto de optimizar, monitorear y controlar el despacho de generación. El sistema EMS incluye como mínimo las siguientes aplicaciones de control de generación:

Despacho Económico.

Control Automático de Generación (AGC).

Monitor de Reserva de Generación del Sistema.

Despacho Económico de Operación

El Despacho Económico calcula los movimientos de generación óptimos, mediante alguna técnica de optimización, dentro del sistema de SCADA/EMS. El objetivo es ajustar de forma óptima las desviaciones de la demanda y la generación respecto a la programación de generación y demanda, minimizando dichas desviaciones, los costos de producción y sujeto a las restricciones de características técnicas de los recursos de generación y a las restricciones de topología y criterios de seguridad del sistema.

Control Automático de Generación (AGC)

El Control Automático de Generación (AGC) ajusta la salida de potencia real de los generadores seleccionados con el objetivo de mantener la frecuencia e intercambios del sistema de potencia. El AGC monitoriza y controla los generadores entre los cuales se pueden incluir unidades térmicas e hidráulicas, cadenas hidráulicas, turbinas de combustión, generadores de ciclo combinado, unidades de propiedad conjunta, generadores geotérmicos y generadores eólicos y unidades que pertenecen a productores independientes de potencia.

Básicamente, el AGC realiza las siguientes funciones:

Asignar, filtrar y detectar inconsistencias en las telemedidas de

frecuencia, generación de unidades e intercambios reales.

Identificar y controlar en paralelo áreas del sistema de potencia

completamente independientes.

Ajustar la referencia de frecuencia del sistema de potencia, para

cada una de las áreas de regulación identificadas.

Estimar el BIAS de frecuencia para cada una de las áreas de

regulación identificadas.

Calcular el error de Control de Área (ACE), tomando en

consideración los diferentes intercambios programados y los

desvíos de frecuencia en áreas de regulación identificadas.

Acceder a los intercambios programados en el Despacho Diario de

Generación.

Acceder a los valores de: Disponibilidad, Programa de Generación y

Margen de Regulación asignado en el Despacho Económico.



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Operar en conjunto con el Despacho Económico para garantizar la

operación económica y los márgenes de regulación del sistema.

Calcular la asignación de control, emitir control hacia las unidades o

grupo de unidades y monitorizar su respuesta.

Monitor de Reserva de Generación del Sistema

El Monitor de Reserva de Generación calcula las reservas en cada categoría de reserva y genera una alarma para que el usuario la utilice cuando exista algún déficit. La reserva operacional se define como la capacidad de generación por encima o por debajo de la carga base de la unidad que se pueda producir en cada categoría de reserva, disponible para el operador en los tiempos establecidos.

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