Plantilla para Documentos

INFORME FINAL
ESTUDIO DE LA RESERVA ROTANTE
Y LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA
EN EL SEIN
Página 1 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Lima, noviembre de 2007
TABLA DE CONTENIDO
1.
OBJETIVO............................................................................................... 6
2.
ALCANCE ............................................................................................... 7
3.
RESUMEN EJECUTIVO.......................................................................... 9
3.1.
Determinación de la Reserva Rotante destinada a la Regulación de Frecuencia...............11
3.1.1. regulación primaria ...................................................................................................................11
3.1.2. regulación secundaria ................................................................................................................14
3.2.
CONSIDERACIÓN EN EL DESPACHO ECONÓMICO DE LA RESERVA ROTANTE
destinada a la Regulación de Frecuencia............................................................................................15
3.2.1. regulación primaria ...................................................................................................................15
3.2.2. regulación secundaria ................................................................................................................16
3.3.
COMPENSACIÓN Y COBRO DE LA RESERVA ROTANTE DESTINADA A LA
REGULACIÓN DE FRECUENCIA ..................................................................................................18
3.3.1. regulación primaria ...................................................................................................................18
3.3.2. regulación secundaria ................................................................................................................18
4. PROPUESTA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA RESERVA
ROTANTE DESTINADA A LA REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA
DE FRECUENCIA EN EL PERÚ .................................................................. 20
4.1.
Introducción .............................................................................................................................20
4.2.
Reserva Rotante destinada a la Regulación Primaria de Frecuencia .................................21
4.2.1. Costos operativos adicionales por mantener la Reserva Rotante destinada a la Regulación
Primaria de frecuencia ........................................................................................................................24
4.2.2. Costo de la energía no servida por pérdidas de generación .......................................................25
4.2.3. Costo de la energía no servida por variación de la demanda.....................................................27
4.2.4. DETERMINACIÓN DE LA RESERVA ROTANTE DESTINADA A LA REGULACIÓN
PRIMARIA BASADA EN CRITERIOS HEURÍSTICOS ................................................................30
4.3.
reserva Rotante destinada a la Regulación Secundaria de Frecuencia ...............................30
Página 2 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
5. PROPUESTA PARA LA ASIGNACIÓN DE LA RESERVA ROTANTE
DESTINADA A LA REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE
FRECUENCIA EN EL PERÚ ........................................................................ 34
5.1.
Introducción .............................................................................................................................34
5.2.
requisitos técnicos para la participación en la Regulación Primaria y Secundaria de
Frecuencia en el Perú ...........................................................................................................................35
5.2.1. Regulación Primaria ..................................................................................................................37
5.2.2. Regulación Secundaria ..............................................................................................................39
5.2.3. PARÁMETROS REQUERIDOS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE regulación
secundaria por intermedio del AGC ....................................................................................................41
5.3.
Propuesta para la CONSIDERACIÓN EN EL DESPACHO ECONÓMICO DE LA
RESERVA ROTANTE destinada a la Regulación Primaria y Secundaria de Frecuencia en el
Perú 47
5.3.1. Regulación Primaria ..................................................................................................................47
5.3.2. Regulación Secundaria ..............................................................................................................48
6. PROPUESTA PARA LA COMPENSACIÓN Y COBRO DE LA
RESERVA ROTANTE DESTINADA A LA REGULACIÓN PRIMARIA Y
SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL PERÚ ......................................... 50
6.1.
Introducción .............................................................................................................................50
6.2.
Regulación Primaria ...............................................................................................................50
6.3.
Regulación Secundaria ............................................................................................................51
6.3.1. Energía compensable ................................................................................................................52
6.3.2. Potencia compensable ...............................................................................................................53
6.4.
7.
AsignaCIÓN del costo del servicio de Regulación Secundaria ............................................54
RESERVA TERCIARIA ......................................................................... 55
7.1.
Introducción .............................................................................................................................55
7.2.
requisitos técnicos ....................................................................................................................56
7.3.
Determinación DE LA reserva terciaria................................................................................56
7.4.
Asignación DE LA reserva terciaria ......................................................................................57
Página 3 de 77
INFORME
FINAL
7.5.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
remuneración ...........................................................................................................................58
8. PROPUESTA DE CAMBIO Y MODIFICACIONES A LAS NORMAS
VIGENTES Y ELABORACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS A
APLICAR POR EL COES-SINAC PARA LA RESERVA ROTANTE
DESTINADA A LA REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE
FRECUENCIA EN EL PERÚ ........................................................................ 60
8.1.
Introducción .............................................................................................................................60
8.2.
modificaciones propuestas ......................................................................................................60
9. DESCRIPCIÓN DE LOS PROGRAMAS DE COMPUTADOR PARA LA
DETERMINACIÓN Y ASIGNACIÓN LA RESERVA ROTANTE DESTINADA
A LA REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL
PERÚ ............................................................................................................ 63
9.1.
Introducción .............................................................................................................................63
9.2.
Regulación Primaria ...............................................................................................................63
9.3.
Regulación secundaria ............................................................................................................64
9.3.1. ASIGNACIÓN DE Regulación secundaria en el despacho ......................................................65
9.3.2. ASIGNACIÓN DE Regulación secundaria previo al despacho ................................................67
9.4.
Análisis de Implementación de Restricciones para la Asignación de la Reserva en el NCP
70
9.4.1. regulación primaria ...................................................................................................................72
9.4.2. regulación secundaria ................................................................................................................73
10. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................... 74
Página 4 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
LISTA DE ANEXOS
ANEXO 1: PROPUESTA NUEVO PROCEDIMIENTO TÉCNICO COES
22.
ANEXO 2: MANUAL DEL PROTOTIPO PARA EL CÁLCULO Y
ASIGNACIÓN ÓPTIMA DE LA RESERVA DEL SISTEMA
PERUANO.
ANEXO 3: ASPECTOS
BÁSICOS
FRECUENCIA.
SOBRE
REGULACIÓN
ANEXO 4: REFERENCIAMIENTO
INTERNACIONAL
REGULACIÓN DE FRECUENCIA.
ANEXO 5: NORMATIVA
PERUANA
FRECUENCIA.
SOBRE
DE
SOBRE
REGULACIÓN
DE
ANEXO 6: ESTUDIO DINÁMICO DE LA FRECUENCIA EN EL SEIN.
ANEXO 7: FACTIBILIDAD TÉCNICA DE IMPLEMENTACIÓN DEL AGC
EN EL SEIN.
ANEXO 8: ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL AGC.
Página 5 de 77
INFORME
FINAL
1.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
OBJETIVO
El informe final del estudio sobre reserva rotante y regulación de
frecuencia del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN),
tiene como finalidad presentar de manera detallada las propuestas
metodológicas efectuadas para la determinación, asignación,
compensación y cobro de la reserva rotante destinada a la
regulación primaria y secundaria de frecuencia en el SEIN.
Página 6 de 77
INFORME
FINAL
2.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
ALCANCE
De acuerdo con los Términos de Referencia y la propuesta del
Consultor, el alcance del informe final es el siguiente:
1. Efectuar una revisión de
regulación de frecuencia.
los
aspectos
teóricos
sobre
2. Realizar un referenciamiento internacional sobre regulación
de frecuencia.
3. Efectuar una revisión y diagnóstico de la normativa peruana
sobre regulación de frecuencia.
4. Desarrollar la metodología para la determinación óptima de la
reserva rotante en el SEIN, considerando tanto la reserva
para regulación primaria como secundaria de frecuencia.
5. Desarrollar la metodología para la asignación óptima de la
reserva rotante en el SEIN, considerando tanto la reserva
para regulación primaria como secundaria de frecuencia.
6. Elaborar un prototipo computacional para aplicar las
metodologías de determinación y asignación de la reserva
rotante en el SEIN.
7. Proponer una metodología para la compensación y cobro de la
reserva rotante en el SEIN, considerando tanto la reserva
para regulación primaria como secundaria de frecuencia.
8. Efectuar una propuesta de cambio y modificaciones a las
normas vigentes peruanas, para la implementación de las
metodologías propuestas.
9. Elaborar los procedimientos técnicos a aplicar por el COESSINAC para regulación de frecuencia.
Página 7 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
10. Efectuar un estudio para la simulación dinámica del
comportamiento de la frecuencia en el SEIN.
11. Evaluar los requerimientos para la implementación de un
Control Automático de Generación (AGC) para el SEIN.
12. Efectuar una propuesta básica para las especificaciones
técnicas de un AGC para el SEIN.
13. Elaborar los términos de referencia necesarios para la
implementación del AGC.
14. Presentar los lineamientos generales para la consideración
de reserva terciaria, asociada a la recuperación de la reserva
rotante objeto del presente informe.
Página 8 de 77
INFORME
FINAL
3.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
RESUMEN EJECUTIVO
El resumen ejecutivo del informe final del estudio sobre reserva
rotante y regulación de frecuencia del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN), presenta los aspectos más
relevantes de las propuestas efectuadas para la determinación,
asignación, compensación y cobro de la reserva rotante destinada a
la regulación primaria y secundaria de frecuencia en el SEIN. Los
demás aspectos incluidos en el alcance del informe final se
encuentran en el cuerpo del informe y en sus respectivos anexos.
De acuerdo con los Términos de Referencia y la propuesta del
Consultor, el alcance del informe final es el siguiente:
1. Efectuar una revisión de
regulación de frecuencia.
los
aspectos
teóricos
sobre
2. Efectuar un referenciamiento internacional sobre regulación
de frecuencia.
3. Efectuar una revisión y diagnóstico de la normativa peruana
sobre regulación de frecuencia.
4. Desarrollar la metodología para la determinación óptima de la
reserva rotante en el SEIN, considerando tanto la reserva
para regulación primaria como secundaria de frecuencia.
5. Desarrollar la metodología para la asignación óptima de la
reserva rotante en el SEIN, considerando tanto la reserva
para regulación primaria como secundaria de frecuencia.
6. Elaborar un prototipo de programa computacional para aplicar
las metodologías de determinación y asignación de la reserva
rotante en el SEIN.
Página 9 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
7. Proponer una metodología para la compensación y cobro de la
reserva rotante en el SEIN, considerando tanto la reserva
para regulación primaria como secundaria de frecuencia.
8. Efectuar una propuesta de cambio y modificaciones a las
normas vigentes peruanas, para la implementación de las
metodologías propuestas.
9. Elaborar los procedimientos técnicos a aplicar por el COESSINAC para regulación de frecuencia.
10. Efectuar un estudio para la simulación dinámica del
comportamiento de la frecuencia en el SEIN.
11. Evaluar los requerimientos para la implementación de un
Control Automático de Generación (AGC) para el SEIN.
12. Efectuar una propuesta básica para las especificaciones
técnicas de un AGC para el SEIN.
13. Elaborar los términos de referencia necesarios para la
implementación del AGC.
14. Presentar los lineamientos generales para la consideración
de reserva terciaria, asociada a la recuperación de la reserva
rotante objeto del presente informe.
En el Anexo 1 se presentan los Procedimientos Técnicos a aplicar
por el COES para el tratamiento operativo y comercial de la reserva
rotante destinada la regulación de frecuencia.
En el Anexo 2 se presenta el manual desarrollado de un prototipo
de programa computacional para la determinación y asignación de
la reserva rotante destinada a la regulación de frecuencia.
En el Anexo 3 se presentan un resumen de los aspectos teóricos
básicos relacionados con la regulación de frecuencia.
Página 10 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
El Anexo 4 presenta el referenciamiento internacional realizado por
el Consultor sobre regulación de frecuencia.
En el Anexo 5 se presenta un resumen de la revisión efectuada por
el Consultor a la normativa peruana sobre regulación de frecuencia,
incluyendo un diagnóstico a dicha normativa y los principios
generales a partir de los cuales el Consultor efectuará las
propuestas de cambio.
El Anexo 6 presenta los aspectos más relevantes y las conclusiones
resultantes del estudio dinámico de la frecuencia en el SEIN.
En el Anexo 7 se incluyen las consideraciones para evaluar la
factibilidad técnica para la implementación de un AGC en el SEIN y
los términos de referencia.
El Anexo 8 presenta las especificaciones técnicas del AGC.
3.1.
DETERMINACIÓN
DE
LA
RESERVA
ROTANTE
DESTINADA A LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA
3.1.1. REGULACIÓN PRIMARIA
La determinación de la reserva rotante con destino a la regulación
primaria se hará anualmente, o cuando las condiciones del SEIN
varíen significativamente. La misma se podrá efectuar para los
diferentes períodos horarios y para épocas de estiaje y avenida.
En la determinación de la reserva rotante destinada a la regulación
primaria de frecuencia, el COES considerará criterios técnico
económicos, que incorporen la probabilidad de falla de los
elementos del sistema.
Página 11 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
El COES tendrá en cuenta el costo eficiente de proveer el servicio
de reserva rotante versus los beneficios del mismo, que garantice la
maximización del beneficio social. Lo anterior, no obstante ser
conceptualmente sencillo, involucra dificultades prácticas, por
ejemplo, estimar los costos que implica para la demanda un
deterioro de la calidad de la frecuencia. Dada esta dificultad
práctica, usualmente sólo se considera el costo de la energía
interrumpida en la determinación de la reserva rotante
económicamente adaptada al sistema.
De otra parte, se deberán determinar los costos que implica para el
sistema mantener un determinado nivel de reserva rotante, los
mismos serán determinados por el COES utilizando las
metodologías de programación de la operación de mediano y largo
plazo. La reserva óptima para el sistema corresponde al valor de
reserva que minimiza el costo operativo de mantener cada nivel de
reserva más el costo de la Energía No Servida (ENS).
El procedimiento propuesto para determinar la reserva rotante para
regulación primaria de frecuencia se muestra a continuación:
1. La reserva destinada a la regulación primaria de frecuencia
debe responder tanto a cambios intempestivos de la demanda
como a cambios intempestivos de la generación.
2. Definir el valor límite inferior de la frecuencia en estado
cuasiestable que debe alcanzarse en el sistema después de
10 a 15 segundos de ocurrido un evento. Se espera que
después del evento la regulación primaria de frecuencia
ubicará la frecuencia en un punto cercano a dicho valor.
3. Se considera inicialmente una reserva rotante destinada a la
regulación primaria, del 1% de la demanda.
4. Se consideran los eventos asociados con fallas intempestivas
de generadores y equipos de la red que impliquen salidas de
generación y la conexión de grandes bloques de demanda.
Página 12 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Las fallas de generación y de equipos de red que impliquen
salidas de generación se limitarán a salidas simples, es decir,
la pérdida de un sólo punto de conexión asociado con
generación.
5. Se calcula el costo de la ENS asociada a los eventos
considerados.
6. Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada
porcentaje de reserva.
7. Incrementar la reserva
nuevamente en el paso 4.
rotante
en
un
1%
e
iniciar
8. Determinar la reserva rotante destinada a la regulación
primaria como el punto donde se minimiza la suma de:

Los costos operativos adicionales por mantener la
reserva rotante destinada a la regulación primaria de
frecuencia.

La ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos
de la red que impliquen salidas de generación.

La ENS por la conexión intempestiva de grandes
bloques de demanda.
De no lograrse resultados coherentes al aplicar el procedimiento
descrito, la reserva rotante destinada a la regulación primaria de
frecuencia se determinará entre el 3 a 5% de la demanda horaria,
el cual corresponde a valores resultado de la experiencia
internacional. Lo anterior se puede contrastar con el valor implícito
que se estaría considerando de variación de frecuencia que agota la
reserva primaria:
Reserva primaria (%) 
f / 60
*100
Estatismo/100
Página 13 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
3.1.2. REGULACIÓN SECUNDARIA
La determinación de la reserva rotante con destino a la regulación
secundaria se hará anualmente, o cuando las condiciones del SEIN
varíen significativamente. La misma se podrá efectuar para los
diferentes períodos horarios y para épocas de estiaje y avenida.
Una vez ha actuado la regulación primaria, en el SEIN debe
disponerse reserva para permitir recuperar:
1. La reserva rotante consumida en la regulación primaria de
frecuencia.
2. La carga adicional de la respuesta autorregulante de la
demanda, por la disminución originada por la caída de la
frecuencia.
3. Para
el
caso
de
disponerse
de
interconexiones
internacionales, ante un evento ocurrido en Perú, debe
recuperarse el valor programado del intercambio. Dicho
intercambio
aportó
reserva
primaria
y
respuesta
autorregulante de los sistemas vecinos.
El valor de reserva requerida para la recuperación de la regulación
primaria y la respuesta autorregulante de la carga se determina a
partir de:
Reserva  [1  D * Estatism o* 60] * Regulación Primaria
D corresponde a la constante de respuesta de la demanda a la
frecuencia.
No obstante lo anterior, es normal que en la práctica el valor de
reserva rotante destinada a la regulación secundaria de frecuencia
sea un valor inferior al valor indicado anteriormente. La razón de
Página 14 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
esto es que parte de la reserva requerida se puede cubrir con
reserva rotante no regulante o incluso fría de entrada rápida, 10 a
15 minutos, la cual es una reserva de menor calidad y, por tanto,
de un costo menor para el sistema.
De otra parte, la experiencia internacional recomienda que la suma
de la reserva rotante (regulación secundaria de frecuencia y rotante
no regulante) y terciaria de entrada rápida no debe ser inferior a:
1. El grupo generador de mayor capacidad despachado. Se
incluye la pérdida de enlaces internacionales en la condición
de importación.
2. El error estadístico en la previsión de la demanda.
La reserva rotante destinada a la regulación secundaria presentada
corresponde a la reserva hacia arriba. Podría considerarse una
reserva diferente para bajar generación debido a entradas rápidas
de generación y a la desconexión intempestiva de bloques de
demanda. Se esperaría que por la asimetría de los eventos
considerados para ambas reservas, la reserva para bajar resulte en
un valor inferior a la reserva para subir. Algunos sistemas
aconsejan que como mínimo sea del 50% de la reserva para subir.
3.2.
CONSIDERACIÓN EN EL DESPACHO ECONÓMICO
DE LA RESERVA ROTANTE DESTINADA A LA REGULACIÓN DE
FRECUENCIA
3.2.1. REGULACIÓN PRIMARIA
Consecuente con la propuesta de que todas las unidades de
generación deben aportar individualmente el margen de regulación
primaria, dicho margen será incluido en las restricciones del
despacho económico para cada período de despacho. Para los casos
en que una unidad asuma temporalmente el compromiso de
Página 15 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
regulación primaria de otra unidad, dicho margen será incluido en
las restricciones del despacho económico.
Con el objeto de reducir o eliminar posibles vertimientos, el COES
podrá disminuir la participación, o incluso retirar, temporalmente a
una unidad hidráulica del servicio de regulación primaria de
frecuencia.
En el despacho económico se incluirá la siguiente restricción para
cada unidad de generación:
Potencia Programada Capacidad Máxima* (1-
% Reserva_Primaria
)
100
Cuando un agente generador sustente técnicamente al COES que la
reserva con destino a la regulación primaria la puede cumplir con la
capacidad de sobrecarga transitoria, sostenida 30 segundos, no se
limitará su capacidad de generación en las restricciones del
despacho económico.
Para la asignación de la reserva rotante destinada a la regulación
primaria no se tendrá en cuenta las limitaciones de la transmisión.
3.2.2. REGULACIÓN SECUNDARIA
En el despacho económico la inclusión de los grupos generadores
habilitados a la regulación secundaria dependerá de su costo total,
cumpliendo las restricciones técnicas. En el mérito del despacho de
la regulación secundaria no se tendrán en cuenta factores técnicos,
se supone que todos lo grupos al ser habilitados cumplen las
condiciones mínimas de participación.
Se presentan dos alternativas de modelación de las restricciones
asociadas a la reserva rotante destinada a la regulación secundaria.
La primera alternativa corresponde a una inclusión dentro del
despacho económico de la restricción de reserva rotante, por tanto
Página 16 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
se optimiza de manera conjunta producción de energía y reserva.
La segunda alternativa corresponde a una asignación antes del
despacho.
Es claro que esta segunda alternativa arroja una
solución subóptima respecto de la anterior.
En el despacho económico se deberán incluir las siguientes
restricciones a nivel de sistema o área:
 Mínimo[Reserva
Asignable,(Capacidad Máxima- Potencia Programada)]  Reserva Arriba
 Mínimo[Reserva
Asignable,(Potencia Programada- Mínimo T écnico)] Reserva Abajo
La asignación en el despacho económico se hará a las unidades
habilitadas, y por las condiciones de optimalidad del despacho
económico la asignación de reserva hacia arriba se hará en orden
de la más costosa a la menos costosa.
Opcionalmente, de poderse manejar operativa y tecnológicamente,
se podrá diferenciar la regulación secundaria para bajar generación.
En este caso, por las condiciones de optimalidad del despacho
económico, la asignación de reserva se hará en orden de la más
económica a la menos económica.
Para la asignación de la reserva rotante destinada a la regulación
secundaria se tendrá en cuenta las limitaciones de la transmisión,
por ejemplo, en un área exportadora la asignación máxima estará
limitada por la capacidad remanente de transporte.
Página 17 de 77
INFORME
FINAL
3.3.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
COMPENSACIÓN
Y
COBRO
DE
LA
RESERVA
ROTANTE DESTINADA A LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA
3.3.1. REGULACIÓN PRIMARIA
La regulación primaria será un servicio obligatorio por parte de cada
unidad de generación sin compensación adicional a la producción de
energía. Estará sujeto a penalización por incumplimiento.
Cuando los análisis técnicos que efectúe el COES determinen que
una unidad de generación no cumplió el servicio de regulación
primaria de frecuencia, la unidad será objeto de penalización. El
monto de la penalización se estimará para cada período de
despacho como:
Incumplimiento RPF  Generación Real *
2 * % RPF
* [Costo Marginal Barra]
100
El monto de las penalizaciones por período de despacho se asignará
a los generadores que cumplieron con el servicio de regulación
primaria a prorrata de la generación real.
3.3.2. REGULACIÓN SECUNDARIA
Por su parte la regulación secundaria será un servicio voluntario por
parte de cada unidad de generación sujeto a compensación y a
penalizaciones por incumplimiento. Respecto de la asignación de
este costo, el mismo se hará entre los generadores.
La compensación a los agentes generadores que presten el servicio
de regulación secundaria considerará:
1. La reserva asignada en la programación de la operación y sus
modificaciones en tiempo real.
Página 18 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
2. El servicio efectivamente prestado según los análisis pos
operativos.
3. La compensación por dejar de generar energía y potencia en
el sistema.
La compensación por el servicio de regulación secundaria se
reconocerá con independencia de que la reserva rotante destinada
al servicio de regulación secundaria haya restringido o no la
generación de la unidad, según lo indiquen los análisis pos
operativos.
La remuneración del servicio de regulación secundaria de frecuencia
se efectuará con independencia de la prestación simultánea por
parte de la unidad de otros servicios complementarios.
El pago del monto total de las compensaciones efectuadas a los
generadores que prestaron el servicio de regulación secundaria de
frecuencia será asignado a todos los generadores despachados en
proporción a la generación real.
Esta asignación podría ser transferida
mediante acuerdos bilaterales entre ellos.
Página 19 de 77
a
otros
generadores,
INFORME
FINAL
4.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
PROPUESTA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA
RESERVA ROTANTE DESTINADA A LA REGULACIÓN
PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL
PERÚ
4.1.
INTRODUCCIÓN
En la determinación de la reserva rotante destinada a la regulación
primaria y secundaria de frecuencia el COES considerará criterios
técnico económicos, que incorporen la probabilidad de falla de los
elementos del sistema.
El COES tendrá en cuenta el costo eficiente de proveer el servicio
de reserva rotante versus los beneficios del mismo, que garantice la
maximización del beneficio social. Lo anterior, no obstante ser
conceptualmente sencillo, involucra dificultades prácticas, por
ejemplo, estimar los costos que implica para la demanda un
deterioro de la calidad de la frecuencia. Dada esta dificultad
práctica, usualmente sólo se considera el costo de la energía
interrumpida en la determinación de la reserva rotante
económicamente adaptada al sistema.
En la determinación de la reserva rotante, las causas que originan
Energía No Servida (ENS) son las siguientes:
1. Fallas intempestivas de generadores y equipos de la red que
impliquen salidas de generación.
2. Conexión y desconexión intempestiva de grandes bloques de
demanda.
3. Entradas y salidas rápidas de generación.
Página 20 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
De otra parte, se deberán determinar los costos que implica para el
sistema mantener un determinado nivel de reserva rotante, los
mismos serán determinados por el COES utilizando las
metodologías de programación de la operación de mediano y largo
plazo. La reserva óptima para el sistema corresponde al valor de
reserva que minimiza el costo operativo de mantener cada nivel de
reserva más el costo de la energía no servida.
El COES deberá identificar las restricciones que imponga la red que
impliquen definir reserva rotante por área operativa y de reserva de
transporte que, ante contingencias, permita la utilización efectiva
de la misma.
Es relevante indicar, que bajo la propuesta para determinar la
reserva rotante destinada a la regulación de frecuencia, el riesgo de
falla del sistema no es un parámetro de entrada, por el contrario, el
mismo es un resultado de la determinación óptima de la reserva
rotante para regulación de frecuencia.
4.2.
RESERVA
ROTANTE
DESTINADA
A
LA
REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA
La regulación primaria de frecuencia se refiere a la acción
automática e inmediata de los reguladores de velocidad de los
grupos generadores ante cambios súbitos de la frecuencia. La
respuesta para regulación primaria deba estar disponible en los
siguientes 10 a 15 segundos después de ocurrido un evento y ser
sostenida hasta los 30 segundos.
Una vez inicia la actuación de la regulación secundaria los grupos
generadores que participaron en la regulación primaria inician el
regreso, a través de su curva de estatismo, al punto de operación
inicial, lo cual se alcanza durante los siguientes 10 a 15 minutos.
Por tanto, durante este lapso de tiempo los grupos generadores de
manera descendente seguirán aportando reserva de regulación
primaria.
Página 21 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
El criterio técnico a considerar para la determinación de la reserva
rotante destinada a la regulación primaria de frecuencia está
relacionado con el valor de la frecuencia de estado cuasiestable,
alcanzada 10 a 15 segundos después de ocurrido un evento, y sin
la actuación de la regulación secundaria de frecuencia. Dicho valor
corresponde al que se espera que la regulación primaria lleve la
frecuencia después de ocurrido un evento, valor que puede estar
alrededor de 59.50 Hz. El esquema de rechazo de carga por
mínima frecuencia operará para frecuencias inferiores a este valor.
El COES, mediante la utilización de los modelos de análisis
eléctricos, determinará para cada evento la carga a desconectar
(ENS) necesaria para alcanzar el valor de frecuencia de estado
cuasiestable. Es de aclarar que no toda la ENS está asociada a un
déficit de reserva rotante para regulación primaria, durante los
primeros instantes después de ocurrido un evento la frecuencia cae
rápidamente, controlada por la inercia, la respuesta de la carga y
de manera limitada, por la regulación primaria; a partir de un valor
específico de reserva primaria, dicha caída no puede ser frenada
con un aumento de reserva y posiblemente deba actuar el esquema
de rechazo de carga por mínima frecuencia.
El procedimiento propuesto para determinar la reserva rotante para
regulación primaria de frecuencia es el siguiente:
1.
La reserva destinada a la regulación primaria de frecuencia
debe responder tanto a cambios intempestivos de la
demanda como a cambios intempestivos de la generación.
2.
La determinación de la reserva rotante con destino a la
regulación primaria se hará anualmente, o cuando las
condiciones del SEIN varíen significativamente.
3.
La determinación de la reserva rotante con destino a la
regulación primaria se podrá efectuar para los diferentes
períodos horarios y para épocas de estiaje y avenida.
Página 22 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
4.
Definir el valor límite inferior de la frecuencia en estado
cuasiestable que debe alcanzarse en el sistema después de
10 a 15 segundos de ocurrido un evento.
5.
Se considera que para la regulación primaria el aspecto más
crítico es la reserva para incrementar generación. Por tanto,
para su determinación sólo se tendrá en cuenta las fallas
aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen
salidas de generación y la conexión intempestiva de grandes
bloques de demanda. Las fallas de generación y de equipos
de red que impliquen salidas de generación se limitarán a
salidas simples, es decir, la pérdida de un sólo punto de
conexión asociado con generación. Salidas rápidas de
generación estarían cubiertas por fallas de generación.
6.
Se considerará que el margen de regulación primaria para
disminuir generación (aumentos de frecuencia) es el mismo
encontrado para incrementar generación (disminuciones de
frecuencia).
7.
Se debe considerar inicialmente una reserva rotante
destinada a la regulación primaria, del 1% de la demanda.
8.
Se consideran los eventos asociados con fallas aleatorias de
generadores y equipos de la red que impliquen salidas de
generación y la conexión intempestiva de grandes bloques
de demanda.
9.
Se calcula el costo de la ENS asociada a los eventos
considerados en el paso 8, como se indica en los numerales
4.2.2 y 4.2.3.
10. Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada
porcentaje de reserva, como se indica en el numeral 4.2.1.
11. Incrementar la reserva rotante
nuevamente en el paso 8.
Página 23 de 77
en
un
1%
e
iniciar
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
12. Determinar la reserva rotante destinada a la regulación
primaria como el punto donde se minimiza la suma de:

Los costos operativos adicionales por mantener la
reserva rotante destinada a la regulación primaria de
frecuencia.

La ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos
de la red que impliquen salidas de generación.

La ENS por la conexión intempestiva de grandes
bloques de demanda.
4.2.1. COSTOS
OPERATIVOS
ADICIONALES
POR
MANTENER LA RESERVA ROTANTE DESTINADA A LA
REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA
El COES hará simulaciones de la operación utilizando las
metodologías disponibles para la planeación de mediano y largo
plazo, y estimará el sobrecosto, respecto de un escenario base sin
reserva, que para el sistema implica mantener los niveles de
reserva rotante destinada a la regulación primaria para cada nivel
considerado en el numeral 4.2. Se podrá diferenciar entre los
diferentes períodos horarios y para épocas de estiaje y avenida.
Como parte de los costos operativos se deberían incluir los costos
estimados asociados a la remuneración a los generadores para cada
nivel de reserva. No obstante lo anterior, y en concordancia con lo
establecido en el Capítulo 6, la reserva rotante destinada a la
regulación primaria de frecuencia es un servicio obligatorio no
sujeto a compensación, por tanto, no se consideran los costos de
remuneración del mismo.
Página 24 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
4.2.2. COSTO
DE
LA
ENERGÍA
NO
SERVIDA
POR
PÉRDIDAS DE GENERACIÓN
La demanda en megavatios (MW) que es necesario desconectar
para cada evento, se determina mediante simulaciones dinámicas
ante salidas de generación y equipos de la red que impliquen
salidas de generación. El COES encuentra los valores de carga que
deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurridos
10 a 15 segundos de ocurrido el evento, el valor de la frecuencia
requerido según lo indicado en el numeral 4.2.
En la determinación de la demanda a desconectar, es necesario
identificar aquella parte que se origina por un déficit de reserva
primaria.
Para estos análisis es importante considerar la respuesta
autorregulante de la carga frente a la frecuencia. El no considerar
este efecto sobrestimaría las consecuencias que para la frecuencia
originan los eventos de generación y equipos de la red que
impliquen salidas de generación.
Para cada periodo de evaluación, la demanda desconectada se
afecta con la tasa de fallas de generación y equipos de la red que
impliquen salidas de generación. Dicha tasa de fallas se determina
únicamente con la historia de salidas forzadas (FOR) para un
periodo histórico de tres (3) años.
Con lo indicado anteriormente se determina la potencia (MW)
desconectada. Para determinar la ENS es necesario estimar el
tiempo que tarda el sistema en restablecer cada contingencia. Para
esto, el COES, con base en las estadísticas y en la experiencia
operativa de los últimos cinco (5) años, estimará los tiempos
medios de recuperación en función de la carga desconectada.
Una vez estimada la ENS se determina el costo de la misma al
multiplicarla por el costo de racionamiento de corto plazo.
Página 25 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
4.2.2.1. ESTIMACIÓN APROXIMADA DE LA DEMANDA
DESCONECTAR ANTE EVENTOS DE GENERACIÓN
A
Una forma aproximada para la estimación de la carga a
desconectar, es mediante la utilización de un equivalente que
considere la característica de respuesta del sistema y la respuesta
autorregulante de la demanda o el estatismo equivalente del
sistema. La demanda a desconectar es la requerida para llevar la
frecuencia del sistema al valor establecido para el estado
cuasiestacionario. Dicha aproximación no considera la evolución
dinámica de la frecuencia y la posible activación del esquema de
desconexión de carga, lo que dejaría por fuera aquella parte de la
desconexión automática de carga que pueda originarse en un déficit
de regulación primaria.
Dem anda Desconectar  MWgeneración  [f * (  
1
f
)  Mínim o(
, Re serva)]
Re q
Re q
Dem anda Desconectar  MWgeneración  [f * D  Mínim o((  D) * f , Re serva)]
Con:
MW generación:
Δf:
ß:
D
Req:
Reserva:
MW de contingencia de generación.
Variación de frecuencia.
Bias del sistema.
Respuesta autorregulante de la demanda.
Constante asociada al estatismo.
Reserva rotante considerada.
De no contarse con una mejor estimación del parámetro D, el
mismo puede ser considerado igual a 1% de la demanda por Hz de
variación.
Página 26 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Req se calcula según se disponga de una estimación del estatismo
equivalente del sistema para cada nivel de demanda, o del valor del
estatismo de todos los generadores despachados:
1

Re q
Dem anda
Estatismo equivalente * 60
1
Pi

Re q
Estatism oi * 60
Pi, Estatismoi = potencia nominal y estatismo de la unidad i.
4.2.3. COSTO
DE
LA
ENERGÍA
NO
SERVIDA
POR
VARIACIÓN DE LA DEMANDA
Para determinar la ENS por la conexión intempestiva de grandes
bloques de demanda, se comparan las potencias que fueron
programadas con las potencias reales ocurridas durante los últimos
cinco (5) años. Se evalúan todos los incrementos intempestivos de
demanda superiores al 1% del valor programado.
Si se presenta un aumento intempestivo de demanda respecto de la
demanda programada, implica que de no haberse contado con una
adecuada reserva rotante para regulación primaria de frecuencia,
se podría haber presentado un déficit en el suministro al considerar
el límite de frecuencia de estado cuasiestacionario indicado en el
numeral 4.2.
La demanda que sería necesario desconectar para cada evento se
determina mediante simulaciones dinámicas. El COES encuentra
los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar,
después de transcurridos 10 a 15 segundos de ocurrido el evento,
Página 27 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
el valor de frecuencia requerido según lo indicado en el numeral
4.2.
En la determinación de la demanda a desconectar, es necesario
identificar aquella parte que se origina por un déficit de reserva
primaria.
Para estos análisis es importante considerar la respuesta
autorregulante de la carga frente a la frecuencia. El no considerar
este efecto sobrestimaría las consecuencias que para la frecuencia
originan los eventos de aumento intempestivo de demanda.
Con lo presentado anteriormente se determina la potencia (MW)
desconectada, para determinar la ENS necesariamente hay que
estimar el tiempo que tarda el sistema para restablecer cada
evento de pérdida de carga. Para esto, el COES con base en las
estadísticas y en la experiencia operativa de los últimos cinco (5)
años, estimará los tiempos medios de recuperación en función de la
carga desconectada.
Una vez estimada la ENS se determina el costo de la misma al
multiplicarla por el costo de racionamiento de corto plazo.
4.2.3.1. ESTIMACIÓN APROXIMADA DE LA DEMANDA
DESCONECTAR ANTE VARIACIONES DE LA DEMANDA
A
Una forma aproximada para la estimación de la carga a
desconectar, es mediante la utilización de un equivalente que
considere la característica de respuesta del sistema y la respuesta
autorregulante de la demanda o el estatismo equivalente del
sistema. La demanda a desconectar es la requerida para llevar la
frecuencia del sistema al valor establecido para el estado
cuasiestacionario. Dicha aproximación no considera la evolución
dinámica de la frecuencia y la posible activación del esquema de
desconexión de carga, lo que dejaría por fuera aquella parte de la
Página 28 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
desconexión automática de carga que pueda originarse en un déficit
de regulación primaria.
Dem anda Desconectar  MWdem anda [f * (  
1
f
)  Mínim o(
, Re serva)]
Re q
Re q
Dem anda Desconectar  MWdem anda [f * D  Mínim o((  D) * f , Re serva)]
Con:
MW demanda:
Δf:
ß:
D:
Req:
Reserva:
MW de aumento de demanda.
Variación de frecuencia.
Bias del sistema.
Respuesta autorregulante de la demanda.
Constante asociada al estatismo.
Reserva rotante considerada.
De no contarse con una mejor estimación del parámetro D, el
mismo puede ser considerado igual a 1% de demanda por Hz de
variación.
Req se calcula según se disponga de una estimación del estatismo
equivalente del sistema para cada nivel de demanda, o del valor del
estatismo de todos los generadores despachados:
1

Req
Dem anda
Estatismo equivalente * 60
Pi
1

Req
Estatism oi * 60
Pi, Estatismoi = potencia nominal y estatismo de la unidad i.
Página 29 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
4.2.4. DETERMINACIÓN
DE
LA
RESERVA
ROTANTE
DESTINADA A LA REGULACIÓN PRIMARIA BASADA EN
CRITERIOS HEURÍSTICOS
De no lograrse resultados coherentes al aplicar el procedimiento
descrito en el numeral 4.2, la reserva rotante destinada a la
regulación primaria de frecuencia se determinará entre 3 a 5% de
la demanda horaria, el cual corresponde a valores resultado de la
experiencia internacional. Lo anterior se puede contrastar con el
valor implícito que se estaría considerando de variación de
frecuencia que agota la reserva primaria:
Reserva primaria (%) 
4.3.
RESERVA
f / 60
*100
Estatismo/ 100
ROTANTE
DESTINADA
A
LA
REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA
La regulación secundaria de frecuencia se refiere a la acción manual
o automática sobre el regulador de velocidad de uno o varios
grupos generadores, con el objeto de mantener los intercambios,
recuperar la reserva de regulación primaria y llevar la frecuencia al
valor de referencia. La respuesta para regulación secundaria debe
iniciar en los siguientes 10 a 20 segundos después de iniciado el
evento, estar disponible en los siguientes 10 minutos y ser
sostenida hasta 30 minutos.
La determinación de la reserva rotante con destino a la regulación
secundaria se hará anualmente, o cuando las condiciones del SEIN
varíen significativamente. La misma se podrá efectuar para los
diferentes períodos horarios y para épocas de estiaje y avenida.
Una vez ha actuado la regulación primaria, en el SEIN debe
disponerse reserva para permitir recuperar:
Página 30 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
1. La reserva rotante consumida en la regulación primaria de
frecuencia.
2. La carga adicional de la respuesta autorregulante de la
demanda, por la disminución originada por la caída de la
frecuencia.
3. Para
el
caso
de
disponerse
de
interconexiones
internacionales, ante un evento ocurrido en Perú, debe
recuperarse el valor programado del intercambio.
Dicho
intercambio
aportó
reserva
primaria
y
respuesta
autorregulante de los sistemas vecinos.
El valor de reserva requerida para la recuperación de la regulación
primaria y la respuesta autorregulante de la carga se determina a
partir de:
Re serva  Re serva Prim aria D * f
Re serva  Re serva Prim aria ( 
1
) * f
Re q
Con:
Δf:
ß:
Req:
D:
Variación de frecuencia, la misma considerada
para la determinación de la regulación primaria.
Bias del sistema.
Constante asociada al estatismo.
Respuesta autorregulante de la demanda.
Lo anterior se puede expresar en términos de la reserva primaria,
al considerar que la variación de frecuencia corresponda a la que
agota la reserva primaria:
Reserva  [1  D * Estatism o* 60] * Regulación Primaria
Página 31 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
D corresponde a la constante de respuesta de la demanda a la
frecuencia.
No obstante lo anterior, es normal que en la práctica el valor de
reserva rotante destinada a la regulación secundaria de frecuencia
sea un valor inferior al valor indicado anteriormente. La razón de
esto es que parte de la reserva requerida se puede cubrir con
reserva rotante no regulante o incluso fría de entrada rápida, 10 a
15 minutos, la cual es una reserva de menor calidad y, por tanto,
de un costo menor para el sistema.
De otra parte, la experiencia internacional recomienda que la suma
de la reserva rotante (regulación secundaria de frecuencia y rotante
no regulante) y terciaria de entrada rápida no debe ser inferior a:
1. El grupo generador de mayor capacidad despachado. Se
incluye la pérdida de enlaces internacionales en la condición
de importación.
2. El error estadístico en la previsión de la demanda.
Para calcular el error estadístico en la previsión de la demanda, se
seguirá el siguiente procedimiento:
1. Se considera una base histórica de los últimos tres (3) años,
evaluando las desviaciones de la demanda real con la
demanda programada.
2. De los períodos horarios de evaluación deben retirarse
aquellos en los cuales se presentaron eventos que implican un
comportamiento atípico de la demanda.
3. Se supone una distribución normal del error de predicción,
por lo que se puede tomar como valor de referencia el valor
correspondiente a un nivel de confianza del 95% (5% de los
casos están por fuera de este valor). El valor del 95% de
confianza corresponde a 1.96 desviaciones estándar respecto
Página 32 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
al valor medio del error, éste último se espera que esté
cercano a cero (0).
4. Esta evaluación se puede efectuar para los diferentes
períodos horarios y para épocas de estiaje y avenida.
La reserva rotante destinada a la regulación secundaria presentada
corresponde a la reserva hacia arriba. Podría considerarse una
reserva diferente para bajar generación debido a entradas rápidas
de generación y la desconexión intempestiva de bloques de
demanda. Se esperaría que por la asimetría de los eventos
considerados para ambas reservas, la reserva para bajar resulte en
un valor inferior a la reserva para subir. Algunos sistemas
aconsejan que como mínimo sea del 50% de la reserva para subir.
Página 33 de 77
INFORME
FINAL
5.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
PROPUESTA
PARA
LA
ASIGNACIÓN
DE
LA
RESERVA ROTANTE DESTINADA A LA REGULACIÓN
PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL
PERÚ
5.1.
INTRODUCCIÓN
La reserva rotante destinada a la regulación primaria de frecuencia
se asignará a todos los grupos generadores, será un servicio
obligatorio no sujeto de compensación. Cada grupo generador
deberá cumplir las condiciones técnicas definidas en este Capítulo.
Con el objeto de reducir o eliminar posibles vertimientos, el COES
podrá disminuir la participación, o incluso retirar, temporalmente a
una unidad hidráulica del servicio de regulación primaria de
frecuencia.
Por su parte, la reserva rotante destinada a la regulación
secundaria de frecuencia se asignará a un grupo de generadores y
será un servicio voluntario sujeto de compensación. Para ser
habilitado para el servicio, cada grupo generador deberá cumplir las
condiciones técnicas definidas en este Capítulo.
El cumplimiento del servicio de regulación primaria y secundaria de
frecuencia será fiscalizado por el COES y el OSINERG según su
competencia.
Página 34 de 77
INFORME
FINAL
5.2.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
REQUISITOS
PARTICIPACIÓN
EN
TÉCNICOS
LA
REGULACIÓN
PARA
PRIMARIA
LA
Y
SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL PERÚ
A continuación se indican una serie de consideraciones técnicas
generales asociadas al servicio de regulación de frecuencia:
1.
La frecuencia de referencia coincidirá con la nominal (60.0
Hz) salvo en circunstancias de corta duración (estados de
emergencia, restablecimientos, etc.), en las cuales el COES
disponga un valor distinto.
2.
En caso de operar el SEIN con una frecuencia de referencia
diferente a la de 60.0 Hz, el COES informará a todos los
agentes generadores de tal situación. Los reguladores se
ajustarán a la nueva referencia, buscando evitar el
agotamiento de la reserva para regulación primaria.
3.
La regulación primaria de frecuencia se llevará a cabo a
través del regulador de velocidad de todos los generadores
sincronizados al sistema. Los ajustes de los parámetros
asociados a la regulación primaria serán determinados por el
COES.
4.
Todos los generadores están en la obligación de operar con
el regulador de velocidad en modalidad libre, con el limitador
sobre el 100%.
5.
La regulación secundaria de frecuencia se llevará a cabo por
un grupo de unidades habilitadas y designadas por el COES
según su mérito económico.
6.
En la asignación de reserva rotante destinada a la regulación
secundaria, el COES considerará las limitaciones de la red.
Para la regulación primaria, dado los reducidos tiempos de
actuación, no se consideran las limitaciones de la red.
Página 35 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
7.
Para el caso de fraccionamiento de la red en áreas, el COES
determinará la frecuencia de referencia y designará las
unidades que asumen en cada área la regulación secundaria.
8.
La regulación secundaria de frecuencia se realizará
manualmente o por medio del control automático de
generación (AGC) cuando se disponga del mismo. Para el
control manual se requiere disponer en la central de
generación de un medidor de frecuencia.
9.
Es necesario considerar reserva terciaria destinada a
recuperar la reserva rotante destinada a la regulación de
frecuencia.
Dicha reserva puede ser tanto rotante no
regulante como reserva fría de respuesta rápida, con
tiempos de sincronización entre 10 a 15 minutos.
10. Se deberán implementar las medidas necesarias tendientes
a garantizar que durante un evento, la frecuencia del
sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 62.0 Hz.
Para frecuencias inferiores a 59.0 - 59.5 Hz debe
implementarse un esquema de desconexión de carga.
11. Debe disponerse de reserva que respalde la salida de la
unidad de mayor capacidad que se encuentre sincronizada al
sistema. Se incluye la pérdida de enlaces internacionales en
la condición de importación.
12. En cuanto a la operación de las unidades de generación las
mismas deben:

No presentar disparo instantáneo en el rango de
frecuencias entre 57.5 Hz y 62.0 Hz.

Permanecer como mínimo 10 segundos para rangos de
frecuencia entre 57.5 y 58.0 Hz, y entre 61.5 y 62.0 Hz.
Página 36 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN

Permanecer como mínimo 25 segundos para rangos de
frecuencia entre 58.0 y 59.0 Hz, y entre 61.0 y 61.5 Hz.

Operar continuamente en el rango de 59.0 y 61.0 Hz.
13. Después de 10 a 15 segundos de ocurrido un evento, la
frecuencia del sistema debe ubicarse por encima del umbral
del primer escalón del esquema de desconexión automática
de carga.
14. Se debe minimizar la cantidad de carga a desconectar ante
eventos de baja frecuencia, evitando al máximo las
sobrefrecuencias.
15. El generador que varíe su despacho en cumplimiento de una
orden del COES lo hará con una gradiente de carga o
descarga (MW/Minuto) procurando que no afecte la calidad
de la frecuencia.
16. Toda conexión o reconexión de carga en cumplimiento de
una orden del COES, se hará de forma paulatina en bloques
de carga procurando que no afecte la calidad de la
frecuencia.
17. No se realizará corrección de la desviación del tiempo
(Integral de Variaciones de Frecuencia).
5.2.1. REGULACIÓN PRIMARIA
El ajuste de los parámetros asociados a la regulación primaria de
frecuencia será definido por COES. Los valores inicialmente
propuestos se indican a continuación:
1. Estatismo ajustable entre el 4 al 7%.
2. Banda muerta inferior al 0.1% (±0.03 Hz).
Página 37 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
3. La respuesta para regulación primaria debe estar disponible
en los siguientes 10 segundos después de ocurrido un evento
y ser sostenida hasta los 30 segundos.
4. A partir de los 30 segundos el aporte de reserva de regulación
primaria empieza a descender hasta los 10-15 minutos,
momento en el cual se espera que los generadores que
aportaron a la regulación primaria recuperan el punto de
operación.
5. Tiempo de establecimiento, para ingresar en la banda del
±10% del valor final del lazo de regulación de velocidad, del
orden de 20 a 30 segundos para máquinas térmicas y 40 a 60
segundos para máquinas hidráulicas.
Para aquellos casos en que no sea factible cumplir con estos
límites, el COES evaluará la posibilidad de aceptar el recurso
para participar en la regulación primaria de frecuencia.
6. Prestar el servicio de regulación primaria sin ningún tipo de
limitación, por lo menos dentro de la banda de la frecuencia
de operación normal. El limitador debe estar sobre el 100% y
en modalidad libre.
De otra parte, mediante pruebas se verifican los parámetros más
relevantes asociados a la regulación primaria, como son:
1. Tiempo de establecimiento.
2. Banda muerta.
3. Estatismo permanente.
Estas pruebas serán realizadas en presencia de un auditor
especializado en este tipo de pruebas.
Página 38 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Adicionalmente, el COES realizará una
real de las unidades de generación
frecuencia. De encontrar evidencia de
del servio de regulación primaria, el
pruebas que considere pertinentes o
definidas.
evaluación del desempeño
frente a los eventos de
una inadecuada prestación
COES podrá solicitar las
aplicar las penalizaciones
5.2.2. REGULACIÓN SECUNDARIA
El ajuste de los parámetros asociados a la regulación secundaria de
frecuencia será definido por COES. Los valores inicialmente
propuestos se indican a continuación:
1. La respuesta para regulación secundaria debe iniciar en los
siguientes 10 a 20 segundos después de iniciado el evento,
estar disponible en los siguientes 10 minutos y ser sostenida
hasta 30 minutos.
2. Las unidades asociadas a la regulación secundaria deben
prestar y cumplir los requisitos asociados al servicio de
regulación primaria.
3. Velocidad de toma de carga del orden de 10 MW/minuto
como mínimo para máquinas hidráulicas y de 8 MW/minuto
para máquinas térmicas.
4. Cuando se disponga del AGC, las unidades deberán cumplir
con éxito las pruebas de integración a las funciones del AGC.
5. Mientras se mantenga el esquema de regulación manual, la
unidad deberá contar con un registrador de frecuencia del
sistema y la indicación de la frecuencia de referencia de
consigna.
6. El valor máximo que puede aportar una unidad a la regulación
secundaria de frecuencia está limitado por el gradiente de
cambio de carga:
Página 39 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Reserva máxima = Respuesta a los 10 minutos, que
puede ser evaluada inicialmente por la velocidad de
toma de carga en MW/minuto.
7. Por razones de confiabilidad, cuando se disponga del AGC, se
dispondrá como mínimo de dos (2) unidades bajo AGC.
8. Se podrá considerar la prestación del servicio de regulación
secundaria mediante interconexiones internacionales.
Para aquellos casos en que no sea factible cumplir con estos límites,
el COES evaluará la posibilidad de aceptar el recurso para participar
en la regulación secundaria de frecuencia.
De otra parte, mediante pruebas se verifican los parámetros más
relevantes asociados a la regulación secundaria, como son:
1. Velocidad de toma de carga.
2. Pruebas de integración al AGC.
3. De lazos de control.
Estas pruebas serán realizadas en presencia de un auditor
especializado en este tipo de pruebas.
Adicionalmente, el COES realizará una evaluación del desempeño
real de las unidades de generación frente a los eventos de
frecuencia. De encontrar evidencia de una inadecuada prestación
del servicio de regulación secundaria, el COES podrá solicitar las
pruebas que considere pertinentes o aplicar las penalizaciones
definidas.
Página 40 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
5.2.3. PARÁMETROS REQUERIDOS PARA LA PRESTACIÓN
DEL
SERVICIO
DE
REGULACIÓN
SECUNDARIA
POR
INTERMEDIO DEL AGC
Cuando el servicio de regulación secundaria se preste por
intermedio de un AGC, se deberán tener en cuenta las siguientes
consideraciones:
1. Tiempos y bandas de recuperación de la frecuencia.
2. Velocidad de cambio de carga del sistema.
3. Velocidad de cambio de carga requerido por unidad.
4. Número mínimo de unidades bajo AGC.
5. Número máximo de unidades bajo AGC.
6. Cantidad de reserva rotante para AGC.
7. Participación mínima de regulación secundaria por unidad.
8. Tiempos de retardo en las comunicaciones entre el programa
AGC y el generador.
9. Áreas de control en caso de aislamiento.
En los Anexos 7 y 8 se incluyen las consideraciones para evaluar la
factibilidad técnica para la implementación de un AGC en el SEIN,
los términos de referencia, así como las especificaciones técnicas
requeridas para el mismo.
Página 41 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
5.2.3.1. TIEMPOS Y BANDAS DE RECUPERACIÓN DE LA
FRECUENCIA POR MEDIO DEL AGC
A nivel internacional, los tiempos asociados a la recuperación de
frecuencia no han sido completamente justificados desde una óptica
operativa o económica. Es importante considerar que los tiempos
de recuperación incluyen los rangos necesarios para que la señal al
regulador del generador sea enviada y procesada, así como los
tiempos de actuación del regulador de velocidad. También es de
resaltar que el AGC modela un control proporcional integral que
requiere determinados tiempos para la ejecución de sus comandos
y que debe actuar una vez la regulación primaria lo haya hecho.
En la tabla 1 y la figura 1 se ilustra este concepto con casos
hipotéticos de recuperación de la frecuencia en diferentes tiempos:
CASO
1
2
3
BIAS
(MW/Hz)
180
180
180
TABLA 1.
Delta F
(Hz)
1,00
1,00
1,00
Delta P
(MW)
180
180
180
Tiempo
(Minutos)
5
7
10
Vel Requerida
(MW/Minuto)
36
26
18
Velocidad requerida en un sistema.
Página 42 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Hz
60
5
Min.
Figura 1.
Tiempo
7
Min.
10
min.
Tiempos de recuperación de la frecuencia.
Para los casos indicados en la tabla 1 y figura 1, se encuentra que
para recuperar la frecuencia desde 59.0 a 60.0 Hz en 5 minutos, el
SEIN requeriría un grupo de unidades que en conjunto respondan a
36 MW/minuto. En el caso de recuperar la frecuencia desde 59.0 a
60.0 Hz en 10 minutos, exigiría al SEIN una velocidad de 18
MW/minuto.
La velocidad requerida en un sistema depende de sus bandas
objetivo de frecuencia, de los valores de robustez del sistema y del
punto en que la frecuencia se ubica después de un disturbio.
Asumiendo que ante un evento en el SEIN, la frecuencia en estado
cuasiestacionario se ubica cerca de los 59.5 Hz, considerando los
efectos de autorregulación de la carga y la regulación primaria, y
Página 43 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
asumiendo una característica de regulación combinada de 180
MW/Hz y una recuperación de la frecuencia en 10 minutos, se
encuentra que los requerimientos de velocidad conjunta de las
unidades bajo AGC deberían ser del orden de los 9 a 10
MW/minuto.
5.2.3.2. VELOCIDAD DE CAMBIO DEL SISTEMA
Las velocidades de incremento y/o decremento de carga al
comienzo de los periodos de demanda máxima es un factor
adicional, que determina que tan rápidos deben ser los generadores
que presten el servicio de regulación secundaria. Al considerar los
diferentes informes de operación del COES se encuentra que la
velocidad de incremento y/o decremento total del SEIN se ubica
entre 8 y 12 MW/minuto.
Considerando la recomendación de tiempos de recuperación de 10
minutos, el cálculo de velocidad de cambio del sistema y los
cambios de toma de carga que se presentan en el SEIN, se
recomienda que en conjunto las unidades que presten el servicio de
AGC cumplan con un valor de 12 MW/minuto.
5.2.3.3. NÚMERO MÍNIMO DE UNIDADES
Contrario a lo que ocurre para la regulación primaria donde se
requiere que todas las unidades presten este servicio, para la
regulación secundaria se espera que el número de unidades bajo
AGC sea más reducido. Por criterios de confiabilidad, el mínimo
número de unidades a las que se le asigne la regulación secundaria
debe ser dos (2) unidades. Ante condiciones de aislamiento o
fraccionamiento de la red en el SEIN, se debe asignar como mínimo
una (1) unidad en cada área fraccionada.
Página 44 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
5.2.3.4. VELOCIDAD DE CAMBIO DE CARGA POR UNIDAD
Considerando las diferentes tecnologías de las plantas generadoras
del SEIN, la velocidad de cambio total requerida del SEIN (12
MW/minuto) y las dos (2) unidades requeridas como mínimo, se
recomienda una velocidad mínima por unidad de 6 MW/minuto
medidos con el modo de pruebas del AGC en el Centro de Control
del COES.
Teniendo en cuenta las particularidades tecnológicas y de control de
las plantas de ciclo combinado, éstas deben considerarse para el
AGC como una sola unidad.
La asignación de reserva de regulación a cada unidad estará
limitada a dos (2) veces (regulación hacia arriba y hacia abajo) el
valor efectivo de potencia que pueda variar en 10 minutos, de
acuerdo con su velocidad de cambio de carga medida durante las
pruebas de habilitación para AGC.
5.2.3.5. NÚMERO MÁXIMO DE UNIDADES
Se recomienda distribuir la reserva de regulación secundaria entre
un número no muy grande de generadores, ya que al tener muchos
generadores el valor del error de control de área (ACE) se dividiría
en valores muy pequeños, que al entrar en bandas muertas y filtros
podrían originar respuestas inadecuadas en el control automático
de los generadores. En estado estacionario, el SEIN presenta
desviaciones de frecuencia del orden de los 0.10 Hz y si se asumen
valores de BIAS alrededor de los 180 MW/Hz en periodos de
demanda máxima, los valores de ACE en estado estable estarían
alrededor de los 20 MW. Con estos valores de ACE se recomienda
para el SEIN un número máximo de 4 unidades.
Página 45 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
5.2.3.6. RESERVA TOTAL DEL SISTEMA
La reserva rotante destinada a la regulación secundaria de
frecuencia bajo AGC es la indicada en el numeral 4.3.
5.2.3.7. PARTICIPACIÓN
SECUNDARIA
MÍNIMA
EN
REGULACIÓN
La participación mínima en el AGC se refiere a la cantidad de
potencia mínima con que debe contar una unidad elegible para
regular.
Este valor lo condicionan tanto las limitaciones técnicas
del programa AGC como de la unidad generadora. En concordancia
con lo recomendado en el numeral 5.2.3.5 sobre el número máximo
de unidades, el valor recomendado para el SEIN de mínima
asignación de MW para AGC por unidad no debe ser inferior a 5
MW.
5.2.3.8. TIEMPO DE RETARDO DE LA UNIDAD EN COMENZAR
A RESPONDER UNA VEZ ENVIADO EL COMANDO POR EL AGC
Para garantizar un adecuado desempeño de la respuesta de las
unidades a los comandos del AGC, es necesario definir un límite al
tiempo de retardo máximo a partir del cual las unidades deben
empezar a variar su salida de potencia, una vez se envíe el
comando desde el centro de control del COES. Teniendo en cuenta
los tiempos de actuación de la regulación primaria, de recuperación
de la frecuencia, las recomendaciones internacionales y la
experiencia de la operación del AGC colombiano, se define como
máximo un valor de 20 segundos.
5.2.3.9. ÁREAS DE CONTROL EN CASO DE AISLAMIENTO
Dada la factibilidad de la separación de SEIN en áreas aisladas, se
recomienda que ante la adquisición de un AGC, el mismo tenga la
funcionalidad de operar con áreas aisladas, lo cual le permitirá a
Página 46 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
cada área disponer de regulación de frecuencia de manera
automática.
5.3.
PROPUESTA PARA LA CONSIDERACIÓN EN EL
DESPACHO
ECONÓMICO
DE
LA
RESERVA
ROTANTE
DESTINADA A LA REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE
FRECUENCIA EN EL PERÚ
5.3.1. REGULACIÓN PRIMARIA
Consecuente con el principio de que todas las unidades de
generación deben aportar individualmente el margen de regulación
primaria, dicho margen será incluido en las restricciones del
despacho económico para cada período de despacho. Para los casos
en que una unidad asuma temporalmente el compromiso de
regulación primaria de otra unidad, dicho margen será incluido en
las restricciones del despacho económico.
Con el objeto de reducir o eliminar posibles vertimientos, el COES
podrá disminuir la participación, o incluso retirar, temporalmente a
una unidad hidráulica del servicio de regulación primaria de
frecuencia.
En el despacho económico se incluirá la siguiente restricción para
cada unidad de generación:
Potencia Programada Capacidad Máxima* (1-
% Reserva_Primaria
)
100
Cuando un agente generador sustente técnicamente y/o
económicamente al COES que la reserva con destino a la regulación
primaria la puede cumplir con la capacidad de sobrecarga
Página 47 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
transitoria, sostenida 30 segundos, no se limitará su capacidad de
generación en las restricciones del despacho económico.
Para la asignación de la reserva rotante destinada a la regulación
primaria no se tendrá en cuenta las limitaciones de la transmisión.
En el Capítulo 9 se expone con mayor detalle la inclusión en el
despacho económico la reserva de regulación primaria.
5.3.2. REGULACIÓN SECUNDARIA
Consecuente con el esquema de
mercado peruano, no se considera
precios para proveer este servicio,
como una restricción en el despacho
declaración de costos en el
necesario introducir oferta de
es decir, el mismo se tratará
económico.
La asignación en el despacho económico se hará a las unidades
habilitadas, cumpliendo el mínimo número de unidades mencionado
en el numeral 5.2.3. En consecuencia, por las condiciones de
optimalidad del despacho económico la asignación de reserva hacia
arriba se hará en orden de la más costosa a la menos costosa.
Opcionalmente, de poderse manejar operativa y tecnológicamente,
se podrá diferenciar la regulación secundaria para bajar generación.
En este caso, por las condiciones de optimalidad del despacho
económico, la asignación de reserva se hará en orden de la más
económica a la menos económica.
En el despacho económico la inclusión de los grupos generadores
habilitados a la regulación secundaria dependerá de su costo,
cumpliendo las restricciones técnicas. En el mérito del despacho de
la regulación secundaria no se tendrán en cuenta factores técnicos,
se supone que todos lo grupos al ser habilitados cumplen las
condiciones mínimas de participación.
Página 48 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
En el despacho económico se deberán incluir las siguientes
restricciones a nivel de sistema o área:
 Mínimo[Reserva
Asignable,(Capacidad Máxima- Potencia Programada)]  Reserva Arriba
 Mínimo[Reserva
Asignable,(Potencia Programada- Mínimo T écnico)] Reserva Abajo
Alternativamente, la asignación de reserva para regulación
secundaria de frecuencia se podrá efectuar previo al despacho
económico.
En este caso se incluirían, en este último, las
restricciones de reserva asociadas a las unidades que resultaron
con asignación para regulación secundaria de frecuencia.
Para la asignación de la reserva rotante destinada a la regulación
secundaria se tendrá en cuenta las limitaciones de la transmisión,
por ejemplo, en un área exportadora la asignación máxima
corresponderá a la capacidad remanente de transporte.
En el Capítulo 9 se expone con mayor detalle la inclusión en el
despacho económico de la reserva de regulación secundaria.
Página 49 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
6.
PROPUESTA PARA LA COMPENSACIÓN Y COBRO
DE
LA
RESERVA
REGULACIÓN
ROTANTE
PRIMARIA
Y
DESTINADA
A
SECUNDARIA
LA
DE
FRECUENCIA EN EL PERÚ
6.1.
INTRODUCCIÓN
La regulación primaria será un servicio obligatorio por parte de cada
unidad de generación sin compensación adicional a la producción de
energía. Estará sujeto a penalización por incumplimiento.
Por su parte la regulación secundaria será un servicio voluntario por
parte de cada unidad de generación sujeto a compensación y a
penalizaciones por incumplimiento. Respecto de la asignación de la
compensación, la misma se efectuará entre los generadores.
6.2.
REGULACIÓN PRIMARIA
La regulación primaria será un servicio obligatorio por parte de cada
unidad de generación sin compensación adicional a la producción de
energía. Estará sujeto a penalización por incumplimiento.
Adicionalmente, debe tenerse en cuenta que al restringirse en el
despacho la capacidad máxima, para mantener la reserva de
regulación primaria, los precios del mercado de corto plazo se
incrementan reflejando el costo económico de la reserva primaria.
Cuando temporalmente una unidad de generación no pueda prestar
el servicio de regulación primaria por razones técnicas debidamente
justificadas al COES, podrá contratar con otros generadores la
prestación del mismo. En este caso la remuneración será pactada
libremente entre las partes.
Página 50 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
La posibilidad de delegar temporalmente a otra unidad la prestación
del servicio de regulación primaria estará sujeta a la aprobación del
COES, el cual analizará si dicha delegación no deteriora la
prestación de dicho servicio para el SEIN.
Cuando los análisis técnicos que efectúe el COES determinen que
una unidad de generación no cumplió el servicio de regulación
primaria de frecuencia, la unidad será objeto de penalización. El
monto de la penalización se estimará para cada período de
despacho como:
Incumplimiento RPF  Generación Real *
2 * % RPF
* [Costo Marginal Barra]
100
El monto de las penalizaciones por período de despacho se asignará
a los generadores que cumplieron con el servicio de regulación
primaria a prorrata de la generación real.
Cuando un área solicite una reserva de regulación primaria mayor a
la indicada para el SEIN, el COES evaluará la conveniencia técnica
de dicha solicitud, de ser aprobada, el área solicitante deberá
asumir los costos adicionales.
6.3.
REGULACIÓN SECUNDARIA
La compensación
considerará:
a
los
agentes
generadores
respectivos
1. La reserva asignada en la programación de la operación y sus
modificaciones en tiempo real.
2. El servicio efectivamente prestado según los análisis pos
operativos.
3. La compensación por dejar de generar energía y potencia en
el sistema.
Página 51 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
La compensación por el servicio de regulación secundaria se
reconocerá con independencia de que la reserva rotante destinada
al servicio de regulación secundaria haya restringido o no la
generación de la unidad, según lo indiquen los análisis pos
operativos.
La remuneración del servicio de regulación secundaria de frecuencia
se efectuará con independencia de la prestación simultánea por
parte de la unidad de otros servicios complementarios.
Cuando un área solicite una reserva de regulación secundaria
mayor a la indicada para el SEIN, el COES evaluará la conveniencia
técnica de dicha solicitud, de ser aprobada, el área solicitante
deberá asumir los costos adicionales.
6.3.1. ENERGÍA COMPENSABLE
En el actual esquema de transacciones en Perú, para cada período
de mercado, se remunera la generación real, ya sea al precio de la
barra respectiva o al de los costos del generador, cuando éste se
requiere y su costo marginal es superior al de la barra. La energía
regulante compensable en cada período de mercado corresponderá
a:
1. Si la generación real es menor o igual a la generación
programada menos la reserva para bajar asignada:
Compensación = 0
2. Si la generación real es mayor o igual a la generación
programada más la reserva para subir asignada:
Compensación = 0
3. Para los demás casos:
Página 52 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Compensación  Generación Programada Reserva Arriba - Generación Real
La energía compensable se valora a la diferencia entre el precio
aplicado para remunerar la generación real en la barra, afectado
por el respectivo factor de pérdidas marginales, y el costo operativo
variable del recurso. Este diferencial de precios se podrá afectar
por un factor menor o igual a uno (1), el cual no debe desincentivar
la prestación del servicio pero que limite la remuneración de
aquellos recursos que puedan llegar a tener muy bajo costo
marginal, y para lo cuales la remuneración no resulte consecuente
con la pérdida de oportunidad por prestar el servicio.
La reserva asignada y la generación programada corresponden al
valor de programación actualizado según las instrucciones del
COES, ya sea en el redespacho o en la operación real.
Cuando el recurso de generación deba arrancar para prestar el
servicio de regulación secundaria de frecuencia se reconocerán
además los costos de arranque y parada como parte de este
servicio.
6.3.2. POTENCIA COMPENSABLE
Para las unidades de generación que presten el servicio de
regulación secundaria se considerará, para efectos de los ingresos
adicionales por potencia generada en el sistema, que la potencia
puesta a disposición del sistema en la operación real corresponde a:
1. Si la generación real es menor o igual a la generación
programada menos la reserva para bajar asignada:
Potencia = Potencia real
2. Si la generación real es mayor o igual a la generación
programada más la reserva para subir asignada:
Página 53 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Potencia = Potencia real
3. Para los demás casos:
Potencia Generación Programada Reserva Arriba
La reserva asignada y la generación programada corresponden al
valor de programación actualizado según las instrucciones del
COES, ya sea en el redespacho o en la operación real.
6.4.
ASIGNACIÓN
DEL
COSTO
DEL
SERVICIO
DE
REGULACIÓN SECUNDARIA
El pago del monto total de las compensaciones efectuadas a los
generadores que prestaron el servicio de regulación secundaria de
frecuencia será asignado a todos los generadores despachados en
proporción a la generación real.
Esta asignación podría ser transferida
mediante acuerdos bilaterales entre ellos.
Página 54 de 77
a
otros
generadores,
INFORME
FINAL
7.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
RESERVA TERCIARIA
7.1.
INTRODUCCIÓN
La reserva terciaria a que se hace referencia en este Capítulo es
aquella asociada a la recuperación de la reserva rotante consumida
en la regulación de frecuencia. Otra reserva asociada a criterios de
seguridad o confiabilidad del sistema, por ejemplo de áreas ante
contingencias de transmisión, están fuera del alcance del presente
estudio.
Es importante indicar que las distintas reservas: reserva
instantánea, reserva primaria de frecuencia, reserva secundaria de
frecuencia y la reserva terciaria, no se comportan de manera
aditiva, ya que actúan en tiempos diferentes.
La reserva instantánea está representada por la acción
autorregulante de la carga y el esquema de desconexión de carga.
El esquema de desconexión de carga normalmente involucra
desconexión de carga de manera obligada, opcionalmente puede
disponerse de la prestación voluntaria de este servicio ofrecido por
los grandes usuarios.
La reserva terciaria puede estar disponible en:
1. Reserva rodante, ya sea de forma programada (reserva no
regulante), o como resultado natural del despacho. Aquella
resultante de manera natural en el despacho es de naturaleza
estocástica y, puede incluso, mostrar comportamientos
estaciónales, por ejemplo, épocas de estiaje y avenida.
2. Reserva fría, ubicada en grupos de de entrada rápida, menor
de 10 a 15 minutos. Reservas que entren en tiempos
mayores no estarían asociados a la recuperación del margen
de reserva secundaria. Se parte de la premisa de que las
Página 55 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
unidades que están en reserva fría no han sido requeridas en
la programación del despacho.
Si las unidades en reserva fría requiriesen tiempos de
arranque y sincronización superiores, la alternativa sería
tener la reserva terciaria como reserva rotante.
7.2.
REQUISITOS TÉCNICOS
Algunos de los requisitos técnicos que deben cumplir los grupos de
generación que aspiren a ser habilitados a prestar el servicio de
reserva terciaria son:
1. Tasa de toma de carga MW/minuto. La máxima potencia que
pueden ofertar para el servicio de reserva terciaria es aquella
que puedan tener sincronizada al cabo de 10 a 15 minutos.
2. Tiempo de arranque y sincronización inferior a 10 minutos.
3. Capacidad de sincronizarse a frecuencias desde de 59.0 Hz.
En cualquier momento el COES podrá solicitar a un grupo
generador que haya ofertado disponibilidad asociado al servicio de
reserva fría, el arranque y sincronización a la red. Adicionalmente,
podrá solicitar la realización de pruebas al desempeño técnico, a las
cuales deberá asistir un auditor especializado en este tipo de
pruebas. El generador será penalizado cuando no cumpla con los
parámetros para participar en la reserva terciaria, ya sea que se
determine como consecuencia de un llamado en la operación o de la
realización de una prueba.
7.3.
DETERMINACIÓN DE LA RESERVA TERCIARIA
La reserva terciaria, rodante o fría
frecuencia, debe ser suficiente para
destinada a la regulación secundaria
reserva terciaria será como mínimo
asociada a la regulación de
recuperar la reserva rotante
de frecuencia. Por tanto, la
la magnitud programada de
Página 56 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
reserva secundaria de frecuencia.
7.4.
ASIGNACIÓN DE LA RESERVA TERCIARIA
La participación en el servicio de reserva terciaria será voluntaria,
cada grupo generador ofertará la disponibilidad para dicho servicio.
Adicionalmente, dependiendo de las reservas de la fuente primaria
de generación, cada grupo podrá declarar las horas en que puede
mantener la disponibilidad ofertada en caso de ser llamado a
generar.
Para la asignación de la reserva terciaria se tendrán en cuenta las
limitaciones de la transmisión. Por ejemplo, en un área
exportadora, la asignación máxima corresponderá a la capacidad
remanente. En caso de formación de áreas, se asignará reserva
terciaria a cada una de ellas, en función de la reserva secundaria
asignada a la respectiva área.
En la programación diaria, la reserva fría se asignará según el
orden de mérito técnico de los grupos disponibles para tal fin.
Serán llamadas en su orden las unidades con mejor desempeño
técnico, considerando su tiempo de sincronización, rampa
MW/minuto y tasa de fallas en el arranque. Antes de llamar
reserva fría se deberá disponer de la reserva disponible terciaria
sincronizada.
En caso de empate en el mérito técnico entre dos o más grupos
generadores, se preferirá el de menor costo. Para evaluar dicho
costo el COES calculará, según su mejor previsión del tiempo que
se requerirá el servicio, el costo total incluyendo los costos de
arranque parada y los costos variables. A las unidades en “stand
by”, se les reconocerá la disponibilidad ofrecida como potencia
puesta a disposición del despacho.
Cuando un área solicite una reserva fría mayor a la indicada para el
SEIN, el COES evaluará la conveniencia técnica de dicha solicitud.
Página 57 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
De ser aprobada, el área solicitante deberá asumir los costos
adicionales.
7.5.
REMUNERACIÓN
La remuneración de la reserva fría considerará tanto la
disponibilidad como la energía generada en caso de ser llamado a
generar. Los grupos generadores que de manera natural queden
con reserva rotante no regulante en el despacho económico no
recibirán remuneración asociada a la reserva que puedan aportar
diferente a la que reciben normalmente del mercado.
Consecuentemente con el esquema de costos del mercado de
electricidad peruano, la compensación a cada grupo que prestan el
servio de reserva terciaria es la siguiente:
1. Cuando como resultado del despacho económico resulten de
manera natural reserva
terciaria, la misma no será
remunerada.
2. Para efectos de los ingresos adicionales por potencia
generada en el sistema, la disponibilidad asociada a la
reserva fría se remunerará considerando que la potencia
puesta a disposición del sistema en la operación real,
corresponde a la disponibilidad declarada para el servicio de
reserva fría.
3. Cuando los grupos que estén prestando el servicio de reserva
fría sean llamado a generar se reconocerá el costo operativo,
incluyendo
tanto
los
costos
variables
como
los
correspondientes al arranque y parada.
Cuando el costo operativo variable sea superior al costo
marginal de la barra donde inyecta el grupo generador,
afectado por el respectivo factor de pérdidas marginales, de
la compensación se descontará este costo marginal.
Página 58 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
La asignación de los costos de reserva fría se hará 50% a la
demanda y 50% a los generadores. La parte asignada a los
generadores se hará en proporción al producto entre la generación
real y la tasa de fallas anual.
Página 59 de 77
INFORME
FINAL
8.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
PROPUESTA DE CAMBIO Y MODIFICACIONES A
LAS NORMAS VIGENTES Y ELABORACIÓN DE LOS
PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS A APLICAR POR EL
COES-SINAC
DESTINADA
PARA
A
LA
LA
RESERVA
REGULACIÓN
ROTANTE
PRIMARIA
Y
SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL PERÚ
8.1.
INTRODUCCIÓN
Consecuente con las propuestas efectuadas en los Capítulos
anteriores, se presenta en este Capítulo las modificaciones a las
normas vigentes peruanas que el Consultor ha considerado
necesarias, con el objeto de armonizar las mismas con las
propuestas para el manejo de la reserva rotante destinada a la
regulación de frecuencia.
En el Anexo 1 se presentan los Procedimientos Técnicos a aplicar
por el COES para el tratamiento operativo y comercial de la reserva
rotante destinada la regulación de frecuencia.
8.2.
MODIFICACIONES PROPUESTAS
Consecuente con las propuestas efectuadas, se presenta las
modificaciones a las normas vigentes peruanas que el Consultor ha
considerado necesarias, con el objeto de armonizar las mismas con
las propuestas para el manejo de la reserva rotante destinada a la
regulación de frecuencia.
De acuerdo con la experiencia internacional y la propuesta del
Consultor, se recomienda modificar lo indicado en el Procedimiento
COES No. 9 “Coordinación de la Operación en Tiempo Real del
Sistema Interconectado Nacional” en los siguientes aspectos:
Página 60 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
1. En la operación las variaciones normales de frecuencia se
cambiará de 0.6% (0.36 Hz sobre 60.0 Hz) a 0.33% (0.20 Hz
sobre 60.0 Hz).
2. En situaciones transitorias, como estados de emergencia,
considerar rangos de variación más amplios, 0.36 Hz.
3. Los indicadores de Variación Súbita de la Frecuencia, ±
1.0 Hz (59.0 Hz y 61.0 Hz), e Integral de Variación Diaria de
Frecuencia (IVDF) ± 600 ciclos/día, mantenerlos sólo como
indicadores de la calidad de la frecuencia.
4. No efectuar ninguna acción operativa tendiente a corregir la
desviación de tiempo, indicador IVDF.
5. Adicionalmente, deberán incluirse y/o modificarse el resto de
aspectos asociados con la frecuencia propuestos en el nuevo
Procedimiento COES No. 22 y que finalmente sean aprobados.
Se recomienda modificar la Norma Técnica para la Coordinación de
la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, de
acuerdo con lo propuesto en los siguientes apartes:
6.2.1 El COES establecerá la Reserva Rotante con criterio técnico
económico, la cual servirá para atender las necesidades de
Regulación Primaria y Secundaria de frecuencia, teniendo en cuenta
el costo de suplirla versus los beneficios para el SEIN de tenerla,
considerando la probabilidad de falla de los generadores y de los
elementos de los sistemas de transmisión.
El valor de la Reserva Rotante será definido por la Dirección, a más
tardar el 10 de diciembre de cada año; para tal efecto, anualmente
la DOCOES presentará una propuesta sustentada a más tardar el
31 de octubre de cada año, debiendo ser aprobado a mas tardar el
10 de diciembre del mismo año, y entrar en vigencia el 1 de enero
del siguiente año.
Página 61 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
En este numeral se puede mantener el tema del riesgo de falla a
que se hace referencia la normatividad actual, pero no asociado a la
reserva rotante destinada a la regulación de frecuencia, sino en un
ámbito más general, el de la confiabilidad y seguridad.
6.2.3 En la programación de la operación de la DOCOES, la Reserva
Rotante ejecutada en todo momento corresponderá al valor fijado.
Los niveles y desempeño de la Reserva Rotante serán fiscalizados
por el OSINERG.
En concordancia con la propuesta de no efectuar correcciones de
tiempo IVDF, se propone eliminar el numeral 6.3.6.
Página 62 de 77
INFORME
FINAL
9.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
DESCRIPCIÓN
COMPUTADOR
DE
PARA
LOS
LA
PROGRAMAS
DETERMINACIÓN
DE
Y
ASIGNACIÓN LA RESERVA ROTANTE DESTINADA A
LA
REGULACIÓN
PRIMARIA
Y
SECUNDARIA
DE
FRECUENCIA EN EL PERÚ
9.1.
INTRODUCCIÓN
Se presenta una descripción de los desarrollos computacionales
efectuados para la aplicación de las metodologías propuestas para
la determinación y asignación de la reserva rotante destinada a la
regulación de frecuencia.
En el Anexo 2 se presenta el manual desarrollado de un prototipo
de programa computacional para la determinación y asignación de
la reserva rotante destinada a la regulación de frecuencia.
9.2.
REGULACIÓN PRIMARIA
Consecuente con el principio de que todas las unidades de
generación deben aportar individualmente el margen de regulación
primaria, dicho margen será incluido en las restricciones del
despacho económico para cada período de despacho. Para los casos
en que una unidad asuma temporalmente el compromiso de
regulación primaria de otra unidad, dicho margen será incluido en
las restricciones del despacho económico.
En el despacho económico se incluirá la siguiente restricción para
cada unidad de generación:
  % RP rimariai,t  
Generacioni,t  DisponibleMWi,t 1  
 
100

 
Página 63 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Donde:
Generacioni,t
DisponibleMWi,t
% RPrimariai,t
9.3.
Variable de decisión que indica el nivel de generación en MW
de la unidad de generación i para el período de optimización t.
Dato de la disponibilidad en MW de la unidad de generación i
para el período de optimización t. Este dato debe ser por
período dado que es posible que la disponibilidad varíe para
cada período de optimización t.
Es el valor en porcentaje (%) de la reserva primaria asignada
a la unidad de generación i para el período de optimización t.
REGULACIÓN SECUNDARIA
Consecuente con el esquema de declaración de costos en el
mercado peruano, no se considera necesario considerar oferta de
precios para proveer este servicio; es decir, se tratará como una
restricción en el despacho económico.
La asignación en el despacho económico se hará a las unidades
habilitadas, cumpliendo las restricciones técnicas asociadas. En
consecuencia, por las condiciones de optimalidad del despacho
económico, la asignación de reserva para subir se hará en orden de
la más costosa a la menos costosa.
Opcionalmente, de poderse manejar operativa y tecnológicamente,
se podrá diferenciar la regulación secundaria para bajar generación.
En este caso, por las condiciones de optimalidad del despacho
económico, la asignación de reserva se hará en orden de la más
económica a la menos económica.
A continuación se presentan dos alternativas de modelación de las
restricciones asociadas la reserva rotante destinada a la regulación
secundaria. La primera alternativa corresponde a una inclusión
dentro del despacho económico de la restricción de reserva rotante,
por tanto se optimiza de manera conjunta producción de energía y
reserva. La segunda alternativa corresponde a una asignación
Página 64 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
antes del despacho. Es claro que esta segunda alternativa arroja
una solución subóptima respecto de la anterior.
9.3.1. ASIGNACIÓN DE REGULACIÓN SECUNDARIA EN EL
DESPACHO
Como parte de la optimización conjunta reserva energía, se
presenta la modelación general de las ecuaciones asociadas a la
regulación secundaria tanto para subir como para bajar.
9.3.1.1. RESTRICCIONES DE MARGEN DE RESERVA HACIA
ARRIBA (UP)1
En el despacho económico se incluirán las siguientes restricciones a
nivel de sistema o área para cada período t2:
Generacioni,t  RSUpi,t  DisponibleMWi,t
Por unidad de generación i período t
RSUpi,t - Upi,t * i i,t  0
Por unidad de generación i período t
RSUpi,t - Upmnt * i i,t  0
Por unidad de generación i período t
I up
 RSUp
i,t
iRS
I up
i
iRS
i,t
 HUpt
 Num Upt
Reserva del sistema período t
Número mínimo de unidades periodo t
Donde:
ii,t
1
2
Variable binaria de decisión que indica si la unidad de
generación i para el período de optimización t está atendiendo
Sólo se modela para las unidades de generación (i) que están habilitadas para el servicio de reserva secundaria
hacia arriba.
Por facilidad de implementación, la formulación matemática se ha desarrollado como un problema lineal, las
cuales pueden ser incluidas en el modelo de despacho y resueltas usando técnicas de programación lineal entera
mixta.
Página 65 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
(1) o no (0) servicio secundario de frecuencia hacia arriba.
Variable de decisión que determina el nivel de reserva
secundaria hacia arriba atendida por la unidad de generación i
para el período de optimización t.
Dato de reserva secundaria hacia arriba ofertada por la unidad
de generación i para el período de optimización t.
Dato de reserva secundaria hacia arriba mínima que puede ser
asignada a una unidad de generación para el período de
optimización t.
Dato de la holgura requerida del sistema hacia arriba para el
período t.
Dato del número mínimo de unidades que se deben cumplir
para regulación secundaria de frecuencia hacia arriba en el
período t.
Dato del número de unidades que ofertaron el servicio
secundario de frecuencia hacia arriba para el período t
RSUpi,t
Upi,t
Upmnt
HUpt
NumUpt
I up
i  RS
Conjunto de unidades de generación que ofertaron el servicio
de regulación secundaria de frecuencia hacia arriba.
9.3.1.2. RESTRICCIONES DE MARGEN DE RESERVA HACIA
ABAJO (DOWN)3
Generacionu,t - RSDnu,t  MTMWu,t * u u,t
0
Por unidad de generación u período t
RSDnu, t - Down u,t * i'u,t  0
Por unidad de generación u período t
RSDnu,t - Dminu * i'u,t  0
Por unidad de generación u período t
U down
 RSDn
u, t
uRS
U down
 i´
uRS
3
u, t
 HDownt
 Num Downt
Reserva del sistema período t
Número mínimo de unidades período t
Sólo se modela para las unidades de generación (u) que están habilitadas para el servicio de reserva secundaria
hacia abajo.
Página 66 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Donde:
i´u, t
RSDnu, t
Downu, t
Dmint
HDownt
NumDownt
MTMWu, t
U down
u  RS
u u, t
Variable binaria de decisión que indica si la unidad de
generación u para el período de optimización t está atendiendo
(1) o no (0) servicio secundario de frecuencia hacia abajo.
Variable de decisión que determina el nivel de reserva
secundaria hacia abajo atendida por la unidad de generación u
para el período de optimización t.
Dato de reserva secundaria hacia abajo ofertada por la unidad
de generación u para el período de optimización t.
Dato de reserva secundaria hacia abajo mínima que puede ser
asignada a una unidad de generación para el período de
optimización t.
Dato de la holgura requerida por el sistema hacia abajo para el
período t.
Dato del número mínimo de unidades que se deben cumplir
para regulación secundaria de frecuencia hacia abajo en el
período t.
Dato del mínimo técnico en MW de la unidad de generación u
para el período de optimización t.
Dato del número de unidades que ofertan el servicio
secundario de frecuencia hacia abajo para el período t.
Conjunto de unidades de generación que pueden prestar el
servicio de regulación secundaria de frecuencia hacia abajo.
Variable binaria de decisión que indica si la unidad de
generación u para el período de optimización t está
despachada (1) o no (0).
9.3.2. ASIGNACIÓN
DE
REGULACIÓN
SECUNDARIA
PREVIO AL DESPACHO
Esta formulación considera que el proceso de asignación de la
reserva secundaria es realizado por fuera del proceso de
optimización del despacho, considerando que los valores de reserva
hacia arriba pueden ser diferentes de los asignados hacia abajo.
La asignación de reserva hacia arriba previa al despacho aplica para
aquellos recursos para los cuales se tiene certeza estarán
despachados en el despacho económico. Si para el cumplimiento
de la reserva de regulación secundaria se requiriese unidades de
Página 67 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
generación adicionales (forzadas), la misma se asignará a las más
económicas.
El problema para la asignación de la reserva secundaria de
frecuencia a nivel de sistema o área para cada período t es resuelto
modelando un problema matemático de optimización, el cual se
describe a continuación4:
Función objetivo
Maximizar:
U
 I


Costo
*
RSUp

Costou, t * RSDownu, t 


i,t
i,t

t 1  iUP
uDown

T
Restricciones de reserva hacia arriba (up)
RSUpi,t - Upi,t * i i,t  0
Por unidad de generación i período t
RSUpi,t - Upmnt * i i,t  0
Por unidad de generación i período t
I up
 RSUp
i,t
iRS
I up
i
iRS
i,t
 HUpt
 Num Upt
Reserva del sistema período t
Número mínimo de unidades período t
Donde:
ii,t
RSUpi,t
Upi,t
4
Variable binaria de decisión que indica si la unidad de
generación i para el período de optimización t está atendiendo
(1) o no (0) servicio secundario de frecuencia hacia arriba.
Variable de decisión que determina el nivel de reserva
secundaria hacia arriba atendida por la unidad de generación i
para el período de optimización t.
Dato de reserva secundaria hacia arriba ofertada por la unidad
Sólo se modela para las unidades de generación (i) que están habilitadas para prestar el servicio de reserva
secundaria.
Página 68 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
de generación i para el período de optimización t
Dato de reserva secundaria hacia arriba mínima que puede ser
asignada a una unidad de generación para el período de
optimización t.
Dato de la holgura requerida del sistema hacia arriba para el
período t.
Dato del número mínimo de unidades que se deben cumplir
para regulación secundaria de frecuencia hacia arriba en el
período t.
Dato del número de unidades que ofertaron el servicio
secundario de frecuencia hacia arriba para el período t.
Upmnt
HUpt
NumUpt
I up
i  RS
Conjunto de unidades de generación que ofertaron el servicio
de regulación secundaria de frecuencia hacia arriba.
Restricciones de reserva hacia abajo (down)
RSDownu,t - Down u, t * i'u, t  0
Por unidad de generación u período t
RSDownu, t - Dminu * i'u,t  0
Por unidad de generación u período t
U down
 RSDown
u, t
uRS
U down
 i´
uRS
u, t
 HDownt
Reserva del sistema período t
 Num Downt
Número mínimo de unidades período t
Donde:
i´u, t
RRSDownu, t
Downu, t
Dmint
Variable binaria de decisión que indica si la unidad de
generación u para el período de optimización t está atendiendo
(1) o no (0) servicio secundario de frecuencia hacia abajo.
Variable de decisión que determina el nivel de reserva
secundaria hacia abajo atendida por la unidad de generación u
para el período de optimización t.
Dato de reserva secundaria hacia abajo ofertada por la unidad
de generación u para el período de optimización t.
Dato de reserva secundaria hacia abajo mínima que puede ser
asignada a una unidad de generación para el período de
optimización t.
Página 69 de 77
INFORME
FINAL
HDownt
NumDownt
U down
u  RS
9.4.
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
Dato de la holgura requerida por el sistema hacia abajo para el
período t.
Dato del número mínimo de unidades que se deben cumplir
para regulación secundaria de frecuencia hacia abajo en el
período t.
Dato del número de unidades que ofertan el servicio
secundario de frecuencia hacia abajo para el período t.
Conjunto de unidades de generación que pueden prestar el
servicio de regulación secundaria de frecuencia hacia abajo.
ANÁLISIS
DE
IMPLEMENTACIÓN
DE
RESTRICCIONES PARA LA ASIGNACIÓN DE LA RESERVA EN
EL NCP
Como parte de los análisis efectuados, se presenta una revisión de
las restricciones asociadas a la reserva rotante disponibles en el
Modelo de Planificación de la Operación Energética de Corto Plazo
(NCP), el cual, según ha indicado el COES, será utilizado para la
programación diaria del despacho.
Del manual del usuario del modelo NCP, suministrado por el COES,
se identifica:
3.3.7 Oferta de reserva
En algunos sistemas, existen mercados para sistemas ancilares. El NCP permite
que sean definidos ofertas de reserva de potencia por hidroeléctrica, indicando el
precio ($/MWh), y cantidad (MW) ofertada.
La reserva de potencia del sistema puede ser definida en término de un
porcentaje de la demanda del sistema o en MW en cada hora.
El usuario tiene la opción de entrar con un valor fijo del porcentaje de demanda,
o entonces, entrar con los valores en MW (fijo o variable a lo largo del estudio),
al revés de un porcentaje de la demanda (fija o variable).
Lo anterior será útil para el tratamiento de la reserva rotante
destinada a la regulación secundaria de frecuencia, ya que permite
Página 70 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
incorporar las ofertas de disponibilidad para el servicio de reserva
secundaria. Respecto al precio, el mismo se hará igual a cero (0),
ya que para este servicio no se está considerando oferta de precio.
Por su parte el numeral 3.3.7 del NCP aparentemente está
limitando las ofertas de reserva a las plantas hidroeléctricas, lo
anterior no es consecuente con lo indicado en el numeral 4.12, el
cual no excluye las plantas térmicas. Este aspecto debería ser
aclarado por PSR, indicando que el numeral 3.3.7 incluye a las
plantas térmicas.
Así mismo, hace parte del manual del NCP, el siguiente texto, el
cual es analizado a continuación en los numerales 9.4.1 y 9.4.2:
Página 71 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
9.4.1. REGULACIÓN PRIMARIA
De acuerdo con lo indicado en el numeral 4.13 del manual del NCP, la
reserva primaria no es una variable de decisión, es un valor que se
descuenta de la capacidad disponible de cada grupo generador. Lo anterior
es consistente con la propuesta efectuada por el Consultor, en el sentido de
que la reserva primaria es valor fijo asignable a todos los recursos de
generación. Dicho valor, como lo indica el manual del NCP, puede ser
ingresado como:
1. Un valor único porcentual que se aplica a todas las plantas del
sistema.
2. A partir de la definición de un porcentaje de la capacidad disponible de
la planta (potencia instalada – MW en mantenimiento).
3. Por medio de un valor absoluto (MW) a ser restado de la capacidad
disponible.
Página 72 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
9.4.2. REGULACIÓN SECUNDARIA
Las ecuaciones 24 y 25 del manual del NCP, son compatibles con la
propuesta de reserva secundaria, basada en oferta de cantidades.
Sin embargo, no se identifica en el manual la forma en que se
relacionan el aporte de reserva con la producción de energía.
El manual del NPC esta asociando la ecuación 26 a la reserva
secundaria, pero no se identifica una expresión que límite la reserva
que pueda asignarse a un generador según la oferta de
disponibilidad.
De otra parte, no se identifica en el manual del NCP, la forma de
considerar el valor de reserva secundaria hacia abajo.
Por lo anterior, se recomienda solicitarle a PSR las siguientes
aclaraciones respecto de la regulación secundaria:
1. La ecuación 26 del manual modela un tipo genérico de
reserva, de acuerdo con nuestra interpretación, no puede ser
usada debido a que no limita el valor de reserva que puede
ser aportado por cada planta.
2. Para determinar la forma en que pueden ser aplicadas las
restricciones 24 y 25 del manual, es necesario determinar
cómo se relaciona la variable de decisión r(i,t), con la variable
de decisión de generación (MWh) de la planta i en la hora t.
3. Debe indicarse la forma en que puede modelarse la reserva
hacia abajo, considerando el mínimo técnico de cada recurso
de generación.
Página 73 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
10. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
 CESI. 2004. Informe Final, REGULACIÓN PRIMARIA DE LA
FRECUENCIA EN EL SEIN. Selección y Determinación de un
Orden de Mérito de las Unidades de Generación con Referencia a
la Regulación Primaria de la Frecuencia del Sistema.
 EDF. 2000. Informe Final. Selección de unidades de generación
para la regulación primaria y secundaria de frecuencia del SIS.
 PA Consulting Services S.A.C. 2005. Análisis de la Metodología
Aplicable para la Evaluación de la Potencia y Energía No
Despachada en Unidades que Proveen Reserva Rotante y
Elaboración de Términos de Referencia para Estudio Integral de
la Problemática de Reserva Rotante en el SEIN.
 NERC Operating Policy 1, Generation Control and Performance.
2001.
 CAISO 2005 Annual Report.
 CAISO – Ancillary Service Procurement - M402. 11 de Abril de
2005.
 WECC Reliability Criteria – Part III Minimum Operating Reliability
Criteria. Agosto de 2002.
 FERC ELECTRIC TARIFF - VOLUME NO. I - Marzo 22 de 2006.
 FERC ELECTRIC TARIFF - TRANSMISSION CONTROL AGREEMENT
APPENDIX E. Enero 1 de 2001.
 FERC ELECTRIC TARIFF – VOLUME NO. II - ISO TARIFF
APPENDIX K. Marzo 22 de 2006.
Página 74 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
 BUSINESS PRACTICE MANUAL
CAISO. 31 de Julio de 2006.
FOR
MARKET
OPERATIONS.
 Resolución de 30 de julio de 1998, de la Secretaría de Estado de
Energía y Recursos Minerales P.O.7.1 Servicio complementario de
regulación primaria. España.
 Resolución de 24 de mayo de 2006, de la Secretaría General de
la Energía P.O.7.2 Servicio complementario de regulación
secundaria. España.
 Resolución de 24 de mayo de 2006, de la Secretaría General de
la Energía P.O.7.3 Servicio complementario de regulación
terciaria. España.
 Resolución de 30 de julio de 1998, de la Secretaría de Estado de
Energía y Recursos Minerales P.O.-1.6 Establecimiento de los
planes de seguridad para la operación del sistema. España.
 Resolución de 13 de julio de 2006, de la Secretaría de Estado de
Energía y Recursos Minerales P.O.1.5 Establecimiento de la
reserva para la regulación frecuencia potencia. España.
 Resolución de 16 de octubre de 2006, de la Secretaría de Estado
de Energía y Recursos Minerales P.O.9 Información intercambiada
por el Operador del Sistema. España.
 Informe Anual 2005 del Sistema Eléctrico Español. Red Eléctrica
de España.
 Reglamento de Operación. Comisión de Regulación de Energía y
Gas – CREG. Colombia.
 Los Procedimientos CAMMESA. Argentina.
 Informe Anual 2004. CAMMESA.
Página 75 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
 Outlook for Electricity Markets 2005-2006. National Energy Boar
of Canada.
 701 System Security. Operating Policies and Procedures. AESO.
Alberta.
 Technical Requirements for Provision of Spinning Reserves.
Version 2.0. AESO. Alberta.
 Technical Requirements for Provision of Spinning Reserves from
Resources that are External to the Alberta Control Area. Version
2.0. AESO. Alberta.
 Technical Requirements for Provision of Regulating Reserves.
Version 2.0. AESO. Alberta.
 Technical Requirements for Provision of Supplemental Reserves
by Generation Units. Version 2.0. AESO. Alberta.
 Technical Requirements for Provision of Supplemental Reserves
by Load. Version 2.0. AESO. Alberta.
 Technical Requirements for Provision of Supplemental Reserves
from Resources that are External to the Alberta Control Area.
Version 2.0. AESO.
 Operating Policies and Procedures.
Independent
Operator. AESO. Alberta. Julio 11 de 2006.
System
 ISO Rules. AESO. Alberta. Julio 11 de 2006.
 Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio.
Nacional de Energía. Chile. Mayo de 2005.
Comisión
 Manual de Procedimientos MP-12 CDEC - SIC. Programación de
Corto Plazo o Programa Diario. Chile.
Página 76 de 77
INFORME
FINAL
ESTUDIO RESERVA ROTANTE Y REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SEIN
 Documentos y estudios entregados por el COES SINAC, según los
Términos de Referencia.
 Interconected Power System Dynamics Tutorial, EPRI 1998.
 Power Generation Operation and Control, Allen J. Wood and
Bruce F. Wollenberg, second edition.
Página 77 de 77