Informe-No.0027-2014-GART

Informe N° 0027-2014-GART
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
 AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA
 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Propuesta de Procedimiento Técnico
N° 22 “Reserva Rotante para
Regulación Secundaria de Frecuencia”
Propuesta para publicación
Lima, enero de 2014
OSINERGMIN
Informe N° 0027-2014-GART
ÍNDICE
1.
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 2
2.
ASPECTOS PRELIMINARES ..................................................................................... 4
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
3.
NECESIDAD DE RESERVAS DE POTENCIA ............................................................... 4
TIPOS DE RESERVA SEGÚN LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL .................................. 5
NORMATIVA PERUANA EN MATERIA DE RESERVAS DE POTENCIA ............................. 7
COMPARATIVA ...................................................................................................... 8
SUSTENTO DEL CONTENIDO DE MEJORAS DE LA PROPUESTA DE
PROCEDIMIENTO PR-22 ........................................................................................... 9
3.1. CÁLCULO DE RESERVAS ....................................................................................... 9
3.2. ASIGNACIÓN DE RESERVAS ................................................................................. 11
3.2.1. Generalidades ....................................................................................... 11
3.2.2. Modelo conceptual propuesto ............................................................... 12
3.2.3. Algoritmo de Asignación ........................................................................ 14
3.3. PRESTACIÓN DEL SERVICIO ................................................................................. 14
3.4. SEGUIMIENTO DEL SERVICIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA .................................. 19
3.4.1. Condiciones Operativas ........................................................................ 19
3.4.2. Seguimiento del volumen de reserva por parte de las URS ................... 20
3.4.3. Seguimiento de la respuesta ................................................................. 22
3.5. LIQUIDACIÓN DEL SERVICIO ................................................................................. 24
3.5.1. Costo de Oportunidad ........................................................................... 24
3.5.2. Costo de Asignación de Reserva .......................................................... 25
3.5.3. Término de Calidad ............................................................................... 26
3.5.4. Manejo de Liquidaciones Agregadas ..................................................... 26
3.6. HABILITACIÓN DE PROVEEDORES ......................................................................... 27
3.6.1. Habilitación a nivel de URS ................................................................... 27
3.6.2. Habilitación a nivel de grupo ................................................................. 29
3.7. RESTABLECIMIENTO DE LA RESERVA SECUNDARIA ............................................... 30
4.
PERÍODO TRANSITORIO HASTA LA PLENA IMPLEMENTACIÓN DEL
PROCEDIMIENTO PROPUESTO ..............................................................................31
4.1. IMPLEMENTACIÓN DE EQUIPAMIENTO ................................................................... 31
4.2. PERIODO TRANSITORIO ....................................................................................... 32
ANEXO A: CONTRASTE DE LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO PROBABILÍSTICO ...33
ANEXO B: ASPECTOS TÉCNICOS MÁS RELEVANTES DE LA ARQUITECTURA .......42
ANEXO C: CONDICIONES OPERATIVAS ADICIONALES A ESPECIFICAR POR EL
COES .........................................................................................................................51
ANEXO D: CONVENIENCIA DE UN CONTROL AUTOMATIZADO .................................62
ANEXO E: REQUERIMIENTOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA SOLUCIÓN
PROPUESTA .............................................................................................................73
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Secundaria de Frecuencia”
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1. Introducción
La Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica“, estableció en los literales a), b) y j) del Artículo
14° las funciones operativas del Comité de Operación Económica del
Sistema (en adelante COES) con relación a la programación de la
operación del Sistema Interconectado Nacional (en adelante SEIN), la
operación en tiempo real del SEIN y la planificación y administración de
los Servicios Complementarios que se requiera para la operación
segura y económica del SEIN, mientras que en el ítem b) de su Artículo
13° estableció como función de interés público del COES el elaborar los
procedimientos para la operación del SEIN y administración del
Mercado de Corto Plazo.
Asimismo, mediante Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el
Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (en
adelante “Reglamento COES”), cuyo Artículo 5°, numeral 5.1 detalla
que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las
propuestas de Procedimiento en materia de operación del SEIN, y en su
numeral 5.2 determina que el COES debe contar con una "Guía de
Elaboración de Procedimientos Técnicos", elaborada y aprobada por el
OSINERGMIN, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos,
condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación
parciales, documentación y estudios de sustento.
Así también, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 476-2008-OS/CD
se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (en
adelante la “Guía), elaborada de conformidad con los Artículos 5° y 6°
del Reglamento COES, estableciéndose en aquella el proceso y los
plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos
Técnicos COES.
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Por otro lado, mediante la Resolución Directoral Nº 069-2011-EM/DGE,
publicada el 18 de agosto de 2011, se modificaron los numerales 6.2.1,
6.2.2 y 6.2.3 del numeral 6.2 de la Norma Técnica para la Coordinación
de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
(NTCOTRSI), que fue aprobada mediante Resolución Directoral N°
014-2005-EM/DGE. En cumplimiento de esta modificación, el COES a
través de la carta COES/D-644-2012 remitió como propuesta los
nuevos Procedimientos Técnicos COES “Reserva Rotante para
Regulación Primaria de Frecuencia” y “Reserva Rotante para
Regulación Secundaria de Frecuencia”, dando inicio al proceso para la
aprobación de dicho procedimiento por parte de OSINERGMIN.
Conforme a los plazos establecidos en la Guía, mediante Resolución
OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD se aprobó el Procedimiento COES
PR-21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”,
mientras que, de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N° 1952013-OS/CD se suspendió el proceso de aprobación del Procedimiento
COES PR-22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de
Frecuencia” y se dispuso el reinicio del mismo con el cronograma
siguiente:
Cuadro 1
N° Etapa
1
2
3
Envío al COES de las
observaciones a la primera
propuesta del nuevo
Procedimiento COES PR-22 y
nuevo texto reformulado de la
propuesta.
Subsanación de las
observaciones y comentarios
sobre la nueva propuesta
Revisión de los comentarios del
COES y Publicación del proyecto
de resolución que aprueba el PR22
Responsable
Plazo
OSINERGMIN 28/11/2013
COES
10 días hábiles
contados desde
la realización de
la etapa anterior
Dentro de los 30
días hábiles
OSINERGMIN desde la
realización de la
etapa anterior
Al respecto, el COES no remitió la subsanación de observaciones y
comentarios a la nueva propuesta dentro del plazo, el cual venció el 12
de diciembre de 2013. En este sentido, de acuerdo con cronograma
anterior corresponde que OSINERGMIN publique el proyecto de
Procedimiento COES PR-22, cuyo sustento se desarrolla en el presente
informe.
Cabe aclarar que la presente propuesta busca atender las
observaciones que motivaron la Resolución OSINERGMIN N° 1952013-OS/CD, con la finalidad de mejorar la propuesta originalmente
recibida de parte del COES.
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2. Aspectos Preliminares
2.1. Necesidad de Reservas de Potencia
En todo sistema de potencia existe una necesidad intrínseca de ajuste
instantáneo entre la energía producida y la energía consumida,
incluyendo en ésta última el consumo propiamente dicho, las pérdidas
en los diferentes elementos de la red y los posibles almacenamientos.
Dado que, con la tecnología actual, la capacidad de almacenamiento es
muy limitada respecto al volumen de demanda, es necesario contar con
una regulación constante de la generación para mantener el sistema en
equilibrio, lo cual beneficia a todos los integrantes del sistema eléctrico.
Esto a su vez, requiere que en el sistema exista capacidad para variar a
voluntad el nivel de generación respecto a lo programado.
Este efecto puede verse potenciado por la penetración de generación
RER no gestionable, cuya evolución en tiempo real no depende de
mando alguno, sino que responde a la disponibilidad de los recursos
renovables (viento, luz solar, etc.) que la originan. Lo que incrementa la
incertidumbre que ocasionan otros aspectos de la operación como
pérdidas de generación, fallas en la red, etc.
La diferencia entre el valor de potencia de generación programado, y la
capacidad máxima y/o mínima de generación a la que se podría llegar
mediante mando voluntario se denomina Reserva del Sistema.
El servicio o servicios mediante los cuales se efectúa la regulación de la
generación y se garantiza el equilibrio haciendo uso de la reserva
disponible se suelen denominar Servicios Complementarios de
Regulación.
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2.2. Tipos de Reserva según la Experiencia
Internacional
Atendiendo al sentido de la disponibilidad, se reconoce en la práctica
internacional dos tipos de Reserva principales:

Reserva a Subir: capacidad de regulación al alza de la generación
que está programada o capacidad de generación adicional a la que
está programada.

Reserva a Bajar: capacidad de regulación a la baja de la
generación que está programada.
Asimismo, atendiendo al tipo de disponibilidad se califican éstas
también en dos tipos de Reserva principales:

Reserva Fría: capacidad de generación adicional a la que está
programada (por tanto es siempre Reserva a Subir), que está
disponible en un determinado momento por parte de grupos de
generación no arrancados.

Reserva Rotante o Rodante: capacidad regulación de la
generación de los grupos que en un determinado momento están
arrancados. Esta reserva puede ser a subir o a bajar, en general es
de disponibilidad mucho más rápida que la Reserva Fría, y permite
más fácilmente la automatización mediante un Control Automático
de Generación (AGC).
Por sus características de disponibilidad y capacidad de
automatización, en general la regulación del sistema se realiza con la
Reserva Rotante, quedando la Reserva Fría como último recurso para
hacer frente a grandes desequilibrios, o para restituir la Reserva
Rotante cuando ésta queda agotada.
Por otra parte, la regulación del sistema se realiza habitualmente en
varios niveles con actuación a diferente escala temporal, cuyo efecto se
va acumulando para conseguir un ajuste final más robusto. Estos tipos
de regulación son independientes, de modo que cada uno hace uso de
su propia reserva, cuya disponibilidad ha de ser prevista con
anterioridad.
Atendiendo al tipo de regulación existen por tanto otros tantos tipos de
Reserva Rotante:

Regulación/Reserva Primaria: es el más inmediato mecanismo de
regulación en el sistema. Se articula localmente en cada uno de los
generadores acoplados a la red mediante su regulador de velocidad.
Este mecanismo sube o baja la potencia producida por el generador
en respuesta a las variaciones de velocidad del rotor, que se derivan
a su vez de desequilibrios potencia generada-potencia consumida
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en el sistema, absorbidos en primera instancia como energía
cinética en estos rotores.
La acción de los Reguladores de Velocidad reequilibra la potencia
generada con la consumida en el sistema mediante acción solidaria
de todas las máquinas acopladas que cuenten con este mecanismo,
pero el sistema queda equilibrado a una frecuencia (o velocidad de
giro de los rotores) distinta a la inicial, y por tanto en general distinta
a la frecuencia de diseño.
Esta regulación es local, automática y de muy rápida actuación (de
milisegundos a unos pocos segundos). La respuesta de los
generadores es desigual, pues depende de su velocidad de
respuesta, por lo que en general también produce una distribución
de la generación distinta a la inicial.

Regulación/Reserva Secundaria: es un segundo mecanismo de
regulación que se pone en marcha para corregir los desequilibrios
que deja la Regulación Primaria. Por tanto su objetivo es devolver la
frecuencia a su valor de referencia1, y distribuir la generación de
forma según lo programado. En general este segundo objetivo se
limita a vigilar las interconexiones entre áreas geográficas, dejando
el re-despacho dentro de cada zona para otros niveles de
regulación2.
Esta regulación suele ser centralizada por área geográfica y de
actuación en el entorno de tiempo de segundos. Además, la
tendencia generalizada es que sea realizada de modo automático
por un sistema AGC, mediante un proceso de regulación que intenta
anular el denominado Error de Control de Área (ACE, por sus siglas
en ingles), magnitud compuesta por el error de frecuencia y el error
de potencia neta transmitida por las interconexiones.

Regulación/Reserva Terciaria: es el tercer mecanismo de
regulación, cuyo objetivo principal es asegurar la disponibilidad de
reserva para la Regulación Secundaria cuando esta comienza a
agotarse. Mediante la Regulación Terciaria la generación
correspondiente a reserva agotada de secundaria se asigna a otros
grupos, de manera que se producirá un exceso/déficit y por la
acción automática de la Regulación Secundaria se liberará esta
última reserva.
Esta regulación se habilita de maneras muy diferentes dependiendo
del caso concreto del Sistema de Potencia. Típicamente es manual
1
Devolver la frecuencia a su valor de referencia es muy importante de cara a la estabilidad en el sistema, ya que el
margen de funcionamiento de los generadores es muy estrecho respecto a la frecuencia, y, en ausencia de
Regulación Secundaria, subsiguientes acciones de la Regulación Primaria podrían llevar a disparos y desequilibrios
adicionales de potencia, con un efecto en cadena que podría llegar a provocar caída de parte importante de la red.
2
Mantener la interconexiones en su valor programado es muy importante de cara a la estabilidad del sistema, ya
que, aparte de consideraciones económicas relativas a la compra-venta de esta energía, se está haciendo
sobreuso constante de un recurso (las interconexiones) cuya misión técnica es precisamente dar estabilidad,
sirviendo de camino de auxilio de la zona ante perturbaciones de las que no pueda hacerse cargo en el corto plazo
la Regulación Primaria.
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o semiautomática y de actuación en el entorno de tiempo de
minutos.
2.3. Normativa Peruana en materia de
Reservas de Potencia
El Artículo 14° de la Ley 28832, señala en su literal j) que forma parte
de las funciones operativa del COES la planificación y administración de
la provisión de los Servicios Complementarios que se requieran para la
operación segura y económica del SEIN.
La Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo
Real de los Sistemas Interconectados, aprobada por la Resolución
Directoral N° 014-2005-EM-DGE (en adelante la NTOTRSI), establece
las obligaciones del Coordinador de la Operación en Tiempo Real de
los Sistemas Interconectados (COES) y de los Integrantes del mismo,
con relación a los procedimientos de operación en tiempo real de dichos
Sistemas.
Al respecto, la NTOTRSI puntualiza la definición amplia de Servicios
Complementarios contenida en la definición 31 del Artículo 1° de la Ley
N° 28832, señalando que en el caso de las reservas se clasifican en
reserva rotante y reserva fría.

Reserva Rotante. Se refiere a la diferencia entre la sumatoria de
las capacidades disponibles de las unidades sincronizadas y la
sumatoria de sus potencias entregadas al Sistema, ambas en un
momento dado. El COES debe proponer su magnitud anualmente a
OSINERGMIN a más tardar el 31 de octubre para su entrada en
vigencia el 01 de enero del siguiente año.

Reserva Fría. Se refiere a la potencia total disponible de los grupos
generadores en reserva que se encuentran fuera de servicio,
incluye a los grupos de arranque rápido por emergencia, y que
permite disponer de generación que pueda ser puesta en
funcionamiento en un tiempo máximo de 10 minutos, a fin de
prevenir estados de emergencia en el sistema.
Asimismo señala que la Reserva Rotante es requerida para efectos de
regulación primaria y regulación secundaria de frecuencia.

Regulación/Reserva Primaria. Se refiere a la acción automática e
inmediata de los reguladores de velocidad de los grupos
generadores, ante cambios súbitos en la frecuencia en un lapso de
0 a 10 segundos. Tiene como objeto absorber los desequilibrios
entre la oferta y demanda del Sistema para tratar de mantener la
frecuencia en un nivel o rango determinado. La variación de carga
de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30
segundos. La regulación primaria de frecuencia es un servicio
obligatorio y permanente, no sujeto a compensación y debe ser
prestado por todas las centrales de generación cuya potencia sea
mayor a 10MW con excepción de la generación RER.
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
Regulación/Reserva Secundaria. Se refiere a la acción
automática o manual sobre el regulador de velocidad de un grupo
generador, que complementa la acción de la Regulación Primaria
de Frecuencia. Tiene como objeto equilibrar la oferta y la demanda,
manteniendo el valor de la frecuencia dentro de límites permisibles,
mientras se recupera la reserva rotante de las unidades que
participan de la regulación primaria de frecuencia, en tanto se
recupera carga, y/o se reasignan de manera óptima los recursos de
generación para satisfacer la demanda. Esta regulación debe ser
sostenible al menos durante 30 minutos. La Regulación Secundaria
de Frecuencia constituye un servicio voluntario y será compensado
conforme a lo que establezca el procedimiento técnico del COES
sobre reserva rotante en el SEIN. En el caso que la magnitud de
reserva ofertada voluntariamente para la Regulación Secundaria de
Frecuencia sea insuficiente, el COES asignará con carácter
obligatorio dicha reserva a las unidades generadoras que reúnan
las condiciones para tal fin, de acuerdo al referido procedimiento.
2.4. Comparativa
Como puede apreciarse de lo anterior, la NTOTRSI considera la
desagregación de reservas según el tiempo de disponibilidad (rotante o
fría) y el tiempo de respuesta (primaria o secundaria), siguiendo las
prácticas de la industria.
No obstante, si bien no define el servicio de regulación terciaria, sí se
puede entender que reconoce la necesidad de reasignar de manera
óptima los recursos de generación para satisfacer la demanda y
restablecer la reserva secundaria. Esta reasignación óptima de recursos
implicaría la articulación del procedimiento de regulación secundaria
con el procedimiento de reprogramación de la operación diaria, PR-06.
De otro lado, la NTOTRSI deja a los procedimientos COES establecer
los detalles en cuanto a la asignación y compensación de la reserva
secundaria, en ese sentido conforme se detalla a continuación se
propone se diferencia entre reserva a subir y a bajar, a la vez que se
desarrolla mecanismos que permitan promover la prestación adecuada
de este servicio.
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3. Sustento del contenido de
mejoras de la propuesta de
Procedimiento PR-22
3.1. Cálculo de Reservas
En el Cálculo de Reservas se debe considerar las especificaciones que
necesita el sistema para poder realizar la Regulación Secundaria en
condiciones suficientes de seguridad. Este cálculo es condición previa
para poder realizar la asignación de reserva a las diferentes unidades
que posteriormente prestarán el servicio.
A continuación se toma como referencia las principales opciones que se
pueden utilizar para calcular la reserva total para Regulación
Secundaria propuestas por la Red Europea de Operadores del Sistema
de Transmisión (ENTSO-E)3. Estos métodos es posible de ser
complementados con otros criterios adicionales para incrementar
adicionalmente y de forma excepcional esta reserva (topología,
previsiones excepcionales de variaciones de demanda y/o generación,
situaciones climatológicas, etc.).
Los tres métodos básicos son los siguientes:

3
Formulación empírica: se basa en la estimación empírica de la
señal de ruido producida por las variaciones de demanda y
generación. En el caso de la ENTSO-E se propone la siguiente
[4] UCTE, “Operation Handbook”, v 2.5E, UCTE, June 24, 2004.
www.entsoe.eu/publications/system-operations-reports/operation-handbook/)
(Disponible
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en
línea:
http://
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formulación que se apoya en la demanda de punta estimada para el
sistema (Lmax) :
Donde:
Lmax: máxima demanda estimada para el sistema
a, b: constantes ajustadas estadísticamente de manera
empírica.

Formulación Probabilística: se basa en estimar estadísticamente la
potencia disponible necesaria en el sistema para anular la señal de
ACE en un determinado porcentaje (en general alto, por ejemplo el
99,9%) de las horas del año. Para realizar el cálculo se requiere
construir el histograma de los desequilibrios históricos entre
generación y demanda, que en caso de estar regulando con un
AGC sería el histórico de la señal de ACE para cada Área de
Control.
Con este histograma se puede ajustar una función densidad de
probabilidad, y con ella calcular el valor de corte para el cual la
probabilidad de que el ACE sea mayor o igual es menor del nivel de
confianza exigido.

Formulación basada en la mayor posible pérdida brusca de
generación: se basa en la estimación de cuál puede ser el fallo
simple que produzca la máxima pérdida brusca de generación. La
reserva debe ser capaz de cubrir completamente esta pérdida.
Se pueden encontrar variantes de todos los métodos básicos anteriores
examinando las prácticas utilizadas a nivel internacional. Pero se
recomienda que para determinar el proceso de cálculo de la reserva
total requerida, es necesario definir estos puntos:


Períodos temporales para los que se calcula la reserva: debe
coincidir con los períodos en que se produzca su asignación. En
general si el proceso de asignación es para el día siguiente, el
período debe ser como máximo el día completo, y como mínimo el
período en que se produzcan las programaciones de la generación.
Desglose en Reserva a subir y Reserva a Bajar: Los métodos
mencionados anteriormente permiten estimar el desvío posible a
considerar entre generación y demanda y están orientados
principalmente a la Reserva a Subir (nótese, por ejemplo, que el
tercer método habla de pérdida de generación).
En ese sentido, se requiere de algún método adicional para
determinar la Reserva a Bajar, para lo cual existen varias
posibilidades, como por ejemplo:
- Aplicar el método escogido a la reserva a subir, y considerar de
igual tamaño a la Reserva a Bajar.
- Aplicar el método escogido a la reserva a subir y utilizar otro
método distinto para la Reserva a Bajar, bien sea otro de los
recomendados por la ENTSO-E, bien sea un cálculo basado en
el valor previamente establecido para la Reserva a Subir.
- En el caso de seleccionar el método probabilístico, aplicarlo a la
reserva a subir y a la reserva a bajar por separado.
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- En el caso de seleccionar el método probabilístico, aplicarlo al
conjunto de la reserva, sin discriminar si es a subir o bajar. En
este se asume que ambas reservas tendrán la misma magnitud,
se obtiene un valor que cubre ambas, y que será algo intermedio
entre lo obtenido por separado para la más favorable y para la
menos favorable.
Los métodos indicados son en principio aplicables a cualquier sistema
de potencia. En la presente propuesta se mantiene lo propuesto por el
COES en cuanto a la utilización de un método probabilístico; no
obstante conforme se describe en el Anexo A se evaluó la pertinencia
de efectuar un único cálculo de reserva y distribuir la mitad de la misma
como Reserva a Subir y Reserva a Bajar, o determinar ambas bandas
de regulación de manera independiente.
Al respecto, se determinó que resulta más apropiado determinar la
Reserva a Subir y la Reserva a Bajar por separado, usando la serie de
desvíos completa del último año en términos relativos respecto al
programa, y usando los valores de programa más recientes que
finalmente se apliquen. Ello debido a que de efectuar un cálculo no
diferenciado se evidencia que se podría subestimar la reserva a bajar,
lo cual puede tener implicaciones en cuanto menoscabaría la seguridad
en la operación.
3.2. Asignación de Reservas
3.2.1. Generalidades
La asignación de reservas corresponde efectuarse luego de haber
calculado el monto total de reserva necesaria para el sistema conforme
con las recomendaciones del numeral 3.1 precedente, y sobre la base
de lo establecido por el numeral 6.2.3 de la NTOTRSI que señala:
“La Regulación Secundaria de Frecuencia constituye un servicio
voluntario y será compensado conforme a lo que establezca el
procedimiento técnico del COES sobre reserva rotante en el SEIN. En
el caso que la magnitud de reserva ofertada voluntariamente para la
Regulación Secundaria de Frecuencia sea insuficiente, el COES
asignará con carácter obligatorio dicha reserva a las unidades
generadoras que reúnan las condiciones para tal fin, de acuerdo al
referido procedimiento.”
En este sentido, se propone que se busque asegurar la provisión
voluntaria de la oferta necesaria por mecanismos regulares y aplicar la
obligatoriedad solo en situaciones extraordinarias. Se propone que la
manifestación de voluntad se efectúe mediante un mecanismo de
habilitación por parte del COES para la prestación del servicio de
Regulación Secundaria.
La obligatoriedad se propone se establezca en términos de que la
presentación de oferta de banda sea obligatoria por parte de aquellos
agentes que hayan sido habilitados por el COES para prestar el servicio
de Regulación Secundaria, debiendo el agente depositar una oferta por
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defecto que será utilizada siempre que por cualquier motivo el agente
no pudiese ofertar en cada oportunidad que se le requiera.
Asimismo, y a efectos de ser coherentes con ésta regulación, debe
establecerse de forma expresa que la Regulación Secundaria es una
obligación a cargo de los agentes del COES, y que como tal se
encuentra sujeta a la verificación de su cumplimiento en los términos
detallados en el procedimiento, así como a una posterior fiscalización y
sanción por parte de OSINERGMIN en caso de incumplimiento.
3.2.2. Modelo conceptual propuesto
El modelo provisión de reserva secundaria se debe tener en cuenta, los
siguientes puntos:
1.
2.
3.
4.
Definición de los tiempos: se refiere a la provisión de los servicios
necesarios a largo y corto plazo. Normalmente para la provisión a
corto plazo la opción preferente es un mercado day-ahead
complementado por mercados de tiempo real. Para el
aseguramiento de reservas a largo plazo suelen elegirse opciones
del tipo subastas anuales o bianuales
Organización de las casaciones: La mayoría de los mercados eligen
para la realización de la casación la optimización económica que
minimiza el costo de suministro. Esta opción es relativamente fácil
de implementar ya que el modelado de los costes de reserva es
bien conocido. Dentro de este, la optimización conjunta de energía
y reservas es un método muy aceptado en los actuales mercados
eléctricos y es el que fuera propuesto por COES para efectos del
PR22.
Liquidación económica del servicio: Estas normalmente incluyen
términos relativos a la disponibilidad de banda, el costo de
oportunidad y el costo de la energía eventualmente provista durante
la realización del servicio cuando este es requerido por el operador.
Provisión de incentivos eficientes: proveer de incentivos eficientes y
enviar señales de precio que fomenten la inversión en activos de
regulación que son importantes para la seguridad y fiabilidad de la
red a largo plazo.
Al respecto, dado que el mercado para el servicio de Regulación
Secundaria recién se encuentra en desarrollo, se propone que la
asignación del servicio se realizará para periodos temporales de largo
plazo (Provisión Base) y de corto plazo (Mercado de Ajuste) siendo el
procedimiento de asignación diferente para cada caso, pero
manteniendo la misma obligación y forma de liquidación económica,
indistintamente del periodo temporal.
Esta propuesta se ampara en las facultades previstas en la Ley N°
28832, concretamente las relativas al desarrollo de los programas de
operación de largo plazo y la de planificar y administrar la provisión de
Servicios Complementarios que se requieran para la operación segura y
económica del SEIN (literales a y j del Artículo 14° de la Ley N° 28832);
así como las facultades respecto a la planificación, administración,
valorización y control de los Servicios Complementarios detalladas en el
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literal g) del Artículo 27.2 del Reglamento del COES aprobado mediante
Decreto Supremo 027-2008-EM.
La asignación de largo plazo tendrá como finalidad, otorgar el incentivo
para que las empresas generadoras puedan implementar el
equipamiento necesario para brindar este servicio, con una
compensación y una banda mínima comprometida por un periodo de
tiempo, que se recomienda sea de 3 años. Mientras que, la asignación
de corto plazo tiene por finalidad permitir que el COES pueda cubrir la
necesidad de reserva cuando no tenga lo suficiente con la asignación
de largo plazo.
Cabe señalar que la Provisión Base será remunerada de acuerdo a los
precios de cada compromiso individual, por lo que a diferencia de los
precios del Mercado de Ajuste no serán únicos para todas las unidades
que brinden el servicio de regulación. En ambos casos se ofrecerá toda
la banda de regulación disponible al precio ofertado.
La Provisión Base, implicará por un plazo de tres años: i) unas
cantidades fijas que serán remuneradas si están disponibles
independientemente de que llegado el momento sean utilizadas
(asignadas) por el COES, ii) unas cantidades variables hasta el límite
de la banda de regulación que serán remuneradas únicamente si son
asignadas por el COES llegado el momento.
El Mercado de Ajuste implicará ofertas de medio plazo que no
excederán de un mes, pudiéndose brindar la oportunidad que se
complemente con ofertas de día previo siempre que estas supongan
una mejora respecto de las ofertas de medio plazo. Este caso implicará
cantidades variables hasta el límite de la banda de regulación que serán
remuneradas únicamente si son asignadas por el COES, aplicándose el
mismo precio a toda la potencia asignada indistintamente de su oferta,
el cual será igual al valor de la oferta más costosa asignada.
Tanto en la Provisión Base como en el Mercado de Ajuste, los precios
ofertados (S/./MW) deben reflejar únicamente los costos de provisión de
la Regulación Secundaria; por esta razón el costo de oportunidad de
cada central, entendido como el importe que dicha central obtendría por
su programación en energía si no hubiera sido necesario re-despachar
para permitirle dar la banda de regulación optima determinada en el
proceso de asignación, será determinada por el COES de manera
similar a como se realiza con el procedimiento actual.
Complementariamente, se estima conveniente que se establezcan
precios máximos de reserva a propuesta del COES sobre la base de
estimados de costos del servicio de regulación, y que las ofertas sean
presentadas en forma individual por grupo de generación.
Finalmente, el proceso de contratación de la Provisión Base debe
basarse en mecanismos de competencia transparentes y no
discriminatorios. Para ello, dado que es posible diversos métodos para
la organización del concurso, no se propone a priori algún mecanismo
en particular, sino que se deja que sea el COES quien atendiendo a la
función de asegurar condiciones de competencia en el Mercado de
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Corto Plazo (Artículo 13° de la Ley N° 28832) establezca el mecanismo
más apropiado según observe las condiciones del mercado.
3.2.3. Algoritmo de Asignación
Se propone mantener la propuesta del COES en cuanto a una
optimización conjunta programa/reserva secundaria (Unit Commitment),
debido a que resultaría difícil hacer convivir un modelo de ejecuciones
puntuales de un Unit Commitment basado en costos, como es la
programación diaria actual del Perú, con un modelo de mercado
separado para banda secundaria. Esto es porque en mercados en los
que se negocia cada servicio por separado, normalmente la posición
(programa) de un determinado agente es decidida por él mismo
(dentro de los límites que marca la seguridad), de modo que el agente
tiene mercados suficientes como para hacer o deshacer su posición en
virtud de los compromisos que vaya adquiriendo y de las ventajas que
reporta para él.
No obstante, el algoritmo de asignación debe tener en cuenta como
condición de contorno adicional la reserva de Provisión Base, de modo
que las unidades que suministran la Provisión Base deberán ser
adecuadamente programadas para asegurar el suministro y la reserva
mínima que aportan no debe ser tenida en cuenta a la hora de
optimizar.
3.3. Prestación del servicio
En la Prestación del Servicio se aborda todas las cuestiones
relacionadas con la especificación técnica del mecanismo de
Regulación Secundaria en tiempo real. En este sentido, la Regulación
Secundaria se realiza en última instancia por un determinado número
de grupos de generación acoplados al sistema y con capacidad
suficiente para variar su potencia generada. Sin embargo, el cálculo de
las consignas necesarias en cada momento (tiempo real) para estos
grupos, de manera que la contribución total de los mismos compense
los desequilibrios que originan la necesidad de la Regulación
Secundaria, es un proceso complejo que habitualmente se confía a
sistemas informáticos automáticos, aunque con intervención humana
más o menos directa. El conjunto de estos procesos que generan y
envían las consignas se denomina AGC, o LFC (Control FrecuenciaPotencia, por sus siglas en inglés Load Frequency Control).
En los grandes sistemas de potencia interconectados, la Regulación
Secundaria habitualmente se realiza atendiendo a algún tipo de
organización en niveles. En el esquema más general el total del sistema
interconectado se puede subdividir en Zonas Síncronas, dentro de las
cuales la frecuencia en estado estable es la misma.
El LFC se realiza por tanto a nivel de estas Zonas Síncronas, pero
habitualmente se distribuye en una serie de Bloques de Regulación
dentro de los cuales existe algún tipo de coordinación, pero que regulan
independientemente, controlando su frecuencia y el intercambio con
otros bloques de manera autónoma.
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A su vez los Bloques de Regulación pueden distribuir la función LFC en
niveles inferiores denominados Áreas de Regulación (en caso de ser
zonas conexas geográficamente) o Zonas de Regulación (en caso de
ser compañías generadoras que pueden tener sus recursos dispersos).
Estas Áreas o Zonas cuentan cada una con una función propia AGC y
capacidad de regulación, pero su lazo de control está coordinado de
alguna forma con el resto.
Figura 1
Sistema de Potencia interconectado
Zona Síncrona 1
Bloque de Regulación 1
Area/Zona
de
Regulación 1
Zona Síncrona 2
Bloque de Regulación 2
Area/Zona de
Regulación 2
Zona Síncrona i
Bloque de Regulación i
Area/Zona de
Regulación i
Para poder ejecutar en tiempo real la Regulación Secundaria de un
Sistema de Potencia mediante la utilización de un sistema AGC (cuya
importancia y beneficios para el sistema peruano se desarrollan en el
Anexo D), los aspectos técnicos que deben ser especificados son al
menos los siguientes, en el caso más general:






Arquitectura general de control (nivel de centralización del AGC:
zonas y áreas de control)
Mecanismo para el cálculo de la señal principal de control en cada
área, y los parámetros que este cálculo requiera.
Tipo de control (tipo de regulador y sus parámetros)
Mecanismo de selección/validación de los componentes de un
determinado nivel jerárquico de control por parte del nivel
inmediatamente superior.
Mecanismo de reparto de la salida del regulador entre los
componentes del nivel jerárquico de control inmediatamente
inferior.
Intercambio de información necesaria entre el Operador del
Sistema (OS), zonas, áreas y generadores.
El primero de los aspectos técnicos anteriores (arquitectura general de
control) es el principal, que determina en gran medida el desarrollo de
los demás. Los líneas maestras que rigen esta arquitectura estarán en
parte determinadas por las características físicas del Sistema de
Potencia, pero a menudo dependen también de consideraciones más
allá de las puramente técnicas (económicas, jurídicas, administrativas,
etc.).
Las opciones básicas de control que se tienen son las siguientes:
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
Control Centralizado: la regulación la realiza de modo centralizado
un único operador (el Operador del Sistema, OS) en todo el
Bloque de Regulación. El bloque de control tiene por tanto un
único Área de Control, el OS cuenta con un programa AGC que
envía directamente las consignas de potencia a los grupos
generadores, y que vigila en cada ciclo de tiempo la frecuencia del
bloque y el intercambio total neto del bloque con respecto a otros
bloques adyacentes con los que esté interconectado.
Control Pluralista: la regulación del bloque se realiza de modo
descentralizado. El Bloque de Regulación se organiza en áreas,
cada una de ellas controlada independientemente por un
operador, que vigila la frecuencia del área y el intercambio total
neto de la misma respecto de sus áreas adyacentes. Uno de estos
operadores, el Coordinador del Bloque, vigila adicionalmente los
intercambios netos totales del bloque respecto a otros bloques
adyacentes, con su propio AGC y capacidad de regulación.
Control Jerárquico: la regulación del bloque se realiza de modo
descentralizado. El Bloque de Regulación se organiza en áreas,
cada una de ellas controlada por un operador, y adicionalmente
existe un Coordinador del Bloque, que no controla ninguna de las
áreas (y por tanto no suele tener capacidad de regulación propia)
pero actúa como regulador maestro de todo el bloque. El
coordinador vigila el intercambio neto total del bloque con respecto
a otros bloques adyacentes, calcula la necesidad de incremento
de potencia total para mantener el intercambio en su programa, y
reparte este requerimiento entre las áreas que lo reciben como
señal adicional en sus propios lazos de control.
Como variante importante del esquema jerárquico se tiene uno
basado en Zonas de Regulación en vez de en Áreas. Estas zonas
de regulación suelen corresponder al total de unidades de
generación que son propiedad de cada compañía y que no tienen
por qué necesariamente asociadas a un área geográfica. En este
esquema cada Zona de Regulación controla al menos su
frecuencia y en ocasiones el desvío respecto de su programa de
generación, y adicionalmente recibe una señal del Coordinador del
Bloque para contribuir al control de los intercambios netos totales
del bloque.


De los tres esquemas anteriores se pueden encontrar ejemplos a nivel
internacional, con diversas variantes. Sin embargo tomando las
características propias del sistema eléctrico peruano se propone una
solución intermedia, debido a que el esquema pluralista queda en
principio descartado por las siguientes razones:


Como se ha mencionado, este esquema se diseña en torno a un
número limitado de operadores independientes en determinadas
zonas geográficas del sistema. En el caso peruano los
operadores deberían ser las compañías generadoras, pero su
número parece demasiado grande (particularmente en la zona
centro), y algunos de ellos operan en varias zonas distintas, de
modo que no hay una ubicación geográfica clara.
La propia existencia de COES, como coordinador general (OS)
pero sin capacidad propia va en contra del esquema pluralista,
en que se define uno de los operadores con capacidad propia
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para, adicionalmente, coordinar el sistema entero aparte de su
propia zona.
Así mismo, el esquema centralizado clásico es técnicamente posible,
aunque requeriría de dotar a COES con la capacidad de mando directo
sobre los grupos de generación que hubieran ofertado el servicio. Esta
es una cuestión que requeriría afectar la normativa existente en Perú, y
que si se desea implementar debe ser resuelta por las autoridades
como requisito previo para considerar esta opción técnica, dado que a
la fecha, el COES no se encuentra facultado a ejercer el mando directo
sobre los grupos generadores de los agentes.
El esquema jerárquico se podría técnicamente organizar por Zonas de
Regulación, pero, asumiendo que las zonas serían las compañías
generadoras, la gran variedad que existe complicaría a nivel práctico su
articulación. Este esquema requiere que cada zona desarrolle un AGC
subsidiario del AGC maestro de COES, y por lo tanto requiere de cierta
capacidad de inversión (SCADA, comunicaciones, despacho con
personal por turnos, etc.) por parte de la propia zona. Por lo cual, en la
práctica probablemente sólo unas pocas compañías serían capaces o
tendrían el incentivo suficiente como para constituirse en zona de
regulación, obligando a las demás a no ofertar el servicio o a asociarse
con las más grandes para ofertarlo a través de ellas.
Por lo antes mencionado, la alternativa propuesta es un esquema
intermedio que sería básicamente centralizado, pero en el que el mando
centralizado en COES no se ejerza directamente sobre los grupos
físicos, sino sobre agrupaciones de los mismos, que se constituirían en
Unidades de Regulación Secundaria (URS). Según esta concepción, las
compañías generadoras interesadas en prestar el servicio tendrían
libertad para constituirse en URS con los grupos físicos que
considerasen oportuno, con un mínimo fijado en 1 grupo y 40 MW de
potencia instalada. Así estas compañías podrían ir en solitario con toda
su capacidad, en agrupación con otras, o divididas en varias URS4.
El papel de COES sería realizar la función de control general del
sistema, calcular el Error de Control de Área (ACE en sus siglas en
inglés, Área Control Error), filtrarlo mediante un regulador y distribuir la
consigna a subir o bajar en cada momento entre las URS disponibles,
en función de la banda de secundaria ofertada por cada una. En caso
de que la URS contenga varios grupos físicos, la orden de incremento
de potencia sería distribuida internamente por la URS a su conveniencia
entre los grupos físicamente disponibles.
Adicionalmente se debe considerar el mecanismo de Regulación
Secundaria para caso de emergencia, que se activaría, entre otras
causas, por el aislamiento eléctrico de una de las áreas. Este
4
Es importante precisar que cada compañía que se constituyese en URS podría habilitar todas las unidades bajo
su propiedad que cumplan los requisitos técnicos para regular, y que la oferta del servicio podría hacerse a nivel
de URS o individualmente por cada unidad que esté habilitada. En cualquier caso, la operación en tiempo real
sería libre por parte de la URS a nivel interno, vigilando el COES que el total de banda casada está puesta
efectivamente en control, y que la respuesta dinámica de la URS es apropiada.
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mecanismo consistiría en una operación por áreas con una regulación
frecuencia separada y la habilitación forzosa de las reservas también
por áreas. En la práctica, para estos casos se debería tener dos
sistemas AGC en el COES, uno para operación conjunta, y otro de
emergencia para operación por áreas, de manera que se pudiera
conmutar entre uno y otro de manera inmediata.
Los aspectos técnicos a especificar para esta propuesta es la
arquitectura general de control (nivel de centralización del AGC: zonas y
áreas de control) que tiene que estar basada en:



Organización con un regulador maestro controlado por el COES.
Provisión del servicio por las URS.
Regulación conjunta de todo el SEIN sin ningún mecanismo
corrector del posible desequilibrio entre áreas geográficas.
Congruente con esta arquitectura, se especifican en el Anexo B los
aspectos técnicos más relevantes, como son:





Mecanismo para el cálculo de la señal principal de control, y los
parámetros que este cálculo requiera (Cálculo del ACE).
Tipo de control (tipo de regulador y sus parámetros)
Mecanismo de selección/validación de los componentes de un
determinado nivel jerárquico de control por parte del nivel
inmediatamente superior.
Mecanismo de reparto de la salida del regulador entre los
componentes del nivel jerárquico de control inmediatamente
inferior.
Intercambio de información necesaria entre COES, zonas, áreas y
generadores.
Cabe señalar, que la NTIITR aprobada mediante Resolución Directoral
N° 243-2012-EM-DGE establece una obligación general para los
agentes integrantes del sistema de mantener un protocolo de
comunicaciones ICCP para el envío de información desde los agentes o
integrantes de la RIS hacia el COES.
En ese sentido, considerando que la implementación de un servicio de
Regulación Secundaria, conlleva la creación de un mercado particular
del que participarán agentes previamente calificados (ya sea que
participen de la Provisión Base o del Mercado de Ajuste), en el que es
necesario el intercambio de información de manera automática entre el
COES y las URS (integrante de la RIS), sólo es necesario establecer
los requerimientos técnicos específicos para el protocolo de
comunicaciones que requiere la Regulación Secundaria, en el
mecanismo de calificación que constituye el requisito previo para
participar del Servicio Complementario de Regulación Secundaria.
Al respecto, en el Anexo E se detallan requisitos para implantar la
solución propuesta consisten básicamente de disponer de un sistema
informático en el COES capaz de correr un programa AGC, disponer en
campo de los equipos de medida de frecuencia y potencia neta por los
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intercambios y disponer de la infraestructura de comunicaciones
necesaria entre COES y URS, URS y grupos de generación y COES y
equipos de medición.
3.4. Seguimiento del servicio de Regulación
Secundaria
En el seguimiento del servicio que efectúe el COES debe abordar todas
las cuestiones relacionadas con la supervisión que debe ejercer el
COES sobre cómo se está prestando el servicio por parte de los
agentes.
3.4.1. Condiciones Operativas
Para efectuar un adecuado seguimiento del servicio de regulación, es
necesario establecer los límites generales de operación que permitan
evaluar que el servicio se ha prestado de manera apropiada. Al
respecto se considera que éstos implican lo siguiente:

Delta de frecuencia admisible en operación normal (Dn) y delta de
frecuencia máxima ante grandes perturbaciones (Dp).
En el caso peruano existe ya una reglamentación al respecto en el
PR Nº 9, numeral 8.1.b, donde se indica: La frecuencia del sistema
debe regularse a 60 Hz aceptándose variaciones sostenidas en el
rango de 60 Hz ± 0.6 % (entre 59.64 y 60.36 Hz), variación súbita de
la frecuencia para ∆f = ± 1.0 Hz (59.0 Hz y 61.0 Hz), e integral de
variación diaria de frecuencia para ± 600 ciclos/día.
Ello permite
Mediante este párrafo pueden asimilarse los valores Dn=360 mHz y
Dp=1 Hz.
En previsión de que sea factible cumplir con valores más restrictivos
en el futuro, es recomendable que la definición final corresponda a
COES, estableciendo los anteriores como límites máximos.

Característica mínima de respuesta exigida en el SEIN, en términos
Potencia-Tiempo, para lo cual se adopta la solución sugerida por
COES que requiere la provisión completa de la reserva en 10
minutos y hasta por 30 minutos, con un periodo inicial de 20
segundos hasta que la Regulación Secundaria empieza a responder
(Figura 2).
Dado que en el presente informe se sugiere utilizar valores distintos
para Reserva a Subir y Reserva a Bajar, se deberá calcular dicha
característica con el valor más desfavorable.
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MW
Hasta despliegue de terciaria
RS
0
20
10 min
seg.
Figura 2

Será aceptable la Regulación Secundaria en periodos de operación
normal si es que el número de ciclos en que el desvío supere el
valor establecido de Dn es menor de un cierto porcentaje
(típicamente por ejemplo el 5%).
En el caso de periodos de operación ante grandes perturbaciones,
que se definen en base del volumen de potencia de generación
perdida y tiempo después de la falla necesario para que el desvío
de frecuencia este de nuevo en su rango normal5, se hará un
tratamiento individualizado para cada evento, estudiando la
evolución de la frecuencia desde el comienzo de la perturbación
hasta su vuelta a los valores de desvío inferiores a Dn. Esta
evolución se comparará con un determinado rango de evolución
admisible. En el Anexo C se dan más detalles de las posibilidades
que existen para definir este rango admisible.
3.4.2. Seguimiento del volumen de reserva por parte de
las URS
El seguimiento del volumen de reserva en el SEIN se basará en
comprobar que la reserva física agregada en cada URS es igual o
superior a la reserva agregada asignada.
De manera más general se puede hablar de Reserva Reconocida por el
COES a la URS. Con este concepto se puede comprobar la condición
de cumplimiento anterior, pero además, es posible utilizarlo también
para computar en la URS la reserva física adicional a la asignada que
eventualmente pueda proporcionar y sea de interés para el sistema.
Cálculo de la Reserva Asignada:
Se puede calcular para cada URS la Reserva Asignada como la suma
de las reservas asignadas a sus grupos en el despacho de Regulación
Secundaria, distinguiendo entre Reserva a Subir y Reserva a Bajar:
5
Respecto al tiempo, lo razonable es utilizar el criterio general definido en la característica de respuesta, en este
caso 10 minutos.
Respecto al volumen de generación perdida se puede utilizar el criterio que COES sugiere equivalente al 50% de
la Reserva Total (a subir y a bajar) programada para el SEIN.
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Donde,
NSi: Número de grupos despachados con Reserva a Subir en la
URS i.
NBi: Número de grupos despachados con Reserva a Bajar en la
URS i.
RASj: Reserva Asignada a Subir del grupo j.
RABj: Reserva Asignada a Bajar del grupo j.
Cálculo de la Reserva Regulante:
La reserva disponible para regular (Reserva Regulante) de cada grupo
perteneciente a una URS y en control es la reserva útil para regulación,
que se certifica en la pruebas de habilitación, minorada por los límites
más restrictivos que la URS pueda informar en tiempo real para cada
grupo, distinguiendo entre Reserva Regulante a Subir y Reserva
Regulante a Bajar.
Donde:
RRSj: Reserva Regulante a subir del grupo j.
RRBj: Reserva Regulante a bajar del grupo j.
POj: Programa de Operación del grupo j.
LSDj: Límite superior declarado del grupo j.
LSRj: Límite Superior Regulante teórico del grupo j, obtenido en
las pruebas de habilitación.
LIDj: Límite inferior declarado del grupo j.
LIRj: Límite inferior regulante teórico del grupo j, obtenido en las
pruebas de habilitación).
En caso los valores de RRSj y RRBj resultan negativos se toman como
nulos.
Calculo del Déficit y Superávit de Reserva:
El proceso a seguir por el COES para calcular el déficit y el superávit de
reserva de cada URS es el siguiente:
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1- Se calcula la Reserva en Control para cada URS como la suma de
las reservas disponibles para regular (Reserva Regulante) que
aportan los grupos pertenecientes a la URS y que están en control,
distinguiendo entre Reserva a Subir y Reserva a Bajar.
2- Se calcula la Reserva Reconocida para cada URS que será igual a
la Reserva en Control hasta el límite de la Reserva Asignada,
distinguiendo entre Reserva Reconocida a Subir y Reserva
Reconocida a Bajar.
3- Se calculan el Déficit de Reserva de cada URS como la diferencia
entre la Reserva Asignada y la Reserva Reconocida, distinguiendo
entre Reserva Reconocida a Subir y Reserva Reconocida a Bajar.
En ningún caso será menor que cero.
4- El déficit total de reserva para todo el sistema se reparte entre las
URS sin déficit dando como resultado las Reservas Suplementarias
asignadas (RSS) (superávit de reservas reconocidos).
5- Se recalculan las Reservas Reconocidas de la URS, sumando las
Reservas Suplementarias.
6- Se calculan los Superávit de Reserva de cada URS como la
diferencia entre Reserva Reconocida y la Reserva Asignada,
distinguiendo entre Reserva Reconocida a Subir y Reserva
Reconocida a Bajar.
3.4.3. Seguimiento de la respuesta
En el caso peruano, el seguimiento de la respuesta tiene que ser
computado a nivel de URS, comparando la respuesta dinámica de cada
una de ellas con una cierta respuesta esperada.
Para calcular la respuesta esperada de cada URS se utilizará a su vez
un modelo dinámico, que refleje las características de respuesta
exigidas a la URS y certificadas en sus pruebas de habilitación.
La comparación entre la respuesta en tiempo real de cada URS y su
respuesta esperada se puede realizar calculando una señal de Error de
Seguimiento (ES), definido por la diferencia entre el error de de la
respuesta real respecto al requerimiento (ERR) y el error del modelo
respecto al requerimiento (ERT), ambos en valor absoluto.
Donde:
Preq: Potencia total requerida a la URS por el COES, calculada como la
suma de su Potencia Sostenida y su Potencia Temporal.
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Pact: Potencia real de la URS, calculada como la suma de las potencias
actuales de cada uno de los grupos calificados para Regulación
Secundaria que forman parte de la misma.
Pmod: Potencia de la URS calculada por el COES con los modelos
matemáticos.
Utilizando estas expresiones se tiene que ante un escalón en el
requerimiento, si la respuesta de la URS es más rápida que la del
modelo, ES<0 y si la respuesta es más lenta, ES>0, de modo que el
criterio para detectar un seguimiento deficiente es que ES sea mayor
que un cierto umbral.
Dado que en la práctica se producirán cambios continuos en el
requerimiento a la URS, sin que dé tiempo muchas veces a que la URS
alcance el valor de referencia, es conveniente introducir un retardo en la
señal de Error de Seguimiento6, calculado como un sistema de primer
orden de constante de tiempo TES:
Así,
finalmente
la
condición
de
seguimiento
deficiente
será
La consecuencia de la declaración de seguimiento deficiente de una
URS será la asignación por parte de COES de estado INACTIVO, lo
que conllevará:


El total de reserva asignada a la URS se repartirá entre el resto
de URS, con un mecanismo análogo al de reparto de los déficits
de reserva, y dará lugar a penalizaciones también análogas a
aquellas.
El AGC de COES dejará de contar con la URS para el reparto
del requerimiento de control del SEIN.
Respecto al modelo dinámico a utilizar, y los criterios para fijar un valor
de ESmax debe tenerse en cuenta que la condición para declarar
seguimiento deficiente debe ser conservadora, ya que implica prescindir
de la URS y repartir su requerimiento entre las demás, lo que supone
un esfuerzo para el sistema y un posible encarecimiento del servicio.
En este sentido, una opción para la definición de los modelos dinámicos
es referirlos a las características generales que se exigen para la
calidad de la regulación secundaria en el SEIN en la escala
correspondiente de la URS, dando por supuesto que la respuesta real
será igual o mejor que aquella, dado que en la habilitación de URS y
grupos se comprobará que su respuesta es como mínimo la exigida al
SEIN.
6
Este retardo suele introducirse, entre otras razones, para evitar situaciones en que la mayor velocidad de
respuesta respecto al modelo lleve sin embargo a errores de seguimiento positivo si cambia el signo del
requerimiento, porque la “ventaja” que tenía el sistema respecto al modelo computa en su contra al cambiar el
signo del requerimiento.
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3.5. Liquidación del servicio
El servicio de regulación secundaria debe ser adecuadamente
remunerado para incentivar la participación de los agentes en el mismo.
Normalmente es complejo llegar al equilibrio oferta/demanda, incluso
en mercados maduros, ya que si se quiere incentivar la inversión de
una manera no intervencionista se requiere un estudio cuidadoso de las
señales de precio a enviar, se debe proveer de una estabilidad
regulatoria que garantice el retorno de la inversión a los agentes y se
debe asegurar la estabilidad de los índices de cobertura para obtener
una respuesta eficiente de las inversiones.
En este caso la liquidación económica de la provisión del servicio de
Regulación Secundaria estará constituida por el mismo conjunto de
términos, sea el servicio satisfecho mediante Provisión Base o mediante
la concurrencia a Mercado de Ajuste, conforme se describe a
continuación, y sobre la base del principio de generar los incentivos
apropiados para que los prestadores del servicio cumplan con su
obligación:
Donde:
LIQi:
Liquidación económica de la i-ésima URS en un determinado
mes.
COi:
Costo de Oportunidad.
ARi:
Asignación de Reserva
TCi:
Términos de Calidad
Los costos de oportunidad y de asignación de reserva a liquidar a los
Grupos de Generación en un periodo serán repartidos entre todos ellos
en proporción a la energía generada en ese periodo en el SEIN. En
tanto, el término de calidad será repartido entre las URS con déficit en el
periodo en proporción a su déficit de reserva respecto del déficit total de
reserva incurrido.
3.5.1. Costo de Oportunidad
El costo de oportunidad será calculado por el COES para los Grupos de
Generación proveedores del servicio de Regulación Secundaria en
cada periodo de programación, como la diferencia de ingresos
obtenidos por el Grupo de Generación en el programa de producción de
energía durante un periodo de programación, motivado por la necesidad
de despachar a esta en un punto de funcionamiento con producción
inferior para permitirle la provisión de la reserva secundaria que se le
asigna.
Para el cálculo de este término el COES realizará una optimización del
Programa Diario de Operación (PDO) sin tener en cuenta la provisión
de reserva secundaria, posteriormente se realizará la optimización
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conjunta de PDO con banda y para aquellos grupos Generadores (g)
cuyo PDO resultó ser inferior debido a su obligación de proveer
secundaria, el coste de oportunidad en un periodo de programación se
calculará como:
COg  max[( PDO ig  PDO fg ), 0]  PM PDO
Donde:
COg:
Derecho de cobro por Coste de Oportunidad del Grupo de
Generación g en un periodo de programación.
PDOig: Programa Diario de Operación Inicial del Grupo de generación g
durante un periodo de programación (calculado sin tener en
cuenta la provisión de RS en el sistema)
PDOfg: Programa Diario de Operación Final del Grupo de Generación g
durante un periodo de programación (calculado teniendo en
cuenta la provisión de RS en el sistema)
PMPDO: Costo Marginal del Programa Diario de Operación final
max:
Función valor máximo.
3.5.2. Costo de Asignación de Reserva
El término de asignación de reserva será calculado para cada Grupo de
Generación a la que se asigna la provisión de Regulación Secundaria
en un periodo de programación.
Donde:
ARg:
Derecho de cobro por asignación de reserva del Grupo de
Generación “g” en un periodo de programación
RAg:
Reserva que ha sido asignada al Grupo de Generación g en un
periodo de programación. Reserva asignada se entiende como
la anchura total de la banda de regulación asignada al grupo, es
decir es la suma de las reservas asignadas al grupo a subir y a
bajar (
).
PRg:
Precio de la reserva aplicable al Grupo de Generación en el
periodo. Pueden darse dos casos:
a.
Que la reserva sea resultado de Provisión Base. En ese
caso el precio de la reserva aplicable será el precio
pactado para la reserva del periodo en cuestión.
b.
Que la reserva sea resultado del Mercado de Ajuste, en
ese caso el precio aplicable será el precio marginal del
Mercado de Ajuste calculado por el COES para el periodo
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Secundaria de Frecuencia”
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en cuestión en el proceso de optimización conjunta PDOReserva de regulación.
3.5.3. Término de Calidad
Además de asignar el servicio a los diferentes proveedores, será
necesario hacer un seguimiento de la provisión del mismo e incentivar
un servicio de calidad.
Dado que el servicio se va a proveer a nivel de URS, la evaluación del
seguimiento de los términos de calidad también se hace a este nivel, en
base al principio de “paga quien incumple” su obligación y se premia a
quien brinda un servicio en mayor cantidad a lo que le fuera
originalmente asignado. En este sentido, se propone que el término de
calidad se relacione con los superavit de reserva que entrega la URS
fuera de su programa y debido a que otra URS ha incumplido sus
obligaciones.
El término por superavit de reserva para la URS i en un periodo se
calcula de la siguiente manera:
Donde:
SRSij y SRBij: Superávits de reserva a subir y a bajar respectivamente
correspondientes a la URS i en los ciclos k del periodo.
NC:
Número de ciclos totales del periodo.
Pc:
Precio aplicable para la reserva de la URS que será una
media ponderada de los precios de sus Grupos de
Generación.
Kc:
Constante para incentivar calidad, tal que Kc≥1
3.5.4. Manejo de Liquidaciones Agregadas
Como se aprecia en los puntos anteriores, salvo el coste de oportunidad
y la asignación de banda, el término de calidad debe ser liquidado a
nivel de URS en función de la banda total que esta tiene casada y del
ejercicio de sus obligaciones en la regulación.
En principio una URS podría estar constituida por unidades de
generación de diferente propiedad, lo que de alguna manera podría
incentivar a pequeños productores a incorporarse en una URS
preexistente sin necesariamente asumir los costes de implementación y
operación de un AGC ni ceder el control de sus grupos a COES.
Al respecto, se propone que en los casos en que una central propiedad
de una empresa se incorpore a la URS de otra empresa diferente esto
debe articularse mediante arreglo privado entre ambas, de modo que
podría incluso generarse una cierta competencia entre empresas para
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Secundaria de Frecuencia”
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proporcionar servicios técnicos y de representación a otras para la
provisión del servicio.
De este modo se busca además que el COES solo informe y realice la
liquidación económica de los conceptos a nivel de URS al titular de la
misma y que, mediante un acuerdo privado, sea dicho titular el que
haga una re-liquidación de los conceptos a aquellas unidades parte de
su URS que no son de su propiedad. En este sentido, incluso los
conceptos que pueden liquidarse a nivel de generador individual podrían
ser ingresados en la cuenta de la URS si entre el propietario y la URS
se establece el adecuado acuerdo de “representación”.
3.6. Habilitación de proveedores
Los criterios generales que se deben establecer para que los agentes
proveedores de la Regulación Secundaria se habiliten ante el COES y
puedan de esta forma comenzar a prestar el servicio, son los
siguientes:
1. Permitir a las URS constituirse voluntariamente ante COES.
2. Asegurar que las URS cumplan con los requisitos mínimos para
prestar adecuadamente el servicio.
Parte de estos requisitos corresponden a características técnicas
que deben cumplir los grupos generadores que físicamente regulan.
Por esta razón la habilitación se establece en dos niveles:
a)
Habilitación a nivel de URS: para asegurar los requisitos no
relacionados con características técnicas de los grupos
b)
Habilitación a nivel de grupo: para asegurar que cada grupo
cumple individual y colectivamente dentro de su URS con los
requisitos técnicos necesarios para una correcta prestación
del servicio. La habilitación a nivel de grupo será siempre
posterior a la constitución y habilitación de su URS, y tendrá
que repetirse cada vez que la URS solicite la inclusión de un
nuevo grupo.
3.6.1.
Habilitación a nivel de URS
Como criterio general, la habilitación a nivel de URS se hará una única
vez para cada una, cuando la URS se constituya, y tendrá validez
permanente, salvo incumplimiento posterior de los requisitos que se
detallan a continuación.
La habilitación a nivel de URS exigirá al menos los siguientes requisitos:


Para constituirse una URS debe contar al menos con un grupo
generador que cumpla con los requisitos para regular que se exijan.
Una vez constituida, este requisito se reformula como que la URS
debe contar al menos con un grupo de generación habilitado.
Se exigirá que la URS pueda cumplir con el requisito general de
respuesta para todo el SEIN en cuanto a capacidad de gradiente
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Donde:
Reserva Total: 0,5* reserva total disponible para regular
en los grupos de la URS (según resultados de pruebas
de habilitación).
Grad: gradiente total disponible en la URS por tramos de
reserva, que será la suma de los gradientes de los
grupos disponibles en la URS para ese tramo de reserva.
Para calcular los tramos de reserva se tendrán en cuenta la
reserva que aporta cada grupo, de manera que en cada tramo
habrá un gradiente diferente dependiendo de cuántos grupos
participen en él.
La condición anterior se debe cumplir para cada tramo, de
manera que los tramos en que no se cumpla se considerarán no
aptos para Regulación Secundaria en la URS, limitando la banda
para regulación disponible en los distintos grupos.
La inclusión posterior de grupos adicionales en la URS llevará al
recálculo de estos tramos pudiendo resultar unos límites más
amplios.
Figura 3
MW
Tramo 3
Tramo2
Tramo 1
Grupo 1
Grupo 2
Grupo 3
Tramo2
Tramo 3


La URS debe contar con la infraestructura de comunicaciones
necesaria para enviar y recibir, en tiempo real discreto (ciclos de 5
segundos), la información a intercambiar con COES que se
especifica en el Anexo B.
Si la URS supera determinados umbrales en términos de su tamaño
tanto en capacidad total de reserva, como en número de grupos
disponibles, y en valores absolutos o relativos respecto del total de
URS, debe contar con capacidad de regulación propia, conmutable,
tal y como se describe en el Anexo B.
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
Proporcionar al COES una oferta por defecto para la asignación de
la Regulación Secundaria.
3.6.2.
Habilitación a nivel de grupo
La habilitación a nivel de grupo de generación se hará cuando se
constituya la URS, para los grupos que ésta quiera habilitar en ese
momento, y posteriormente, cada vez que una URS quiera incluir un
grupo adicional.
También se puede prever la renovación periódica de la habilitación, de
modo que los grupos vuelvan a pasar las pruebas preceptivas para
comprobar que siguen cumpliendo los requisitos. En este sentido, se
mantiene lo propuesto por el COES respecto de un período de validez
de la habilitación por un periodo de 4 años.
Para que un grupo pueda sea habilitado, será necesario que
previamente se encuentre presente en un listado de los grupos
operativos en el SEIN con capacidad teórica para regular.
Este listado será mantenido por el COES, quien así mismo establecerá
los criterios que han de cumplir las unidades para ser incluidas en él. La
inclusión en dicho listado no requerirá de pruebas previas, sino que los
criterios anteriores se aplicarán sobre las características del grupo
declaradas por el propietario del mismo.
Las condiciones para que un grupo sea incluido en este listado serán, al
menos, las siguientes:


La tecnología del grupo debe ser adecuada para participar en la
regulación secundaria. En este sentido se considera que las
tecnologías más apropiadas para regular son hidráulica, turbina de
gas, ciclo combinado o diesel, aunque a criterio del COES otras se
podrían incluir.
El grupo debe tener una potencia instalada mínima (se mantiene lo
sugerido por COES en cuanto a que este umbral sea de 40 MW)
El proceso de habilitación del grupo consistirá básicamente en una serie
de pruebas destinadas a comprobar que los requisitos generales
exigidos se cumplen, pero previamente exigirá unas condiciones
adicionales, relativas a la capacidad de la URS para integrar dicho
grupo.
Las condiciones adicionales para proceder a las pruebas de
habilitación, serán, al menos, las siguientes:



Una URS debe solicitar la inclusión del grupo.
El grupo debe contar con la infraestructura de comunicaciones
necesaria para enviar a la URS en tiempo real discreto (ciclos de 5
segundos), la información que la URS debe enviar al COES
referente a este grupo y recibir de la URS las consignas de potencia
necesarias.
El grupo debe proporcionar toda la información técnica necesaria
tanto para la regulación como para ser incluido en el proceso de
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despacho de Reserva para Regulación Secundaria, que será, al
menos:
o Bandas de potencia (banda de operación, bandas restringidas,
banda disponible para Regulación Secundaria)
o Datos de consumo específico (curva o al menos máximo y
mínimo, y en qué puntos de funcionamiento y condiciones
ambientales).
o Gradientes de toma de carga.
3.7. Restablecimiento de la Reserva
Secundaria
El servicio de regulación secundaria es, por las necesidades técnicas y
tecnológicas que plantea, un servicio costoso para el sistema. Es
asimismo un servicio necesario para asegurar estabilidad y calidad, por
ello debe asegurarse su disponibilidad en todos los horizontes de
programación. Para ello es imprescindible que las unidades
generadoras que lo proveen estén en condiciones de prestar el servicio,
y que se mantengan generando en puntos alejados de sus límites de
reserva para secundaria, de modo que haya recursos físicos suficientes
para hacer frente a las necesidades de regulación posteriores.
En la mayoría de los sistemas se opta por volver a llevar a los grupos
que están en control a su programa de operación, mediante orden
externa al AGC de subir/bajar generación (en magnitud apropiada) a
otros grupos del sistema, de modo que, para mantener la frecuencia, el
AGC volverá a llevar automáticamente a los grupos bajo su control a un
punto tal que la suma de sus potencias sea igual a la programada. Esta
energía en otros sistemas se suele denominar terciaria y en el caso
peruano se ha venido tratando mediante las reprogramaciones del
programa diario de operación; por lo que este aspecto se recoge en la
propuesta del PR22.
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4. Período transitorio hasta la
plena implementación del
Procedimiento propuesto
4.1. Implementación de equipamiento
Dado que la aplicación de este procedimiento implica, que tanto el
COES, como las empresas generadoras, tengan que realizar la
implementación de equipamientos necesarios para brindar el servicio
regulación secundaria en las formas establecidas. Dentro de la
resolución de aprobación, se debe considera incluir los siguientes
puntos:

Establecer que un plazo de seis (6) meses, para que el COES
realice los estudios necesarios para la implementación de un
Control Automático de Generación (AGC) dentro del SEIN, en la
cual se incluya las características necesarias para la adquisición
de los equipos y el correspondiente plan de instalación y
funcionamiento.

Establecer que en un plazo de nueve (9) meses, el COES
realice la primera Provisión Base de Regulación Secundaria, con
la finalidad que las empresas generadoras que resulten
adjudicadas puedan realizar las implementaciones necesarias
dentro de sus respectivas unidades de generación. En este
caso, el servicio a brindar por estas unidades de generación
adjudicadas deberán ser a partir de 01 de enero de 2016 y por
un periodo de tres años.
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Informe N° 0027-2014-GART
4.2. Periodo transitorio
A la fecha, se encuentra vigente el Procedimiento PR22 denominado
“Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional” aprobado
mediante Resolución Ministerial N° 232-2001-EM/VME, publicada el 29
de mayo de 2001.
En el referido PR22 se reglamenta la asignación de la reserva rotante
del SINAC para la regulación primaria de la frecuencia en subsistemas
temporalmente aislados o sistemas integrados, así como las
condiciones que califican a las unidades regulantes, la programación de
la reserva rotante, la supervisión del cumplimiento de regulación
primaria de frecuencia para cumplir con la NTCSE y la NTOTRSI
vigentes y las valorizaciones correspondientes. Asimismo, de forma
tangencial, se regula la Reserva Secundaria de Frecuencia.
Por otro lado, mediante Resolución N° 194-2013-OS/CD del 4 de
octubre de 2013 se publicó el Procedimiento PR21 denominado
“Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”. En la
referida Resolución, se dispuso que: (i) se daría una vacatio legis de
ciento ochenta (180) días calendarios para el PR21, lo que implica que
dicho PR21 estará vigente desde el 2 de abril de 2014 y; (ii) el PR22 se
aplicaría hasta la fecha de entrada en vigencia de PR21, esto es,
quedaría derogado el 2 de abril de 2014.
En ese sentido, considerando el periodo de implementación del
equipamiento que se describe en el numeral 4.1, se debe considerar
incluir dentro de la Resolución de aprobación lo siguiente:
(i)
La modificación de la Resolución N° 194-2013-OS/CD, para
efectos de establecer la derogación del PR22 a partir del 2 de
abril de 2014, salvo de los numerales de dicho procedimientos
referidos a la Regulación Secundaria de Frecuencia, con la
finalidad que en este periodo transitorio se mantenga la actual
remuneración.
(ii)
La derogación de los referidos numerales, a partir de finalizado
el periodo de implementación que sería a partir de 01 de enero
de 2016.
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Informe N° 0027-2014-GART
Anexo A: Contraste de la
Metodología de cálculo
probabilístico
Para comprobar la bondad del método probabilístico aplicado al caso
peruano, se han tomado los datos del último año del de programa de
generación aplicado cada media hora (potencia programada) y la
producción real en esos mismos períodos (potencia media generada).
Aunque el detalle de esta información es a nivel de grupo, para estos
efectos sólo interesan los agregados. Con ello se ha calculado la serie
histórica con resolución de media hora de los desvíos entre el programa
y lo producido en términos reales y en porcentaje del propio programa:
Se han calculado las series de los desvíos para todo el año (series
completas) y los desvíos para ciertos períodos del día (por ejemplo los
históricos de desvíos en el período de 01h a 01h 30min de todos los
días del año en estudio – series parciales)
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Informe N° 0027-2014-GART
En total se ha contado con las siguientes series de desvíos
Serie
DRT
D%T
DR1
D%1
DR12
D%12
DR19
D%19
Descripción
Desvíos en términos reales para todo el año
Desvíos en términos relativos (%) para todo el año
Desvíos en términos reales para los períodos 01h a 01h 30min
Desvíos en términos relativos (%) para los períodos 01h a 01h
30min
Desvíos en términos reales para los períodos 12h a 12h 30min
Desvíos en términos relativos (%) para los períodos 12h a 12h
30min
Desvíos en términos reales para los períodos 19h a 19h 30min
Desvíos en términos relativos (%) para los períodos 19h a 19h
30min
Para cada una de las series anteriores se han calculado:



Histograma
La función densidad de probabilidad (FDP) estimada
empíricamente con los datos anteriores, escalada con el área
del histograma.
La FDP de una distribución normal con media y desviación típica
iguales a las de los datos, escalada con el área del histograma.
Dado que se están utilizando las series de desvío sin discriminar
desvíos positivos y negativos, se asume que ambas reservas tendrán la
misma magnitud (aplicación a la reserva conjunta).
En las figuras A.1 a A.8 siguientes se muestran estos resultados para
las series DRT y D%T, DR1 y D%1, DR12 y D%12, DR19 y D%19
respectivamente.
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Histograma de Desvíos en Términos Reales (DRT) - Serie Completa
3500
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
3000
2500
Frecuencia
2000
1500
1000
500
0
-200
-100
0
100
200
Desvíos en términos reales
300
400
500
Figura A.1
Histograma de Desvíos en Términos Relativos (D%T) - Serie Completa
3500
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
3000
2500
Frecuencia
2000
1500
1000
500
0
-6
-4
-2
0
2
4
Desvíos en términos relativos
6
8
Figura A.2
Propuesta de Procedimiento Técnico N° 22 “Reserva Rotante para Regulación
Secundaria de Frecuencia”
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10
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Informe N° 0027-2014-GART
Histograma de Desvíos en Términos Reales (DR1) - Serie 01h a 01h 30 min
70
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
60
50
Frecuencia
40
30
20
10
0
-200
-100
0
100
200
300
400
Desvíos en términos reales
500
600
700
800
Figura A.3
70
Histograma de Desvíos en Términos Relativos (D%1) - Serie 01h a 01h 30 min
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
60
50
Frecuencia
40
30
20
10
0
-5
0
5
10
Desvíos en términos relativos
15
Figura A.4
Propuesta de Procedimiento Técnico N° 22 “Reserva Rotante para Regulación
Secundaria de Frecuencia”
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Informe N° 0027-2014-GART
Histograma de Desvíos en Términos Reales (DR12) - Serie 12h a 12h 30 min
40
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
35
30
Frecuencia
25
20
15
10
5
0
-400
-300
-200
-100
0
100
Desvíos en términos reales
200
300
400
500
Figura A.5
Histograma de Desvíos en Términos Relativos (D%12) - Serie 12h a 12h 30 min
50
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
45
40
35
Frecuencia
30
25
20
15
10
5
0
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
Desvíos en términos relativos
4
6
8
Figura A.6
Propuesta de Procedimiento Técnico N° 22 “Reserva Rotante para Regulación
Secundaria de Frecuencia”
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Informe N° 0027-2014-GART
Histograma de Desvíos en Términos Reales (DR19) - Serie 19h a 19h 30 min
40
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
35
30
Frecuencia
25
20
15
10
5
0
-200
-100
0
100
200
300
Desvíos en términos reales
400
500
600
Figura A.7
40
Histograma de Desvíos en Términos Relativos (D%19) - Serie 19h a 19h 30 min
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
35
30
Frecuencia
25
20
15
10
5
0
-4
-2
0
2
4
Desvíos en términos relativos
6
8
10
Figura A.8
Examinando estos resultados se puede apreciar lo siguiente:

Hay siempre un sesgo (la FDP no está centrada en 0 porque la
media es mayor que cero, es decir, el programa tiende a
sobreestimar la demanda).
Propuesta de Procedimiento Técnico N° 22 “Reserva Rotante para Regulación
Secundaria de Frecuencia”
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




El sesgo es algo menor en el caso de los desvíos en términos
relativos que los desvíos en términos reales (medido en términos
de ratio media/varianza – 0,57 para DRT y 0,55 para D%T), y en
general es menor en las series completas que en las series
parciales.
En todos los casos es razonable asimilar a la normal, tanto en
desvíos en términos reales como en términos relativos.
El ajuste es, sin embargo, algo mejor para las series completas
(DRT y D%T)
Dentro de estas series completas el ajuste parece incluso algo
mejor para la serie completa en términos relativos (D%T) que
para la serie en términos reales (DRT).
Examinando las series completas, para una probabilidad de
corte Pc=0,957, el valor de que se obtiene en la serie en
términos reales es 207,8 MW y para la serie en términos
relativos es 4,59%. Aplicando éste último a los valores de
programa (16 464 valores) en 7 654 sale un valor menor de
207,8 y en 8 810 mayor, pero la media es de 206,8 MW, inferior,
aunque muy ligeramente, a la de la serie DRT
Teniendo en cuenta las apreciaciones anteriores, se puede concluir que
es mejor tomar las series completas, y, dentro de éstas, la de desvíos
en términos relativos (D%T). Aunque la diferencia entre D%T y DRT es
pequeña, el ajuste a la normal es algo mejor y se obtienen valores de
reserva algo menores, lo cual es conveniente dado que la reserva en
general es un servicio previsiblemente caro.
Respecto al sesgo, repercutirá en que el intervalo de confianza será
algo mayor que si la normal hubiese estado centrada en cero. Por tanto
tiene un efecto de sobreestimación de la reserva necesaria, llevando a
valores de reserva conservadores. El hecho de que se sobreestime la
reserva necesaria se podría minimizar estimando por separado la
reserva a subir y a bajar.
Para comprobar este efecto, se pueden estimar por separado las
reservas a subir y bajar, utilizando la serie escogidas D%T. Para ello se
ha desglosado esta serie en valores positivos (desvío positivo ->
programa mayor que producción -> reserva a bajar y viceversa), y se
han obtenido igual que antes los histogramas y las FDP empíricas y
Normales (en este caso normales truncadas por la derecha o por la
izquierda en cero), mostrados en las figuras A.9 y A.10.
7
Pc es la probabilidad escogida que define el intervalo de confianza, de modo que la probabilidad de que el desvío (positivo o
negativo) esté dentro de este intervalo es igual a Pc.
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Histograma de Desvíos Positivos en Términos Relativos - Serie completa
2500
Histograma
FDP empírica
FDP Normal (Trunc.)
2000
Frecuencia
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
Desvíos positivos en términos relativos
7
8
9
10
Figura A.9
Histograma de Desvíos Negativos en Términos Relativos - Serie completa
1000
900
Histograma
FDP empírica
FDP Normal (Trunc.)
800
700
Frecuencia
600
500
400
300
200
100
0
-5
-4.5
-4
-3.5
-3
-2.5
-2
Desvíos negativos en términos relativos
-1.5
-1
-0.5
0
Figura A.10
En este caso se puede observar que el ajuste del histograma mediante
normales, aunque sean las truncadas, sobreestimará también algo la
reserva necesaria. Sin embargo, si utilizamos estas normales truncadas
para estimar los valores de reserva a subir y bajar con Pc=0,95 se
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obtienen valores de desvío de 2,98% para los negativos y 5,09% para
los positivos, lo que aplicado sobre los valores de programa en toda la
serie, da una reserva total promedio de 363,8 MW (a subir promedio de
134,3 MW y a bajar promedio de 229,5 MW).
Comparando este resultado con el que se obtenía aplicando el método
probabilístico aplicado al conjunto de la reserva (206,8 para cada tipo
de reserva, es decir un total de 413,6 MW), se aprecia una reducción de
49,8 MW (un 12% menos).
Adicionalmente se puede observar como este método exige una
reserva a bajar algo mayor que la del método conjunto (aunque luego
se compensa con la menor reserva que exige a subir). Dado que este
análisis es más detallado, la conclusión es que aunque el método
conjunto sobreestima la reserva total (lado de la seguridad), sin
embargo subestima la reserva a bajar, lo cual puede tener
implicaciones en cuanto a menoscabo de la seguridad en la operación.
En consecuencia es recomendable estimar por separado para las
reservas a subir y bajar.
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Anexo B: Aspectos Técnicos
más relevantes de la
arquitectura
Calculo del ACE
La formulación general para calcular el ACE en un bloque de control
está más o menos estandarizada. La expresión recomendada por la
ENTSO-E es:
Donde:
Pmed: Potencia neta que fluye por las interconexiones del bloque de
control con bloques adyacentes (MW).
Pprog:
Potencia neta programada por las interconexiones del bloque de
control con bloques adyacentes (MW).
KBC: Factor K que estima la Característica de Frecuencia del bloque de
control (MW/Hz).
Fmed: Frecuencia del sistema medida (Hz).
F0:
Frecuencia de referencia (Hz).
El factor KBC, también conocido como BIAS de frecuencia, es una
estimación de la Característica de Frecuencia del bloque de control. No
debe confundirse con la Característica de Frecuencia del sistema, ya
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que el efecto del BIAS debe descontar la regulación primaria, para no
contrarrestarla. En el Anexo C se dan más detalles de ambos conceptos
y algunas indicaciones para el cálculo de KBC.
El signo de KBC debe ser positivo de modo que a frecuencias inferiores
a la de referencia, que dan lugar a un signo positivo del término (f 0-fmed),
produzcan una señal de control positiva al multiplicar por KBC, una
aumento en la potencia del sistema, una potencia generada superior a
la demandada y en consecuencia una aumento de la velocidad en los
rotores de las máquinas para absorber el déficit con su energía cinética,
produciendo finalmente el aumento de frecuencia requerida.
Por la misma razón se toma el convenio de tomar como signo positivo
el intercambio de exportación del bloque de control para los términos
Pmed y Pprog.
Tipo de Control y cálculo del requerimiento total para el SEIN
El objetivo primordial de AGC debe ser mantener a cero el valor del
ACE calculado anteriormente. Para conseguirlo, el método más efectivo
es usar un lazo cerrado de control con un regulador de tipo
Proporcional-Integral (PI). Es bien sabido que este tipo de reguladores
garantizan que la señal de control llegue a anularse, dado que el efecto
integral compensa automáticamente los errores de ganancia del término
proporcional. Es por ello que en toda la literatura especializada se
recomienda un control de este tipo para el AGC.
La salida de este regulador será el requerimiento total, en términos de
MW a subir o bajar, para el SEIN.
La expresión matemática que sigue un control PI para el AGC es la
siguiente:
Donde:
ΔPdes: Incremento de potencia requerida en el sistema, a repartir entre
los generadores en control.
β:
Constante proporcional o ganancia del regulador (MW).
τ:
Inversa de la constante integral o Constante de tiempo del
regulador (en segundos).
En cuanto al cálculo de las constantes del regulador, en principio el
ACE es ya una aproximación al incremento de potencia necesaria para
compensar los desvíos, donde los posibles errores provienen de la
incertidumbre en el cálculo de la constante KBC. Por ello se podría
pensar en valores cercanos a 1 para β y valores pequeños para τ.
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Sin embargo hay que tener en cuenta que las oscilaciones en el ACE
no deben transmitirse en la medida de lo posible a los generadores, por
el sobreesfuerzo que supone.
A efectos prácticos, el programa AGC no trabaja de manera continua,
sino a intervalos discretos de tiempo (ciclos del AGC), de manera que
en cada paso de tiempo se estima la expresión anterior mediante:
Donde:
i:
índice del paso de tiempo
INTi:
Término integral del regulador en el índice de tiempo i
Δt:
paso de tiempo
Respecto al paso de tiempo a escoger, se recomienda en general unos
pocos segundos, usualmente entre 1 y 5.
Adicionalmente se suele recomendar filtrar la señal de ACE antes de
pasarla al regulador, con objeto de establecer una banda muerta dentro
de la cual el ACE que pasa el regulador sea nulo, y establecer límites
superior e inferior al valor total del ACE
En el Anexo C se dan más detalles acerca de este posible filtrado del
ACE.
Reparto del requerimiento entre las URS
El reparto del requerimiento ΔPdes entre las URS disponibles debe
atender a dos objetivos básicos:


Contribuir al objetivo último del todo el AGC de minimizar el ACE.
Asegurar que el desvío respecto del Programa de Generación que
sea necesario en cada momento se reparta entre las URS
proporcionalmente a la reserva que éstas tienen respecto a él.
Esta segunda condición es secundaria pero muy importante, porque
evita la competencia entre las zonas en razón de su velocidad de
respuesta. Si no se vigila el cumplimiento de esta condición, las URS
más rápidas tenderían a asumir todo el desvío, quedando su reserva
mermada o eventualmente agotada, cuando precisamente esta reserva
rápida es la más importante de cara a hacer frente a futuros ACE.
Teniendo en cuenta los dos objetivos anteriores, se puede diseñar el
reparto de ΔPreq, haciendo uso de las definiciones de Potencia
Sostenida y Potencia Temporal, a nivel de todo el SEIN y de cada URS.
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Se describe aquí el modo de calcular la potencia requerida total a cada
URS (Preq,i), entendida como el valor de potencia final que debe
alcanzar la suma de los grupos de la URS calificadas para regular.
Operativamente la señal a enviar podría ser ésta misma, o el
incremento correspondiente respecto a la Potencia Actual8.
1. Se calculan la Potencia Actual y la Potencia Sostenida tanto a nivel
SEIN como a nivel de cada URS:
URS i.
Donde:
Ni: Número de grupos calificados y disponibles para regular en la
Nk: Número de URS calificadas y disponibles en el SEIN
2. Se calcula la Potencia Total Requerida para el SEIN:
3. Se calcula la Potencia Temporal requerida para el SEIN:
4. Se calcula la Potencia Temporal para cada URS, repartiendo la total
para el SEIN entre las URS, proporcionalmente a su reserva:
5. Se calcula la Potencia Total Requerida para cada URS (SetPoint a
enviar) sumando su Potencia Sostenida y su Potencia Temporal9:
En la figura siguiente se muestra en un diagrama de bloques el proceso
general de cálculo del requerimiento a las URS a partir de las señales
originales de frecuencia e intercambio.
8
La Potencia Actual se refiere a la potencia que realmente se está generando en cada momento, referida a un grupo concreto,
o a todo el SEIN (aunque en este caso se restringe a los grupos en control, como se puede ver en las expresiones matemáticas
correspondientes)
9
Nótese que todo el cálculo se hace con los grupos habilitados y disponibles. Por tanto la Potencia Total Requerida también se
refiere a ellos, es decir, será en general menor que la potencia total del SEIN, ya que no contabiliza los grupos que no están
habilitados (grupos no en control).
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Figura B.1
Participación de las URS en el control
Como criterio general, todas las URS participarán en la regulación, cada
una con la magnitud de reserva que haya sido asignada mediante el
procedimiento correspondiente.
Sin embargo, en tiempo operativo real, es posible que una URS no
participe en el control por las siguientes razones:
1. La propia URS incumple con su obligación de participar mediante la
oferta de RS. Independientemente de las penalizaciones
económicas o de otro tipo a que dé lugar, esta posibilidad debe
estar contemplada (un caso típico puede ser una desconexión
programada para mantenimiento de los sistemas internos de la
URS)
2. Existe algún problema técnico en la propia URS que le impide
cumplir con sus obligaciones (indisponibilidad de grupos, fallo en
sistemas informáticos, fallo en comunicaciones achacables al lado
de la URS, etc.)
3. El OS decide no contar con la URS debido a un defectuoso
seguimiento de las consignas o a fallos detectados en las
comunicaciones.
4. El OS decide no contar con la URS por razones ajenas a la propia
URS.
Las situaciones anteriores se pueden monitorizar mediante una
especificación de estados posibles de la URS, y una metodología para
poder declararlos:
Estado
Descripción
ACTIVO
Es el estado normal de operación. La URS
participa en el control y el seguimiento que
hace el OS es satisfactorio
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Estado
Descripción
INACTIVO
La URS está conectada al sistema de control
del OS, pero el AGC no cuenta con ella para
la regulación. Correspondería a los puntos 2
y 3 anteriores.
DESCONECTADO
La URS ha enviado una señal de
desconexión al OS. Correspondería al punto
1 anterior.
DESCONECTADO_OS EL OS ha desconectado manualmente
(operador) a la URS. Correspondería al
punto 4 anterior.
Los estados DESCONECTADO y DESCONECTADO_OS requieren de
intervención manual de operadores, bien del lado de la URS o bien del
lado del COES. Del estado INACTIVO, sin embargo se sale y se entra
según unas condiciones programadas en el AGC del COES, y que
tienen que ver con el seguimiento continuo que éste hace de la
respuesta y estado de la URS.
El estado DESCONECTADO_OS está relacionado con el estado del
propio OS. En este sentido, lo habitual es que el COES declare su
propio estado como ON/OFF, donde el estado en OFF es aquel en que
se declara inhabilitado para ejercer su función de regulación, y si puede
lo comunica a las URS con un estado DESCONECTADO_OS.
En todo caso es habitual que el COES informe directamente de su
propio estado ON/OFF, de manera que el estado ON sí que es
conocido (estado ACTIVO del sistema) y es el que se usa para
contabilizar los períodos en que aplica el estado normal de operación.
Funcionamiento interno de las URS
Las URS deberán repartir la consigna de potencia recibida entre sus
grupos calificados y operativos, que son los que físicamente prestarán
el servicio de regulación. Como criterio general el funcionamiento
interno de las URS es potestad de ellas mismas, y únicamente estará
sujeto a las siguientes restricciones:

El reparto deberá hacerse entre los grupos que forman parte de la
URS. Por tanto no podrán utilizarse otros grupos que, aunque sean
propiedad de agente de generación que controla la URS, no estén
calificados para la Regulación Secundaria, y por tanto no formen
parte de la URS, o estén asignados a otra URS.

La respuesta global de la URS debe ser la adecuada,
independientemente del reparto de la consigna que éste efectúe.
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
El COES hará un seguimiento en tiempo real de la respuesta global
de la URS y un seguimiento defectuoso se traducirá en paso a
modo INACTIVO de la URS.
Estas implicaciones económicas derivaran de que en este caso de
incumplimiento la reserva que estaba proporcionando la URS
debería garantizarse con el resto de URS, con un efecto equivalente
a que la URS no cumpliese con la obligación de proveer la reserva
despachada en su totalidad.
Independientemente del reparto que la URS aplique, debe mantener
en control un número suficiente de grupos como para que su
reserva agregada para Regulación Secundaria sea igual o mayor a
la reserva agregada para Regulación Secundaria que resultó
despachada para esa URS.
El COES conocerá en todo momento qué grupos están en control y
comprobará en tiempo real la mencionada condición.
Capacidad de regulación propia de las URS
Dados los criterios generales escogidos para el esquema de prestación
del Servicio Complementario de Regulación Secundaria, en principio las
URS no tendrían capacidad de regulación propia.
Como se ha indicado, el regulador maestro calculará directamente la
consigna a enviar a cada URS, que de este modo sólo tiene que
repartirla entre sus grupos con un criterio interno potestativo.
Sin embargo en la eventualidad de que se pierdan las comunicaciones
entre el COES y una URS, o que el COES pierda su capacidad de
regulación (AGC desconectado), pero la URS mantenga su capacidad
propia intacta, sería interesante que la URS pudiera regular al menos su
propia frecuencia. Un mecanismo de este tipo aumentaría la
confiabilidad general del sistema, al desvincularla, al menos en parte,
de la estabilidad del sistema de comunicaciones.
Este efecto puede llegar a ser crítico en el caso de que existan URS
cuya capacidad constituya una parte muy significativa del total del
sistema. En el caso extremo de existir una única URS, con n grupos
bajo su mando, es clara la pérdida de fiabilidad entre una situación con
mando centralizado por parte del COES, en que para perder la
capacidad de regulación es necesario perder n canales, y la situación
en que basta con perder un canal para que el sistema quede sin
capacidad de regulación.
Por otro lado imponer capacidad de regulación a las URS puede
resultar problemático para los casos de URS pequeñas (caso extremo
de URS con un único grupo), dada la necesidad de inversión y
mantenimiento en un despacho que cuente con su propio AGC,
operadores a turnos, etc. En estos casos, además, la ganancia en
fiabilidad para el sistema es mucho menor.
Como solución puede plantearse exigir esta capacidad de regulación
propia a las URS que cumplan una serie de condiciones, orientadas a
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su tamaño tanto en capacidad total de reserva, como en número de
grupos disponibles.
En todo caso, dado el esquema general, la capacidad de regulación
propia de una URS debería permanecer desactivada en condiciones
normales de operación, y activarse, manual o automáticamente en caso
de aislamiento de la URS respecto al COES, o de desconexión del AGC
del COES. Para ello la URS podría contar con un programa AGC que
calcule su propio ACE (sólo frecuencia), y con él su propia Preq, pero
reciba la señal de requerimiento del COES en paralelo, pudiendo
conmutar entre ellas en cualquier momento, según se muestra en la
figura siguiente.
fref
Conmutador
+
-
k
ACE
PI
fmed
ΔPreq
Preq
+
-
Pact
Preq,OS
Figura B.2
Intercambio de información entre COES y las URS
Para poder implantar un modelo de Regulación Secundaria como el
descrito, es necesario el intercambio de información de manera
automática entre el COES y las URS.
De modo general el COES utilizará un SCADA para estas
comunicaciones. Este SCADA muy probablemente integrará la función
AGC (aunque este punto no es imprescindible), y comunicará mediante
conexiones punto a punto con las URS.
Las URS también usarán de modo general programas SCADA, aunque
en el caso de URS con un solo grupo o central, la comunicación podría
establecerse entre el SCADA del COES y la remota general de la
planta.
La cadencia de intercambio de información debe ser correspondiente al
paso de tiempo que define cada ciclo de cálculo del AGC.
La información mínima que debe intercambiarse entre COES y URS se
muestra en la siguiente tabla:
Variables con origen el OS
Estado declarado del AGC
del OS (ON/OFF)
Variables con Origen las URS
Estado declarado de la URS
(ON/OFF)
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Preq para cada URS
Calificación de estado de
cada URS
Estado de control de cada grupo
Potencia generada por cada
grupo
Potencia máxima de cada grupo
Potencia mínima de cada grupo
Adicionalmente se puede intercambiar información adicional que,
aunque no es imprescindible para operar, puede ayudar tanto al COES
como a las URS a desempeñar mejor su función (por ejemplo, el COES
puede informar de los datos que le constan de la URS, como el PDO de
cada grupo, para ayudar a detectar errores).
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Anexo C: Condiciones
operativas adicionales a
especificar por el COES
En este anexo se dan detalles técnicos adicionales de diversas
cuestiones abordadas en los apartados anteriores. En todos los casos
se considera que este nivel de detalle no corresponde a un
Procedimiento Técnico, sino que debe ser especificado bajo
responsabilidad directa del COES. Incluso, en algunos casos son
cuestiones que pueden ir variando con el tiempo por su dependencia
con las condiciones técnicas y operativas del Sistema de Potencia.
i.
Parámetros para el seguimiento de la respuesta
La simulación de la respuesta de las URS, la constante de tiempo del
retardo aplicado al error de seguimiento, y el umbral para el error de
seguimiento retardado que se establece para considerar inadecuado el
seguimiento, son parámetros que afectan directamente a la Regulación
Secundaria, pues tienen incidencia directa en la capacidad del COES
para detectar preventivamente situaciones que pueden llevar a una
incorrecta prestación del servicio, y corregirlas antes de que se vea
realmente afectado.
Para definir la metodología que establezcan esos parámetros, debe
tenerse en cuenta que la declaración de seguimiento inadecuado debe
ser conservadora, en el sentido de que sólo debe establecerse cuando
hay razonable seguridad de que efectivamente se está produciendo, y
tras un período de espera, para evitar entradas y salidas en la
regulación recurrentes por parte de la URS.
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Simulación de respuesta esperada:
El carácter conservador en la declaración de seguimiento inadecuado
se consigue, por una parte, imponiendo condiciones adicionales para la
declaración más allá de que se produzca un error de seguimiento:
retardos en el error, umbral de valor alto, tiempos de cadencia antes de
declarar el seguimiento defectuoso, etc.); y, por otra parte, mediante un
error de seguimiento conservador en sí mismo, derivado de una
simulación de respuesta esperada no demasiado exigente.
Por tanto, la idea general no es simular de manera muy precisa el
comportamiento esperado de la URS, sino hacerlo de manera
aproximada, pero asegurando que esa aproximación tiene un
comportamiento en todo caso peor que el que tendrá la URS en la
realidad.
Adicionalmente hay que tener en cuenta que el seguimiento debe
determinar si la URS no se está comportando como debería, dadas sus
características físicas y las responsabilidades asignadas. No se trata,
por tanto, de determinar si la URS se comporta según lo que necesita el
Sistema: aunque éste último es el objetivo final del seguimiento, se
supone que los procesos de calificación de la URS y asignación de
reserva a la URS dan como resultado una asignación final a cada URS
que sería suficiente para el correcto desempeño del servicio, siempre
que las URS se comporten según lo que se esperaba de ellas al
asignarles reserva.
Las estrategias de simulación de la respuesta esperada más utilizadas
son las siguientes:
a. Utilizar modelos dinámicos simplificados de los generadores.
En general, un modelo simplificado aplicable a cualquier tipo de
generador es el mostrado en la figura C.1.
Pref
Retardo
+
-
1/(sTg+1)
+
-
1/s
1/Tt
Pm +
-
Regulador
1/(sM+D)
Inercia Rotor
Turbina
Pcarga
1/R
Generador
Figura C.1
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∆ω
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Para los efectos de seguimiento para Regulación Secundaria, se
podría despreciar la parte de regulación de velocidad. Además,
dados los rangos de constantes de tiempo que se recomienda aplicar
en las referencias anteriores (Tt ≈ 0.4 s, Tg ≈ 0.2 s), se puede
comprobar que los efectos dinámicos son muy poco perceptibles en
rangos de tiempo de varios minutos, que es cuando se hacen
típicamente las comprobaciones referidas a la RS. En este sentido es
razonable despreciar también estos efectos.
Por último, dado que el seguimiento se ha de hacer a nivel de URS,
habría que tomar un modelo equivalente al conjunto, que sería un
generador con los mismos retardos, y una rampa máxima igual a la
suma de las rampas de los generadores que forman parte de la URS.
Si se quisieran tener en cuenta efectos dinámicos, o bien se simula el
total del sistema con el detalle por cada generador, o bien se toma un
efecto dinámico conservador, con constantes de tiempo iguales a las
del grupo más lento.
El modelo final a aplicar a una URS es el mostrado en la figura C.2.
Pref
Pm
Retardo
Limitador de rampa
Generador
Figura C.2
b. Utilizar como referencia la respuesta exigida a todo el sistema,
escalada al nivel de la URS.
Esta estrategia consiste en utilizar como referencia la respuesta
exigida a todo el sistema, tal y como se detalla en el apartado 3.4.1 y
se muestra en la Figura 2. Sería equivalente a simular un retardo de
20 segundos en la respuesta, y una respuesta en rampa con un valor
igual a la reserva asignada a la URS (a subir o bajar, según
corresponda) dividida por el tiempo especificado de 10 minutos.
Se puede apreciar que el modelo utilizado es virtualmente el mismo
que en la opción a. (dadas las simplificaciones sugeridas), pero
fijando la rampa de manera estática, en vez de utilizar las verdaderas
características de respuesta de los grupos de la URS. Dado que para
la calificación y asignación se exige que la respuesta esperada de la
URS sea igual o mejor que la exigida a todo el sistema, el emplear
esta opción 2) es en general más conservador que la opción a.
precedente.
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c. Utilizar como referencia la respuesta dinámica de un sistema de
primer orden.
Los sistemas de primer orden responden ante un escalón con un
tiempo fijo independientemente de la amplitud de ese escalón. La
idea sería usar como referencia un sistema de primer orden con
constante de tiempo tal que se alcanzase un porcentaje
suficientemente alto (por ejemplo, 95%) del escalón pedido en el
tiempo fijo que se establezca.
Entre las exigencias para todo el sistema se encuentra poder proveer
toda la reserva en un tiempo fijo (ver apartado 3.4.1, en que se
establecían 10 minutos). Para ello las URS deben cumplir también
esta condición, al nivel de reserva que tengan asignado. Si lo que se
pide en un momento determinado no es toda la reserva, sino sólo
una parte, el tiempo debería ser proporcionalmente menor de esos
10 minutos.
En principio, un sistema de primer orden de estas características
sería de respuesta equivalente a la exigida en el apartado 3.4.1 para
requerimientos del orden de la reserva asignada a la URS, y más
lenta para requerimientos inferiores, ya que un sistema de primer
orden con una constante de tiempo tal que se tarden esos 10
minutos en alcanzar el 95% del escalón pedido, siempre tardará esos
10 minutos en dar lo que se le pida, sea toda la reserva asignada a la
URS o menos.
Sin embargo, dado que los sistemas de primer orden responden más
rápido al principio y más lentamente al final, en los casos de
requerimiento del orden del total de la reserva podría haber tramos
en la respuesta del primer orden con un error de seguimiento menor.
En las figuras C.4 y C.5 se ilustran estos efectos.
En la siguiente tabla se dan los tiempos que tarda un sistema de
primer orden en alcanzar diversos porcentajes del valor final del
escalón pedido, en función de su constante de tiempo t.
Tiempo
2t
3t
4t
5t
% del valor final del
escalón pedido
86 %
95 %
98 %
99 %
Si se toma el porcentaje a alcanzar del escalón pedido el 95%, y el
tiempo exigido 10 minutos, resultaría una constante de tiempo de 200
segundos. En la figura C.3 se muestra el diagrama de bloques
correspondiente al modelo a utilizar.
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Pref
Pm
1/(200s+1)
Retardo
URS
Figura C.3
En las figuras C.4 y C.5 se muestran las salidas que darían ante una
entrada en sucesivos escalones de amplitud 50 MW y 10 MW
respectivamente los siguientes modelos:

Un sistema de primer orden de constante de tiempo 200
segundos.

Una URS simulada con reserva asignada de 50 MW y una rampa
de respuesta en el límite (50MW/10 minutos=5MW/min)
55
1er orden
Preq
Rampa
50
45
40
Potencia (MW)
35
30
25
20
15
10
5
0
0
100
200
300
400
500
Tiempo (s)
600
700
800
900
1000
Figura C.4
Se puede apreciar en la figura C.5 como la respuesta del primer
orden es más conservadora para este caso en que el requerimiento
es claramente inferior a la reserva asignada a la URS.
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11
1er orden
Preq
Rampa
10
9
8
Potencia (MW)
7
6
5
4
3
2
1
0
0
100
200
300
400
500
Tiempo (s)
600
700
800
900
Figura C.5
En la figura C.4 se muestra como estas respuestas se aproximan
para el caso en que el requerimiento es del orden de la reserva
asignada, pero por tramos es incluso más rápido el primer orden, por
el efecto típico de estos sistemas de evolucionar más rápidamente al
principio y más lentamente al final. Podría evitarse que este último
efecto llevase a declarar inadecuado el seguimiento utilizando los
valores suficientemente altos de retardo en el error de seguimiento.
Retardo del Error de Seguimiento y umbral para declarar seguimiento
inadecuado:
Aplicar un retardo al error de seguimiento y establecer un umbral mayor
que cero que ha de superar el error de seguimiento retardado para
declarar el seguimiento no adecuado tiene por objeto:

Prevenir el prescindir del servicio de regulación de la URS
prematuramente, cuando aún no es seguro que el seguimiento sea
inadecuado.

Prevenir prescindir del servicio de regulación de la URS cuando
esta tenga problemas coyunturales que no se prolonguen en el
tiempo, dándole a al URS un margen para solucionarlos.

En el caso del retardo, evitar que una respuesta de la URS más
rápida de lo previsto compute en su contra en cuanto a error de
seguimiento si cambia bruscamente el signo del requerimiento.
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El ajuste de un valor concreto para estos parámetros es una cuestión
compleja que requiere de estudios específicos en el entorno del sistema
de potencia en que va a aplicarse, teniendo en cuenta simulaciones y
datos históricos de los registros de seguimiento de las URS una vez el
sistema lleve un tiempo funcionando.
Para establecer unos valores iniciales, pueden tenerse en cuenta las
siguientes consideraciones:
ii.

El umbral debería depender del volumen de reserva asignado a la
URS (% de la misma).

La constante de tiempo del retardo aplicado debería tener un valor
significativamente inferior a los 200 segundos establecidos para el
sistema de primer orden de respuesta equivalente a la esperada.
Evaluación del rendimiento general de la Regulación
Secundaria
En este apartado se dan detalles adicionales respecto a la evaluación
general de la Regulación Secundaria, en lo que respecta a los períodos
de operación ante grandes perturbaciones. En el apartado 3.4.1, se
especifica que para estos períodos se hará un tratamiento
individualizado, estudiando la evolución de la frecuencia desde el
comienzo de la perturbación, y comparando esta evolución con un
determinado rango admisible.
La ENTSO-E recomienda que para este rango admisible se utilicen
curvas con forma de “trompeta”, del tipo:
Donde:
fo:
Frecuencia de referencia (para el caso peruano sería 60 Hz).
A:
Constante que corresponde a la máxima amplitud (o desvío de
frecuencia) que se permite para t=0. Se suele dejar un margen
adicional, de modo que se expresa:
T: Constante de tiempo. Su valor debe ser tal que la envolvente
converja al desvío de frecuencia admisible (d en mHz) en operación
normal en un tiempo determinado (t1 en segundos), de modo que se
expresa:
La recomendación es que estas curvas se expresen en función de la
Característica de Frecuencia mínima del sistema correspondiente a la
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Regulación Primaria (δ)10.
De este modo se puede expresar el desvío de frecuencia máximo al
principio de la perturbación en función de δ y de la propia perturbación
(∆Po)11:
Se recomienda también añadir un margen empírico de 30 mHz a Δf max
para tener en cuenta las insensibilidades de los controles primario y
secundario, y los posibles errores de medida, y un valor, también
empírico de k igual a 1,2. Así, la constante A se expresa finalmente:
Aplicando las expresiones anteriores queda una familia de curvas
parametrizadas por el tamaño de la perturbación (∆Po):
El ajuste de estas curvas corresponderá al COES, que deberá
establecer los valores de δ, fo, t1 y d, y el rango para ∆Po. Para el caso
del SEIN se puede hacer la siguiente estimación preliminar de estos
valores (ver apartado 3.4.1):





La frecuencia de operación normal es fo=60 Hz.
La delta de frecuencia final d a la que se debe converger es 360
mHz.
El tiempo t1 es 620 segundos.
∆Po deberá variar entre el valor del incidente más pequeño para el
que se utilizarán estas curvas (50% de la reserva total para RS) y el
incidente más grande al que se puede hacer frente con RS (100%
de la reserva total para RS). Teniendo en cuenta los resultados del
apartado 4.1, la RS estará en torno a los 400 MW, de modo que
∆Po ϵ [200, 400] MW.
Δ será la que se mida, teniendo en cuenta lo que se exija para
regulación primaria, pero debería ser tal que para incidentes
inferiores a 200 MW, el desvío de frecuencia no supere los 360
mHz. Por tanto se puede estimar provisionalmente un valor para δ
de 200/0.36 ≈ 560 MW/Hz.
10
Esta Característica de Frecuencia mínima que ha de proporcionar la Regulación Primaria puede ser medida en el sistema
utilizando históricos, o puede ser un criterio de diseño de la propia Regulación Primaria, que por tanto es exigido a priori. En el
apartado iii) de este Anexo se trata más en detalle la Característica de Frecuencia.
11
El desvío de frecuencia máximo es proporcional a la amplitud de la perturbación, según la característica de frecuencia que
proporciona la Regulación Primaria, tanto más cuanto menor sea ésta. En el peor de los casos si el sistema responde con el
mínimo valor de δ, se tendrá el ∆fmax mayor.
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Secundaria de Frecuencia”
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Utilizando los valores anteriores, la expresión para la familia de curvas
es:
En la figura C.6 se muestra la representación gráfica de algunas de
estas curvas.
61
data1
400 MW
data3
340 MW
data5
280 MW
400 MW
60.8
340 MW
280 MW
60.6
220 MW
220 MW
60.4
60.36 Hz
Frecuencia (Hz)
60.2
60
59.8
59,64 Hz
59.6
220 MW
59.4
280 MW
340 MW
59.2
400 MW
59
0
100
200
300
Tiempo (s)
400
500
600
Figura C.6
iii.
Característica de frecuencia
La Característica de Frecuencia del Sistema refleja la acción de la
Regulación Primaria, y en menor medida, la reacción natural de la
demanda ante las variaciones de frecuencia, relacionando el
incremento de potencia generada en el sistema con el desvío de
frecuencia que se produce.
La Regulación Primaria compensa en primera instancia los
desequilibrios de potencia en el sistema, incrementando o
disminuyendo la generación en la proporción necesaria, pero el sistema
se estabiliza a una frecuencia distinta a la inicial.
La intensidad de este efecto, junto con el similar, aunque de menor
cuantía, que se produce en la demanda, se mide mediante la
Característica de Frecuencia del sistema, en MW/Hz.
En relación al mecanismo de Regulación Secundaria propuesto en el
presente informe, la Característica de Frecuencia aparece en dos
cuestiones:
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Secundaria de Frecuencia”
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1) El factor KBC que el programa AGC utiliza para calcular el ACE
en función del desvío de frecuencia.
Este factor permite transformar un desvío de frecuencia (en Hz) en
una potencia necesaria para compensarlo (en MW). Por tanto su
valor debería ser igual a la Característica de Frecuencia del Sistema
de Potencia por el bloque de regulación correspondiente al AGC.
Para calcularlo el método más efectivo es la medición directa de esta
característica en tiempo real, por medio de las variaciones de
frecuencia y potencia que se producen en intervalos de tiempo muy
inferiores al tiempo de reacción del AGC (constante de tiempo del
regulador PI del AGC).
Esta medición debería ser constante y mantenida en el tiempo, dado
que la Característica de Frecuencia cambia constantemente al
depender del tipo de demanda y generación conectadas al sistema
en cada momento.
Las recomendaciones de la ENTSO-E y NERC a este respecto
establecen lo siguiente:

En caso de que haya varios bloques de regulación en el
sistema, debe asegurarse que el cálculo de las Características
de Frecuencia en cada uno de ellos se hace con la misma
metodología y la misma cadencia en la toma de datos, porque
en otro caso se podrían producir perturbaciones en el
comportamiento relativo de los AGC, de modo que no se
garantizase la autoregulación dentro de cada bloque.
En la práctica, como lo anterior es difícil de conseguir, se
recomienda habilitar algún tipo de mecanismo de medición
instantáneo y utiliza estos datos para calcular la Característica
de Frecuencia media en períodos relativamente largos
(semanas, meses).

Debido a la mayor incertidumbre respecto a la componente
debida a la demanda que a la componente debida a la
Regulación Primaria, el promedio anterior reflejará mejor el
segundo efecto que el primero. Es por ello que se recomienda
que el factos KBC tenga un valor ligeramente superior
(sobreestime) la Característica de Frecuencia, de modo que se
asegure que la Regulación Secundaria acentuará el efecto de la
Primaria, en lugar de oponerse a ella.
2) El desvío de frecuencia máxima esperable tras una gran
perturbación que se utiliza como parámetro de cálculo de la
banda admisible en que debe mantenerse la evolución de la
frecuencia.
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En este caso se propone una formulación en el apartado ii de este
Anexo (Evaluación del rendimiento general de la Regulación
Secundaria), basado en las recomendaciones de la ENTSO-E, y que
depende de la Característica de Frecuencia mínima.
Este valor mínimo puede ser establecido a priori, asegurando que los
recursos de Regulación Primaria serán tales que garanticen una
respuesta igual o mejor, o, si no existe tal garantía, se puede calcular
con el mismo mecanismo que el utilizado en el punto anterior,
tomando el mínimo registrado durante el período en que se
recogieron datos para calcular el promedio.
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Anexo D: Conveniencia de un
control automatizado
Los principales inconvenientes de no usar un esquema de Regulación
Secundaria automatizado son:
A. Imposibilidad práctica de interconexión síncrona con otros Sistemas
de Potencia
En general se puede decir que la única condición del Sistema de
Potencia que hace imprescindible una Regulación Secundaria
automatizada es que éste tenga interconexiones síncronas con
otros sistemas.
En estos casos la respuesta de los generadores de las distintas
áreas a los desequilibrios de potencia por Regulación Primaria es
solidaria, independientemente de dónde proceda el desequilibrio, de
modo que la distribución de esta respuesta depende de las
velocidades de toma de carga de los distintos grupos conectados en
ese momento. Es por ello que la potencia que fluye por las
interconexiones está constantemente fluctuando, y que la
Regulación Secundaria tiene que tenerla en cuenta al calcular el
ACE, para asegurar que los desequilibrios son finalmente
compensados por el área en que se producen.
Teniendo en cuenta estas características es evidente la dificultad de
mantener en estos casos un esquema de Regulación Secundaria
manual en cada área que atienda simultáneamente a los dos
términos del ACE, y en la práctica es casi imposible garantizarlo sin
un esquema automatizado. Aun mayor es la dificultad de
interconectar síncronamente un Sistema de Potencia que tenga una
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Regulación Secundaria manual con otro que tenga una Regulación
Secundaria automatizada, dado que la franca superioridad en
fiabilidad y prestaciones del área con RS automatizada derivaría en
que, en la práctica, se haría cargo de la Regulación Secundaria en
ambas áreas y, aparte del reparto desigual de responsabilidades, no
se podría garantizar el objetivo de que cada desequilibrio fuera
compensado por el área en que se produce.
Por tanto, se concluye que una primera desventaja clara de un
esquema de Regulación Secundaria manual es que impide en la
práctica la interconexión síncrona con otros sistemas.
B. Menor de fiabilidad en el sistema
Del punto anterior se deduce que si en un Sistema de Potencia se
realiza la Regulación Secundaria manualmente, es seguro que el
sistema no estará interconectado síncronamente, y por tanto se
tendrá en cuenta en la regulación sólo el desvío de frecuencia,
siendo por tanto una Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF).
Adicionalmente, es también evidente que, aunque sea posible
utilizar un esquema manual, la Regulación Secundaria automatizada
siempre será más precisa y operará en ciclos de tiempo más cortos,
con la consecuencia inmediata de que la distribución estadística de
los desvíos de frecuencia tendrá una varianza inferior.
La consecuencia inmediata de lo anterior es que un sistema con
Regulación Secundaria manual operará en promedio con desvíos de
frecuencia mayores, por tanto a frecuencias más cercanas al valor
límite y por tanto con menos margen para hacer frente a
subsiguientes desequilibrios en el sistema, lo que se traducirá
finalmente en una mayor incidencia de problemas que obliguen a, o
provoquen, desconexiones de parte de la demanda, con las
consecuencias económicas y sociales que ello conlleva.
La severidad del problema anterior dependerá de varios factores:

Incertidumbre/variabilidad de la magnitud a compensar mediante
la regulación de frecuencia: Esta magnitud es básicamente la
diferencia entre el Programa de Generación y la suma de la
demanda, la generación RER no gestionable, y los desvíos de
los generadores respecto de este mismo Programa
La variación de éstos últimos es aleatoria, y en el caso de RER y
los desvíos, de baja predictibilidad. En general a mayor
variabilidad, la magnitud a compensar será mayor y habrá más
necesidad de regulación, potenciándose el efecto mencionado
anteriormente.

Número de grupos necesarios para la Regulación Secundaria:
La magnitud de la reserva necesaria para Regulación
Secundaria dependerá del valor histórico-estadístico de la
diferencia mencionada en el punto anterior. El número de grupos
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necesario para cubrir esta reserva dependerá de la magnitud de
la misma (es decir, el punto anterior) y la capacidad de los
distintos grupos disponibles para regular.
Por tanto la capacidad del parque de generación apto para
regular respecto a las necesidades de regulación del sistema
determinará el número de grupos necesario. Por otro lado es
evidente que cuantos más grupos sean necesarios, mayor será
la dificultad para regular con ellos utilizando un esquema
manual, derivando en una mayor imprecisión respecto a hacerlo
con un esquema automatizado, potenciándose el efecto
mencionado anteriormente.
En definitiva, se puede concluir que existirá un beneficio creciente
en el uso de un esquema automatizado, debido al aumento de la
fiabilidad, según los siguientes factores:




Mayor demanda.
Mayor penetración de Generación RER no gestionable.
Mayor probabilidad de incumplimiento del Programa de
Generación por parte de los grupos.
Menor capacidad individual de los grupos destinados a regular.
C. Mayor estrés en los generadores
El hecho mencionado anteriormente de que la distribución
estadística de la frecuencia será en general menos apuntada
cuando la Regulación Secundaria se realiza manualmente, lleva a
que en promedio los desvíos de frecuencia serán mayores, y más
sostenidos en el tiempo, con las consecuencias de estrés sobre los
generadores (al trabajar más alejados de su punto de diseño) y
sobre la demanda, que recibe un servicio de peor calidad.
D. Menor calidad de suministro
La implementación de un AGC mejora la fiabilidad esperada del
sistema eléctrico en cuanto a suministro de la demanda, lo que
supone inclusive beneficios económicos para el conjunto del
sistema.
Para evaluar ello en el caso del SEIN se ha utilizado la metodología
que se describe a continuación, junto con sus resultados:
1. Se han tomado al azar tres días de referencia en el último año
en los que NO haya habido incidentes importantes, en concreto
los días 05/12/2013, 08/11/2013 y 20/07/2013. Para cada uno de
estos días se ha replicado el procedimiento que sigue, con el
objetivo de verificar que las conclusiones para cada uno de ellos
son extrapolables.
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2. Se han descargado de la web de COES los registros de
frecuencia cada segundo para esos días (SICOES,
http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/sicoes/) montando las series
de frecuencia correspondientes.
3. Se han aplicado sobre estas series un suavizado de tipo
“LOESS” (Local regression using weighted linear least squares),
con banda correspondiente a 620 muestras: al ser las muestras
cada segundo, aplicar este filtro supone desechar los efectos
que tienen lugar en tiempos inferiores, típicamente ruido y
Regulación Primaria, de modo que queda básicamente el efecto
de la Regulación Secundaria12.
4. El resultado del suavizado anterior se atribuye al efecto sobre la
frecuencia de la Regulación Secundaria, y da lugar a la serie de
frecuencias Fsec. En la Figura D.1 se muestra la serie original y
superpuesta Fsec para el día 20/07/2013.
5. Se ha calculado el histograma correspondiente a Fsec. El
resultado se muestra en la Figura D.2 para el día 20/07/2013. Se
puede comprobar que la forma es bastante asimilable a una
normal, de manera que en lo que sigue se supondrá el
comportamiento Normal, con media μFSec y desviación típica
σFsec.
Frecuencia en el SEIN, día 20/07/2012
60.4
Fsec
Frecuencia
60.3
60.2
Frecuencia (Hz)
60.1
60
59.9
59.8
59.7
59.6
0
500
1000
1500
2000
2500
Tiempo (s)
3000
3500
4000
4500
5000
Figura D.1
12
Se escogen 620 segundos porque, dados los requisitos que COES exige a la Regulación Secundaria, esta debe activarse a los 20
segundos, y estar su efecto estar completo a los 10 minutos. Se escoge el método “LOESS” porque gráficamente se ha
comprobado que es el que mejor filtra el ruido.
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Histograma de la frecuencia del sistema por Regulación Secundaria
6000
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
5000
Frecuencia de aparición
4000
3000
2000
1000
0
59.5
59.6
59.7
59.8
59.9
60
60.1
Frecuencia del sistema (Hz)
60.2
60.3
60.4
60.5
Figura D.2
6. Se ha calculado la serie diferencia entre la de de frecuencia
original y Fsec (F1=Fori-Fsec)
7. La serie F1 se atribuye a la Regulación Primaria y otros efectos
aleatorios de tipo ruido (demanda, etc.). El resultado se muestra
en la Figura D.3 para el día 20/07/2013. Se puede comprobar
que la forma es bastante asimilable a una normal, de manera
que en lo que sigue se supondrá el comportamiento Normal, con
media μF1 y desviación típica σF1.
Histograma de los desvíos de frecuencia no debidos a Regulación Secundaria
18000
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
16000
14000
Frecuencia de aparición
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
-0.5
-0.4
-0.3
-0.2
-0.1
0
0.1
Desvíos de frecuencia (Hz)
0.2
0.3
0.4
0.5
Figura D.3
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8. Para considerar sólo el efecto de la Regulación Primaria, se ha
filtrado F1 mediante un suavizado “LOESS” con banda igual a
35 muestras13, dando como resultado la serie Fprim. Se ha
calculado el histograma correspondiente a Fprim. Al igual que en
la anterior, se puede comprobar que la forma es bastante
asimilable a una normal, de manera que en lo que sigue se
supondrá el comportamiento Normal, con media μFprim y
desviación típica σFprim.
9. Los puntos 2 a 8 se han aplicado a los tres días escogidos, y se
han tomado los valores promedio de media y desviación típica
de las series de cada caso. Los resultados son los siguientes:
10. Se procede a estimar la tasa de fallos del sistema (λ), mediante
las siguientes consideraciones:
a. Se considera fallo al un evento en que la frecuencia del
sistema alcanza 60+/-1 Hz.
b. Se define λ como la probabilidad de que el sistema entre
en fallo en el instante t+∆t, cuando en t no estaba fallado.
c. En el instante t, la frecuencia se distribuirá según una
función densidad igual a la correspondiente a Fsec+F1.
d. En el instante ∆t la frecuencia alcanzada será la del
instante t más el desvío total (Dtot) que se produzca
después, por efecto sólo de la RP, hasta que la
frecuencia cambie de sentido. Por ello ∆t será un tiempo
variable, que dependerá de cuantos segundos se
mantenga el mismo valor el signo la derivada de Fprim.
e. Para estimar la función densidad de probabilidad de Dtot:
i. Se toma la serie Fprim.
ii. Se calcula su serie diferenciada.
iii. Cada valor de Dtot es el acumulado de valores de
Fprim en los intervalos en que la derivada
mantenga su signo.
iv. Se calcula el histograma de la serie resultante. El
resultado se muestra en la Figura D.4 para el día
20/07/2013. Se puede comprobar que la forma es
13
Se escogen 35 segundos porque, dados los requisitos que COES exige a la Regulación Primaria, ésta debe activarse a los 5
segundos, y su efecto completarse a los 30 segundos.
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bastante asimilable a una normal, de manera que
en lo que sigue se supondrá el comportamiento
Normal, con media μDtot y desviación típica σDtot.
f.
La función densidad de probabilidad de la frecuencia en
t+∆t será la correspondiente a la suma Fsec+F1+Dtot, con
media μF y desviación típica σF.
g. λ se calcula como la probabilidad de que la frecuencia
en t+∆t tenga valores superiores a 61 o inferiores a 59:
FDP14(59, μF, σF)+1-FDP(61, μF, σF)
h. Como las frecuencia se ha muestreado cada segundo, λ
tendrá unidades de 1/s.
i.
Se calcula el tiempo medio entre fallos (MTBF) en
segundos como la inversa de λ.
Histograma de los Desviós Totales de Frecuencia en inc(t) respecto a t
1500
Histograma
FDP empírica
FDP Normal
Frecuencia de aparición
1000
500
0
-0.5
-0.4
-0.3
-0.2
-0.1
0
0.1
Desvio total de frecuencia en inc(t)
0.2
0.3
0.4
0.5
Figura D.4
11. Resumen de Resultados:
14
FDP: Función Distribución de Probabilidad, igual a la integral de la función densidad.
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Fsec
Fecha
Fprim
F1
μ (Hz)
σ (mHz)
μ (Hz)
σ
(mHz)
05/12/2013
60,0013
135,95
-6,85E-5
65,74
08/11/2013
20/07/2013
Promedios
60,0012
59,9991
60,0005
159,2
151,02
148,72
2,93E-5
2,92E-5
0,00
69,4
80,78
71,97
Serie
Fsec
F1
Dtot
F en t+∆t
λ
MTBF
μ (Hz)
-6,82E5
2,93E-5
2,93E-5
0,00
Dtot
σ
(mHz)
μ (Hz)
σ
(mHz)
67,74
1,22E-5
113,16
70,9
82,14
73,59
3,88E-6
1,34E-5
0,00
106,5
115,5
111,72
μ (Hz)
60,0005
0,00
0,00
60
σ (mHz)
148,72
73,59
111,72
200
-7
5,733*10 fallos/s = 0,0495 fallos/día = 18 fallos/año
18 días
12. Se tiene en cuenta que la desconexión mínima según el
ERACMF de COES es del 4%. Para utilizar un criterio
conservador, donde menor número de MW de deslastre
producirían es en la zona sur, cuya la demanda media en el
último año fue de 865 MW. Así el deslastre mínimo sería de
865*4/100=34,6 MW.
13. El coste asociado a la PNS se estima por COES al calcular el
PDO en 6000 $/MWh.
14. Si se supone un tiempo medio de desconexión de 10 minutos
(dado que es el tiempo tasado para responder por la secundaria)
se tiene una estimación de coste anual de:
Fallos/año
MWh de fallo/año
Coste
365* λ = 18
18*34,6*10/60 = 103,8 MWh
103,8*6000 = 622 800 USD
15. Para ver qué ocurriría con un AGC, se puede suponer en el caso
conservador en que Fprim y Dtot se mantendrían igual. Respecto a
Fsec, se puede suponer que se alcanzarían los estándares que
existen en otros países con AGC instalado, en los que se suele
dar una banda de frecuencia en funcionamiento normal como
máximo de 200 mHz15.
Así, para cumplir que la probabilidad de que la frecuencia
(Fprim+Fsec) esté en 60+/-0,2 Hz sea de al menos del 95%, sigma
debe ser como máximo 200/1,96=102,04 mHz, de modo que
15
Nótese que éste es un valor conservador. Es habitual que las bandas de frecuencia en funcionamiento normal para sistemas
consolidados sean bastante menores. Como ejemplo, la ENTSO-E establece un valor de +/- 50 mHz.
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manteniendo los valores de Fprim, Fsec tendría una desviación
típica máxima de 74,81 mHz.
Serie
Fsec
F1
Dtot
F en t+∆t
λ
MTBF
μ (Hz)
60
0,00
0,00
60
σ (mHz)
74,81
73,59
111,72
153,27
-06
5,9*10 fallos/día
16 956 días
El tiempo MTBF resultante es muy grande, lo que es equivalente
a decir que el AGC eliminaría por completo este tipo de
indisponibilidades.
16. Adicionalmente, estudiando la curva que representa el MTBF
estimado en función de la desviación típica de la frecuencia en
t+∆t en mHz (Figura D.5), se puede observar cómo por debajo
de 180 mHz el MTBF supera los 400 días, lo que supone la
práctica eliminación de las indisponibilidades.
A su vez, si se suponen constantes σDtot y σFprim (caso
conservador), el límite par σFsec vendría dado por:
Expresado en términos de la desviación típica de la frecuencia, y
la delta de frecuencia admisible sería:
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450
400
350
MTBF (Días)
300
250
200
150
100
50
0
180
185
190
195
200
205
210
215
Desviación típica de la Frecuencia en t + inc(t) (mHz)
Figura D.5
17. Por último, los datos históricos de indisponibilidades recogidos
en los informes de “Estudio de Rechazo Automático de
Carga/Generación” (ERACG), realizado anualmente por COES,
dan los siguientes resultados para el período 2009-2012:
Informe
Periodo
Meses Mecanismo Incidentes Promedio anual Promedio anual conjunto Promedio anual total
ERACG2010 01/2009 - 07/2009
7
ERACMF
17
29.14
36.00
7
EDAGSF
4
6.86
ERACG2011
4
ERACMF
9
27.00
33.00
09/2009 - 12/2009
4
EDAGSF
2
6.00
8
ERACMF
23
34.50
45.00
01/2010 - 08/2010
8
EDAGSF
7
10.50
ERACG2012 01/2011 - 08/2011
8
ERACMF
15
22.50
28.50
8
EDAGSF
4
6.00
ERACG2013 01/2012 -07/2012
7
ERACMF
31
53.14
61.71
7
EDAGSF
5
8.57
42.05
El resultado del análisis estadístico daba una estimación de
unos 18 incidentes por año, de modo que, como era de esperar,
no todos los incidentes son achacables a la efectividad de la
regulación. Se puede esperar en este sentido una reducción del
(18/42)*100 = 42 % en el número de incidentes.
18. Teniendo en cuenta todo lo anterior, las conclusiones finales de
este análisis son las siguientes:
 La desviación típica de los desvíos de frecuencia
actualmente en el SEIN está en torno a 165 mHz. Esto
garantiza que hay una probabilidad del 95% de que los
desvíos no superen un valor de 320 mHz, y por tanto se
cumple con la delta admisible para la frecuencia en
operación normal, establecida en 360 mHz.
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
Un análisis conservador de fiabilidad del sistema en estas
condiciones estima una tasa de fallos (desvíos superiores a
1 Hz) de 18/año, lo que supone que en promedio, un 42% de
los fallos en el SEIN que obligan a rechazos de carga se
deben a la distribución de los desvíos de frecuencia.

Bastaría reducir la desviación típica de los desvíos de
frecuencia hasta un valor en torno a 140 mHz para reducir
considerablemente este problema, lo que es equivalente a
poder exigir una delta de frecuencia en operación normal
menor de 275 mHz.

El impacto económico, en términos conservadores, de esta
mejora se estima en el entorno de los 620 000 dólares
anuales16.

La actuación de un programa AGC adecuadamente
configurado y operado sería capaz muy probablemente de
conseguir este objetivo.
De acuerdo con los costos estándares de implementación de un SCADA con AGC, el ahorro que se obtiene de
alrededor por tener AGC, compensaría en un máximo de tres años la inversión en este equipamiento.
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Anexo E: Requerimientos
para la implementación de la
solución propuesta
Este apartado se centra en describir la arquitectura necesaria para
asegurar la implementación de la solución propuesta en lo que se
refiere al COES y concretamente en el sistema SCADA, que
habitualmente sirve de plataforma en la que se integra el programa
AGC junto con otras funciones de automatización, configurando lo que
se conoce como SCADA/EMS.
i.
Arquitectura general de un sistema SCADA
Se identifican a continuación las características principales de la
arquitectura básica necesaria. En la Figura E.1 se ilustra una
arquitectura posible no está asociada a la elección de un producto
SCADA en particular, sino que se trata de una arquitectura genérica
que incluye los componentes necesarios de una solución SCADA/AGC.
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Servidor de
conexiones gráficas
Workstation
Workstation
UIS
MMI1
MMI2
LAN SCADA
Administrador
SCADA
Administrador SCADA
de Reserva
Real Time Server
2
Real Time Server
1
Array Disk
Concentrador
Secundario1
Concentrador
Secundario 2
Fronte End de
Comunicaciones 2
Front End
Comunicaciones 1
Servidores
Terminales
RS-232
GPS/Frecuencímetro
ICCP
Difusores
- Otros Centros de Control (ajenos)
Otros
Protocolos
(serie)
Protocolo
IEC104
RTUs
Figura E.1
Los componentes del sistema responden típicamente a los siguientes
perfiles:
Nombre
Administrador SCADA
Tipo
Funciones
Servidor Alta disponibilidad Administración BD y HIS
Reserva del administrador
Administrador de reserva Servidor Alta disponibilidad
SCADA
Real Time Server 1
Servidor Alta disponibilidad Real Time Server y AGC (1)
Real Time Server 2
Servidor Alta disponibilidad Real Time Server y AGC (2)
Front
End
de
Front End 1
Servidor Alta disponibilidad comunicaciones,
varios
protocolos (1)
Front
End
de
Front End 2
Servidor Alta disponibilidad comunicaciones,
varios
protocolos (2)
ICCP Server: Front End de
Concentrador Secundario
Servidor Alta disponibilidad comunicaciones desde/hacia
1
otros Centros de Control (1)
ICCP Server: Front End de
Concentrador Secundario
Servidor Alta disponibilidad comunicaciones desde/hacia
2
otros Centros de Control (2)
Servidor de Conexiones
UIS
Servidor Alta disponibilidad gráficas a la aplicación
SCADA
MMI1
PC
Workstation 1
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Nombre
MMI2
Tipo
PC
Funciones
Workstation 2
Arquitectura del sistema de control y adquisición de datos (SCADA)
La configuración básica de los sistemas de control se muestra a
continuación, en la cual se identifican los siguientes componentes que
hacen parte del esquema de operación y control relativo a la plataforma
SCADA en un centro de control.
Centro de Control propio
WAN
Centros de Control
ajenos
(Otras empresas)
RTUs
Figura E.2

Unidades terminales remotas - RTU: Corresponde al nivel de
terminales remotas (Remote Terminal Unit - RTU), de subestación y
de plantas de generación, las cuales directamente o por medio de
concentradores de datos locales transmiten la información de
tiempo real requerida por el sistema SCADA/EMS. El Centro de
Control debe tener la capacidad de recibir la información de las
Terminales Remotas de manera lógica y parametrizable. Los
protocolos habituales son IEC 60870-5-104, IEC 60860-6 (ICCP)
sobre TCP/IP, el IEC 60870-5-101 para comunicación serie y IEC
61850. También DNP3.

Concentradores: Corresponden a los equipos remotos o locales
que sirven para agrupar Terminales Remotas. Tienen como función
el tratamiento de canales serie, canales de red en diferentes
protocolos para adecuarlos a las necesidades del SCADA/EMS.

Centros de Control de otros operadores: Corresponden a la
infraestructura SCADA y de telecomunicaciones propiedad de otros
agentes del sistema, con los cuales se intercambia información.
Habitualmente se utiliza el protocolo ICCP (IEC 60870-6/TASE.2)
para el intercambio de información bidireccional entre los centros de
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control de otros operadores y el Centro de Control propio y algunas
veces el protocolo ELCOM90, aunque en creciente desuso.

Infraestructura de telecomunicaciones: Comprende todos los
sistemas de comunicaciones por diferentes medios, que permiten
recibir y enviar información desde y hacia las RTUs o
concentradores. Dependiendo de cada protocolo existen
características específicas para los canales de comunicación, por
ejemplo, para el IEC870-5-101 los canales son del tipo serie, para
otros protocolos se tienen canales IP con interfaces Ethernet.
Respecto de las tecnologías usadas para la provisión de estos
canales, son variadas: comunicaciones por satélite, canales de
microondas terrestres, enlaces de fibra óptica, cobre, entre otros.

Infraestructura de red LAN: Corresponde a la red de comunicación
en la que están conectados los servidores y terminales del sistema
SCADA/EMS.
SERVIDOR SCADA
IP LAN A
IP LAN B
LAN A
LAN B
En realidad la línea de división entre la infraestructura y la arquitectura
de un sistema es, a menudo, muy difícil de establece, sobre todo
porque si se plantea la arquitectura de una organización desde un punto
de vista evolutivo, los elementos que en un momento dado se
consideran como propios de la arquitectura pasan a ser posteriormente
parte de la infraestructura. Esto, por ejemplo, ha ocurrido ya con las
redes locales.
Comunicaciones
Las comunicaciones con los concentradores de datos, las RTUs y
demás fuentes de datos se realizarán a través de una red de
adquisición de datos, asociada a los servidores de comunicaciones,
front-ends de comunicaciones.
Se dispone normalmente de una red de comunicaciones adicional, que
es la que soporta las comunicaciones con otros Centros de control
conectados a éste a través de un enlace para el protocolo IEC 60870-6
(TASE.2) o ICCP.
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Existe también normalmente una red WAN corporativa, que soporta
velocidades de datos LAN, de hasta 1000Mbs en el centro de control, y
velocidades de datos tipos E1 o superior hacia el exterior.
Se hablará brevemente de la necesidad de la confiabilidad de la
infraestructura de comunicaciones en un apartado posterior de este
documento.
Especificaciones funcionales básicas.
Es habitual que el sistema SCADA/EMS deba permitir o soportar las
funciones en varios niveles, a saber:

Nivel corporativo: que permita la integración con funciones IT
corporativas. Las funcionalidades a este nivel deben proporcionar
interfaces para la integración de SCADA/EMS con otras
aplicaciones corporativas para mejorar significativamente la
eficiencia de negocio.

Nivel de Centro de Control-SCADA: estas funcionalidades deben
ayudar al operador de la red a planificar el programa de las
estaciones de generación. Debe facilitar el intercambio de datos de
energía entre proveedores, el TSO y los consumidores, y prever el
intercambio de datos entre todas las partes involucradas, incluyendo
el regulador del sistema. El sistema podrá enviar o no comandos o
setpoints (como el AGC) a las plantas de producción, dependiendo
de los procedimientos regulatorios. Esa será la misión de los
sistemas de control de generación.

Nivel de Red de Transporte-EMS: éstas son las principales
funcionalidades del EMS y deben ayudar al Operador del sistema de
transporte a gestionar mejor la red, con monitorización en tiempo
real y total conciencia en cada momento del estado de explotación
de la red de alta tensión. Para ello el sistema debe gestionar la
información acerca de la inyección de energía en las conexiones de
red con otros productores, si es el caso. El EMS debe proporcionar
al operador de red las herramientas necesarias para regular la
frecuencia del sistema y el despacho económico de los
generadores. Además, típicamente cuenta entre otras, con las
siguientes funcionalidades para el apoyo de la operación en tiempo
real:
o
Configurador de topología
o
Estimador de estado
o
Flujo de cargas
o
Análisis de contingencias
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o
Información histórica
o
Simulador/Entrenamiento de operadores
Con respecto a la ciber-seguridad, el sistema SCADA/EMS debe incluir
productos y sistemas que permitan el cumplimiento de los estándares
internacionales, como los definidos por las Normas NERC CIP 002 a
009 versión 5.
ii.
Redundancia y disponibilidad: soluciones de alta
disponibilidad
El sistema SCADA debe tener una alta disponibilidad. Esta requisito
afecta a todos los niveles del sistema, desde la red de adquisición de
datos hasta los propios servidores donde se alojan las aplicaciones
SCADA/EMS/AGC, tiempo real, aunque en diferente grado de criticidad.
La capacidad que debe tener el sistema para realizar sus tareas
específicas bajo condiciones normales y en condiciones de fallo de
hardware y software son de gran importancia.
La alta disponibilidad se refiere a la capacidad de que aplicaciones y
datos se encuentren operativos para los usuarios autorizados en todo
momento, debido a su carácter crítico. Las empresas con la más alta
disponibilidad deben ser más tolerantes a fallos, disponer de sistemas
redundantes para los componentes críticos de su negocio y tener una
mayor inversión en el personal, procesos y servicios para asegurar que
el riesgo de inactividad del negocio sea mínimo.
La disponibilidad es una medida relativa a la preparación para su
utilización de un sistema, mientras que la fiabilidad es una medida
relativa a su capacidad para mantenerse operativo en el tiempo. Ambas
propiedades están englobadas dentro de una propiedad mucho más
amplia, la confiabilidad, que también incluye aspectos de seguridad,
confidencialidad e integridad de datos. Todas ellas conllevan un
elevado aumento del coste invertido en hardware y software.
Existen diferentes soluciones para lograr la disponibilidad de un
sistema. Pero la mejor forma de asegurar la disponibilidad de los
equipos y los servicios que suministran de manera fiable (99,999%) y
sin interrupción las 24 horas del día durante siete días a la semana, es
duplicar de todos sus componentes críticos y la disposición del software
y hardware necesarios para que los elementos redundantes actúen
cooperativamente, bien sea de forma activa-activa o activa-pasiva.
Algunas de las soluciones para asegurar alta disponibilidad son bien
conocidas:

Redundancia en dispositivos hardware, posibilitando en caso de
fallo, la continuidad del servicio. Como ejemplos encontramos
duplicados en equipos servidores, fuentes de alimentación o
dispositivos de red redundantes que no permitan cortes de
suministro o caídas de conectividad.
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
Redundancia en las comunicaciones. Hoy en día la mayoría de
las grandes empresas disponen de una red de oficinas conectadas
entre si por red, y sus servicios deben estar siempre operativos.
Para ello las empresas poseen en ocasiones diferentes conexiones
de red independientes, para, en caso de fallo de alguna de las
líneas, disponer de alternativas. Esto aplica a empresas con
negocios de cualquier tipo, cuánto más si el negocio transcurre en
tiempo real.

Redundancia y distribución en el procesado. Los sistemas de
agrupamiento de sistemas servidores permiten escalar la capacidad
de procesamiento.

Independencia en la administración y configuración de
aplicaciones y servicios. Mediante la virtualización hoy en día se
pueden ofrecer de forma independiente servidores dedicados
soportados bajo una misma máquina.
Redundancia en dispositivos hardware: redundancia de servidores
En general se recomienda redundancia a nivel de sistema SCADA
completo, operando éste en una configuración de tipo “Multisite”, que
permite, según la parametrización aplicada, tener un sistema SCADA
con funcionalidad completa respaldando al que opera normalmente.
Esta configuración permite definir unos protocolos de actuación en caso
de emergencia, identificando diferentes escenarios posibles, así como
las alternativas de operación en cada uno.
Dentro un sistema SCADA, aplica la redundancia de servidores,
dispositivos y funcionalidades. En general, para las funciones
absolutamente críticas de tiempo real, se prefiere una redundancia en
caliente (“hot-standby“), que permite la toma de control de las funciones
del sistema de manera inmediata en caso de fallo del servidor que
estaba manejando la situación o de alguna de sus aplicaciones críticas
sin las cuales no tiene sentido que siga gobernando. Hablamos
típicamente de las funciones tiempo real: procesamiento de mensajes,
cálculos de analógicas, representación de despliegues dinámicos, AGC,
etc.
Por otra parte, para situaciones menos críticas o menos urgentes, se
suele optar por otro tipo de redundancia, más relajada, en el que
existen servidores o bloques funcionales que pueden hacerse cargo de
ciertos aspectos del sistema si el que está gobernando hasta el
momento tiene problemas, aunque no en caliente, sino tras un rearranque, normalmente tras un timeout predefinido, en el que se espera
que se restablezca la situación normal, y en caso contrario, se decide
“empezar de cero” con un arranque limpio y ordenado de las funciones
del servidor al que se va a sustituir, así como de las aplicaciones
SCADA que realizaba el mismo. Típicamente hablamos de funciones de
administración del sistema, base de datos estática, código fuente, etc.
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Existe un tercer tipo de redundancia, a medio camino entre la
redundancia en caliente y la que precisa de un re-arranque, que no
necesita de la inicialización desde cero de una funcionalidad completa o
incluso del servidor, sino que puede empezar a gestionar en cualquier
momento algún recurso que algún otro bloque funcional no puede. El
bloque funcional que tuvo un fallo parcial, sigue ejecutando
normalmente el resto de sus tareas, sin que se aprecie un cambio
global en el mismo. El bloque que asume la nueva tarea, sigue
atendiendo a las que tenía antes, y tampoco se aprecia un cambio a
nivel global en el mismo. Este tipo de respaldo es típico en servidores
de comunicaciones, donde se reparten el volumen de carga de todo el
sistema, atendiendo cada bloque FE unos cuantos canales de
comunicación.
En el esquema presentado anteriormente para los componentes de la
arquitectura general, esta es la redundancia que aplica:
Nombre
Administrador
SCADA
Administrador
de reserva
Funciones
Administración BD y HIS
Reserva del administrador SCADA
Real Time Server y AGC (1)
RTS1
Real Time Server y AGC (2)
RTS2
CS1
Concentrador Secundario: ICCP Server
(1)
CS2
Concentrador Secundario: ICCP Server
(2)
FE1
Front End de comunicaciones, varios
protocolos (1)
FE2
Front End de comunicaciones, varios
protocolos (2)
UIS
MMI1
MMI2
Servidor de Conexiones gráficas a la
aplicación SCADA
Workstation 1
Workstation 2
Redundancia
En frío, administrador
reserva
En frío, administrador
SCADA
Hot-standby,
conmutación en
caliente
Hot-standby,
conmutación en
caliente
Hot-standby,
conmutación en
caliente
Hot-standby,
conmutación en
caliente
FE2, ambos principales
al mismo tiempo,
repartiéndose la carga
FE1, ambos principales
al mismo tiempo,
repartiéndose la carga
-
Redundancia en las comunicaciones: líneas de comunicación
En cuanto a la infraestructura de las comunicaciones inter-centros y con
las RTUs, la mejor opción sería poder disponer de dos medios
alternativos de distintas tecnologías e incluso, de dos operadores de
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comunicaciones diferentes en cada uno de ellos. De nada vale disponer
de dos líneas de una tecnología para nuestra operativa normal y otras
dos de backup puesto que, por ejemplo, si la avería ocurre
precisamente en el operador que nos proporciona dichas líneas, las
cuatro quedarán inoperativas.
Para el manejo de las líneas de comunicación, en la actualidad existen
diversos modelos de routers de gama media-alta que son capaces de
gestionar el uso de dos interfaces de red distintas, de diferentes medios
de transmisión, y realizar una conmutación transparente entre el medio
principal y el secundario en caso de falta de disponibilidad en las
comunicaciones. Obviamente, el uso de un solo router introduce un
punto único de fallos en el subsistema de comunicaciones que
deberíamos de solventar en un verdadero sistema de alta
disponibilidad, a pesar de que los routers suelen ser aparatos muy
robustos y que rara vez presentan averías.
Como caso práctico, se puede establecer que en proyectos típicos, con
una arquitectura similar a la propuesta, con virtualización y matriz de
almacenamiento de discos dispuestos en esquema RAID 1 o 5, el
tiempo total de indisponibilidad, considerando fallos de hardware,
sistema operativo y Sistema SCADA varía de 1 a 3 horas por año
(99,99% a 99,965%).
iii.
Intercambio de datos vía IEC 60870-6/TASE.2 o ICCP
El protocolo TASE.2 (Telecontrol Application Service Element) o tal vez
más conocido como ICCP, se utiliza extensamente para la adquisición
de datos y para la transmisión de datos hacia los sistemas
computacionales de empresas eléctricas vecinas, usuarios de sistemas
de potencia y centros de control de mercados de electricidad
conectados con el centro de control vía WAN y otros aplicativos que así
lo requieran. El TASE.2 puede ser referido también como protocolo de
comunicaciones entre centros de control (Inter-Control Center
Communications Protocol - ICCP). Opera en el protocolo de Internet
(Internet Protocol - IP).
La implementación del TASE.2 debe cumplir con la norma de servicios
y protocolos IEC60870-6-503, TASE.2 y con los modelos de objeto
IEC60870-6-802, TASE.2. Además, la implementación del intercambio
de datos, a través de tablas bilaterales, debe ser la misma en ambos
extremos de cada enlace, habiéndose tenido que poner de acuerdo
previamente los participantes de la comunicación, en ciertos aspectos,
como por ejemplo, la etiqueta identificativa de los datos a intercambiar o
el mapeo de los flag de calidad.
iv.
Aplicaciones
generación
de
supervisión
y
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control
de
la
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Las aplicaciones de supervisión y control de generación del sistema
EMS operan en tiempo real con el objeto de optimizar, monitorear y
controlar el despacho de generación. El sistema EMS incluye como
mínimo las siguientes aplicaciones de control de generación:

Despacho Económico.

Control Automático de Generación (AGC).

Monitor de Reserva de Generación del Sistema.
Despacho Económico de Operación
El Despacho Económico calcula los movimientos de generación
óptimos, mediante alguna técnica de optimización, dentro del sistema
de SCADA/EMS. El objetivo es ajustar de forma óptima las
desviaciones de la demanda y la generación respecto a la
programación de generación y demanda, minimizando dichas
desviaciones, los costos de producción y sujeto a las restricciones de
características técnicas de los recursos de generación y a las
restricciones de topología y criterios de seguridad del sistema.
Control Automático de Generación (AGC)
El Control Automático de Generación (AGC) ajusta la salida de potencia
real de los generadores seleccionados con el objetivo de mantener la
frecuencia e intercambios del sistema de potencia. El AGC monitoriza y
controla los generadores entre los cuales se pueden incluir unidades
térmicas e hidráulicas, cadenas hidráulicas, turbinas de combustión,
generadores de ciclo combinado, unidades de propiedad conjunta,
generadores geotérmicos y generadores eólicos y unidades que
pertenecen a productores independientes de potencia.
Básicamente, el AGC realiza las siguientes funciones:







Asignar, filtrar y detectar inconsistencias en las telemedidas de
frecuencia, generación de unidades e intercambios reales.
Identificar y controlar en paralelo áreas del sistema de potencia
completamente independientes.
Ajustar la referencia de frecuencia del sistema de potencia, para
cada una de las áreas de regulación identificadas.
Estimar el BIAS de frecuencia para cada una de las áreas de
regulación identificadas.
Calcular el error de Control de Área (ACE), tomando en
consideración los diferentes intercambios programados y los
desvíos de frecuencia en áreas de regulación identificadas.
Acceder a los intercambios programados en el Despacho Diario de
Generación.
Acceder a los valores de: Disponibilidad, Programa de Generación y
Margen de Regulación asignado en el Despacho Económico.
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

Operar en conjunto con el Despacho Económico para garantizar la
operación económica y los márgenes de regulación del sistema.
Calcular la asignación de control, emitir control hacia las unidades o
grupo de unidades y monitorizar su respuesta.
Monitor de Reserva de Generación del Sistema
El Monitor de Reserva de Generación calcula las reservas en cada
categoría de reserva y genera una alarma para que el usuario la utilice
cuando exista algún déficit. La reserva operacional se define como la
capacidad de generación por encima o por debajo de la carga base de
la unidad que se pueda producir en cada categoría de reserva,
disponible para el operador en los tiempos establecidos.
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