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