estudio control de frecuencia y determinación de - CDEC-SING

CDEC-SING C-0090/2013
Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y
DETERMINACIÓN DE RESERVAS
INFORME AÑO 2013
Autor
Fecha Creación
Última Impresión
Correlativo
Versión
Dirección de Operación
29-11-2013
31-01-2014
CDEC-SING C-0090/2013
2.0
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CONTROL DEL DOCUMENTO
APROBACIÓN
Versión
Aprobado por
1.0
Para Observaciones
2.0
Informe Final
REGISTRO DE CAMBIOS
Fecha
29.11.2013
Autor
Departamento de Sistemas Eléctricos
Versión
2.0
Descripción del Cambio
Confección del Informe
31.01.2014
Departamento de Sistemas Eléctricos
2.0
Modificación de acuerdo a observaciones
recibidas
REVISORES
Nombre
Cargo
Daniel Salazar J.
Director de Operación y Peajes
Raúl Moreno T.
Subdirector de Operación
Gretchen Zbinden V.
Jefe Departamento de Sistemas Eléctricos
Johanna Monteiro Z.
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
Germán Concha V.
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
Christian Weishaupt V.
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
Sebastián Barckhahn
Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos
DISTRIBUCIÓN
Copia
Destinatario
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CONTENIDO
CONTROL DEL DOCUMENTO
Aprobación
Registro de Cambios
Revisores
Distribución
2 2 2 2 2 CONTENIDO
3 1. INTRODUCCIÓN
4 2. RESUMEN EJECUTIVO
5 3. DETERMINACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DE RESERVAS PARA EL CPF Y EL CSF
7 3.1 Control primario de frecuencia (CPF)
3.1.1 Determinación de reserva para CPF
3.2 Control secundario de frecuencia (CSF)
3.2.1 Determinación de reserva en giro para CSF
3.2.2 Tasa mínima de subida/bajada de carga para CSF
3.2.3 Reserva pronta y detenida de corto plazo para CSF
7 7 8 8 10 14 4. EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DEL CONTROL DE FRECUENCIA Y PLAN DE REGULARIZACIÓN
17 4.1 Análisis del desempeño del CPF ante contingencias
4.2 Análisis del desempeño del CF en estado normal y alerta
4.3 Análisis del desempeño de la tasa de subida/bajada de las unidades
4.4 Requerimientos
5. CONTROL DE FRECUENCIA EN LA OPERACIÓN
5.1 Señales para supervisión del control de frecuencia
5.2 Reglas de decisión
17 17 18 19 20 20 21 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
23 7. ANEXOS
25 7.1 Reserva primaria y potencia máxima de despacho de unidades generadoras
7.2 reserva pronta y detenida de corto plazo
7.3 Registro falla unidades
7.4 Desempeño CPF por unidad
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1. INTRODUCCIÓN
El Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas, encomendado en el Título 6-8 de la
Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT), tiene por objeto efectuar una verificación del
cumplimiento de los estándares de seguridad y calidad de servicio (SyCS) establecidos en el Capítulo N°5 de
la NT, a través de:

La definición de los requerimientos de las reservas para el Control Primario de Frecuencia (CPF) y el
Control Secundario de Frecuencia (CSF), necesarias para cumplir con los estándares de SyCS de la
presente NT.

La correcta asignación de las reservas entre las diferentes unidades generadoras participantes del
CPF y del CSF.

La evaluación de la calidad y cantidad de recursos para el Control de Frecuencia (CF).

Las correcciones y ajustes necesarios a las políticas de seguridad operativa, toda vez que existan
riesgos de incumplimiento de los estándares de SyCS.
El desarrollo del presente Estudio se basa en criterios establecidos en la NT y utiliza la información y
experiencia adquirida por la DO durante la operación del SING. En particular se revisan los requerimientos
de reserva para CPF y CSF, junto con el desempeño de éstas.
El Estudio surge de lo dispuesto en el artículo 6-47 de la NT, donde se especifica la periodicidad anual de
éste. En este sentido, los análisis, resultados y conclusiones planteados, se consideran válidos para el
horizonte de evaluación, el cual comprende el período desde el 1° de Enero al 31 de Diciembre de 2014. No
obstante lo anterior, en el caso que se produzcan modificaciones en el Sistema Interconectado (SI) que
puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio, se realizará una actualización del
mismo en un plazo menor al especificado.
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2. RESUMEN EJECUTIVO
El Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas se enmarca dentro de las exigencias
establecidas en la NT, y consideraciones de aplicación práctica en el SING provenientes de la experiencia
adquirida por la DO. En este sentido se ha realizado una revisión de los siguientes aspectos:
 Requerimientos de reservas para el CPF.
 Requerimientos de reservas y tasa de toma de carga para el CSF.
 Evaluación de la calidad y cantidad de recursos para el Control de Frecuencia y de las políticas de
seguridad operativa.
El último punto contempla un análisis de la forma en que se realiza el Control de Frecuencia en el SING,
considerando los requerimientos especificados en la NT y las políticas de operación vigentes.
Los requerimientos de reservas para CPF y CSF, necesarias para cumplir con los estándares de SyCS de la
presente NT, se resumen en la Tabla 2.1.
Control Primario de Frecuencia
Tabla 2.1. Requerimientos del Control de Frecuencia
Requerimientos
Sistémicos
Reserva Primaria ≥ 70 [MW]
Todas las unidades participan del CPF
Reserva en giro ≥ 7%
Banda muerta 25 mHz
Requerimientos
por unidad
generadora
Estatismo 4%-8%
Reserva Primaria según valor informado a la DO
Potencia máxima de despacho según valores determinados por la DO
Control Secundario de
Frecuencia
Holgura para aumentar generación + 50 [MW]
Reserva en Giro
Requerimientos
Sistémicos
Holgura para disminuir generación - 120 [MW]
Tasa mínima de subida/bajada de carga 2.3 [MW/min]
Reserva Pronta + Reserva Detenida Corto Plazo ≥ 159 [MW]
Requerimientos
por unidad
generadora
Tasa subida/bajada de carga acorde con tecnología e información técnica
En lo que respecta al desempeño del Control de Frecuencia se observa lo siguiente:
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 Si bien el nivel de reserva para CPF es suficiente, la reserva primaria observada en eventos de falla que
han implicado operación del EDAC, es sólo de un 61% con respecto a la reserva disponible previo a la
ocurrencia de la falla.
 Dado lo anterior, los Coordinados deberán implementar, en coordinación con la DO, acciones
correctivas tendientes a dar cumplimiento con los requerimientos establecidos. En los casos que la DO
lo considere necesario, se procederá a ajustar la potencia de despacho de las unidades generadoras a
un nivel menor al actual, y/o a iniciar un proceso de verificación del comportamiento de la unidad.
 A partir de los registros analizados, asociados al desempeño del CSF, se puede observar que la
frecuencia no logra permanecer en el rango 49.8 - 50.2 Hz el 97% del tiempo del período de control
establecido en el artículo 5-31 de la NT. En lo que respecta a las tasas de subida/bajada de carga de las
unidades, en términos generales, en la operación real se observan tasas menores a las informadas por
los Coordinados. Con el fin de mejorar el desempeño del CSF, se ha definido una tasa mínima de
subida/bajada de carga de 2.3 [MW/min], la que deberá ser proporcionada por la o las unidades que
realicen el CSF. Dicha tasa ha sido definida considerando una ventana móvil de 15 minutos y que el
CSF es realizado en forma manual.
 En lo que respecta a la tasa de subida/bajada de carga de las unidades generadoras, los Coordinados
deberán implementar, en Coordinación con la DO, las acciones correctivas tendientes a dar
cumplimiento con las tasas informadas a la DO.
 Si bien, al establecer una tasa de subida/bajada de carga, mejoraría el desempeño global del sistema al
realizar el CSF, no es posible asegurar que, estando el sistema en Estado Normal, la frecuencia se
mantendrá dentro del rango 49.8-50.2 [Hz] el 97% del tiempo. Los factores que inciden en este
comportamiento son los siguientes:
-
Tasas de subida/bajada de carga de algunas unidades generadoras, menores al valor mínimo
especificado.
-
Retardos propios entre la toma de decisión y los aportes efectivos de las máquinas.
-
Capacidad de respuesta dependiente del operador que realiza el CSF, siendo de de gran
importancia que los operadores conozcan acabadamente la relación que existe entre la
operación adecuada del SI y los modos de control de los grupos generadores.
Finalmente, cabe destacar que con los recursos actuales del SING, no es posible garantizar un control
efectivo de frecuencia para variaciones de demanda que se dan en ventanas de tiempo menores a 15
minutos, donde las tasas de variación alcanzan valores del orden de 12 [MW/min]. Para estos casos se
requiere contar con un control automático de generación (AGC), dado que esta alternativa permitiría realizar
el CSF de forma coordinada por un conjunto de unidades generadoras del SING, a través de un seguimiento
oportuno de las desviaciones de demanda analizadas.
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3. DETERMINACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DE RESERVAS PARA EL CPF Y EL
CSF
3.1 CONTROL PRIMARIO DE FRECUENCIA (CPF)
El CPF corresponde a la acción de control ejercida rápidamente sobre la frecuencia del SI a través de los
Controladores de Carga/Velocidad de las unidades generadoras sincrónicas (dependiendo de la reserva en
giro con la que dichas máquinas se encuentren despachadas) y de los Controladores de Frecuencia/Potencia
de Equipos de Compensación de Energía Activa, habilitados para tal fin, que permitan modificar en forma
automática su producción.
El objetivo principal del CPF es controlar las desviaciones instantáneas de frecuencia y establecer el
equilibrio entre la generación y la demanda en un tiempo acotado, ya sea en condiciones normales de
operación o ante contingencias que provoquen un aumento o disminución relevante de la frecuencia del
sistema.
3.1.1 DETERMINACIÓN DE RESERVA PARA CPF
La reserva primaria se mide en ensayos específicos que aíslan el comportamiento de la unidad de la
respuesta del resto del sistema. El monto de reserva primaria resultante depende de las características
generales de la unidad, siendo relevantes aquellas asociadas al tipo de turbina y los ajustes dispuestos en el
regulador de velocidad, y en particular los ajustes de estatismo, banda muerta, ganancias, constantes de
control y saturaciones. El aporte de reserva primaria de una unidad generadora que opera interconectada,
depende entre otros parámetros, del despacho existente en el sistema y de las condiciones de operación de
la unidad, previo a la perturbación. Se observa que la capacidad para realizar CPF se deteriora fuertemente
a medida que la generación se acerca al valor de potencia máxima de la unidad, por lo que resulta
fundamental despachar las unidades en un valor de consigna que permita preservar su capacidad para
responder ante variaciones intempestivas de la frecuencia.
En el caso particular del SING, se deben considerar los siguientes aspectos asociados al CPF.
a) Todas las unidades generadoras presentes en el despacho participan en el CPF.
b) Se establece una potencia máxima de despacho para cada unidad, inferior a su potencia nominal,
con el fin de asegurar la disponibilidad de reserva para realizar el CPF.
c) Los Coordinados informan los montos de reserva para CPF en función de las pruebas realizadas a
sus unidades generadoras, sin embargo, la DO puede modificar estos valores en función del
desempeño verificado en la operación de tiempo real.
d) El requerimiento mínimo de reserva para CPF es de un 7% respecto de su potencia nominal.
Los valores de reserva primaria y la potencia máxima de despacho que actualmente son utilizados por la DO
se presentan en el Anexo 7.1.
Actualmente, el requerimiento mínimo de reserva para el CPF es de 70 [MW], el cual considera la reserva
para cubrir variaciones intempestivas de la demanda y mantener un desempeño estable en frecuencia, la
participación en el control de la desconexión intempestiva de unidades generadoras y consumos, y el margen
necesario para apoyar al CSF. Dicho monto de reserva se encuentra en aplicación a nivel de la
programación y operación de tiempo real, verificándose un desempeño apropiado en términos del
comportamiento en frecuencia, en condiciones normales de operación y ante contingencias.
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3.2 CONTROL SECUNDARIO DE FRECUENCIA (CSF)
El CSF corresponde a la acción manual o automática destinada a compensar el error final de frecuencia
resultante de la acción del CPF que ejercen los Controladores de Carga/Velocidad de las unidades
generadoras. Es función del CSF restablecer la frecuencia del SI en su valor nominal, permitiendo a las
unidades generadoras participantes del CPF restablecer su producción de acuerdo al orden económico del
despacho. Dado que a la fecha, aún no se implementa un control automático de generación (AGC) en el
SING, el CSF se realizará en forma manual.
De acuerdo a lo establecido en el artículo 6-52 de la NT, la reserva para el CSF será establecida por la DO
en función del mayor error estadístico en la previsión de la demanda y de las contingencias más probables.
Por lo tanto, el monto de reserva para realizar CSF se define de acuerdo a lo siguiente:
 A partir de las desviaciones entre la demanda real y programada en estado normal, se determinará el
requerimiento de reserva en giro del sistema (sección 3.2.1).
 Respecto del requerimiento asociado a la reserva en giro, se establecerá una tasa mínima de
subida/bajada de carga, asociada a las unidades que realizan el CSF (sección 3.2.2).
 A partir del análisis de las contingencias más probables, se definirá un monto mínimo de reserva pronta
más reserva detenida de corto plazo (sección 3.2.3).
3.2.1 DETERMINACIÓN DE RESERVA EN GIRO PARA CSF
En la operación de tiempo real, el despacho de las unidades generadoras se ajusta en cada hora a la
demanda real existente. Este ajuste se realiza a partir de la capacidad física en [MW] que tienen las unidades
para subir o bajar carga, respecto de los valores previos a la recepción de una consigna por parte del CDC.
Dicho incremento (o decremento) de generación ocurre a expensas de la reserva en giro disponible en las
unidades, correspondiente a la diferencia existente entre la potencia máxima de despacho y la potencia
generada.
Es del caso señalar que la reserva en giro aquí mencionada se refiere al requerimiento de regulación
secundaria en un horizonte de tiempo intrahorario, y por lo tanto no se refiere a la capacidad de regulación o
despacho de unidades para hacer el seguimiento de la demanda a lo largo del día, el cual es un problema
que se resuelve en el ámbito de la programación.
3.2.1.1 Metodología
Para determinar el monto de reserva en giro para CSF, se utiliza la siguiente metodología:
a) El periodo considerado en el análisis, considera registros de demanda real y programada entre
Febrero y Septiembre del año 2013. No se consideran registros anteriores dado que en Enero del
año 2013 se realizó una actualización del monto de CSF, según lo establecido en el Estudio de
Control de Frecuencia y Determinación de Reservas del año 2012.
b) Se calcula el error de previsión horario a partir de las desviaciones entre la demanda real y demanda
programada en cada hora, excluyendo los registros horarios donde se presenten los siguientes
casos:
 Contingencias que involucren pérdidas de unidades generadoras, que dan origen a condiciones
de subfrecuencia y/o operación del EDAC.
 Contingencias que involucren desconexiones de carga, que dan origen a condiciones de
sobrefrecuencia y/o operación del EDAG.
 Uso de DMC.
 Desviaciones de demanda de gran magnitud que fueron corregidas en la operación de tiempo
real o a través de un redespacho de generación.
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ó _
_
_
Donde,
ó _
_
Error de Previsión de demanda horario [MW].
:
:
Demanda real horaria [MW].
_
:
Demanda programada horaria [MW].
c) A partir del vector de datos resultante, se calcula la media y la desviación estándar de acuerdo a lo
siguiente:
1
ó
ó _
1
ó
1
ó
Donde,
ó
:
:
:
Error medio de Previsión de demanda [MW].
Número de datos.
Desviación estándar.
d) Si se asume que el error de previsión de demanda posee una distribución estadística de tipo normal
y considerando un nivel de confianza del 97% (equivalente a 2.17 veces la desviación estándar del
error medio de previsión), se obtiene la magnitud de reserva en giro requerida en el sistema de la
siguiente forma:
ó
2.17
ó
2.17
Donde,
: Reserva para subir carga.
: Reserva para bajar carga.
3.2.1.2 Resultados
A partir de la metodología anterior, se realiza el análisis estadístico asociado al error de previsión de
demanda. La función de densidad de probabilidad para el período Febrero-Septiembre del año 2013 se
muestran en la Figura 3.1, lo que se traduce en los siguientes resultados numéricos:
ó
35
39.4
La media resultante se encuentra desplazada del valor nulo, dado que la mayor parte del tiempo, la demanda
informada por los Coordinados se encuentra sobredimensionada respecto de la demanda observada en la
operación de tiempo real.
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Luego, considerando un nivel de confianza igual al 97%, los valores estadísticos resultantes, que definen el
monto de reserva en giro para el sistema, son los siguientes:
50
120
0,012
Función de Densidad de Probabilidad
0,01
0,008
0,006
0,004
0,002
0
‐200
‐150 ‐100
‐50
0
50
100
150
Error Estadístico de previsión de demanda [MW]
Datos en Intervalo de Confianza = 97%
200
Densidad
Figura 3.1. Error estadístico de previsión de demanda
Dado lo anterior, se obtiene un requerimiento de reserva en giro para CSF de 50 [MW] para desviaciones de
demanda real superiores a la programada, y 120 [MW] para desviaciones de demanda real inferiores a la
programada.
3.2.2 TASA MÍNIMA DE SUBIDA/BAJADA DE CARGA PARA CSF
En la operación real del sistema, se ha evidenciado la dificultad que tienen algunas unidades generadoras
para llevar a cabo el CSF, tal como se indica en la sección 4.2. Esto se debe en gran medida a una deficiente
tasa de subida/bajada de carga, para cubrir los requerimientos asociados a la variación de la demanda
intrahoraria que impone el sistema.
Debido a lo anterior, se establecerá una tasa mínima de subida/bajada de carga, de acuerdo a las
variaciones de demanda cada un minuto, que estadísticamente se presentan en el SING.
3.2.2.1 Metodología
Para efectos de establecer el requerimiento de tasa mínima de subida/bajada de carga para CSF, se
analizan las desviaciones de la demanda bruta en un intervalo de tiempo menor a una hora, a fin de tener un
análisis estadístico de los incrementos (o decrementos) de generación que utiliza los recursos de reserva en
giro secundaria que tiene disponibles el sistema.
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Los registros de operación real, que se consideran en la determinación del requerimiento de tasa de
subida/bajada de carga, corresponden a datos históricos registrados cada un minuto, excluyendo aquellos
días donde se presentan los siguientes casos:
 Contingencias que involucren pérdida de unidades generadoras importantes, que dan origen a
condiciones de subfrecuencia y/o operación del EDAC.
 Uso de DMC.
 Rechazo de carga importante en el sistema.
Estas consideraciones se justifican dado que en estos casos existe una participación de otros recursos de
control que distorsionan las variaciones de generación bruta.
Con el vector de datos filtrado, se establece una ventana móvil que recorre los datos de demanda bruta,
calculando para cada intervalo la desviación máxima alcanzada en esa ventana.
Para ilustrar esta metodología, en la Figura 3.2 se resume el cálculo del despliegue de la reserva en giro
dentro de la ventana móvil.
Máximo despliegue de reserva en giro Figura 3.2. Ilustración del proceso de identificación de los requerimientos máximos de reserva en giro
A partir del ejemplo presentado en la figura anterior, se puede identificar en la ventana de datos analizada,
un incremento máximo de la demanda, lo cual es abastecido a expensas de la reserva en giro disponible
dentro de una ventana de tiempo . Una vez determinado los montos de reserva en giro para los datos
analizados, se realiza un análisis estadístico, obteniendo la función de distribución de probabilidad discreta
, en intervalos de 5 [MW]. A partir de la función de distribucion de probabilidad discreta
, se obtiene
la función de distribución acumulada
.
Para asegurar la cobertura de las variaciones estadísticas de demanda, se utiliza un intervalo de confianza
mínimo , a partir del cual se determina un monto de reserva en [MW]. Con esta información, es posible
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identificar una tasa de subida/bajada de carga mínima (
sistema.
En términos formales:
∃!
∗
∶
∗
para cubrir las varaciones de demanda del
∗
∴ /
3.2.2.2 Resultados
La metodología anteriormente descrita se aplicó a una muestra de datos de generación bruta en el periodo
Febrero-Octubre de 2013. Para aplicar esta metodología, se debe comenzar por establecer el intervalo de
confianza y la ventana móvil, de manera de cumplir con los criterios de seguridad deseados. En cuanto al
nivel de confianza, se considera un porcentaje igual al 97%. Por otro lado, para la ventana móvil, se analizan
dos casos:
a) Ventana móvil igual a 1 minuto
Esta sensibilidad se realiza con el fin de determinar el requerimiento de tasa de subida/bajada de carga que
permita seguir las variaciones de demanda del SING minuto a minuto.
En la Figura 3.3, se observa que, para cubrir el 97% del tiempo las variaciones de demanda del sistema, se
requiere una tasa de subida/ bajada de carga asociada al CSF igual a 11.64 [MW/min].
Tasas de variación de demanda
120
18
97%
11,64 MW/min
100
14
12
80
10
60
8
6
40
% Frecuencia Acumulada
% Frecuencia Variación Demanda
16
4
20
2
0
0
MW/min
% Frecuencia Varicción Demanda
% Frecuencia Acumulada
Figura 3.3. Tasa de variación de demanda para ventana móvil de 1 minuto
De acuerdo a este resultado, y considerando que en la actualidad son muy pocas las unidades generadoras
del SING que tienen una tasa de subida/bajada de carga que pueda cubrir este requerimiento, resulta
impracticable establecer una restricción de esta magnitud, en particular considerando que el CSF se realiza
actualmente de forma manual. Esta condición refuerza aún más la necesidad de contar con un control
automático de generación (AGC) en el sistema, dado que esta alternativa permitiría realizar el CSF de forma
coordinada por un conjunto de unidades generadoras del SING, a través de un seguimiento oportuno de las
desviaciones de demanda analizadas.
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b) Ventana móvil igual a 15 minutos
De acuerdo a lo anterior, se establece una ventana móvil de 15 minutos, considerando la definición
especificada en el artículo 1-7 de la NTSyCS. La ventana de tiempo seleccionada resulta más adecuada para
poder realizar el seguimiento de las varaciones de demanda de forma manual.
En la Figura 3.4 se muestra el histograma de la función de distribucion de probabilidad discreta p(x), y en la
Figura 3.5 se muestra la función de distribución acumulada F(x) resultante. A partir de estos resultados, se
establece el requerimiento mínimo de tasa de subida/bajada de carga de 35[MW]/15[min] = 2.3 [MW/min].
Figura 3.4. Función de distribución de probabilidad
F(X*)> 97%
Tasa de toma de carga necesaria para CSF, asociada al intervalo de confianza definido, para una ventana móvil de 15 min. X*= 35 MW
Figura 3.5. Función de distribución de probabilidad acumulada
Si bien, al establecer un requerimiento mínimo de tasa de subida/bajada de carga, mejoraría el desempeño
global del sistema al realizar el CSF, no es posible asegurar que, en estando el sistema en Estado Normal, la
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frecuencia se mantendrá dentro del rango 49.8-50.2 [Hz] el 97% del tiempo. Los factores que inciden en este
comportamiento son los siguientes:
a) Tasas de subida/bajada de carga de algunas unidades generadoras, menores al valor mínimo
especificado.
b) Retardos propios entre la toma de decisión y los aportes efectivos de las máquinas.
c) Capacidad de respuesta dependiente del operador que realiza el CSF. Es de gran importancia que
los operadores conozcan acabadamente la relación que existe entre la operación adecuada del SI y
los modos de control de los grupos generadores.
3.2.3 RESERVA PRONTA Y DETENIDA DE CORTO PLAZO PARA CSF
Se ha realizado un análisis de las contingencias de unidades generadoras ocurridas en el período
comprendido entre Enero 2012 y Octubre 2013, considerando aquellas de un monto superior a 50 [MW]. De
dicho análisis, se observa que el tiempo promedio de indisponibilidad de las unidades generadoras luego de
ocurrida una falla es de 13.56 horas. En el Anexo 7.3 se encuentra el detalle de las unidades consideradas.
En vista de los tiempos observados, se hace relevante el contar en el sistema con un monto de reserva de
partida rápida para cubrir contingencias, y que sea capaz de recuperar la capacidad de éste para realizar
control de frecuencia, logrando normalizar los niveles de reserva para CPF y CSF.
Esta necesidad se ve reforzada con lo establecido en el artículo 6-52 de la NT, donde se indica que el monto
de reserva para CSF, aparte de cubrir el mayor error estadístico de la demanda, debe ser capaz de cubrir las
contingencias más probables.
3.2.3.1 Metodología
Con el fin de cubrir la contingencia de generación más probable, se dispone de Reserva Pronta y Reserva
Detenida de Corto Plazo, las que se describen a continuación:
 Reserva Pronta (RPronta): corresponde a la capacidad de potencia disponible en [MW] que puede ser
inyectada al SING en un tiempo menor o igual a 15 minutos, de unidades generadoras que se
encuentran fuera de servicio y que puedan entregar dicho aporte de potencia en cualquier instante por
instrucción de la DO.
 Reserva Detenida de Corto Plazo (RD_CP): corresponde a la capacidad de potencia disponible en [MW]
que puede ser inyectada al SING en un tiempo mayor a 15 minutos y menor o igual a 120 minutos, de
unidades generadoras que se encuentran fuera de servicio y que puedan entregar dicho aporte de
potencia en cualquier instante por instrucción de la DO.
La reserva para soportar la contingencia más probable, Reserva CSFcontingencia, estará dada por la suma de la
Reserva Pronta y más la Reserva Detenida de Corto Plazo, de acuerdo a la siguiente expresión:
Para calcular el monto de la contingencia de generación más probable, se considera la estadística de falla de
las unidades generadoras para un determinado periodo de observación, considerando aquellas fallas de un
monto superior a 50 [MW]. Se realiza una ponderación de las fallas de acuerdo a la frecuencia de estas y
considerando el nivel de despacho máximo de cada unidad generadora.
De esta manera, el monto de reserva requerido para soportar la contingencia más probable, es calculado
según la siguiente expresión:
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∑
∗
Donde,
: Monto de reserva en [MW] requerido para cubrir la contingencia más probable.
Número total de unidades generadoras consideradas.
Número de fallas de la unidad i en el periodo de observación.
Despacho máximo de la unidad i.
Número total de fallas en el periodo de observación.
:
:
:
:
3.2.3.2 Resultados
La metodología anteriormente descrita se aplicó a las fallas registradas durante el período comprendido entre
Enero 2012 y Octubre 2013.
El siguiente gráfico resume la frecuencia de falla de las unidades generadoras durante el período analizado.
Número de Fallas por Unidad período Enero 2012-Octubre 2013
ANG1
6
ANG2
11
CTA
8
CTH
4
CTM1
9
CTM2
8
CTM3
CTM3 TG
4
1
CTM3 TV
2
CTTAR
10
NTO1
6
NTO2
TG1B
3
1
TG2A
3
TV1C
1
TV2C
1
U12
5
U13
17
U14
12
U15
U16
14
11
Figura 3.6. Número de fallas de unidades generadoras en período Enero 2012 - Octubre 2013
Aplicando la metodología para las fallas de unidades generadoras en el periodo indicado, se obtiene un
monto de reserva para CSF igual a 159 [MW].
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En la Tabla 3.1 siguiente, se muestra un resumen de la Reserva Pronta y Detenida de Corto Plazo disponible
para ser inyectada al sistema, en función del tiempo.
Tabla 3.1. Reserva Pronta y Detenida de Corto Plazo
Tiempo en que
el aporte de
potencia está
disponible
[minutos]
Reserva Pronta + Reserva Detenida CP
[MW]
15
66
TG2A sincronizada
30
289
TG2A a mínimo técnico
U16-TG sincronizada
CTM3-TG sincronizada
558
TG2A a plena carga
U16-TG a mínimo técnico y subiendo a plena carga
CTM3-TG subiendo a mínimo técnico
TG1A subiendo a mínimo técnico
TG1B, TG2B sincronizada
892
TG2A a plena carga
U16-TG a plena carga
CTM3-TG a plena carga
TG1A a plena carga
TG1B, TG2B sincronizada
60
120
Comentarios
En el Anexo 7.2 se muestra un detalle de las unidades candidatas a ser consideradas como Reserva Pronta
y Reserva Detenida de Corto Plazo.
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4. EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DEL CONTROL DE FRECUENCIA Y PLAN DE
REGULARIZACIÓN
4.1 ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DEL CPF ANTE CONTINGENCIAS
El desempeño de cada unidad generadora al realizar el CPF, se calcula a partir de la respuesta observada
en las unidades para las fallas en las cuales la frecuencia medida en S/E Crucero alcanza valores iguales o
menores a 49 Hz (operación del EDAC por Subfrecuencia).
El análisis de la Reserva Primaria observada y registrada en los EAF, se realizó para el período comprendido
entre Enero y Octubre de 2013.
Para cada uno de los eventos considerados en el análisis, se ha registrado la siguiente información:

Reserva Primaria Programada en el respectivo programa de generación. Este valor considera los
montos de Reserva Primaria informados por los Coordinados.

Reserva Primaria Disponible, considera el valor de reserva que efectivamente podría haber
entregado la unidad dado el nivel de generación real previo a la ocurrencia del evento de falla.

Respuesta Observada, corresponde a la potencia eléctrica adicional que es proporcionada por la
unidad generadora, considerando el máximo entre el valor entregado a frecuencia mínima y a 10
segundos.
El desempeño de cada unidad ha sido calculado de la siguiente forma:

Desempeño Reserva Primaria Observada respecto a la Reserva Primaria Programada.

Desempeño Reserva Primaria Observada respecto a la Reserva Primaria Disponible.
Se observa que el Desempeño de la Reserva Primaria por unidad es en promedio un 57% al considerar la
reserva programada y un 61% al considerar la reserva disponible previo a la ocurrencia de la falla. Lo
anterior, se detalla en el Anexo 7.4, considerando el valor total por evento, y por unidad generadora.
4.2 ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DEL CF EN ESTADO NORMAL Y ALERTA
En condiciones de operación en Estado Normal o Alerta, la NT establece exigencias de tiempo en el que la
frecuencia del SI debe permanecer en determinados rangos, específicamente, el artículo 5-31 de la NT indica
lo siguiente:
“La frecuencia nominal de cada SI es 50 [Hz], ante lo cual el CDC deberá adoptar todas las medidas posibles
para que ésta permanezca constante, aceptándose en régimen permanente para el Estado Normal y de
Alerta, que el valor promedio de la frecuencia fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos
durante todo período de siete días corridos, se encuentre en los rangos siguientes:

Sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del período;

Entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período;

Entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período.”
A partir de los registros de frecuencia que dispone la DO, se observa que el desempeño del control de
frecuencia no cumple con lo establecido en el artículo 5-31 de la NT. En la Tabla 4.1 se muestra el
desempeño para los meses de Agosto a Octubre de 2013:
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Tabla 4.1 Desempeño Control de Frecuencia en el período Agosto-Octubre 2013.
Promedio
Diario
Rango de
Frecuencia
[Hz]
Agosto
Septiembre
Octubre
Promedio
Agosto - Octubre
Bajo 49.3
0.00%
0.00%
0.01%
0.01%
49.3 – 49.8
1.60%
1.96%
2.42%
1.99%
49.8 – 50.2
92.27%
89.76%
89.58%
90.54%
50.2 – 50.7
6.13%
8.28%
8.00%
7.47%
Sobre 50.7
0.01%
0.00%
0.01%
0.01%
Considerando que el CSF se realiza en forma manual, y que las unidades que habitualmente lo realizan
presentan en la operación real, tasas de subida/bajada de carga menores a la indicada, se produce un
deterioro del desempeño del CSF. Esto implica que el CDC debe realizar el CSF mediante un esquema en el
cual se consigna a una unidad el CSF y a una o más unidades el apoyo en esta función, lo que resulta poco
eficiente.
4.3 ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DE LA TASA DE SUBIDA/BAJADA DE LAS UNIDADES
En la gráfica siguiente se compara la tasa de subida y bajada de carga de las unidades generadoras, y que
ha sido informada por los Coordinados, con la observada en la operación real.
Valores observados en tiempo real: Promedio, mínimo y máximo
CTTAR
ANG2
ANG1
TG2B+0.5 TV1C
TG2A+0.5 TV1C
TG1B+0.5 TV1C
TG1A+0.5 TV1C
NTO2
NTO1
CTM2
CTM1
TG1
U16
U15
U14
U13
U12
CTH
CTA
MW/min
Tasas de subida de carga de unidades del SING
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Valores declarados
Figura 4.1. Tasa de subida de carga de unidades generadoras.
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Valores observados en tiempo real: Promedio, mínimo y máximo
CTTAR
ANG2
ANG1
TG2B+0.5 TV1C
TG2A+0.5 TV1C
TG1B+0.5 TV1C
TG1A+0.5 TV1C
NTO2
NTO1
CTM2
CTM1
TG1
U16
U15
U14
U13
U12
CTH
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
CTA
MW/min
Tasa de bajada de carga de unidades del SING
Valores declarados
Figura 4.2. Tasa de bajada de carga de unidades generadoras.
Se observa un desempeño deficiente, lo que dificulta el realizar el CSF de manera manual.
4.4 REQUERIMIENTOS
Dado el desempeño deficiente de algunas unidades, en lo que respecta al CF, es necesario que los
Coordinados, realicen las acciones correctivas necesarias para mejorar el comportamiento de dichas
unidades. Dichas acciones correctivas deberán ser coordinadas con la DO y considerar al menos lo
siguiente:

Determinar las causas del deficiente desempeño de la unidad en el CF, implementando las mejoras
necesarias.

Revisar los parámetros con los que actualmente se encuentra operando la unidad, en lo que
respecta a estatismo, banda muerta y modo de operación de la unidad, modificando los parámetros
que sean necesarios para dar cumplimiento a las exigencias de la NT.
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5. CONTROL DE FRECUENCIA EN LA OPERACIÓN
5.1 SEÑALES PARA SUPERVISIÓN DEL CONTROL DE FRECUENCIA
A fin de disponer de la información necesaria para la toma de acciones correctivas, se debe contar en el
SITR con señales destinadas a la supervisión del CF, que internalicen los eventos y condicionantes que
impactan la disponibilidad efectiva de estos recursos.
En relación con la operación en tiempo real, se requiere contar con la siguiente información:
a)
Incorporar señal de acción total de CPF en las señales de guía para el despachador
La desviación de la generación de las unidades generadoras respecto de su consigna de carga
corresponde a la acción automática del regulador de velocidad de las unidades, lo que constituye la
acción del CPF.
Disponer de esta señal permitirá apreciar el esfuerzo realizado por el control primario de frecuencia para
sostener las desviaciones naturales de la demanda del sistema, anticipando las desviaciones sostenidas
y su consecuente impacto en la frecuencia.
La acción del CPF constituye el primer recurso de control que mantiene las desviaciones de frecuencia
acotadas, siendo un indicador de utilidad sobre las desviaciones que se están experimentando en la
operación de tiempo real.
b)
Unidades que presentan limitación
En los casos en que una unidad generadora vea limitada su generación por alguna restricción técnica
momentánea, se recomienda asumir que la unidad generadora está imposibilitada para realizar CF; lo
anterior, dado que considerar la reserva en giro en las unidades limitadas lleva a un potencial error en el
dimensionamiento del recurso efectivamente disponible.
Si se constata una limitación de la unidad, inmediatamente debe descontarse la reserva en giro de esta
unidad de la señal de reserva en giro del sistema.
c)
Unidades que no pueden alcanzar su potencia máxima de despacho
Durante la operación de tiempo real se verifica que algunas unidades no pueden llegar a su potencia
máxima de despacho. Por esta razón, dicha unidad no está en condiciones de realizar CF en todo el
rango de operación entre su potencia generada y la potencia máxima de despacho. Así, se recomienda
eliminar la reserva en giro de estas unidades en el totalizador del sistema.
d)
Unidades en proceso de sincronización
Las unidades en proceso de entrada, y principalmente aquellas que se encuentran bajo mínimo técnico,
no necesariamente se encuentran en condiciones de realizar ajustes en su consigna de operación. De
acuerdo a lo anterior, se recomienda eliminar la reserva en giro de estas unidades en el totalizador del
sistema.
e)
Unidades disponibles para Reserva Pronta y Reserva Detenida de Corto Plazo
Se debe disponer de un indicador que dé cuenta de la disponibilidad de Reserva Pronta y de Reserva
Detenida de Corto Plazo.
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f)
Señal de consigna de las unidades
Se debe disponer de información en tiempo real de las consignas que son instruidas por el operador de
las unidades generadoras.
5.2 REGLAS DE DECISIÓN
El objetivo de estas reglas es el reducir las ambigüedades y aunar criterios, acotando el riesgo de error o
retardo en las decisiones.
Estas reglas contemplan la decisión de activación de los distintos recursos correctivos de CF, tales como
reserva en giro, despacho de unidades de partida rápida o de reserva detenida de corto plazo, entre otras.
a) Recuperar recursos para CPF y CSF de manera oportuna
En el caso de la operación del sistema en condiciones normales, dado que el CSF es realizado en forma
manual por una unidad generadora de acuerdo a la consigna dada por el CDC, se presenta un apoyo
constante de la acción de los reguladores de velocidad mediante el CPF para seguir la tendencia de la
demanda, implicando adicionalmente una desviación de la frecuencia desde su valor nominal.
El deterioro del recurso de CPF debe ser corregido de manera oportuna por la acción de cambio de
consigna de unidades a través del CSF, con el objetivo de restituir los recursos de CPF a su valor
nominal, a fin de mantener la capacidad del sistema de soportar contingencias que dan origen a
condiciones de subfrecuencia.
Asimismo, una vez que los recursos de CSF sean utilizados, estos deben ser restituidos, de modo que la
capacidad del sistema para seguir las variaciones permanentes de la demanda se mantenga. Esto se
logra mediante el despacho de unidades adicionales, ya sean unidades de partida rápida o de unidades
de mayor tamaño, dependiendo de las disponibilidades y de las magnitudes de las desviaciones.
Así, es de importancia que los despachadores consideren la siguiente secuencia de acciones:
i.
Al constatarse una desviación de la generación de las unidades producto de la acción del CPF, las
unidades consignadas en el CSF deben actuar para recuperar estos niveles de reserva,
independiente de los valores de subfrecuencia alcanzados ni los tiempos de permanencia en estos
valores. La asistencia de la reserva en giro, para restituir la reserva para CPF, deberá ser solicitada
al verificarse una acción de CPF equivalente a 20% o mayor.
ii.
En el caso que las acciones de CSF conlleven a un uso intensivo de este recurso, acercándose a los
valores mínimos establecidos, se deberá dar acción a los recursos de reserva pronta y detenida de
corto plazo. La asistencia de la reserva pronta, para restituir la reserva en giro, deberá ser solicitada
al verificarse un deterioro de la reserva en giro para CSF, cuando el totalizador del recurso alcance
valores inferiores a los 20 [MW]. De la misma forma, ante la insuficiencia de recursos de reserva
pronta y tomando en cuenta las condiciones del sistema, el CDC evaluará la asistencia de reserva
detenida de corto plazo. Lo anterior, siempre resguardando que el totalizador de Reserva Pronta más
Reserva Detenida de Corto Plazo, sea superior a la restricción impuesta para CSF ante contingencia.
De no ser así, el CDC deberá evaluar la sincronización al sistema de una unidad no consignada a
participar en la reserva de CSF.
Lo anteriormente expuesto queda resumido de mejor forma en el esquema siguiente:
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Frecuencia del Sistema
ACTIVA
LIMITA Desviación
RESTAURA VALOR NOMINAL
Control Primario
ACTIVA
LIBERA RESERVAS
LIBERA RESERVAS LUEGO DE UNA CONTINGENCIA
Control Secundario
LIBERA RESERVAS
Reserva
Detenida Figura 5.1: Relación entre los distintos recursos de control de frecuencia
b) Recuperación de consumo en condiciones de baja reserva en giro
En la operación normal del sistema, se verifican constantemente recuperaciones de demanda de los
clientes, las cuales deben autorizarse únicamente cuando el monto que se desea recuperar no produzca
un agotamiento de las reservas operativas existentes.
Específicamente, la recuperación de carga debe realizarse cuando los recursos en giro son suficientes
para absorber la desviación que se va a producir, cuidando que el nivel mínimo de reserva en giro se
mantenga. Es por ello, cuando la reserva en giro es baja, debe considerarse la asistencia de la reserva
pronta y la detenida de corto plazo mediante el despacho de unidades de partida rápida.
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6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En el presente Estudio se han definido los requerimientos de reservas para CPF y CSF, para el período
comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2014, considerando las exigencias de la NT y los
estándares de SyCS allí establecidos.
Se ha evidenciado la necesidad de introducir ciertas adecuaciones en el Esquema de Control de Frecuencia
actualmente vigente en el SING, tendientes a mejorar su desempeño. Es por esto que se establecen una
serie de medidas, tanto a nivel de la programación de la operación como para la operación en tiempo real, de
manera de dar cumplimiento a los estándares indicados en la NT para el Control de Frecuencia.
Las principales conclusiones se presentan a continuación:
a) Requerimientos para CPF
 El requerimiento de reserva mínima en el sistema para realizar el CPF es de 70 [MW]. Este monto
será aportado por la suma de la reserva primaria de cada unidad generadora que se encuentra
despachada, o el Equipo de Compensación de Energía Activa que se encuentre habilitado para dicho
fin.
 Todas las unidades generadoras, deben participar en el CPF. Para esto, deberán ser despachadas
en una potencia tal que les permita preservar su capacidad para realizar dicho control, manteniendo
una reserva de al menos un 7%. Dicho porcentaje podrá ser distinto en aquellas unidades cuyo
aporte de reserva primaria es realizado mediante Equipos de Compensación de Energía activa.
b) Requerimientos de CSF
 El requerimiento de reserva mínima para realizar el CSF es de:
- Reserva en Giro para CSF requerida por el sistema es de 50 [MW], con holgura para subir y de
120 [MW] con holgura para bajar. Este nivel de reserva permite soportar las desviaciones de
demanda real con respecto a la programada.
- Tasa de subida/bajada de carga de al menos 2.3 [MW/min]. Esta tasa considera un seguimiento
de las variaciones de la demanda en forma manual, dada una ventana móvil de 15 minutos.
- Reserva CSF para Contingencia de 159 [MW], la que debe ser cubierta por la Reserva Pronta y
Reserva Detenida de Corto Plazo. Esta reserva permite contar con un monto de reserva de
partida rápida para cubrir contingencias, y recuperar la capacidad del sistema para realizar
control de frecuencia, logrando normalizar los niveles de reserva para CPF y CSF.
 El CSF es realizado en forma manual por una unidad generadora, sin embargo, según la tasa de
variación de carga que esta tenga, y considerando el requerimiento de tasa de subida/bajada del
CSF, el CDC podrá requerir el apoyo a una o más unidades con el fin de tener una tasa real cercana
a la indicada.
 Si bien, al establecer una tasa de subida/bajada de carga, mejoraría el desempeño global del
sistema al realizar el CSF, no es posible asegurar que, estando el sistema en Estado Normal, la
frecuencia se mantendrá dentro del rango 49.8-50.2 [Hz] el 97% del tiempo. Los factores que inciden
en este comportamiento son los siguientes:
- Tasas de subida/bajada de carga de algunas unidades generadoras, menores al valor mínimo
especificado.
- Retardos propios entre la toma de decisión y los aportes efectivos de las máquinas.
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- Capacidad de respuesta dependiente del operador que realiza el CSF, siendo de de gran
importancia que los operadores conozcan acabadamente la relación que existe entre la
operación adecuada del SI y los modos de control de los grupos generadores.
 Al analizar las variaciones de demanda del SING minuto a minuto, se obtiene un requerimiento de
tasa de subida/bajada de carga asociado al CSF de 11.64 [MW/min]. Dado que el CSF se realiza en
forma manual y que en la actualidad son muy pocas las unidades generadoras del SING que tienen
una tasa de subida/bajada de carga que pueda cubrir este requerimiento, resulta impracticable
establecer una restricción de esta magnitud. Esta condición refuerza la necesidad de contar con un
control automático de generación (AGC) en el sistema, dado que esta alternativa permitiría realizar el
CSF de forma coordinada por un conjunto de unidades generadoras del SING, a través de un
seguimiento oportuno de las desviaciones de demanda analizadas.
c) Requerimientos Complementarios
En el caso de las unidades, cuyo desempeño en el Control de Frecuencia es deficiente, se requerirá a
los Coordinados respectivos el tomar las acciones correctivas necesarias para cumplir con las exigencias
normativas y con los requerimientos establecidos en el presente Estudio.
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7. ANEXOS
7.1 RESERVA PRIMARIA
GENERADORAS
Y
POTENCIA
MÁXIMA
DE
DESPACHO
DE
UNIDADES
En la Tabla 7.2 se muestra la reserva primaria por unidad/componente generadora, y la potencia de
despacho que permite que dicha reserva sea aportada al sistema.
Tabla 7.1. Reserva Primaria y Potencia Máxima de despacho de Unidades Generadoras.
Unidad /Configuración
Potencia Máxima de
1 2
Despacho
[MW]
Reserva
Primaria
[MW]
CTM1
149
5
CTM2
154
12
CTTAR
140
7
U10 o U11
33
5
U12
77
8
U13
80
6
U14
122
10
U15
116
10
TG3
28
10
TG1 o TG2
17
8
TGIQ
19
5
TGTAR
22
5
CTA
157
5
CTH
158
5
NT01 o NT023
135
5.6
ANG01 o ANG024
263
10
TG1A + 0.5TV1C o TG1B + 0.5TV1C
166
16
TG1A + TG1B + TV1C
332
32
TG1A o TG1B
105
16
TG2A + 0.5TV2C o TG2B + 0.5TV2C
166
11
TG2A + TG2B + TV2C
166
22
TG2A o TG2B
332
11
U16-TG + U16-TV
340
14
U16-TG
238
14
CTM3-TG + CTM3-TV
226
16
CTM3-TG
142
16
1
Para la configuración 1TG se considera la potencia máxima bruta vigente para la unidad operando en ciclo combinado
y la relación de la generación de la turbina a gas respecto de la generación del ciclo combinado, igual a k. Se considera k
igual a 0.63 para las unidades CC1, CC2 y CTM3, y k igual a 0.7 para la unidad U16.
2
Valores válidos para operación con combustible gas natural y diesel.
3
Para las unidades NT01 y NT02, la reserva primaria es entregada mediante el BESS ubicado en SE Andes.
4
Para las unidades ANG01 y ANG02, la reserva primaria es entregada mediante el BESS ubicado en SE Angamos.
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7.2 RESERVA PRONTA Y DETENIDA DE CORTO PLAZO
En la Tabla 7.2, se indican las unidades candidatas a ser consideradas como Reserva Pronta y Reserva
Detenida de Corto Plazo.
En dicha tabla se han considerado los tiempos de sincronización y de mínimo técnico observados por la DO
en la operación en tiempo real, por ser representativos de la disponibilidad de la unidad5.
Tabla 7.2. Reserva Primaria y Potencia Máxima de despacho de Unidades Generadoras.
Tiempo hasta
Sincronizar
[minutos]
Tiempo hasta
Mínimo Técnico
[minutos]
TGTAR
10
11
8
8
19
GMAR
7
8
8.4
2.1
8.4
M1AR
14
24
2.997
0.999
2.997
M2AR
14
24
2.924
1.462
2.924
Unidades
Potencia de
Sincronización
[MW]
Potencia Mínima
[MW]
Potencia Máxima
de Despacho
[MW]
MAIQ
31
61
2
5.936
5.936
MIIQ
19
29
2.924
1.462
2.924
MSIQ
25
55
2
6.2
6.2
SUIQ
15
25
4.2
1.4
4.2
TGIQ
19
20
10
10
19
SUTA
50
86
40
8
103.68
CTM3-TG
30
90
10
100
142
TG1
18
19
10
10
17
TG2
22
23
10
10
17
TG3
17
18
10
10
28
U16-TG
20
45
10
75
238
CUMMINS
10
10
0.2
0.722
0.722
DEUTZ
10
10
0.2
0.653
1.959
ZOFRI_1-6
6
6
0.9
0.36
0.9
ZOFRI_2-5
6
6
5.16
1.03
5.16
ZOFRI_13
6
6
1.6
0
1.6
ZOFRI_7-12
6
6
4.8
0.8
4.8
MIMB
20
28
5
2
28.64
TG1A
50
75
7
95
105.0
TG1B
50
75
7
95
105
TG2A
12
22
7
95
105
TG2B
50
75
7
95
105
AGB
1
1
2
0
2
5
Para las unidades identificadas en la Carta CDEC-SING N°1033/2011, se han considerado los tiempos de
sincronización observados en la operación de tiempo real.
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7.3 REGISTRO FALLA UNIDADES
En la Tabla 7.3 siguiente se indican las unidades que han presentado fallas en el periodo de análisis,
comprendido entre Enero de 2012 y Octubre de 2013.
Tabla 7.3. Tiempos promedio y acumulados de duración de la falla de unidad generadora
Tiempo Promedio
duración de falla
[horas]
Frecuencia de Fallas
Unidad
N° de fallas
Tiempo acumulado
de Falla
[horas]
ANG1
6
13.08
78.48
ANG2
11
30.96
340.53
CTA
8
13.21
105.72
CTH
4
22.76
105.72
CTM1
9
15.20
91.05
CTM2
8
13.53
136.77
CTM3
4
9.37
108.22
CTM3-TG
1
3.12
3.12
CTM3-TV
2
3.15
6.30
10
44.96
449.60
NTO1
6
5.91
35.45
NTO2
3
22.17
66.52
TG1B
1
1.15
1.15
TG2A
3
1.11
3.32
TV1C
1
16.27
16.27
TV2C
1
19.50
19.50
U12
5
6.33
31.67
U13
17
6.64
112.83
U14
12
3.94
47.28
U15
14
3.51
49.08
U16
11
10.67
117.42
CTTAR
Para determinar el tiempo de indisponibilidad promedio luego de una falla para cada unidad de generación,
se considera el tiempo promedio de falla por unidad, el número de fallas de cada unidad generadora en el
período y el número total de fallas en el periodo de análisis. De esta manera, el tiempo de falla promedio es
calculado según la siguiente expresión:
∑
∗
Donde,
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
Página 27
CDEC-SING C-0090/2013
Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
:
:
:
:
:
Tiempo promedio de indisponibilidad de unidades generadoras luego de ocurrida una falla.
Número total de unidades generadoras consideradas.
Número de fallas de la unidad i en el periodo de observación.
Tiempo promedio de duración de falla de la unidad i.
Número total de fallas en el periodo de observación.
De acuerdo a lo anterior, se obtiene un tiempo promedio de indisponibilidad de unidades generadoras luego
13.56 . .
de ocurrida una falla de
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Página 28
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Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
7.4 DESEMPEÑO CPF POR UNIDAD
A continuación se muestra el desempeño de la reserva primaria, como un total por evento y desglosado por
unidad generadora.
Los valores aquí presentados han sido obtenidos de los respectivos EAF, realizados en eventos
caracterizados por la operación del EDAC para el periodo enero-octubre de 2013. La Tabla 7.4 muestra el
desempeño de la reserva primaria por evento.
Tabla 7.4. Desempeño del Control de Frecuencia por Evento
Mes
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
N°
Evento
CDC
Desempeño [%]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
Respuesta
Observada
[MW]
Reserva Observada
Respecto a Reserva
Programada
Reserva Observada
Respecto a Reserva
Disponible
Enero
3228
88.2
88.2
63.0
71.43%
71.43%
Febrero
3249
58.4
28.6
28.9
49.49%
101.05%
3265
103.2
97.4
49.4
47.87%
50.72%
3275
81.2
76.2
59.6
73.40%
78.22%
3284
110.6
105.1
78.2
70.71%
74.41%
3286
115.6
113.2
78.6
67.99%
69.43%
3312
110.2
96.7
98
88.93%
101.34%
3301
114.2
110
75.4
66.02%
68.55%
3315
105.2
103.0
42.1
40.02%
40.87%
3318
103.2
101.5
57.7
55.91%
56.85%
3337
121.2
113.8
59.1
48.76%
51.93%
3342
90.2
88.2
54.4
60.31%
61.68%
3344
91.2
80.8
46.0
50.44%
56.93%
3349
85.2
64.6
48.0
56.34%
74.30%
3351
74.2
70.4
63.0
84.91%
89.49%
3362
109.2
105.2
74.0
67.77%
70.34%
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
-
-
-
-
-
-
3393
115.2
108.2
64.2
55.73%
59.33%
-
-
-
-
-
-
3422
95.6
77.4
10
10.46%
12.92%
3428
105.2
85
50.5
48.00%
59.41%
Nota: En el cálculo de Reserva Primaria Programada y Disponible no se considera la unidad falla.
Las definiciones de cada una de las reservas indicadas en la tabla previa, se indica a continuación:

Reserva Primaria Programada en el respectivo programa de generación. Este valor considera los
montos de Reserva Primaria informados por los Coordinados.

Reserva Primaria Disponible, considera el valor de reserva que efectivamente podrían haber
entregado las unidades dado el nivel de generación real previo a la ocurrencia del evento de falla.

Respuesta Observada, corresponde a la potencia eléctrica adicional que es proporcionada por la
unidad generadora, considerando el máximo entre el valor entregado a frecuencia mínima y a 10
segundos.
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
Página 29
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Versión: 2.0
La Tabla 7.5 muestra la respuesta de la unidad/componente generadora, considerando los últimos 5 eventos
en los que estuvo presente, considerando los Eventos de Falla ocurridos durante el año 2013.
Se debe considerar lo siguiente:

Para las unidades Angamos N°1 y N°2, el aporte a la reserva primaria se realiza a través del BESS de
S/E Angamos, por lo tanto en este caso lo que se evalúa es la respuesta del BESS.

Para las unidades Norgener N°1 y N°2, el aporte a la reserva primaria se realiza a través del BESS de
S/E Andes, por lo tanto en este caso lo que se evalúa es la respuesta del BESS.

La componente TG2A no estuvo presente en los Eventos de Falla del año 2013 por lo que no se cuenta
con registros que permitan evaluar su desempeño.

La nomenclatura usada en las tablas considera lo siguiente:
-
N/R: no responde. Se utiliza cuando la unidad/componente no responde o no aporta reserva
primaria.
-
N/A: no aplica. Se utiliza cuando la unidad/componente se encuentra, previo a la falla, en un
nivel de despacho tal que no tiene reserva primaria disponible.
Tabla 7.5. Desempeño del Control de Frecuencia por Unidad
ANG1 (BESS Angamos)
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3362
3351
3349
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
263
263
263
263
263
Potencia
previa falla
[MW]
267.2
263.1
169.5
162.3
215.9
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
9.8
N/R
10.0
10.0
9.8
98.0%
0.0%
100.0%
100.0%
98.0%
98.0%
0.0%
100.0%
100.0%
98.0%
Desempeño Promedio
79.2%
79.2%
ANG2 (BESS Angamos)
N°
Evento
3428
3422
3393
3362
3351
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
263
263
263
263
263
Potencia
previa falla
[MW]
223.4
265.6
150.0
249.1
123.6
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
10.0
10.0
20.0
10.0
10.0
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
10.0
10.0
20.0
10.0
10.0
Respuesta
Observada
[MW]
9.8
N/R
19.6
10.0
10.0
Desempeño Promedio
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
Desempeño [%]
Respuesta
Respuesta
Observada
Observada
Respecto a
Respecto a
Reserva
Reserva
Programada
Disponible
98.0%
98.0%
0.0%
0.0%
98.0%
98.0%
100.0%
100.0%
100.0%
100.0%
79.2%
79.2%
Página 30
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Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
NTO1 (BESS Andes)
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
3362
3351
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
135
135
135
135
135
Potencia
previa falla
[MW]
137.8
137.4
135.6
134.6
135.8
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
5.7
N/R
5.8
3.5
6.0
101.8%
0.0%
103.6%
62.5%
107.1%
101.8%
0.0%
103.6%
62.5%
107.1%
Desempeño Promedio
75.0%
75.0%
NTO2 (BESS Andes)
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
3362
3351
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
135
135
135
135
135
Potencia
previa falla
[MW]
145.2
135.4
132.8
134.7
133.3
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
5.6
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
5.7
N/R
5.8
3.5
6.0
101.8%
0.0%
103.6%
62.5%
107.1%
101.8%
0.0%
103.6%
62.5%
107.1%
Desempeño Promedio
75.0%
75.0%
CTTAR
Desempeño [%]
N°
Evento
3393
3362
3351
3349
3344
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
140
140
140
140
140
Potencia
previa falla
[MW]
145.1
103.4
142.0
144.5
141.3
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
7.0
7.0
7.0
7.0
7.0
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
1.9
7.0
5.0
2.5
5.7
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
N/R
5.0
5.0
2.5
5.1
0.0%
71.4%
71.4%
35.7%
72.9%
0.0%
71.4%
100.0%
100.0%
89.5%
Desempeño Promedio
50.3%
72.2%
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
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Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
U10
Desempeño [%]
N°
Evento
3393
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
33
Potencia
previa falla
[MW]
20.4
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
5.0
5.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
4.4
88.0%
88.0%
Desempeño Promedio
88.0%
88.0%
U11
Desempeño [%]
N°
Evento
3351
3337
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
33
33
Potencia
previa falla
[MW]
18.9
19.2
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
5.0
5.0
5.0
5.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
9.0
4.0
180.0%
80.0%
180.0%
80.0%
Desempeño Promedio
130.0%
130.0%
U12
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3362
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
77
77
77
Potencia
previa falla
[MW]
76.2
57.7
62.0
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
N/R
4.0
5.0
0.0%
50.0%
62.5%
0.0%
50.0%
62.5%
Desempeño Promedio
37.5%
37.5%
U13
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3362
3344
3342
3337
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
80
80
80
80
80
Potencia
previa falla
[MW]
86.7
71.2
68.2
71.2
60.8
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
6.0
6.0
6.0
6.0
6.0
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
0.0
6.0
6.0
6.0
6.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
N/R
N/R
N/R
N/R
1.2
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
20.0%
N/A
0.0%
0.0%
0.0%
20.0%
Desempeño Promedio
4.0%
5.0%
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
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Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
U14
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
3362
3351
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
122
122
122
122
122
Potencia
previa falla
[MW]
128.0
126.6
124.2
126.0
121.3
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
10.0
5.4
10.0
10.0
10.0
4.0
5.4
7.8
6.0
10.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
N/R
5.0
N/R
2.0
4.0
0.0%
92.6%
0.0%
20.0%
40.0%
0.0%
92.6%
0.0%
33.3%
40.0%
Desempeño Promedio
30.5%
33.2%
U15
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
3351
3349
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
116
116
116
116
116
Potencia
previa falla
[MW]
121.0
121.4
119.4
117.6
122.7
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
10.0
10.0
10.0
10.0
10.0
5.0
4.6
6.6
8.4
3.3
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
N/R
N/R
N/R
3.0
N/R
0.0%
0.0%
0.0%
30.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
35.7%
0.0%
Desempeño Promedio
6.0%
7.1%
U16
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
340
340
340
Potencia
previa falla
[MW]
295.0
266.2
282.6
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
14.0
14.0
14.0
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
14.0
14.0
14.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
14.0
N/R
14.0
100.0%
0.0%
100.0%
100.0%
0.0%
100.0%
Desempeño Promedio
66.67%
66.67%
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
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Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
CTA
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
3362
3351
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
157
157
157
157
157
Potencia
previa falla
[MW]
154.7
155.3
157.4
156.6
158.4
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
4.6
5.0
3.6
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
2.0
1.0
1.0
N/R
N/R
40.0%
20.0%
20.0%
0.0%
0.0%
40.0%
20.0%
21.7%
0.0%
0.0%
Desempeño Promedio
16.0%
16.3%
CTH
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
3362
3351
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
158
158
158
158
158
Potencia
previa falla
[MW]
99.6
159.0
158.0
156.0
158.2
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
4.0
5.0
5.0
4.8
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
1.0
N/R
1.5
N/R
N/R
20.0%
0.0%
30.0%
0.0%
0.0%
20.0%
0.0%
30.0%
0.0%
0.0%
Desempeño Promedio
10.0%
10.0%
CTM1
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
3362
3351
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
149
149
149
149
149
Potencia
previa falla
[MW]
151.3
157.2
150.5
148.6
151.9
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
2.7
0.0
3.5
5.0
2.1
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
2.5
N/R
2.2
3.0
N/R
50.0%
0.0%
44.0%
60.0%
0.0%
92.6%
N/A
62.9%
60.0%
0.0%
Desempeño Promedio
30.8%
53.9%
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
Página 34
CDEC-SING C-0090/2013
Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
CTM2
Desempeño [%]
N°
Evento
3428
3422
3393
3349
3344
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
154
154
154
154
154
Potencia
previa falla
[MW]
155.9
161.8
157.7
152.8
161.4
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
11.0
12.0
12.0
12.0
12.0
9.1
4.2
8.3
12.0
4.6
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
N/R
N/R
N/R
6.0
2.4
0.0%
0.0%
0.0%
50.0%
20.0%
0.0%
0.0%
0.0%
50.0%
52.2%
Desempeño Promedio
14.0%
20.4%
CTM3
Desempeño [%]
N°
Evento
3351
3422
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
226
226
Potencia
previa falla
[MW]
164.7
103.0
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
11.0
11.0
11.0
11.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
10.0
9.0
90.9%
81.8%
90.9%
81.8%
Desempeño Promedio
86.4%
86.4%
TG1A
Desempeño [%]
N°
Evento
3362
3337
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
105
105
Potencia
previa falla
[MW]
98.0
98.7
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
16.0
16.0
16.0
16.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
14.0
5.5
87.5%
34.4%
87.5%
34.4%
Desempeño Promedio
60.9%
60.9%
TG1B
Desempeño [%]
N°
Evento
3362
3337
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
105
105
Potencia
previa falla
[MW]
97.2
98.5
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
16.0
16.0
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
16.0
16.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
18.0
5.8
112.5%
36.3%
112.5%
36.3%
Desempeño Promedio
74.4%
74.4%
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
Página 35
CDEC-SING C-0090/2013
Clasificación: Informe Final
Versión: 2.0
TG2B
Desempeño [%]
N°
Evento
3393
Potencia
Max.
Despacho
[MW]
105
Potencia
previa falla
[MW]
101.6
Reserva
Primaria
Programada
[MW]
11.0
Reserva
Primaria
Disponible
[MW]
11.0
Respuesta
Observada
[MW]
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Programada
Respuesta
Observada
Respecto a
Reserva
Disponible
9.9
90.0%
90.0%
Desempeño Promedio
90.0%
90.0%
Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013
Página 36