Regulación de frecuencia (RPF, RSF) y Tensión

REGULACIÓN DE FRECUENCIA (RPF, RSF)
Y
REGULACIÓN DE TENSIÓN
Curso:
Planificación y Operación de Sistemas de Potencia
Profesor: Ing. Rubén Rojas Ramírez
Alumnos :
Barzola Cárdenas Jean Carlos 17190188
Huapaya Napan Wilder Enrique 17190228
De la cruz Arana Fidel Fausto 17190237
López Bravo Kevin Israel 17190061
Espinoza Olivares Jorge Luis 17190198
Nazario Ruiz Luis Alfredo 17190208
Garibay Quispe Renato Sebastián 17190200
Toribio Torres Gabriel Jesús 17190043
Huamaní Yauri Geraldine Daiana17190227
Valverde Ramos Gustavo Adolfo 17190052
RESERVA ROTANTE PARA
REGULACIÓN PRIMARIA
DE FRECUENCIA
INTRODUCCION
• Las Centrales de Generación Convencional
(CGC) cuya tecnología emplea un generador
síncrono producen electricidad sobre la base del
movimiento rotatorio de un componente llamado
“rotor”.
• La velocidad de rotación del rotor determina la
“frecuencia” de la corriente eléctrica en el
sistema de potencia.
• En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN), la frecuencia eléctrica establecida es de
60 Hertz (60 ciclos por segundo).
• la frecuencia eléctrica no tiende a ser constante;
sino que, varía permanentemente desviándose
de 60 Hz y reajustándose generalmente con el
ritmo de la generación eléctrica para volver a la
frecuencia de referencia (60 Hz).
OBJETIVO
Establecer criterios y metodologías
los criterios principales para la definición de una lista de mérito
de las plantas, son:
1.
2.
3.
La rapidez de respuesta de los sistemas de control
La potencia disponible para la regulación de frecuencia
La ausencia de insensibilidad y/o banda muerta
Determinación
Asignación
Programación
Evaluación
Cumplimiento y desempeño de la
Reserva Rotante para al RPF.
BASE LEGAL
 Reglamento del Comité de Operación Económica del
Sistema (COES) (2008)
 Reglamento de Cogeneración (2006)
 Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos
(NTCSE) (1997)
 Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en
Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
(NTCOTRSI) (2005)
DEFINICIONES
Conjunto de GRUPOS en instalación física
CENTRAL
Unidades de generación térmica
Arreglo motor primo y generador
Unidades con fuente hidráulica
Arreglo turbina y generador
DELEGANTE
ENCARGADA
EQUIPO PARA RPF
Grupo o Central que brinda el servicio de RPF a través de otro Grupo o Central
Grupo o Central que brinda el servicio de RPF por otro Grupo o Central
Equipo que pertenece a un Grupo o Central, y que es utilizado para brindar el
servicio de RPF
PRODUCTOS
REPORTES
Cumplimiento de RPF en los Grupos
Cumplimiento diario de RPF en los Grupos
INFORMES
Cumplimiento de RPF en los Grupos
Magnitud de RRPF a ser asignada
ESTUDIOS O INFORMES
COMPLEMENTARIOS
Funcionamiento y mantenimiento de RPF
 La magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida o
asumida.
 La actualización del Costo de Oportunidad de la Reserva Rotante para
RPF (COR).
 La actualización del Factor de Cumplimiento (FaC).
 Estudio para determinar el Tiempo de Aporte para RPF (TA
HORIZONTE, PERIODICIDAD Y PLAZOS
Informe anual
Establecido por NTCOTRSI
Propuesta a más tardar 31 de octubre
Aprobada a más tardar 10 de diciembre
En vigencia a partir del 1 de enero
Reporte preliminar mensual
3er día culminado el mes de evaluación
Informe mensual
5to día culminado el mes de evaluación
Reporte semanal
Cada Generador Integrante deberá
remitir diariamente al COES los
registros de frecuencia y potencia
Estudios o informes
complementarios
Miércoles inmediato posterior a la semana evaluada
Hasta las 8:00h del día siguiente
Hasta 30 de noviembre del año correspondiente
OBLIGACIONES
COES
 Proponer anualmente al Osinergmin la magnitud de RRPF requerida por el SEIN.
 Asignar la magnitud de RRPF aprobada por el Osinergmin.
 Publicar en su portal de Internet el reporte semanal.
 Publicar en su portal de Internet el reporte preliminar.
 Publicar en su portal de Internet el informe mensual de evaluación.
 Mantener el registro histórico de las mediciones de potencia, frecuencia asociados a la evaluación.
 Calcular la magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida o asumida.
 Determinar el COR.
 Determinar el valor del FaC.
OBLIGACIONES
Integrantes del COES
 Brindar el servicio de RPF que corresponde a cada uno de sus Grupos o Centrales.
 Garantizar la correcta operación, y el desempeño estable y seguro de sus Grupos y/o Centrales durante la RPF.
 Entregar al COES oportunamente la información técnica actualizada de sus Grupos o Centrales.
 En caso el Integrante tenga la necesidad de modificar los parámetros del regulador de velocidad del Grupo,
deberá solicitar dicha actividad en los plazos establecidos en el Procedimiento Técnico del COES N° 12
“Programación de Intervenciones por Mantenimiento y por Otras Actividades en Equipos del SEIN”.
 Disponer de un sistema de medición debidamente calibrado.
 Comunicar al COES en caso un Grupo o Central de su propiedad se encontrara imposibilitada parcial o
totalmente para realizar la RPF en tiempo real.
REQUISITOS E
INFORMACION TÉCNICA
PARA EL SERVICIO DE RPF
Los requisitos técnicos que deberán cumplir los Grupos para brindar el servicio de
RPF son los siguientes:
Operar con el regulador de velocidad en modo estatismo
(“Droop mode”), con el limitador del regulador de velocidad al
100% de su apertura.
Su estatismo permanente deberá ser ajustable al menos
dentro de un rango de 2% a 7%.
La Banda muerta deberá ser ajustada en una magnitud igual o
inferior a ±0,05% de la frecuencia de referencia (± 0,030 Hz).
REQUISITOS E INFORMACION
TÉCNICA PARA EL SERVICIO DE
RPF
La información técnica de los Grupos o Centrales que los Integrantes
deben remitir al COES
Las Grupos o Centrales que realicen la función de Encargadas podrán asumir
como máximo una reserva delegada que sumada a la reserva propia
Tanto el sistema de medición que registra continuamente la frecuencia y
potencia en bornes del Grupo, así como el sistema de medición bidireccional
que registra continuamente potencia y frecuencia del Equipo para RPF
En caso un Generador Integrante decida que todos los Grupos de Central o URS de
su titularidad, sean evaluadas como si fuese una Central, deberá comunicar al
COES por escrito dicha decisión
El titular de Grupo o Central que cuente con un Equipo para RPF deberá comunicar al
COES el listado de Grupos por el que el Equipo para RPF brindará el servicio.
SERVICIO DE REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA
El Tiempo de Aporte para RPF (TA) exigido para la entrega
de la reserva asignada será el que defina el COES
La respuesta de los Grupos ante una disminución de
frecuencia
Presentar el estatismo permanente del lazo automático de
control de velocidad.
Presentar la máxima banda muerta del controlador de
velocidad.
Presentar el tiempo de establecimiento del lazo de control
de frecuencia, y el gradiente de toma de carga
Evaluar el amortiguamiento del lazo de control de velocidad
en todos los modos posibles de operación.
Mostrar la capacidad de tomar o reducir carga, en forma
automática
Para el caso de unidades generadoras impulsadas por
turbinas de gas
Identificar y registrar las magnitudes y parámetros
principales que permiten “homologar” el modelo del
Controlador de velocidad.
SOBRE LA DELEGACIÓN DEL SERVICIO
Para delegar el servicio de RPF, la Delegante deberá
presentar un informe que sustente la imposibilidad técnica
para realizar la RPF, con el siguiente contenido mínimo:
Determinar la inercia mecánica del conjunto generadormáquina motriz.
PROGRAMACIÓN DE LA RESERVA PARA RPF EN EL DESPACHO ECONÓMICO
En las restricciones del despacho económico, para cada período de optimización del Programa Diario de
Operación y del Programa Semanal de Operación se incluirá el porcentaje de RPF asignado a cada uno de los
Grupos comprendidos dentro del alcance del presente procedimiento
 Generacióni,p : Variable de decisión que indica el nivel de generación en MW del grupo “i” para el período
de optimización p.
 Disponible MWi,p : Potencia máxima (en MW) que puede entregar un Grupo “i” para el despacho
económico en el período de optimización p.
 % RA : Reserva primaria asignada al Grupo.
 Pmínimai : Generación Mínima Técnica del Grupo “i” registrada en su correspondiente ficha técnica
aprobada por el COES.
EVALUACION DEL SERVICIO, DE LA INFORMACIÓN Y DEL DESEMPEÑO DE RPF
Evaluación del cumplimiento de la RPF
Ensayos en aplicación de PR N°17 y N°18
Si se encuentran variando su potencia de generación por disposición del COES
Las URS se encuentren brindando servicio de RSF
Si encuentre realizando pruebas e su regulador de velocidad a solicitud del COES
Cuando la Encargada se encuentre en un sistema aislado y su Delegante en un sistema
diferente
La metodología para evaluar el cumplimiento del servicio de RPF, se encuentra establecida en
el Anexo 3. Asimismo, el COES emitirá una Nota Técnica para la Aplicación de la Evaluación
del Cumplimiento de la RPF de dicho anexo
Evaluación de la información reportada
Cuando no se remite la los registros de frecuencia y potencia se considera
incumplimiento igual a 1.0 por cada día
La información reportada es revisada por el COES para verificar su consistencia de los
registros de frecuencia
Si se acumula 21 días de inconsistencia del mes anterior, por cada de inconsistencia en
el mes de evaluación será considerado como incumplimiento
Por cada día que se considere inconsistente, la evaluación de cumplimiento se realizara
con la frecuencia del SEIN
EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA – NOVIEMBRE 2021
Evaluación del desempeño del servicio de RPF
Desempeño inadecuado del Grupo o Central
El COES emitirá un comunicado solicitando al Generador Integrante los parámetros
del regulador de velocidad realizando las pruebas necesarias
El generador Integrante tendrá un plazo de 6 meses calendario para responder la
solicitud del COES mediante un informe adjuntando los parámetros modificados y las
pruebas que se realizaron de acuerdo a los estándares internacionales
El COES en un plazo de 10 días hábiles responderá la conformidad o inconformidad
de los resultados.
En caso no se cumpla subsanar las observaciones en un plazo de 7 meses desde la
primer comunicado, el Grupo o Central tendrán una calificación de incumplimiento
de1.0 hasta que el COES Exprese su conformidad en el desempeño.
CARGO POR INCUMPLIMIENTO
Los titulares de los Grupos deberán pagar el cargo
por incumplimiento aplicando
Los cargos por incumplimiento calculados con la fórmula anterior
serán distribuidos entre los Grupos cuyo cumplimiento del
servicio de RPF en promedio mensual sea mayor al valor de FaC
 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑜𝐼𝑁𝐶 , : Cargo por incumplimiento del
Grupo correspondiente al mes
 𝐼𝑁𝐶 , : Nivel de incumplimiento diario
del Grupo
 𝐺𝑒𝑛𝑀 , : Potencia media del Grupo “g”
el día “j” expresado en MW
 𝐶𝑢𝑚𝑝𝑙𝑖 : Indicador mensual del cumplimiento del
servicio de RPF
•
 𝐶𝑂𝑅: Costo de Oportunidad de la
Reserva no Suministrada para RPF
%𝑅𝑃𝑁𝑆𝐷 , : Promedio diario del porcentaje de la
reserva primaria no suministrada por el Grupo
•
 %𝑅𝐴: Reserva primaria asignada al
Grupo
𝐹𝑎𝐶: Factor de Cumplimiento actualizado
𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡 : Incentivo al cumplimiento correspondiente al
titular del Grupo
•
𝑃𝐸 , 𝑃𝐸 : Producción mensual de energía activa del
Grupo
Resumen de Evaluación de RPF NOVIEMBRE 2021
DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS
Banda muerta será igual o
inferior a ± 0,0833% de la
frecuencia de referencia (±
0,050 Hz), hasta que se
produzca la interconexión
síncrona con Ecuador y
Colombia
Aquellas URS que posean
mando centralizado del AGC,
que necesiten implementar el
equipamiento necesario para
que se registre y almacene la
información tendrán un periodo
de seis meses para su
implementación
Los valores TA, FaC
y COR iniciales
serán 60 segundos,
30% y 2250 S//MWdía
respectivamente
En caso exista un
monto
recaudado
por el PR 21 anterior,
será liquidado en los
siguientes 3 meses
El incumplimiento previsto
en el procedimiento con
un caso distinto a los
tratados en el articulo 13
serán informados al COES
METODOLOGÍA PARA
DETERMINAR LA RESERVA
DESTINADA PARA A LA RPF
Criterios generales
Metodología
METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA
RESERVA DESTINADA PARA A LA RPF
Costo de la energía no
suministrada por perdidas de
generación
Costo de la energía no
suministrada por variación de la
demanda
3. Las fallas de generación
y de equipos de transmisión
que impliquen desconexión
de generadores se limitarán
a una desconexión simple.
4. La magnitud de RRPF
para disminuir generación
es el mismo encontrado
para incrementar
generación.
6. Para el caso de las áreas
aisladas temporalmente del
SEIN, el valor en porcentaje
de la reserva destinada a la
RPF será definida por el
COES.
2. La magnitud de RRPF para
compensar déficit de generación
tendrá en cuenta las fallas
aleatorias de generadores y
equipos de la red .
1 Se fija en 59,9 Hz el
valor límite inferior de la
frecuencia en estado
cuasi estable
5. En la metodología se
considera inicialmente
una RRPF asignada de
0% de la demanda,
para iniciar el proceso
de análisis.
Criterios
generales
7. Si el COES observa que existe una
diferencia mayor al 15% en la
magnitud de la RRPF entre los
resultados correspondientes a
periodos típicos, se podrá establecer
magnitudes de RRPF diferenciados
para dichos periodos.
METODOLOGIA
Se calcula el costo de la Energía No Suministrada (ENS), asociada
a los Eventos considerados en los numerales 1.2 y 1.3..
Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada
porcentaje de reserva.
Incrementar la Reserva Rotante en un 1% e iniciar nuevamente en el
numeral 2.1 anterior.
Determinar la Reserva Rotante que se asignará a la RPF como el
punto donde se minimiza la suma de las siguientes tres (3)
componentes:
a) Los costos operativos adicionales por mantener la Reserva
Rotante destinada a la RPF.
b) El costo de la ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos
de la red que impliquen desconexiones de generación.
c) El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes
bloques de demanda.
Figura 1 : Costos vs Reserva del sistema
Para cada nivel considerado en el numeral 2.3, se hará simulaciones
de la operación.
Con cada uno de los costos hallados en los numerales 2.1 y 2.2 ,se graficará la curva de costos versus
reserva en porcentaje y en él se graficará también el costo total. Luego, se ubicará el valor porcentual de
la reserva que signifique el menor costo.
EJEMPLO
Tabla 2. Sobrecostos Periodo de Avenida 2015 (en millones de dólares)
1 Cálculo de los Costos Operativos Adicionales
Se utilizó como caso base la Programación del Mediano
Plazo del SEIN correspondiente al mes de agosto de 2015,
elaborada y emitida por el COES y a partir de ésta se
calcularon los sobrecostos operativos, aumentando la
reserva rotante del SEIN hasta el 5% con pasos de 1%.
Tabla 1. Costos de Operación de Enero – Diciembre 2015 (en millones de
dólares)
Del mismo modo, los sobrecostos para el periodo de estiaje
(junio a noviembre) del 2015 se observan en la tabla
siguiente:
Tabla 3. Sobrecostos Periodo de Estiaje 2015 (en millones de dólares)
Por otro lado, de acuerdo al CG 1.7 corresponde evaluar el
Margen de Reserva para la RPF para el periodo de avenida
y estiaje del 2015. En ese sentido los sobrecostos para el
periodo de avenida (meses de enero a mayo y diciembre)
del 2015 son los que se muestran en la tabla siguiente:
Cumplen con lo dispuesto en los numerales 1.7, 2.2, 2.3 y 2.5,
correspondientes al cálculo de los costos operativos adicionales
incurridos.
Gráfico Nº 1
2 Cálculo del Costo de Energía no Suministrada (ENS)
Para determinar el Costo de Energía no Suministrada (ENS) por desconexión
de generación o conexión intempestiva de grandes bloques de demanda.
₋
Se identificó los bloques de demanda del SEIN que se conectan en
forma intempestiva, determinándose que el efecto de la conexión de
estos bloques no impacta en el cálculo del costo de la ENS.
₋
Con la información de las tasa de falla y la obtenida de los análisis
eléctricos se estimo el costo de la ENS para cada una de las unidades de
generación, la cual se obtiene del producto de la tasa de fallas y el
tiempo de restablecimiento del suministro interrumpido.
Tabla 4. Costo de la ENS del SEIN
Gráfico Nº 2
Tabla 5. Costo total
3 Cálculo de la Reserva Rotante para la RPF
De acuerdo al numeral 2.4 para determinar la Reserva
Rotante que se asignará a la RPF como el punto donde se
minimiza la suma de las siguientes tres componentes:
1. Los costos operativos adicionales por mantener la
Reserva Rotante destinada a la RPF.
2. El costo de la ENS por fallas aleatorias de generadores
y equipos de la red que impliquen desconexiones de
generación.
3. El costo de la ENS por la conexión intempestiva de
grandes bloques de demanda.
- Para el periodo de avenida
- Para el periodo de estiaje
Por lo tanto, la magnitud de Reserva Rotante para Regulación
Primaria de Frecuencia del año 2016, será la siguiente:
METODOLOGÍA PARA LA
EVALUACIÓN DE
CONSISTENCIA DE LOS
REGISTROS DE FRECUENCIA
La evaluación de consistencia de los registros de frecuencia enviados por los Generadores Integrantes se realizará con
horizonte diario bajo la siguiente secuencia:
a)
b)
c)
Para cada segundo del registro diario se calculará el error absoluto (Hz) entre la frecuencia del Grupo y la frecuencia
del SEIN.
Se excluyen de la evaluación los periodos donde el Grupo no operó y a los periodos en los que los Grupos se
encuentren en sistemas aislados temporalmente del SEIN.
Sobre la base de la función de probabilidad acumulada, se determina el error que corresponde a una probabilidad
acumulada del 90%. Si el error determinado es superior a 20 mHz, el registro de datos diario evaluado es considerado
como dato inconsistente.
EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO
DE LA REGULACIÓN PRIMARIA DE
FRECUENCIA
PERIODO DE LA EVALUACIÓN
• Será determinado por el COES, se comparará la máxima desviación de frecuencia que agota totalmente su
reserva con la disponibilidad promedio de la RPF.
Δ𝑓𝑚𝑎𝑥 =
%𝐸𝑛 𝑥 %𝑅𝐴 𝑥 60
+ 𝐵𝑀𝑛
10000
%𝐸𝑛 =5%
𝐵𝑀𝑛 = ±0.03
• 𝑓𝑚𝑎𝑥/ min = 60𝐻𝑧 +/− 1.2 x Δ𝑓𝑚𝑎𝑥
• Para cada día de evaluación, se elige de manera aleatoria un periodo de 5 minutos continuos para cada
Periodo de Base, Periodo de Media y Periodo de Punta de cada grupo o central.
MODELOS DE LA RESPUESTA DE LA
POTENCIA POR RPF
El Generador podrá entregar al COES con copia al Osinergmin, un modelo que represente a su Grupo, Central o
Equipo para RPF, adjuntando el sustento técnico respectivo. El COES determinará la potencia de salida.
• Modelo de planta del Grupo o Central:
• Modelo Estándar:
%𝐸𝑛 =
𝑃
𝑥 𝑅 𝑥 100
𝑓
EVALUACIÓN DEL APORTE DE
POTENCIA
• Ya teniendo los modelos por parte de los
generadores, el COES calculará el aporte
de potencia para un escalón de frecuencia
que agota la reserva primaria asignada.
𝑓
í →%
= 𝑓 − Δ𝑓
á
• Nivel de incumplimiento:
𝐼𝑁𝐶 = 𝑀𝑎𝑥 𝑥 [0.434 𝑥 𝐿𝑛
%𝑅𝑃𝑁𝑆
+ 1; 0]
100
CÁLCULO DEL COSTO DE
OPORTUNIDAD UNITARIO DE
RESERVA ROTANTE PARA LA
FRECUENCIA
METODOLOGÍA DEL CÁLCULO
• Será determinado por el COES, en función de los costos de inversión y operación de un Equipo para RPF
basado en un sistema de almacenamiento de energía con baterías y se expresará en S/. /MW-día.
𝑀=
𝐼𝑁𝑉 𝑥 𝑖 𝑥 1 + 𝑖 𝑛
𝑥 𝐹𝑂𝑦𝑀
1+𝑖 𝑛−1
• Ultracapacitores.
• Bombeo hidráulico.
𝑖 = 12%
• Aire comprimido.
𝑛 = 120 meses
• Baterías.
𝐹𝑂𝑦𝑀 = 1.03
COR
• El COR se establecerá como un cargo diario afectada por un
factor Kd.
𝐶𝑂𝑅 = 𝐾 𝑥
𝑀
30
Kd : Factor de disuasión. Este
factor tendrá un valor de 1.5.
• El COES actualizará el
valor del COR, cada
cuatro (04) años. Para
este efecto, actualizará
el costo unitario de
inversión INV y, de ser
necesario,
los
parámetros de cálculo
FOyM y Kd.
RESERVA ROTANTE DE
REGULACION SECUNDARIA
DE FRECUENCIA
OBJETIVO
Criterios y metodologías
Prestación del Servicio Complementario de
Regulación Secundaria de Frecuencia
Incluyendo
Condiciones que deben cumplir los recursos
Determinación y asignación de la Reserva Rotante del SEIN
Seguimiento y control del desempeño
Determinación de los pagos y compensaciones
Especificación técnica del AGC
Prestación del servicio
BASE LEGAL
Ley de Concesiones Eléctricas
Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la generación Eléctrica
Reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE)
Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema
Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad
Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los
Sistemas Interconectados (NTOTR)
Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la
Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (NTIITR)
4. PRODUCTOS
Estudio anual
Determina
Presentado al OSINERGMIN
Considerando las observaciones y comentarios de los Agentes
Parámetros para los programas AGC
Desvíos de frecuencia y evaluación del desempeño de la RS
Precio límite de Oferta aplicable al servicio de RSF
Magnitud de reserva total para la RSF
Precio máximo para el mercado de ajuste de
regulación secundaria de frecuencia
EVALUACIÓN GENERAL DEL DESENPEÑO DE LA RS
Evaluación de la desviación de frecuencia en contingencias
4. PRODUCTOS
Informe mensual
Listado de URS
calificadas para RS
Unidades de
generación
Evaluación del cumplimiento
de las URS asignadas
Publicada en la página web
del COES
Presentado a OSINERGMIN
Notificará a los integrantes
Modificación de las características
de las URS calificadas
Califique una nueva URS
URS CALIFICADAS
Listado de URS calificadas para Regulación Secundaria
5. OBLIGACIONES
Del COES
Tener implementado el Regulador Maestro
Estudio anual detallando lo establecido en el Anexo V
Informe mensual de evaluación del cumplimiento de las
URS asignadas al servicio de RS
De los titulares de las URS
Mantener actualizados los datos técnicos de todas las unidades de
generación
Comunicar al COES todo evento ocurrido o acción efectuada en sus
instalaciones que afecte el servicio de RSF
Calificar a las URS para la prestación del servicio de RSF
Realizar
Elaborar y mantener actualizado el listado de URS
calificadas y unidades de generación que las conforman
Seguimiento en tiempo real del cumplimiento del servicio
RSF por parte de las URS
Asignación del servicio de RSF
Determinar las liquidaciones económicas asociadas al
servicio de RSF
Elaborar una Nota Técnica
El Generador representante de la URS conformada por unidades de
generación de más de un Generador, asumirá la responsabilidad
ante el COES por la operación de la URS que representa.
Realizar en calidad de único responsable, la reliquidación de los
importes económicos percibidos por el servicio de RSF a las
unidades de generación que las conforman, conforme a los
acuerdos de partes establecidos entre los titulares de generación.
6. CRITERIOS PARA LA PRESTACIÓN DE SERVICIO
Asignación de reserva
necesaria
Basado
Procedimiento de asignación conjunta
PDO con la RRSF
Usando
Información de
oferta
para
A cada
RSF
URS
Presentada
para cada
URS
Conectadas
AGC
Estado
Reserva
durante
Anexo I
Periodo que se consignó en la Oferta que presentaron
Activo/Inactivo/Desconectado/Desconectado por el COES
Programa de Operación
6. CRITERIOS PARA LA PRESTACIÓN DE SERVICIO
Ajuste de los parámetros
del regulador maestro
Condiciones de
Calificación para las URS
Requisitos mínimos
exigidos
Valores vigentes de
Delta y Delta Máxima
Característica mínima
de respuesta exigida
en el SEIN
Desvío de frecuencia admisible en el
SEIN en operación normal
0,36 HZ
Desvío de frecuencia admisible máxima
en el SEIN ante una perturbación
0,95 HZ
6. CRITERIOS PARA LA PRESTACIÓN DE SERVICIO
Formación de áreas aisladas
eléctricamente de manera temporal
AGC deberá reconfigurarse
automáticamente
Controlar las áreas donde exista una URS
Reasignará la RRSF
URS de cada área geográfica
Error de control de Áreas
(ACE)
Calculado de manera separada para cada
área geográfica
Unidades de Regulación Secundaria
Eligen el modo de control de sus unidades de generación
Control individual
Control conjunto
7- CALIFICACION DE RECURSOS PARA LA PROVISION DEL SERVICIO DE RSF.
REQUISITOS PARA LA CALIFICACION
DE LA URS
Una URS puede estar conformada
por una o mas unidades de
generación.
Máximo 2 empresas
•
•
•
•
Unidades de generación
Mando remoto.
Banda de potencia.
Capacidad de responder a las ordenes en menos de 10 seg.
Gradientes de toma de carga y descarga por unidad de
generación son >8 MW/min
Disponer de infraestructura de comunicaciones
ENVIAR y RECIBIR
Información
con el COES
Unidades de generación que
pertenezcan a una central de
generación.
Proporcionar información técnica
1 URS
Unidad de generación
7- CALIFICACION DE RECURSOS PARA LA PROVISION DEL SERVICIO DE RSF.
PROCESO DE CALIFICACION DE LAS URS
URS
Participar en el servicio de RSF
Solicitará la ejecución de las pruebas de
Calificación.
COES
URS cumple con los requisitos
Calificación de una URS tendrá carácter permanente
URS calificada
SOLICITUD AL COES
Salvo a circunstancias que obligan su renovación.
Solicitud de Calificación al COES
Adicionar una unidad de generación
Las pruebas satisfactorias de Calificación de la URS
con la unidad adicional
COES
Pruebas de calificación
ANEXO VII
Apta para el servicio de RSF
P. T. N°22
8- DETERMINACION DE LA RRSF TOTAL.
RRSF total requerida a subir.
SE ESTABLECERÁ POR SEPARADO
RRSF total requerida a bajar.
MAGNITUDES DE LA RRSF
Determinadas anualmente por el COES.
9- ASIGNACIÓN DE SERVICIO DE LA REGULACIÓN SECUNDARIA DE
FRECUENCIA.
ASIGNACION DE
REGULACIÓN
SECUNDARIA.
ASIGNACION DEL
MERCADO DE AJUSTE.
SI LA SUMA DE LAS
RESERVAS
Realizado a nivel de
URS.
La reserva será cubierta primero con la URS (con cantidades
comprometidas en su Provisión Base).
Horizontes diarios.
Lo faltante lo cubrirá el mercado de ajustes.
URS comprometidas en la
Provisión Base.
NO cubren el total de
RRSF
URS de la Provisión Base que no se
encuentren operando.
URS del mercado de ajuste
Provisión Base.
RESERVA ASIGNADA
Mercado de Ajuste
COES incluye las URS que no
ofertaron en el mercado de
ajustes.
OFERTAS (SOLES)
S//Kw-mes
PROVISION BASE DE LA REGULACION SECUNDARIA
COES
Evalúa adjudicar una cantidad de RS.
Periodo de adjudicación.
Ofertas para la Provisión Base de RS
Resultados de las adjudicaciones de la URS
Magnitud ofertada para la provisión base.
Mediante el mecanismo de Provisión Base
Publicado por el COES
Presentadas al COES
19:00 horas
diferente
15 días antes de su inicio.
Titular de la URS
Ultimo lunes del mes.
Reserva a subir/ Reserva a bajar
Se ofertan a precio diferente
Reserva a subir/ Reserva a bajar
Precio máximo del proceso de asignación.
Establecido por el COES.
Obligación de los adjudicatarios
Disponibilidad de sus bandas para la RS
MERCADO DE AJUSTES DE LA REGULACION SECUNDARIA
Ofertas de la RSF
Periodo de programación
Presentadas al COES por el titular de la URS
Precio de la oferta
S//Kw-mes
Mayores iguales a cero.
Ausencia de ofertas
Tomará la oferta por defecto mas reciente
COES
OSINERGMIN
Aprobará anualmente el precio límite de oferta
Horizonte diario
Asignación de la RRSF
COES
Publicación
RSF
PDO
Reserva asignada a cada
unidad de generación
Dentro de la
URS
REPARTO DE RRSF
POR DEFICIT DE
RESERVA
Déficit de reserva
Repartirá a otras URS
Mayor Reserva en
control que la Reserva
asignada
SEGUIMIENTO DEL SERVICIO EN TIEMPO REAL
El COES realizara un
seguimiento en tiempo
real del servicio.
El seguimiento en tiempo real
se realizara a nivel de URS y en
intevalo de tiempo iguales
El seguimiento se realizara en
todos los modos de operación
especificados en el anexo I
LIQUIDACION DEL SERVICIO
El COES calculará las compensaciones
económicas a pagar a los prestatarios
del servicio de RSF
El servicio prestado para la
RSF será liquidado por el
COES
Los términos económicos de la prestación del servicio deben
ser calculados de la misma manera en la provisión base y en
el mercado de ajuste de RS, esto para asegurar que la
condición de provisión del servicio y exigencias de calidad
sean las mismas para ambos
Se incluirá como una compensación en el Informe
mensual de Liquidación de Valorización de Servicios
Complementarios e Inflexibilidades Operativas (LSCIO)
La remuneración del servicio de RSF se efectuará con independencia de la
prestación simultánea por parte de la unidad de generación de otros Servicios
Complementarios.
La compensación de costos operativos adicionales
producidos por el cumplimiento del servicio de
RSF
PR-33 “Compensaciones de Costos
Operativos Adicionales de las
Unidades de Generación Térmica”
EVALUACION GLOBAL DE SERVICIO
La evaluación global del servicio
consistirá
A los 10 minutos inmediatamente posteriores a fallas por
desconexión de generación
Estudio individualizado de los
períodos de operación ante grandes
perturbaciones
A conexiones/desconexiones de carga mayores al 50% de la
RRSF
Servicio de RSF es satisfactoria si la evolución dinámica de la
frecuencia se mantiene dentro la Banda Dinámica admisible
Estudio estadístico del
resto considerados como períodos de
operación normal
la Banda Dinámica
admisible será establecida
por el COES, con las
siguientes limitaciones
Calculará el desvío de frecuencia en cada
Ciclo de Operación
Servicio de RSF es satisfactorio si el desvío
de frecuencia se mantiene en la Banda Central para al menos el
95% de los ciclos.
El rango de variación de la frecuencia no podrá superar en ningún punto el
desvío de frecuencia máximo, que será el menor valor entre el desvió de
frecuencia máximo esperado y el admisible ante grandes perturbaciones
La frecuencia deberá converger a la Banda Central en un tiempo no superior a
10 minutos
ANEXO I
METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC
Criterios
Generales
La RSF en el SEIN será
centralizada
Objetivo de
programa AGC
Estará
conformado
Mediante el Control Automático
de Generación (AGC)
Mantener la frecuencia del SEIN y el intercambio neto
con otros sistemas en sus valores de referencia
Por un programa AGC primario y
uno secundario
AGC secundario conmutará
con el programa AGC primario
El COES definirá
áreas geográficas
Bajo control y
responsabilidad del COES
Se actualizaran anualmente
Programas AGC del
COES, y de las URS
calcularán un Error de Control de
Área (ACE) y se filtrara (regulador PI)
EETT de los
programas AGC
Tendrá capacidad de conmutación
en caliente asegurando una
disponibilidad de al menos 99.95%
Configurados de forma idéntica
funcionando en paralelo
Cuando se produzca Pérdida de capacidad
operacional del programa AGC primario
Y al menos debe haber una URS
calificada en cada área geográfica
enviará consignas directas de
potencia a las URS
Equipos de medida de frecuencia y
potencia neta, conmutación
automática ante fallo de la fuente
primaria
ANEXO I
METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC
Calculo del requerimiento total
se calculará primero el ACE del SEIN mediante la siguiente
expresión:
El requerimiento normal el Bloque de
Control del AGC será para el SEIN
𝐴𝐶𝐸 = 𝑃
−𝑃
+ 𝐾 (𝑓
−𝑓 )
• En caso de pérdida de comunicación entre el COES y una URS que opera en un área geográfica aislada la URS
constituirá un Bloque de Control y calculará su propio ACE
• El ACE podrá ser filtrado antes de pasar al regulador PI para establecer bandas muertas, límites, suavizados.
El resultado del regulador PI constituye
el Incremento de Potencia Total
Requerida para el SEIN para las URS
(∆Preq)
Requerimiento total a
las URS depende de
calificación en tiempo
real de su estado
ACTIVO
estado
normal de
operación
El requerimiento total será la
Potencia Requerida para las
URS en el SEIN (Preq)
INACTIVO
Está conectada al sistema
del COES, pero el AGC no
cuenta con ella para la
regulación
DESCONECTADO
URS ha enviado
una señal de
desconexión al
COES
La suma de la Potencia
Actual de las URS en el
SEIN y el ∆Preq
DESCONECTADO_COES
El COES ha desconectado
manualmente a la URS
ANEXO I
METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC
Calculo del requerimiento para cada URS
Se calcula Potencia Actual en cada
URS i (Pact,i)
Suma de las potencias actuales de cada una de las unidades de
generación que forman parte de la URS
Se calcula Potencia Sostenida en cada
URS i (Psos,i)
Suma de los valores del PDO asignados a cada una de las unidades
de generación que forman parte de la URS
Se calcula la Potencia Sostenida en el
SEIN (Psos)
La suma de la Potencia Sostenida en todas las URS en estado
ACTIVO
Se calcula la Potencia Temporal para
el SEIN (Ptem)
La diferencia entre la Potencia Total Requerida para el SEIN (Preq) y
la Potencia Sostenida en el SEIN (Psos)
Se calcula la Reserva Reconocida de
cada URS (RRi)
Igual a la Reserva Reconocida a Subir de la URS si Ptem>0 o igual a
la Reserva Reconocida a Bajar de la URS si Ptem<0
Se calcula RRSEIN
Suma de las Reservas Reconocidas de todas las URS
Se calcula la Potencia Temporal para
cada URS i (Ptem,i)
Repartiendo la Potencia Temporal
para el SEIN entre las URS
Se calcula el requerimiento para cada
URS i (Preq,i)
Suma de su Potencia Sostenida(Psos,i) y su Potencia Temporal (Ptem,i)
ANEXO I
METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC
Operación Por Áreas Geográficas
En caso de que haya URS en varias
áreas geográficas
El AGC controlará el desvío de las
interconexiones internacionales,
calculando una señal
de Error de Control Adicional (ECA).
El ECA se repartirá entre los Bloques
de Control de modo proporcional a la
Reserva disponible en cada URS
El cálculo del requerimiento total para cada bloque de control y para cada URS dentro del bloque
se hará con los mismos criterios ya explicados
ANEXO I
METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC
INFORMACIÓN A INTERCAMBIAR EN TIEMPO REAL
COES
Estado declarado
del AGC del COES
(ON/OFF)
Preq para cada URS
La calificación de
estado de cada
URS
URS
Estado declarado
de las URS
(ON/OFF)
Estado de control
de la unidad de
generación
La calificación de
estado de cada
URS
Límite superior e inferior
declarado en tiempo real
de cada unidad de
generación
Potencia actual generada
en tiempo real por cada
unidad de generación
ANEXO II
METODOLOGIA PARA DETERMINAR LA RESERVA TOTAL REQUERIDA
PARA LA REGULACIÓN SECUNDARIA
La magnitud de la reserva destinada a la regulación se calcula
en base a errores estadísticos.
CRITERIOS
GENERALES
En el caso de las RER del tipo no gestionable, la magnitud de la
reserva debe contemplar el error estadísticos medio horario.
En áreas aisladas el valor de la RRSF debe ser igual 5% de la
mayor demanda pronosticada mientras esta se encuentre
aislada.
METODOLOGÍA
Se calculará el error estadístico horario en la previsión de la demanda, en términos relativos
del programa diario de operación (PDO).
Base histórica de los últimos 12
meses
Reserva RS
Desviaciones de demanda real
respecto al PDO
RSF
Se divide en Desviaciones Positivas
y Negativas
Nivel de confianza propuesto por el
COES >= 90%
Se determina la magnitud de la RS
(RER no gestionable)
RER (Tipo
no
gestionable)
ANEXO III
METODOLOGIA PARA EL SEGUIMIENTO DE LA RESERVA
CALCULO DEL VOLUMEN DE
RESERVA
Se calculará el total de Déficit de Reserva de cada URS como la suma de los DRS y DRB según la siguiente metodología:
Se calcula la Reserva Asignada de la URS como la suma de las Reservas Asignadas a sus unidades de generación en el
despacho de Regulación Secundaria, distinguiendo entre Reserva a Subir y Reserva a Bajar:
Se calcula la Reserva Regulante de cada unidad de generación perteneciente a la URS como la Reserva útil para
regulación, que se certifica en las pruebas de Calificación, minorada por los límites más restrictivos que la URS pueda
presentar para cada unidad de generación (LSD, LID), distinguiendo entre Reserva Regulante a Subir y Reserva
Regulante a Bajar.
a. Se corrigen los Límites Declarados, si no son coherentes:
b. Se calculan las Reservas Regulantes:
Si alguno de los valores de RRSj y RRBj resultan negativos se toman iguales a cero.
Se calcula la Reserva en Control de la URS i como la suma de las Reservas Regulantes que aportan las unidades de generación
pertenecientes a la URS y que están en control, distinguiendo entre RCS y RCB.
Se calcula la Reserva Reconocida de la URS i, distinguiendo entre Reserva Reconocida a Subir (RRS) y Reserva Reconocida a
Bajar (RRB):
En cada Ciclo de Operación, el seguimiento
comprobará lo siguiente:
• La Reserva en Control total en cada URS es
igual o superior a la Reserva Asignada total
para esa URS. En caso de no cumplirse esta
condición se le asignará un DRS o DRB,
Se calcula el Déficit de Reserva de la URS i, distinguiendo entre DRS y DRB:
La respuesta dinámica de la URS en su conjunto es
Aceptable según los criterios y metodología detallados
en el Anexo III. En caso de no cumplirse esta condición
se le asignará un DRS y DRB igual al total de su
Reserva Asignada, y se declarará el estado de la URS
como INACTIVO conforme a lo detallado en el ANEXO I.
El total del Déficit de Reserva para todo el sistema se reparte entre las URS sin déficit y con superávit de reserva física
(diferencia positiva entre Reserva en Control y Reserva Asignada).Se calculan los Déficit de Reserva compensables a subir (DRCS)
y Déficit de Reserva compensables a bajar (DRCB):
El recálculo de las Reservas Reconocidas de cada URS con superávit físico se realizará de la siguiente manera:
Reparto de RRSF por Déficit de Reserva:
En caso de que se presente un Déficit de Reserva, éste se repartirá a
otras URS que dispongan de una Reserva en Control mayor a la
Reserva Asignada. y pasará a formar parte de su Asignación de
Reserva.
Se calcula el Superávit de Reserva de la URS i, distinguiendo entre superávit de reserva a subir (SRS) y superávit de reserva a
bajar (SRB):
SEGUIMIENTO DE LA RESPUESTA
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
En cada Ciclo de
Operación se
declarará la
respuesta
dinámica de la
URS como
Aceptable o No
Aceptable,
según la
siguiente
metodología:
Se calcula la
respuesta
dinámica teórica
de la URS, como
la potencia que
debería estar
generando la
URS (Pmod,i) en
respuesta a los
requerimientos
del COES (Preq,i)
La respuesta dinámica
teórica de la URS
(Pmod,i) en un ciclo n
se calculará como
incremento de
generación teórica
respecto al valor de la
respuesta dinámica
teórica en el ciclo
anterior n-1, salvo que
se cumplan la
condición para
inicializar de valor, en
cuyo caso será igual a
la potencia actual de
la URS según lo
detallado en el
numeral 3.1 del Anexo
I.
•La condición para
inicializar el valor de la
respuesta dinámica
teórica de la URS en
un ciclo n será que
haya un cambio en el
estado de la URS
entre el ciclo n-1 y el
ciclo n salvo en el
cambio de ACTIVO a
INACTIVO.
•Si la URS está en
estado INACTIVO no
se calculará Preq,i, de
modo que, a efectos
de cálculo de la
respuesta dinámica
teórica de la URS, se
tomará como Preq,i el
último valor calculado
mientras la URS
estuvo en estado
ACTIVO.
•La metodología para
calcular el incremento
de generación que
determina la
respuesta dinámica
teórica de la URS en
un ciclo de operación
será especificada por
el COES en la Nota
Técnica mencionada
en el Anexo VI.
•Se calculará el error
de respuesta (ERi)
como la desviación
entre la potencia que
debería estar
generando y la
potencia actual de la
URS:
Pmod,i : Potencia dinámica teórica de la URS i.
Pact,i : Potencia actual de la URS i, (calculada 3.1 del Anexo I).
Este valor es procesado mediante un filtro de primer orden con una constante de tiempo
T1 y se limita su valor absoluto mediante una constante ER_MAX.
ANEXO IV
METODOLOGÍA PARA EL CALCULO DE LAS LIQUIDACIONES ECONÓMICAS
DEL SERVICIO DE RSF
ESTRUCTURA GENERAL DE LA
LIQUIDACIÓN
DERECHOS DE
COBRO
Costo de Oportunidad
(CO)
Asignación de Reserva
(AR)
Compensación de
costos operativos
adicionales producidos
por el cumplimiento
del servicio RSF (CA)
OBLIGACIONES
DE PAGO
Pago por reserva no
suministrada (PRNS)
La liquidación económica de cada URS “u”
que provee el servicio en un determinado
mes será calculada con la siguiente fórmula
de liquidación:
Cada Participante i efectuará un pago
mensual por RSF conforme a la siguiente
fórmula:
Dónde:
PRSi : Pago mensual del Participante i por el costo del servicio de Regulación Secundaria de la Frecuencia
i : Participante i
D : Número total de días d del mes
Ng : Número total de Participantes.
ARu,d : Derecho de cobro por Asignación de Reserva de la URS u en el día d
PRNSu,d : Pago por Reserva No Suministrada de la URS u el día d
CAu,d : Derecho de cobro por Compensación de Costos operativos Adicionales de la URS u el día d, establecido en el numeral 11.7 del presente Procedimiento
COu,d : Derecho de cobro por Costo de Oportunidad de la URS u en el día d
Gi,d : Producción de energía del Participante Generador i durante el día d, o Retiro durante el día d para el caso del Participante Distribuidor i o Participante
Gran Usuario i.
Gg,d : Producción de energía del Participante Generador g durante el día d, o Retiro durante el día d para el caso del Participante Distribuidor g o Participante
Gran Usuario g.
TÉRMINOS DE LA LIQUIDACIÓN
El término de Asignación de Reserva de la liquidación del servicio prestado para la RSF se calculará para todos los
periodos de prestación del servicio. En caso el AGC del COES se encuentre indisponible para ser utilizado, el COES
podrá utilizar para sus cálculos la mejor información disponible, aplicando los criterios técnicos que considere
pertinente.
El costo de oportunidad representa la diferencia del beneficio neto obtenido por una unidad de generación en el
programa de producción de energía durante un periodo de programación, motivado por la necesidad de
despachar a este en un punto de funcionamiento con producción inferior para permitirle la provisión de la RS
que se le asigna.
Calculado por el
COES
Para las unidades de generación
proveedores del servicio de RS
en cada periodo diario de
programación del PDO
ASIGNACIÓN DE RESERVA
El derecho de cobro por el término de Asignación de Reserva
será calculado con la siguiente fórmula
𝑢,𝑑
𝑢,𝑑𝑀.𝐴.
𝑑𝑀.𝐴.
𝑢,𝑑𝑀.𝐴.
𝑑𝑀.𝐴.
𝑢,𝑝𝑃.𝐵.
𝑢,𝑝𝑃.𝐵.
Donde:
𝑅𝐴𝑆𝑢,𝑑𝑀.𝐴., 𝑅𝐴𝐵𝑢,𝑑𝑀.𝐴. : Reserva Asignada a subir y a bajar respectivamente de la URS u proveniente del Mercado de
Ajuste de la RS en el día d.
𝑅𝐴𝑢,𝑑,𝑝𝑃.𝐵. : Reserva Asignada de la URS u para el día d proveniente de la Provisión Base de la RS en el periodo vigente
de su adjudicación p.
𝑃𝑅𝑆𝑑𝑀.𝐴., 𝑃𝑅𝐵𝑑𝑀.𝐴. : Precio del Mercado de Ajuste para el día d multiplicado por 1/30.
𝑃𝑅𝑢,𝑑,𝑝𝑃.𝐵. : Precio de la URS u para el día d proveniente de la Provisión Base de la RS en el periodo vigente de su
adjudicación p multiplicado por 1/30.
PAGO POR RESERVA NO
SUMINISTRADA
En el caso de que una URS incurra en Déficit de Reserva, dicho déficit será considerado
como una reserva no suministrada en el sistema (RNS). La RNS deberá ser pagada por el
titular o el representante de la URS con Déficit de Reserva por cada periodo diario.
El pago por RNS (PRNS) se determina conforme a lo siguiente
Donde:
𝑃𝑅𝑁𝑆𝑢,𝑑 : Pagos por reserva no suministrada realizados por la URS u en el día d.
RDSu,d, DRBu,d : Déficits de Reserva a subir y a bajar respectivamente de la URS u en el día d
PrRNSd : Precios aplicables a la RNS correspondiente al precio límite de Oferta establecido en el numeral
4.1.3, vigente el día d, multiplicados por 1/30.
INFORME ANUAL
ANEXO V
Evaluación general del
desempeño de la RSF detallada
en el numeral 12
Desvíos de frecuencia admisibles
en el SEIN en operación normal
La Reserva total requerida para la
RSF
Las constantes de ganancia y de
tiempo a utilizar en el ReguladorIntegral
La constante de ganancia y de
tiempo a utilizar en los
reguladores de la URS
ANEXO V
INFORME ANUAL
Los factores KBC que estiman las Características
de Frecuencia medias de los Bloques de Control
La Característica de Frecuencia mínima en el
SEIN
El precio límite de Oferta
Áreas geográficas predeterminadas que estará
configurado el programa AGC secundario
Nivel de confianza p para la determinación de la
magnitud de reserva para RSF
ANEXO VI
Comunicaciones
entre las URS,
las unidades de
generación y el
COES
Umbrales de la
capacidad de
regulación
propia a las UR
Pruebas de
Calificación para
las URS y sus
unidades de
generación
Las
especificaciones
técnicas del AGC
primario y
secundario
La
especificación
del filtrado de la
señal de ACE
ANEXO VII
Evaluar la capacidad de realizar RSF de
las URS
Pruebas de
calificación
Integración y respuesta al mando
remoto
Velocidad de toma de carga y descarga
de las unidades de la URS
PRUEBAS DE
CALIFICACIÓN
DE LAS URS
• El COES tendrá un plazo
de 10 días para informar
el resultado
• Las empresas que
solicitan calificación de
la URS tendrá 10 días
para realizar
observaciones
Se tomara como banda(s) de
potencia a comprobar
Pruebas de
velocidad de
toma de carga
Posicionar las unidad de generación en el limite
inferior de la banda y calcular el gradiente de toma de
carga a subir
Comprobar el tiempo de respuesta no sea superior a
10 segundos
Comprobar que los gradientes de toma de carga,
superen los mínimos valores.
ANEXO VIII
1
2
• Asignar la Provisión Base se estableceré por separado para la
magnitud de la RRSF tota(subir y bajar)
• Ordenar las ofertas en orden de mérito del Precio RSF
3
• Asignar las ofertas
• Cubrir la magnitud de RRSF de la RRSF total requerida
4
• Ajuste de la magnitud de la Provisión Base de la RS requerida, se
administrará un margen de desviación de hasta 10% del valor de
dicha magnitud
5
• Caso en que se produzca Ofertas con precios iguales que
provocan un superávit
Regulación de Tensión
El Coordinador puede disponer la puesta en servicio de las
unidades de generación para elevar la tensión de una barra
de carga, cuando ésta sea inferior al 97,5% de su tensión de
operación..
El COES establecerá mediante un estudio, las prioridades y
los procedimientos para reducir o elevar manualmente las
tensiones de barra. Dicho estudio será actualizado por el
COES cada cuatro (4) años o cuando el caso lo amerite.
Para mantener los niveles adecuados de tensión, los
Integrantes del Sistema están obligados a suministrar la
potencia reactiva inductiva o capacitiva solicitada por el
Coordinador hasta los límites de capacidad de sus equipos
Regulación de Tensión
.
El COES verificará los niveles de tensión de las barras del sistema de
transmisión, para lo cual emitirá disposiciones con el fin de mantener o
retornar la tensión al Estado Normal.
.
El COES podrá disponer la puesta en servicio de las Unidades de Generación
cuando la tensión está por debajo del 97,5% de la tensión de operación y el
rechazo de carga para valores inferiores al 95%.
.
Las tensiones de las barras de la red eléctrica interconectada con tensión
menor a 100 kV de propiedad de los usuarios libres y distribuidores, son
reguladas autónoma e independientemente.
Regulación de Tensión en tiempo real
En Estado Normal :
Mantener los niveles de tensión en el
rango del ± 2.5% del valor de la tensión
de operación.
.
En Estado de Alerta
Adoptar las acciones correctivas para
mantener la tolerancia admitida
dentro del ± 5% de la tensión de
operación
En Estado de Emergencia :
Usar al máximo las reservas de reactivo
en las unidades de generación.
Usar equipos de compensación reactiva
Redistribuir la producción de energía
reactiva
CONSIDERACIONES PARA LA OPERACIÓN POR REGULACIÓN DE TENSIÓN
En el PSO, PDO o RDO se efectuará análisis de flujos de carga para verificar que la tensión en las barras del SEIN se encuentra dentro del
rango de operación señalado en la normatividad vigente
En caso se identifiquen barras controladas por el COES con tensiones fuera del rango de operación, se programará la Operación
por Tensión de una o más Unidades de Generación que permita adecuar la tensión de las barras involucradas en el rango de
operación señalados en la normatividad vigente.
En caso de incluirse en el PSO, PDO, RDO o en tiempo real, la Operación por Tensión de alguna Unidad de Generación, la selección
de ésta entre las alternativas de solución, se efectuará considerando siempre el menor costo de operación.
La operación de una Unidad de Generación es calificada como Operación por Tensión cuando su operación fue dispuesta en el PSO, PDO,
RDO o en tiempo real, fuera del Despacho Económico, para mejorar el nivel de tensión en las barras involucradas.
Acciones para el control de la tensión
Regulación de tensión por calidad
• Desenergizar reactores de potencia shunt
• Ejecutar el cambio de posición en los TAPs (gradines) de los transformadores
involucrados.
•
Para aumentar la Sincronizar Unidades de Generación, para elevar la tensión de una barra cuando su
tensión sea inferior al 97,5% de su Tensión de Operación
tensión
Para disminuir la
tensión
• Desenergizar capacitores shunt (paralelo).
• Energizar reactores de potencia shunt (paralelo), compensadores estáticos.
• Disminuir la tensión de generación de las Unidades de Generación (sub-excitar, mover
hacia el adelanto el factor de potencia).
Regulación de tensión por seguridad
• Cancelar Intervenciones programadas y/o solicitar la inmediata disponibilidad del equipo que está por
ingresar al mantenimiento o estuvo en mantenimiento y esté en capacidad de ingresar en operación.
• Efectuar Rechazos de Carga inclusive a Usuarios Regulados, para elevar la tensión de una barra cuando
Para aumentar la su tensión sea inferior al 95% de su Tensión de Operación.
tensión
Para disminuir la
tensión
• Cancelar Intervenciones programadas y/o solicitar la inmediata disponibilidad del equipo que está por
ingresar al mantenimiento o estuvo en mantenimiento y esté en capacidad de ingresar en operación.
Barras claves
Base normativa
Reglamento de transmisión
Norma técnica para la coordinación de la operación en tiempo real de los sistemas
interconectados (NTCOTRSI)
Norma técnica para el intercambio de información en tiempo real para la operación de los
sistemas interconectados (NTIITR)
Norma técnica de calidad de los servicios eléctricos (NTCSE)
PR-N 2:Programación de operación diaria
PR-N 9: Coordinación de la operación en tiempo real