Guía de Aplicación: Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reserva Dirección de Operación CDEC SIC

Transcripción

1 Guía de Aplicación: Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reserva Dirección de Operación CDEC SIC Autor Departamento de Estudios de Sistemas Eléctricos Fecha Julio Identificador GdA - DO - 03 Versión 1.0

2 1 ANTECEDENTES 1.1 Objetivo De la Guía de Aplicación El objetivo de la presente guía de aplicación es describir el proceso de elaboración del Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas, el que, según la NTSyCS vigente, debe ser realizado por la DO para el SI, con una periodicidad al menos anual. Del Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS), en el artículo 6-43 del Título 6-8, establece que la Dirección de Operación (DO) del CDEC-SIC deberá realizar un estudio denominado Control de Frecuencia y Determinación de Reservas, cuya periodicidad será al menos anual y que tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, a través de: a) La definición de los requerimientos de las reservas para el CPF y el CSF, necesarias para cumplir con los estándares de SyCS de la presente NT. b) La correcta asignación de las reservas entre las diferentes unidades generadoras participantes del CPF y del CSF. c) La evaluación del desempeño del Control de Frecuencia y la cantidad de recursos para el Control de Frecuencia. d) Las correcciones y ajustes necesarios a las políticas de seguridad operativa, toda vez que existan riesgos de incumplimiento de los estándares de SyCS. 1.2 Antecedentes Normativos El Estudio de CFyDR se desarrolla en el contexto de la aplicación de la NTSyCS, la cual establece que la Dirección de Operación del CDEC-SIC debe realizar un estudio denominado Control de Frecuencia y Determinación de Reservas, con una periodicidad al menos anual. En el Titulo 6-8 de la NTSyCS se establecen los objetivos de dicho estudio así como un conjunto de criterios, requisitos y el procedimiento metodológico que se deberá adoptar para determinar las reservas de potencia para el Control Primario de Frecuencia (CPF) y para el Control Secundario de Frecuencia (CSF). Por otra parte, en los incisos 24), 25), 80) y 81) del artículo 1-7 de la NTSyCS, se definen el CPF, el CSF, la reserva primaria y la reserva secundaria respectivamente. 1.3 Responsables y Funciones. 1. DESE: Departamento de Estudios de Sistemas Eléctricos de la DO. Encargado de elaborar el estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reserva. 2. DOp: Departamento de Operaciones de la DO. Encargado de preparar y proporcionar las bases de datos actualizadas del SIC en el software PowerFactory de DIgSILENT. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 2

3 3. DPO: Departamento de Programación de la Operación de la DO. Encargado de proporcionar la previsión de generación y demanda, la curva de costo anual esperado de operación vs reserva de potencia, antecedentes empleados en el Estudio. 4. DP: Departamento de Estudios de la Dirección de Peajes: Encarga do de proporcionar las Información referente a las estadísticas de fallas en unidades de generación. 5. DPD: Dirección de Planificación y Desarrollo. Encargada de elaborar el Catastro de Nuevos Proyectos utilizado como antecedente en el Estudio. 6. Coordinados: quien explote a cualquier título instalaciones que se encuentren interconectadas al sistema eléctrico (ver de definición en la NTSyCS, Artículo 1-7, número 29). Encargado de observar y comentar el informe del estudio CFyDR desarrollado por el DESE. 7. CNE: Comisión Nacional de Energía, encargada de elaborar el Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo (Plan de obras en construcción) utilizado como antecedente en el Estudio. 1.4 Abreviatura. CDEC SIC : Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central. CFyDR : Control de Frecuencia y Determinación de Reservas CNE : Comisión Nacional de Energía. CPF : Control Primario de Frecuencia. CSF : Control Secundario de Frecuencia. DESE : Departamento de Estudios de Sistemas Eléctricos de la DO del CDEC SIC. DO : Dirección de Operación del CDEC SIC. DOp : Departamento de Operaciones de la DO del CDEC SIC. DP : Dirección del Peajes del CDEC SIC. DPD : Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC SIC. DPO : Departamento de Planificación de la Operación de la DO del CDEC SIC. ENS : Energía No Suministrada. ITD : Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo. NTSyCS : Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio. PDCE : Plan de Defensa contra Contingencias Extremas. SCADA : Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos, por sus siglas en inglés SI : Sistema Interconectado. SIC : Sistema Interconectado Central. SEC : Superintendencia de Electricidad y Combustibles ST : Sistema de Transmisión. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 3

4 1.5 Control y Seguimiento. REV FECHA ELABORADO REVISADO APROBADO Carlos Prieto / Marcelo Cifuentes José Miguel Castellanos SRyCT 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 4

5 2 DIAGRAMA 2.1 Descripción Proceso Estudio CFyDR En la siguiente figura se muestra un diagrama general del proceso asociado al desarrollo del Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas: 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 5

6 3 DESCRIPCIÓN 3.1 Entradas. a) Base de Datos del SIC en formato PowerFactory DIgSILENT, preparada y proporcionada por DOp. b) Catastro de Nuevos Proyectos, proporcionada por la DPD. c) Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precio de Nudos de Corto Plazo vigente a la fecha de realización del estudios, proporcionado por la CNE. Este documento contiene las ampliaciones y/o expansiones del ST. d) Registros del SCADA, proporcionado por la DOp. Se obtienen montos medios de generación total del SIC en intervalos de 10 segundos por un periodo de un mes, lo que implica registros. e) Registros de Generación Total Real y Programada, proporcionada por la DP. La reserva de potencia para el CSF, según lo establecido en el artículo 6-50 de la NT, debe ser determinada en función del mayor error estadístico en la previsión de demanda. Este error es calculado a partir de las estadísticas de generación real y programada del SIC. f) Informe de Estudio EDAC, vigente a la fecha de realización del estudio. A partir de este informe se obtienen los montos de los diferentes escalones de dicho esquema para poder estimar posteriormente la cantidad de carga desprendida para distintos niveles de reserva y así determinar el costo de energía no suministrada (CENS). g) Costo de Falla de Corta Duración, determinado y publicado por la CNE. Actualmente en la Resolución Exenta N 401 de fecha 9 de mayo de 2016, publicada por la CNE, se establece que el Costo de Falla de Corta duración en el SIC de US$/kWh. h) Reserva Pronta. El tiempo de reposición de la carga desprendida depende de varios factores, tales como el tipo de carga (residencia, industrial, comercial), reserva en giro, reserva pronta, cantidad de la carga desprendida, etc. En el estudio de CFyDR, el tiempo de reposición de las cargas desprendidas por operación de los escalones de baja frecuencia, estimado como el tiempo promedio de partida, sincronización y toma de carga, estará dado por la reserva pronta que se requiere para restablecer la carga desprendida una vez agotada la reserva. La información referente a esta reserva se obtiene de la Información Técnica de las Instalaciones que elabora la DP. i) Plataforma Infotécnica, preparada y proporcionada por la DP. De esta son obtenidos los datos de instalaciones del SI. 3.2 Salidas. - Informe Final Estudio CFyDR y Respuesta a Observaciones. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 6

7 4 ACTIVIDADES. 4.1 Actividad 1: Solicitar Información Se procede a solicitar información a la DPO en relación a la estimación de demanda, previsión de despachos de generación y el cálculo de los costos de operación esperado (para distintos niveles de reservas de potencia) para el periodo de análisis. Esta información deberá ser solicitada con una antelación mínima de 30 días del inicio del estudio. 4.2 Actividad 2: Recopilar Información Se procede a recopilar información desde los discos y/o plataformas de información que mantienen la DOP, DP y DPD. Por otra parte, se procede a la búsqueda de información pública proporcionada por la CNE, como lo es el informe de Precio de Nudo vigente a la fecha del estudio y el Costo de Falla de Corta duración. 4.3 Actividad 3: Elaborar y enviar previsión de generación y demanda El Departamento de Planificación de la Operación (DPO) realiza la determinación de la previsión de la demanda total del SIC y de los consumos por barras a través de una curva de duración con al menos 5 bloques y con etapas semanales en un horizonte de 12 meses del año hidrológico vigente, para su utilización en el programa de programación de la generación de largo plazo de la DPO. 4.4 Actividad 4: Calcular Costo Anual Operación Esperado vs Reserva de Potencia. El DPO realiza el cálculo del Costo Anual de Operación Esperado (CAOE) vs. Reserva (R) de potencia asignado para el control de frecuencia, correspondiente al año hidrológico en estudio, considerando los escenarios hidrológicos: húmedo, media y seca. 4.5 Actividad 5: Preparar y enviar estadística de falla de unidades de generación. La DP prepara la estadística de fallas acumulativa de las unidades de generación de los últimos 5 años con una representación anual permite determinar la tasa de falla anual de cada unidad de generación (expresada en fallas/hora), lo cual es empleado en la determinación de reserva para CPF. 4.6 Actividad 6: Elaborar base de datos y escenarios bases. A partir de los datos de Generación Demanda y Ampliación se elaboran la base de Datos DIgSILENT y los escenarios más exigentes desde la perspectiva del Control de Frecuencia para la verificación del Comportamiento del SIC. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 7

8 4.7 Actividad 7: Desarrollar el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 8

9 4.7.1 Actividad 7.1: Determinar reserva para atender el error de predicción de demanda En la operación real del sistema, el despacho de generación se ajusta en cada hora a la demanda real que tiene el sistema. Dicho ajuste, se realiza a partir de una programación de la generación horaria denominada predespacho de generación horario, el cual normalmente difiere del despacho de generación real. La diferencia entre estos dos despachos, da origen a un error denominado error de previsión de demanda, el cual tiene diferentes valores hora a hora con una característica aleatoria. Debido a la característica aleatoria de dicho error, se debe determinar el error estadístico de la previsión de la demanda, error que se determina entre el incremento de generación horaria programada y el incremento de la generación real entre horas sucesivas. El error estadístico de la previsión horaria de la demanda se determina considerando un intervalo de tolerancia del 95%, esto es, se espera que el error estadístico considerado contenga el 95% de los errores de la muestra. El error estadístico, se expresa como un rango comprendido dentro de los límites error de previsión promedio 1.96, siendo la desviación estándar del error de previsión de demanda Actividad 7.2: Determinar reserva para atender variaciones aleatorias de demanda La ocurrencia de fluctuaciones instantáneas de la demanda, se originan de manera aleatoria en todo momento del día. Particularmente en el SIC, existen consumos que presentan importantes fluctuaciones instantáneas de su carga, como lo son las plantas de laminación. Algunas variaciones de carga tienen una cierta periodicidad de ocurrencia, como por ejemplo los consumos de plantas industriales de fabricación de acero (siderúrgicas), en cambio otras variaciones no presentan tal periodicidad, tal como la conexión y desconexión de alimentadores y/o líneas de transmisión. Estadísticamente, para poder rescatar desde los registros de datos de la demanda la componente asociada a las variaciones intempestivas de la demanda, se recomienda que el período de muestreo sea menor que 10 veces que la periodicidad de ocurrencia de las variaciones de los consumos de las plantas industriales mencionadas de menor periodo. Cuando no existen registros de datos de los consumos, es conveniente emplear los registros de datos de la generación total del sistema, ya que el aporte de generación de las unidades tiende a responder con las variaciones de los consumos. A partir de los registros se determina la tendencia lineal por interpolación de los registros entre intervalos de tiempo dados (por ejemplo cada media hora) y posteriormente se determina la diferencia entre los registros y dicha tendencia. En la figura siguiente se puede visualizar por un lado los registros SCADA cada 10 segundos en color azul además de la tendencia lineal por la interpolación cada 30 minutos en color verde, ambas asociadas aleje izquierdo del gráfico. Mientras que asociada al eje derecho se puede apreciar la diferencia de entre los registros y la interpolación en color naranjo. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 9

10 [MW] [MW] Medida SCADA_10segs Estimación Interpolación Lineal_30min Dif. Finalmente, el valor estadístico a considerar como reserva de potencia para atender las variaciones intempestiva de la demanda, será tal que, el rango considerado contenga el 95% de los registros Actividad 7.3: Determinar reserva para atender pérdidas de generación Se debe determinar una reserva de potencia tal que la función de costo constituida por el costo de operación más el costo de la energía no suministrada debido al desprendimiento de carga por EDAC, sea mínima, en un horizonte de operación de 12 meses. La metodología general adoptada, requiere la determinación de lo siguiente: 1) La previsión de la demanda total del SIC y de los consumos por barras a través de una curva de duración con cinco bloques y con etapas semanales en un horizonte de 12 meses del año hidrológico vigente, para su utilización en el programa de programación de la generación de largo plazo PLP. 2) El costo de operación anual esperado en función de la reserva de potencia destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación. 3) La tasa de falla equivalente anual expresada en fallas/hrs de las unidades de generación existentes y de las que entran en servicio en el período de evaluación. 4) El monto de carga desprendida por el EDAC en función de la reserva de potencia destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación. 5) Tiempo de recuperación del servicio en función del monto de carga desprendido por el EDAC y de la reserva pronta disponible. 6) La energía no suministrada y su costo (por actuación del EDAC) en función de la reserva de potencia destinada al CPF. 7) El costo total de operación más el costo de la energía no suministrada en función de la reserva de potencia destinada al CPF. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 10

11 8) Identificación de la reserva de potencia optima, para la cual el costo determinado en la etapa anterior es mínimo. 9) Análisis del comportamiento dinámico del sistema para una de las contingencias más críticas, en términos del monto de la pérdida de generación, en escenarios de demanda máxima y mínima con reserva de potencia óptima para el CPF. a. Determinación Costo Anual de Operación Esperado vs Reserva de Potencia De acuerdo a lo descrito en el punto 4.2 el Departamento de Planificación de la Operación (DPO) determina el Costo Anual de Operación Esperado vs reserva de Potencia de acuerdo y dentro de los subproductos entrega para cada monto de reserva la previsión de demanda del SIC de acuerdo a lo descrito en el punto anterior. b. Determinación del CENS vs Reserva de Potencia El monto de reserva óptimo es la resultante de equilibrar los mayores costos de producción asociados a la operación del parque de generación fuera del óptimo económico para mantener suficiente reserva para regulación primaria de frecuencia (RPF) con los costos evitados de energía no suministrada (ENS) de corta duración asociados a no contar con esa reserva. La metodología aplicada, consiste en el cálculo de los costos mencionados para un período de un año. A partir de estos cálculos es posible construir, sobre la base de resultados de costos de operación económica evaluados con un modelo de planificación económica, la curva que relaciona los distintos niveles de reserva de potencia para el CPF con los costos de operación asociados, los que se determinan como el incremento del costo de operación respecto de una situación de operación sin reserva. Por otra parte, es posible determinar la cantidad de energía no suministrada de corta duración (asociada sólo al déficit de reserva para el CPF), ante la pérdida de generación y asociada a cada nivel de reserva Actividad 7.4: Corregir reserva por aporte aleatorio de reserva secundaria Dado a que el monto de reserva para CSF se determina para cubrir el mayor error estadístico de la previsión de la demanda y dicho error de previsión es una variable aleatoria, se produce un excedente de ésta reserva la que puede ser empleada para eventos que involucren pérdida de generación. La curva de CENS vuelve a ser estimada, ahora considerando el excedente de reserva para CSF, aplicando para ello el Método de Montecarlo. Con la nueva curva de CENS se procede a calcular nuevo valor óptimo económico de la reserva para atender pérdida de generación Actividad 7.5: Preparar escenarios de operación específicos. Se implementa, en la base de datos en formato Digsilent del SIC, para un escenario de hidrología media los bloques de demanda alta y baja con el objetivo verificar que la reserva óptima económica determinada para afrontar salidas intempestivas de generación cumple con los estándares de la NT Actividad 7.6: Verificar comportamiento dinámico del sistema sólo con reservas para atender pérdidas de generación A partir de la reserva óptima determinada a partir de la curva de la suma del costo de operación más el CENS en función de la reserva corregida mediante Montecarlo se verifica, para los escenarios de demanda máxima y mínima del SIC, que el comportamiento dinámico del sistema frente a la simulación de la salida de servicio de la unidad de mayor generación despachada (un ciclo combinado de alrededor de 400 [MW]) respete los estándares establecidos en el Capítulo 5 de la NTSyCS. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 11

12 4.7.7 Actividad 7.7: Adecuar reserva En el caso que el comportamiento dinámico del sistema (verificada en Actividad 7.6) no cumpla con los estándares de la NTSyCS, se procede a modificar la reserva para control primario en forma incremental (con pasos de 10% de la reserva óptima) hasta satisfacer los requerimientos de dicha norma Actividad 7.8: Asignar reserva para control secundario de Frecuencia CPF Se asigna el monto de reserva para CPF, según se establece en el Título 6-8 de la NTSyCS, como las reservas para atender variaciones intempestivas de demanda y desconexiones intempestivas de unidades de Generación. La determinación de la reserva en giro para el CPF contempla la participación de un conjunto de unidades generadoras del SIC. Este conjunto de unidades, se seleccionan tomando en cuenta la experiencia de operación real del SIC, la participación de unidades en los planes de recuperación de servicio vigentes y de la información técnica recibida de las empresas propietarias. La repartición de las reservas de potencia en las unidades de generación es asignada en forma económica por la aplicación del modelo de planificación de la DPO. Cabe señalar, que las turbinas de gas de los ciclos combinados y otras unidades turbogas pueden eventualmente proveer reserva en giro. Sin embargo, en la práctica estas unidades de generación generalmente son despachadas a plena carga por mérito económico, con excepción de casos en que alguna de éstas sea despachada a mínimo técnico por seguridad operativa. En el caso de la reserva de potencia para CPF ante variaciones instantáneas de los consumos se asigna a la unidad reguladora piloto en base a las características técnicas y al margen de reserva mínimo requerido para atender dichas variaciones. La unidad reguladora piloto opera con un estatismo prácticamente nulo (inferior a 0,001 [pu]), lo que le permite corregir el error de frecuencia originado por las variaciones instantáneas de la demanda Actividad 7.9: Asignar reserva para control primario de frecuencia CSF Se asigna como monto de reserva de potencia para CSF, de acuerdo a lo establecido en el Título 6-8 de la NTSyCS, aquella reserva determinada para atender el error de predicción de demanda. La repartición de las reservas de potencia en las unidades de generación es asignada en forma económica por la aplicación del modelo de planificación de la DPO. 4.8 Actividad 8: Publicar informe preliminar y solicitar observaciones Se publica en el sitio web del CDEC-SIC la versión Preliminar del Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas (ECFyDR), quedando a disposición de los Coordinados para que efectúen sus observaciones. Para esto último se notifica a los coordinados vía carta DO indicando la ubicación del estudio en la página web. La fecha establecida para este hito queda establecida en el calendario de Estudios de NT del periodo vigente. 4.9 Actividad 9: Realizar y enviar observaciones Los Coordinados, conforme lo establece la NTSyCS en el Título 2-5, pueden realizar observaciones al Informe Preliminar del ECFyDR. El plazo para emitir las observaciones queda establecido en la carta DO que notifica la publicación del informe preliminar. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 12

13 4.10 Actividad 10: Generar respuesta a las observaciones y actualizar informe. Se procede a dar respuesta a las observaciones recibidas de los Coordinados y se realiza una actualización del informe con aquellas observaciones acogidas Actividad 11: Publicar informe final y respuesta a observaciones Se procede a la publicación, en el sitio web del CDEC-SIC, de la versión Final del Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas (ECFyDR). El calendario de Estudios de NT del periodo vigente establece la fecha en la que debe ser publicada esta versión definitiva del informe. Además de la publicación del Informe de CFyDR se procede publicar el documento con las respuestas a las observaciones hechas por los Coordinados. Las publicaciones anteriormente mencionadas son informadas a los Coordinados mediante carta DO, la que es copiada a la CNE, la SEC y el Directorio del CDEC-SIC. 5 DOCUMENTACIÓN ASOCIADA 1) Para la realización del ECFyDR no se emplea información adicional, a la descrita en los antecedentes y la solicitada a las distintas direcciones del CDEC, todas descritas en el proceso. 6 RECURSOS. 1) SCADA 2) Software Powerfactory de DIgSILENT 3) Microsoft Excel 4) Modelo de Planificación de la Operación a Largo Plazo PLP. 03 Guía de Aplicación Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas 13