Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la Regulación Primaria de Frecuencia del SEIN

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV, CANADA N SAN BORJA FAX Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la Regulación Primaria de Frecuencia del SEIN Periodo julio diciembre 2014 Lima, junio de 2014

2 Resumen Ejecutivo El presente informe se analiza la propuesta del margen de reserva rotante para la Regulación Primaria de Frecuencia (en adelante RPF ) del periodo julio diciembre de 2014, presentada por el COES SINAC (en adelante PROPUESTA) en cumplimiento de lo dispuesto por el Procedimiento Técnico COES PR-21 Reserva Rotante para la Regulación Primaria de Frecuencia (en adelante PR-21 ), para la aprobación de Osinergmin. La revisión de la PROPUESTA, implica verificar que cumpla con las disposiciones y metodología establecidos en el Anexo Nº 1 del PR-21, la cual se basa en determinar el mínimo costo de la suma de los costos adicionales de operación por asignar un margen de reserva al SEIN y el costo de la energía no servida a consecuencia de la pérdida de generación o conexión intempestiva de demanda. En este sentido, del análisis realizado a la PROPUESTA, se verificó el cumplimiento de lo establecido en el PR-21, respecto a los criterios y metodología para la determinación del margen de reserva rotante para la RPF del SEIN, resultando que para el periodo julio diciembre de 2014 se fije en 2%. Este porcentaje deberá ser considerado por el COES para la programación del despacho de corto y mediano plazo del SEIN, así como la operación en tiempo real del SEIN, excluyendo a las unidades de generación a las que se refiere el numeral 6.2 del PR-21 y las unidades de generación cuyos propietarios soliciten su despacho por pruebas. Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF i

3 INDICE 1 INTRODUCCIÓN VERIFICACIÓN DE LA APLICACIÓN DEL PR-21 PARA EL CÁLCULO DEL MARGEN DE RESERVA PARA LA RPF CÁLCULO DE LOS COSTOS OPERATIVOS ADICIONALES CÁLCULO DEL COSTO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA (ENS) CÁLCULO DE LA RESERVA ROTANTE PARA LA RPF CONCLUSIONES ANEXO Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 1 de 16

4 1 Introducción Para la Regulación Primaria de Frecuencia (en adelante RPF ) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante SEIN ), de acuerdo al Procedimiento Técnico COES PR-21 Reserva Rotante para la Regulación Primaria de Frecuencia (en adelante PR-21 ), el COES debe proponer a Osinergmin, para su aprobación, el Margen de Reserva Rotante para la RPF del SEIN 1. El PR-21, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD, estableció en su Anexo Nº 1 la metodología para determinar la reserva destinada a la RPF, basado en: Evaluar los mayores costos de operación por disponer de un margen de potencia adicional para proveer el servicio de RPF y los beneficios de estos. Evaluar los costos de la energía no servida a consecuencia de la pérdida de generación a consecuencia de fallas en estos o en el sistema de transmisión. Evaluar los costos de la energía no servida a consecuencia de la conexión de bloques de demanda. La reserva destinada a la RPF debe responder tanto a cambios intempestivos de la demanda como a cambios intempestivos de la generación. El valor límite inferior de la frecuencia se fija en 59,5 Hz y debe alcanzarse luego de 15 segundos de ocurrido un evento. La magnitud del margen de reserva para la RPF tendrá en cuenta las fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que implican pérdida de generación Proponer anualmente al OSINERGMIN la magnitud de Reserva Rotante para la RPF requerida por el SEIN, mediante un estudio que considere criterios técnicos y económicos, de acuerdo con la metodología contenida en el Anexo 1 Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 2 de 16

5 Las fallas de generación y de equipos de red que impliquen desconexión de generadores se limitarán a una desconexión simple, es decir, la pérdida de una unidad generadora a la vez. Se considera inicialmente una reserva rotante asignada a la RPF del 1% de la demanda, para iniciar el proceso de análisis. En ese sentido, mediante Carta COES/D , el 12 de junio de 2014, el COES remitió a Osinergmin la propuesta de la magnitud de reserva rotante para la RPF del SEIN correspondiente a julio diciembre de El análisis que se realiza al presente informe es verificar el cumplimiento de la metodología, propuesta en el Anexo Nº 1 del PR-21, para calcular la magnitud de reserva para la RPF del periodo julio diciembre Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 3 de 16

6 2 Verificación de la Aplicación del PR-21 para el cálculo del Margen de Reserva para la RPF La evaluación de la PROPUESTA se basará en el cumplimiento de los criterios generales y la metodología establecidos en el Anexo Nº 1 del PR Cálculo de los Costos Operativos Adicionales En la PROPUESTA, se ha verificado que se utilizó como caso base (sin reserva en el SEIN) la Programación del Mediano Plazo del SEIN correspondiente al mes de enero de 2014, elaborado y emitido por el COES SINAC, y a partir de éste se calculó los sobrecostos operativos aumentando la reserva rotante del SEIN hasta el 5% con pasos de 1%. Para las simulaciones se utilizó el software de optimización SDDP, el cual permite descontar directamente el porcentaje de reserva que será aplicado a cada central y lo toma como una reducción de su potencia máxima generable para el caso de central hidroeléctricas con capacidad de regulación y centrales térmicas, y para el caso de centrales hidroeléctricas de pasada se descontó directamente los porcentajes de reserva a su generación esperada, obteniéndose los siguientes resultados: Tabla 1. Costos de Operación de Enero Diciembre 2014 en miles de dólares. RESERVA Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total 0% % % % % % Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 4 de 16

7 Sin embargo, el Margen de Reserva para la RPF para este primer año, se fijará para el periodo julio diciembre de , por lo cual la evaluación de los Costos Operativos Adicionales solo se consideró los generados para los meses de julio a diciembre, tal como se observa en la tabla siguiente: Tabla 2. Sobrecostos Julio Diciembre 2014 en miles de dólares. RESERVA Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total Sobrecosto 0% % % % % % Por lo mencionado anteriormente, se ha verificado que la PROPUESTA cumple con lo dispuesto en los numerales 1.7, 2.2, 2.3 y 2.5 del Anexo Nº 1 del PR-21, en lo correspondiente al cálculo de los Costos Operativos Adicionales por el Margen de Reserva Rotante para la RPF. 2.2 Cálculo del Costo de Energía no Suministrada (ENS) En la PROPUESTA, para determinar el Costo de Energía no Suministrada (ENS) por pérdida de generación o conexión intempestiva de grandes bloques de demanda se consideró lo siguiente: a) Se realizó análisis eléctricos para determinar el estatismo de las unidades de generación del SEIN, adecuado para cumplir con lo establecido en el numeral 1.3 del Anexo Nº 1 del PR En ese sentido, se ha verificado mediante simulaciones dinámicas con el software DigSilent (15 eventos de pérdidas de generación de entre 100 MW y 860 MW), para cada caso de reserva rotante en el SEIN considerado en el numeral 2.1 del presente informe, que con un estatismo de 5% en las unidades de generación del SEIN se cumple con las consignas establecidas en el referido numeral 1.3. Nº Evento Pérdida de generación (MW) Tabla 3. Eventos Simulados con Estatismo = 5% RR_RPF = 0% RR_RPF = 1% RR_RPF = 2% RR_RPF = 3% RR_RPF = 4% RR_RPF = 5% Rechazo Frecuencia Carga (MW) RPF (Hz) Rechazo Frecuencia Carga (MW) RPF (Hz) Rechazo Frecuencia Carga (MW) RPF (Hz) Rechazo Frecuencia Carga (MW) RPF (Hz) Rechazo Frecuencia Carga (MW) RPF (Hz) Rechazo Frecuencia Carga (MW) RPF (Hz) 1 F/S G2 de Platanal 110, , ,51-59,74-59,93-59,92-59,92 2 F/S Carhuaquero y Las Pizarras 105, ,54-59,88-59,94-59,93-59,93 3 F/S Yaupi 112, , ,53-59,72-59,93-59,92-59,93 4 F/S San Gabán II 113, , ,53-59,81-59,93-59,93-59,93 5 F/S Yuncán 136, , ,52-59,91-59,91-59,90-59,91 6 F/S Chimay 150, , , ,54-59,79-59,89-59,89 7 F/S Aguaytía 170, , , ,53-59,84-59,89-59,89 8 F/S TG8 de Santa Rosa 199, , , ,90-59,58-59,74-59,84 9 F/S El Platanal 222, , , , ,51-59,53-59,82 10 F/S TV de Chilca 1 278, , , , , ,93-59,58 11 F/S TV de Kallpa 292, , , , , ,93-59,51 12 F/S Ventanilla 485, , , , , , ,52 13 F/S Mantaro 670, , , , , , ,82 14 F/S Chilca 1 808, , , , , , ,59 15 F/S Kallpa 860, , , , , , , Mediante Resolución OS/CD, se modificó la Resolución OS/CD, estableciendo la entrada en vigencia del PR-21 a partir del 01 de julio de Se fija en 59,5 Hz el valor límite inferior de la frecuencia en estado cuasi estable que debe alcanzarse en el sistema después de 15 segundos de ocurrido el evento. Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 5 de 16

8 b) Para el cálculo de la tasa de falla se verificó, que ésta fue determinada a partir de la estadística de salidas forzadas de las unidades de generación o de líneas de transmisión que ocasionaron pérdidas de generación, correspondiente a los últimos 36 meses (conforme lo establece el numeral 3.4 del Anexo Nº 1 del PR-21), esto es de enero de 2011 a diciembre de 2013 para el presente informe. Para esta tasa de falla se consideró la salida forzada de unidades o centrales de generación cuya potencia efectiva sea mayor o igual a 100 MW, ya sea por salidas de la propia unidad de generación o por equipos de transmisión que los indisponen. El COES estableció este criterio debido a que la desconexión de unidades de generación con un menor valor de potencia, no originaría la actuación del Esquema de Rechazo de Carga Automático por Mínima Frecuencia (ERACMF) en el SEIN. Asimismo, la tasa utilizada es la fracción que corresponda a los meses de julio diciembre. c) Para el cálculo del tiempo de restablecimiento de la carga desconectada, el COES utilizó el tiempo promedio ponderado de la reposición de las cargas desconectadas por la activación del ERACMF ante un evento, de los últimos 3 años (conforme lo establece el numeral 3.5 del Anexo Nº 1 del PR-21), el cual resultó en 12 segundos. d) Respecto, a los bloques de demanda que se conectan de forma intempestiva al SEIN, el COES identificó a los Usuarios Libres de Aceros Arequipa, Sider Perú y Refinería Cajamarquilla con 70 MW, 40 MW y 100 MW, respectivamente, como cargas que tienen este tipo comportamiento. De los cuales, únicamente la carga de la Refinería Cajamarquilla supera 2% de la demanda, conforme lo establece el numeral 4.1 del Anexo 1º del PR-21. Sin embargo, la variación de carga de este cliente, que se produce principalmente a partir de las 21:00 horas, se realiza en más de un minuto, por lo que tampoco correspondería considerarla. Por lo tanto, se considera que en la actualidad la conexión de dichas cargas no originan interrupción de suministros por la activación del ERACMF, por lo que la ENS para este caso puede ser considerada cero. Con lo determinado y establecido en los literales a), b), c) y d), se procedió a calcular el Costo de la ENS para cada una de las unidades o centrales de generación obteniéndose del producto de la tasa de fallas, el tiempo de restablecimiento del suministro interrumpido originado por su desconexión, la magnitud de suministro interrumpido obtenido mediante los análisis eléctricos y el costo de la ENS que es utilizado en la elaboración del Plan de Transmisión (6 000 US$/MWh). A su vez, se calculó el Costo de ENS para cada caso de reserva rotante en el SEIN considerado en el numeral 2.1 del presente informe. Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 6 de 16

9 Tabla 4. Costo de Energía No Suministrada (miles US$) por central de generación CENTRAL O GRUPO Tiempo de restablecimiento (Horas) Cálculo de Energia no Servida por Salida de GENERACIÓN (US$) 0% 1% 2% 3% 4% 5% 0% 1% 2% 3% 4% 5% MALACAS TG CAÑÓN DEL PATO CENTRAL CARHUAQUERO+PIZARRAS CENTRAL EL PLATANAL G EL PLATANAL G EL PLATANAL CENTRAL CHIMAY CENTRAL HUINCO CENTRAL MATUCANA CENTRAL STA ROSA TG VENTANILLA TG , VENTANILLA TG , VENTANILLA TV ,108 1, VENTANILLA CENTRAL CHIMAY - YANANGO CENTRAL LAS FLORES TG MANTARO G MANTARO G MANTARO G MANTARO G MANTARO G MANTARO G MANTARO G MANTARO CENTRAL RESTITUCIÓN CENTRAL CHILCA 1 TG CHILCA 1 TG CHILCA 1 TG , CHILCA 1 TV ,736 1, CHILCA 1 CENTRAL YUNCÁN CENTRAL KALLPA TG KALLPA TG KALLPA TG KALLPA TV ,018 1, KALLPA CENTRAL YAUPI CENTRAL AGUAYTÍA CENTRAL CHARCANI V CENTRAL RESERVA FRÍA PLANTA ILO TG RESERVA FRÍA PLANTA ILO TG RESERVA FRÍA PLANTA ILO TG ILO 2 TV ,730 1, SAN GABÁN II CENTRAL SANTO DOMINGO DE LOS OLLER TG Tabla 5. Resumen del Costo de Energía No Suministrada Porcentaje de Reserva Total (miles US$) Costo de la ENS (miles US$) 0% % % % % % - 29,264 9,499 5,077 2,133 1,392 - Por lo mencionado anteriormente, se ha verificado que la PROPUESTA cumple con lo dispuesto en los numerales 1.4, 1.5, 2.1, 3 y 4 del Anexo Nº 1 del PR-21, en lo correspondiente al cálculo del costo de la ENS por pérdida de generación o conexión intempestiva de grandes bloques de demanda. Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 7 de 16

10 2.3 Cálculo de la reserva Rotante para la RPF De acuerdo al numeral 2.4 del Anexo Nº 1 del PR-21, para determinar la reserva rotante que se asignará a la RPF, corresponde al punto donde se minimiza la suma de las siguientes componentes: Los costos operativos adicionales por mantener la reserva rotante destinada a la RPF; El costo de la ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación; El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda. En ese sentido, los costos operativos adicionales se calcularon en el numeral 2.1 (ver Tabla 2), el costo de la ENS por pérdida de generación se calculó en el numeral 2.2 (ver Tabla 5), y el Costo de la ENS por conexión intempestiva de demanda, de acuerdo al análisis realizado en el numeral 2.2 es cero. Por lo tanto, el Costo Total se calculó sumando los costos adicionales de operación y el costo de la ENS por pérdida de generación, tal como se muestra en la Tabla 6. Porcentaje de Reserva Tabla 6. Costo Total (miles US$) Costo del Servicio (miles US$) Costo de la ENS (miles US$) Costo Total (miles US$) 0% % % % % % Seguidamente, para obtener el mínimo Costo Total, se graficó los valores de la Tabla 6, y se obtuvo el mínimo valor aproximándola a una curva polinómica (Ver Figura 1), correspondiendo dicho valor al porcentaje de reserva rotante para la RPF. Realizando los cálculos respectivos se obtiene que la reserva rotante para la RPF es de 1,86 % de la demanda del SEIN. Cabe precisar que el valor obtenido es la Reserva Óptima (técnico-económica) para toda la Demanda del SEIN. De lo mencionado anteriormente, la PROPUESTA cumple con la metodología propuesta en el numeral 2.4 del Anexo Nº 1 del PR-21 Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 8 de 16

11 Figura 1. Gráfico del Costo Total vs %Reserva En la PROPUESTA, para determinar el porcentaje de reserva que deberá ser asignado al parque generador disponible que ejercerá la RPF, primero dimensionó el parque generador que atenderá a la Demanda Total y se descontó la magnitud de las unidades que no participarán en la regulación por estar exoneradas, conforme al numeral 6.2 del PR Por lo tanto, para determinar el porcentaje de reserva a asignar a las centrales de generación que están obligadas a realizar la RPF, se consideró los escenarios de los bloques de demanda de punta, media y base, según se muestra a continuación: Bloque de Demanda Tabla 7. Reserva Rotante Ajustada [A] Demanda del Sistema (MW) [B] Reserva Rotante (MW) [C] Potencia Excluida 6.2 del PR-21 (MW) Nuevo Porcentaje de Reserva Rotante =[B]/([A]-[C]) RESERVA PUNTA ,65 221,0 1,94% 5 RESERVA MEDIA ,72 270,4 1,96% 10 RESERVA BASE ,40 221,0 1,97% 9 Promedio ponderado 1,96% Horas Del cuadro anterior se aprecia que el porcentaje de Reserva a asignar al parque generador apto para ejercer la RPF será de 1,96%; sin embargo, para efectos de facilidad de su aplicación, el COES recomienda utilizar el valor de 2,0%. Por lo tanto, el porcentaje de reserva rotante del periodo julio diciembre de 2014, que deberán asumir las centrales de generación calificadas para la RPF del SEIN (de acuerdo al numeral 6.2 del PR-21) sería de 2,0%; entendiéndose, que este porcentaje de reserva debe considerarse tanto en la programación del despacho de corto y mediano plazo, como en la operación del SEIN en tiempo real. Cabe mencionar que las unidades de generación La RPF se realiza en forma automática a través del regulador de velocidad. Dicho servicio es de carácter obligatorio para las centrales de generación con potencias mayores a 10 MW y no está sujeta a compensación alguna. Quedan exoneradas de esta obligación, las centrales con Recursos Energéticos Renovables cuya fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz. Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 9 de 16

12 cuyo motivo de programación de su despacho es por pruebas a requerimiento propio no serán incluidas en la asignación del margen de reserva para la RPF. Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 10 de 16

13 3 Conclusiones Como resultado del análisis del presente informe, se concluye que: 1. La PROPUESTA presentada por el COES SINAC para determinar la reserva rotante para la RPF del SEIN cumple con lo establecido en el PR El Margen de Reserva Rotante para la RPF del SEIN, periodo Julio Diciembre 2014, se deberá fijar en 2%. 3. La reserva rotante para la RPF debe mantenerse durante la programación del despacho de corto y mediano plazo, sin incluir las unidades de generación que se encuentren excluidas por el numeral 6.2 del PR-21 y las unidades de generación cuyos propietarios soliciten su despacho por pruebas. [jmendoza] /pch Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 11 de 16

14 4 Anexo A continuación se presenta la información remitida por el COES SINAC. Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF Página 12 de 16

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