TITULO III : ESQUEMA DE SUPERVISIÓN Y CONTROL DEL FUNCIONAMIENTO ÓPTIMO DE LOS EDAC/EDAG/ERAG...10

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1 PROCEDIMIENTO DO VERIFICACIÓN DE LA ACTIVACIÓN ÓPTIMA DE LOS EDAC/EDAG/ERAG DIRECCIÓN DE OPERACIÓN

2 ÍNDICE TITULO I DISPOSICIONES GENERALES 3 CAPITULO I1 : OBJETIVO Y ALCANCE 3 CAPITULO I2 : ABREVIATURAS Y DEFINICIONES 3 CAPITULO I3 : GENERALIDADES 5 TITULO II : METODOLOGÍAS Y ALGORITMOS DE CÁLCULO6 TITULO III : ESQUEMA DE SUPERVISIÓN Y CONTROL DEL FUNCIONAMIENTO ÓPTIMO DE LOS EDAC/EDAG/ERAG10 Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 2/10

3 TITULO I DISPOSICIONES GENERALES CAPITULO I1 : OBJETIVO Y ALCANCE Artículo 1 El objeto del presente Procedimiento es establecer las metodologías necesarias para la verificación de la operación óptima del SIC en su conjunto, en caso que la aplicación del Criterio N-1 contemple la operación de esquemas EDAC/EDAG/ERAG, de modo de cumplir con lo estipulado en los artículos 1-9 y 5-7 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio en la planificación de la operación Artículo 2 Los objetivos específicos del presente Procedimiento son: a) Establecer la metodología de cálculo para verificar el óptimo técnico-económico de la activación de los esquemas EDAC/EDAG/ERAG, requeridos por la aplicación del criterio N-1 o superior b) Definir el esquema de supervisión y control del funcionamiento óptimo de los esquemas EDAC/EDAG/ERAG Artículo 3 El presente Procedimiento será de aplicación para los EDAC/EDAG/ERAG existentes, así como los que defina la DO y los que resulten de los estudios específicos señalados en la NT Considerando que la verificación de la activación óptima de los EDAC/EDAG/ERAG, está sujeta a la incertidumbre propia de los escenarios hidrológicos, niveles de demanda, contingencias simuladas, tasas de falla, etc, el presente procedimiento define ciertos márgenes para calificar si dicha activación es óptima CAPITULO I2 : ABREVIATURAS Y DEFINICIONES Artículo 4 Las siguientes abreviaturas tendrán el significado indicado: CDEC : Centro de Despacho Económico de Carga CPF : Control Primario de Frecuencia Comisión : Comisión Nacional de Energía EDAG : Esquema de desconexión automática de generación EDAC : Esquema de desconexión automática de carga ERAG : Esquema de reducción automática de generación DO : del CDEC Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 3/10

4 ENS : Energía no suministrada NT : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio SI : Sistema Interconectado SIC : Sistema Interconectado Central SyCS : Seguridad y Calidad de Servicio Artículo 5 Adicionalmente a las definiciones que establece el marco legal del sector eléctrico, para los efectos del presente procedimiento se entenderá por: Contingencia Simple: Falla intempestiva de un elemento del SI, pudiendo ser éste una unidad generadora, un consumo o un Elemento Serie del Sistema de Transmisión, que puede ser controlada con los Recursos Generales de Control de Contingencias Costo de Falla de Corta Duración: Costo que en promedio incurren los consumidores finales al verse interrumpido su abastecimiento eléctrico en forma súbita y sin previo aviso Dicho costo varía según el tipo de cliente o consumidor afectado, la duración de la falta de suministro eléctrico y la profundidad de la interrupción Se determina a partir del costo unitario de la ENS de corta duración, expresado en US$/MWh, y la cantidad de ENS Criterio N-1 : Criterio de planificación para el desarrollo y operación del SI, con el fin de enfrentar la ocurrencia de una Contingencia Simple sin que ésta se propague a las restantes instalaciones del SI Estado Normal : Estado del SI en que se satisfacen simultáneamente las siguientes condiciones: Inexistencia de energía no suministrada; Las tensiones en todas las barras del SI se encuentran dentro de los rangos definidos para Estado Normal; La frecuencia se encuentra dentro del rango definido para Estado Normal; Las reservas de potencia en giro y de capacidad de transmisión y aporte de reactivos están dentro de los valores programados; En Estado Normal el SI debe ser capaz de superar sin pérdida de sincronismo las contingencias establecidas en el Capítulo N 5 de la presente NT Procedimiento DO: Metodologías que debe elaborar la DO y que están destinados a presentar los criterios, consideraciones y requerimientos de detalle para dar cumplimiento a las exigencias de la presente NT Tales metodologías deberán ser propuestas por la DO a la Comisión para que ésta las informe favorablemente SI : Conjunto de instalaciones de centrales generadoras, líneas y subestaciones del Sistema de Transmisión e Instalaciones de Conexión de Clientes, que en estado normal operan interconectadas entre sí Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 4/10

5 Costo de Operación y Reservas (COPyR): Costo Total Esperado de Operación del sistema durante un período de análisis determinado, que surge como resultado de la simulación realizada con el modelo de planificación de la operación utilizado en el CDEC- SIC El COPyR representa el costo total del despacho obtenido como la suma de los Costos Térmicos de Operación, el Costo de Falla y el Costo Hidráulico durante todo el período de planificación considerado El Costo Hidráulico cuantifica la disminución (aumento) en los costos de operación futuros, para un escenario de análisis dado, debido a una mayor (menor) generación térmica en el período, y se obtiene cuantificando las diferencias de los volúmenes finales en los embalses con una regulación mensual o superior CAPITULO I3 : GENERALIDADES Artículo 6 Este procedimiento se aplica exclusivamente con el alcance establecido en el Artículo 3 El Estudio de Transmisión Troncal previsto en la Ley verifica que las alternativas de ampliación recomendadas aseguren el cumplimiento del Criterio N-1 Artículo 7 El criterio N-1 de la operación del SIC, expresado en el artículo 5-7 de la NT, debe asegurar que la activación EDAC/EDAG/ERAG sea óptima para el SIC en su conjunto, y para ello se debe aplicar de manera consistente en todos los Estudios para la Programación de la Seguridad y Calidad de Servicio Artículo 8 Los esquemas EDAC/EDAG/ERAG deben estar diseñados de modo que la energía no suministrada por su accionar ante una contingencia simple, sea tal que su empleo minimice el valor esperado de la suma de los costos de operación y de los costos de la ENS Artículo 9 La tasa de falla de Contingencias Simples y los tiempos de reposición serán definidos empleando los registros estadísticos recopilados por la DO Artículo 10 La optimización de los costos totales de operación indicada en Artículo 8 sólo puede ser realizada en estados operativos del SIC donde los Estudios para la Programación de la SyCS garanticen que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SIC y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas, y en los que no se vulnere cualquier otro requisito operativo exigido por la NT Artículo 11 La DO deberá monitorear y analizar la actuación de los EDAC/EDAG/ERAG, para asegurar que el óptimo de diseño se condice con la operación del SIC Artículo 12 Se aplicará el procedimiento establecido en el TITULO II, cuando se determine que se han introducido modificaciones en las modalidades de operación de los esquemas EDAC, EDAG y ERAG, en los niveles de reserva, o en recursos de control, protección o compensación, con influencia en un área específica del SIC o en su conjunto Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 5/10

6 TITULO II : METODOLOGÍAS Y ALGORITMOS DE CÁLCULO Artículo 13 Se deberá verificar el óptimo económico, para el SIC en su conjunto, del esquema EDAC/EDAG/ERAG, para cada escenario de estudio y para cada contingencia simple en los términos del Artículo 8 Esta verificación deberá ser realizada con el siguiente procedimiento: a) El período de análisis para la verificación del óptimo debe ser a lo más de un año, coincidente con la periodicidad de los estudios mencionados en el Artículo 3 La determinación de incrementos de Costo de Operación y Reservas o de ENS esperada deberán ser calculados para todo el período de análisis establecido b) Para la determinación del COPyR se utilizará el modelo de planificación de la operación del CDEC-SIC, bajo las mismas condiciones en que fue realizada la última determinación de Reserva Óptima, a menos que la evaluación a realizar involucre precisamente cambios en los niveles de reserva, en cuyo caso los mismos deberán estar reflejados en la simulación de manera consistente c) En cada una de las simulaciones con el modelo mencionado en el punto anterior, se utilizará una demanda semanal definida por curvas de duración representadas discretamente con al menos tres bloques (demanda alta, media y baja) Tanto la extensión como la altura de los bloques se deben obtener minimizando el error cuadrático medio entre la curva de duración y su representación discreta La representación de la incertidumbre hidrológica debe ser considerada mediante la simulación de la totalidad de los escenarios hidrológicos con que se realiza el proceso de programación semanal d) Para realizar las verificaciones se utilizarán las bases de datos, los modelos y procesos empleados para realizar los Estudios para la Programación de la Seguridad y Calidad de Servicio; y se adoptará el porcentaje de reserva establecido en el estudio de control de frecuencia y determinación de reservas e) Definido el esquema base, que es el que resultó del estudio de EDAC/EDAG/ERAG, se plantearán sensibilidades respecto a la carga o generación afectada por el EDAC/EDAG/ERAG, en incrementos o decrementos del monto de carga o generación de cada escalón del esquema EDAC/EDAG/ERAG con respecto al esquema base, modificando consecuentemente las restricciones de transmisión y el despacho de generación Para ello, se definirán esquemas alternativos k incrementando o reduciendo la potencia de cada escalón f) Se determinará para cada esquema alternativo, las modificaciones en las restricciones de transmisión definidas para el esquema base que la modificación del EDAC/EDAG/ERAG produce Para ello, y partiendo del Estudio de Restricciones del Sistema de Transmisión y de las contingencias que definieron cada límite, se repetirán las simulaciones que resulten necesarias para redefinirlos g) Para los esquemas alternativos que registren cambios en los límites o restricciones operativas del sistema, en los niveles de reservas, o en cualquier otra condición de borde que determine modificaciones al despacho con relación al esquema base, se Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 6/10

7 determinará, mediante una nueva simulación con el modelo de planificación de la operación, el nuevo despacho de generación correspondiente al esquema k h) Para cada uno de los esquemas alternativos k se construirán escenarios j representativos de la operación del sistema para el período de análisis, aptos para realizar la simulación estática y dinámica de la operación, utilizando para ello el modelo base empleado por la DO para la realización de los estudios de Planificación de la Operación Los escenarios deberán representar distintos niveles de carga y condiciones hidrológicas representativas del período de análisis i) En cada escenario j se deberá representar el despacho de potencia de cada unidad de generación correspondiente al bloque de demanda y la hipótesis de hidraulicidad que define al escenario j, para cada uno de los esquemas k Estos despachos deberán ser representativos de estados operativos técnicamente aceptables para cada uno de los bloques, respetando todas las restricciones del sistema y las modalidades de operación utilizadas, y guardando a su vez adecuada consistencia con los valores medios de generación por central obtenidos de la simulación realizada con el modelo de planificación de la operación Para cumplir con los estándares de calidad y seguridad de suministro en la operación del SIC y las tensiones definidas de acuerdo a lo establecido en la NT, los flujos de potencia deberán considerar los mecanismos de control de tensión y de compensación de potencia reactiva, conjuntamente con el redespacho de generación, si fuese necesario, para lograr un adecuado perfil de tensión de operación j) Para cada escenario j y cada uno de los esquemas alternativos k definidos de esta manera se realizarán estudios para determinar la respuesta de cada esquema alternativo k Para ello, se simularán el conjunto de contingencias simples, identificadas por la DO, que conduzcan a la activación de alguna de las etapas de los esquemas EDAC para cada escenario j, y cada esquema alternativo k En cada simulación se determinará la carga total desprendida por el esquema EDAC, componiendo una grilla como la de la siguiente tabla: Contingencia Carga Total Desprendida en Escenario j [kw] i 1 2 J 1 2 I k) En cada uno de los escenarios representativos de la operación, correspondientes al esquema alternativo analizado, se deberá verificar que la operación del SI sea tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 7/10

8 l) Para cada uno de los esquemas alternativos k se calculará el costo de la energía no suministrada, como: CENS donde, [ US$] DCijk [ kw ]* Tcijk * COSTO k ENS = i j CENS k : Costo Total de ENS [US$] para el esquema k [ US$ / kwh]* Tfalla [ fallas / h]* H DC ijk : Valor de la carga desprendida para el escenario j, en el esquema alternativo k y la contingencia i [kw] por actuación del esquema EDAC Tc ijk : Duración del déficit de energía para el escenario j, en el esquema alternativo k y la contingencia i [h] COSTO ENS : Valor del Costo de ENS de corta duración [US$/kWh] Tfalla i : Tasa de falla horaria del componente correspondiente a la contingencia i H j : Horas del escenario j en el período analizado, considerando la probabilidad del escenario j i j [ h] m) Se obtendrá el Costo de la Energía No Suministrada, para cada esquema alternativo k : Esquemas Alternativos k CENS k [US$] 1 2 K n) A partir de los resultados de las simulaciones con el modelo de planificación de la operación se calcularán, para cada uno de los esquemas alternativos k los Costos Térmicos de Operación, los Costos de Falla y el Costo Hidráulico que definen el COPyR Se obtendrá como resultado los valores esperados de los Costos de Operación y Reservas para cada esquema de EDAC definido Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 8/10

9 Esquema Alternativo k Costo Total Operación y Reservas 1 2 K o) Finalmente, para los esquemas alternativos de EDAC se tendrá el Costo Total (CTOTAL k ) correspondiente a la suma de los costos totales de Operación y Reservas y del costo total de ENS: Esquemas alternativos k 1 2 K CENS k [US$] COPyR k [US$] CTOTAL k CENS k + COPyR k [US$] p) Se considerará que el esquema EDAC base analizado verifica el óptimo económico cuando el costo total (CTOTAL) correspondiente a dicho esquema es menor que el de los esquemas analizados, o bien se encuentre contenido en un intervalo de confianza del 95% respecto del mínimo de los CTOTAL k determinados Artículo 14 El procedimiento detallado podrá ser simplificado cuando los cambios respecto de las condiciones de operación que definieron un esquema EDAC/EDAG/ERAG específico, resulten de orden menor, entendiendo como tal aquellos cambios topológicos u operacionales que no alteren las transferencias principales del sistema Troncal, o bien, que su influencia en el SIC se limite a una zona específica Para tal efecto, la DO podrá reducir la cantidad de escenarios de simulación cuando se pueda justificar que en alguno de ellos no se registran desprendimientos de carga diferenciales entre los dos esquemas analizados o las modificaciones puntuales no sean sensibles a la elección de los distintos escenarios hidrológicos Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 9/10

10 TITULO III : ESQUEMA DE SUPERVISIÓN Y CONTROL DEL FUNCIONAMIENTO ÓPTIMO DE LOS EDAC/EDAG/ERAG Artículo 15 El esquema de supervisión y control del funcionamiento óptimo de los EDAC/EDAG/ERAG deberá contemplar al menos las siguientes situaciones: a) Los períodos de tiempo en los cuales los límites de transmisión definidos en los estudios mencionados en el Artículo 3, con su correspondiente esquema EDAC/EDAG/ERAG están activos, no deben exceder significativamente el valor considerado en dichos estudios b) Ante la ocurrencia real de contingencias simples, se deberá verificar que la cantidad de carga y/o generación desconectada por el esquema de EDAC/EDAG/ERAG no supere significativamente el porcentaje de desprendimiento previsto en los estudios mencionados en el Artículo 3 Procedimiento DO Verificación de la activación óptima de EDAC/EDAG/ERAG 10/10