UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN MARCOS Facultad de Ingeniería Electrónica y Eléctrica
CENTRALES ELÉCTRICAS II REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN SISTEMAS INTERCONECTADOS
Profesor: Ing. Villanueva Ure, Reynaldo Alumno: Rosales León, Fernando Jesús Código: 09190171 Año:
2014
ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN 2. OBJETIVO 2.1. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA 2.2. OBJETIVO GENERAL DEL CONTROL DE FRECUENCIA 3. MARCO TEÓRICO 3.1. REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA 3.1.1. Regulación propia del sistema 3.2. TIPOS Y RESPALDO PARA LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA 3.3. ETAPAS EN EL PROCESO DE CONTROL/REGULACIÓN DE FRECUENCIA 3.4. CARACTERÍSTICAS DE ETAPAS DEL CONTROL/REGULACIÓN DE FRECUENCIA 3.5. MODELO ESQUEMÁTICO DE UN SISTEMA DE CONTROL 3.6. REGULADOR CON ESTATISMO 3.6.1. Estatismo 3.6.2. Energía reguladora 3.7. RESERVA PARA REGULACIÓN DE FRECUENCIA 3.8. EFECTO DE LA CONSTANTE DE INERCIA H 3.9. REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA 3.9.1. Registro temporal de máquina que contribuye con RPF 3.10. REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA 4. REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL PERÚ 4.1. Responsabilidades del COES 4.2. De los Integrantes del COES 4.3. RECHAZO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIA EN EL SEIN 4.4. CRITERIOS REFERIDOS A LA RPF 4.5. REQUISITOS TÉCNICOS PARA LA PARTICIPACIÓN EN LA REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL PERÚ 4.5.1. Regulación primaria 4.5.2. Regulación Secundaria 4.6. RESPUESTA ANTE FALLA EN EL SEIN 4.7. SELECCIÓN DE LAS MAQUINAS REGULANTES 4.7.1. Requisitos Técnicos 4.7.2. Recomendaciones adicionales para la asignación 4.7.3. Análisis en Estado Normal 4.8. PARTICIPACIÓN DE LAS MAQUINAS EN LA RESERVA ROTANTE 4.8.1. Con unidades regulantes hidráulicas 4.8.2. Con Centrales de pasada y térmicas 5. CONCLUSIONES 6. BIBLIOGRAFÍA 2
1. INTRODUCCIÓN Los problemas de Estabilidad de Frecuencia empezaron desde que se empezaron a interconectar los Sistemas de Potencia, es por esto, que es necesario lograr una
operación satisfactoria de un sistema de potencia, la frecuencia debe permanecer aproximadamente constante. El control cerrado de la frecuencia asegura constancia en la velocidad de motores sincrónicos y de inducción. La constancia de la velocidad es particularmente importante para lograr un desempeño satisfactorio de las unidades de generación ya que son altamente dependientes del desempeño de todos los servicios auxiliares asociados. Una caída considerable en la frecuencia en una red trae como consecuencia corrientes elevadas de magnetización en motores de inducción y transformadores.
La frecuencia de un sistema es dependiente del balance de la potencia activa. Como la frecuencia es un factor común de todo el sistema, un cambio en la demanda de potencia activa en un punto se refleja en todo el sistema como un cambio en la frecuencia. Debido a que hay varios generadores suministrando potencia al sistema, deben proveerse algunos medios para distribuir los cambios de carga en todas las unidades. El regulador de velocidad en cada unidad de generación provee una función de control primario de velocidad, mientras que un control suplementario o secundario en operación en el centro de control distribuye el requerimiento de generación.
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2. OBJETIVO El informe final sobre regulación de frecuencia del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), tiene como finalidad presentar de manera detallada las propuestas metodológicas efectuadas para la determinación, asignación, compensación y cobro de la reserva rotante destinada a la regulación primaria y secundaria de frecuencia en el SEIN
2.1.
DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
En general, la frecuencia de la tensión generada aumenta cuando disminuye la carga y vice versa --> la caída brusca de la carga del sistema tiende a aumentar la velocidad de los generadores y por ello aumenta la frecuencia. Debido a que la carga varía a través del tiempo, se tiene que la frecuencia también lo hace, pese a todos los sistemas de control existentes.
2.2.
OBJETIVO GENERAL DEL CONTROL DE FRECUENCIA
El objetivo de la estrategia de control es el de generar y entregar en forma económica potencia en sistema interconectado, manteniendo la tensión y la frecuencia dentro de los límites permitidos.
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3. MARCO TEÓRICO 3.1.
REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
Todo Sistema Eléctrico de Potencia es operado a su valor de frecuencia nominal, o en un rango de desviación muy pequeño. Teniéndose así, que los diferentes equipos del Sistema de Potencia, ya sean los equipos de los suministradores del servicio de energía eléctrica o de los consumidores, operen correctamente. Ante la operación con valores diferentes a la frecuencia nominal, se puede perjudicar diferentes equipos de la red, deteriorando su rendimiento y vida útil. La frecuencia de un Sistema de Potencia está ligado a la velocidad de rotación de los ejes de las unidades generadoras conectadas a la red, el cual se mantiene constante si es que la demanda más pérdidas es igual a la potencia generada. En la operación de los Sistemas Eléctricos de Potencia, el equilibrio generación-demanda se ve continuamente perturbado, ya que se conectan y desconectan cargas continuamente, o por eventos de perdida de generación o carga, o eventos que separan al Sistema de Subsistemas que crean déficit o superávit de generación. Debido a este desequilibrio normal o por contingencia en la operación, las unidades generadoras se ven siempre acelerando o desacelerando la rotación de sus ejes para tratar de equilibrar el déficit o superávit de generación. Debido a que la frecuencia de una red es proporcional a la velocidad de rotación de las unidades de generación, la regulación de frecuencia de un Sistema de Potencia se enfoca en la regulación de frecuencia de las unidades generadoras.
3.1.1. Regulación propia del sistema •
• •
Si idealmente se bloquean las válvulas de admisión de vapor o de agua, el sistema evolucionará alcanzándose una frecuencia de valor distinto de la inicial. La propiedad del sistema de alcanzar un nuevo equilibrio, se debe al amortiguamiento del mismo, caracterizado por el parámetro D D = coeficiente de amortiguamiento, caracteriza la variación de la carga eléctrica, en función de la frecuencia.
Figura 01: Gráfica frecuencia vs Potencia • • • •
El valor del coeficiente D, depende del tipo de carga. Cargas de Z cte. (resistores) son insensibles a cambios en f Cargas de P cte. (motores) son sensibles a cambios en f La carga en sistemas eléctricos está compuesta en distinta proporción de las cargas de Z cte. y P cte.
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•
•
El amortiguamiento del sistema varía durante el día, ya que la carga que depende de la frecuencia y la que no, varía en horas de alta carga respecto a estados de baja carga. A medida que la carga independiente de la frecuencia aumenta la pendiente de la curva Δf/ ΔPE se hace más horizontal:
Figura 02: Comparación de Regulación de Frecuencia vs Potencia En un sistema eléctrico importante, el amortiguamiento puede ser bajo y las variaciones en la frecuencia debida a las variaciones de carga pueden tener amplitudes inadmisibles. Es necesario que la turbina tenga un sistema que adapte la potencia eléctrica generada según las variaciones de carga.
3.2.
TIPOS Y RESPALDO PARA LA REGULACION DE FRECUENCIA
Ante el déficit de potencia, un sistema de potencia responde para evitar los cambios de la frecuencia con las siguientes características: Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (energía cinética de la inercia del sistema), cuya actuación es inmediata y evita por unos instantes que la frecuencia varíe. Esta Característica del Sistema de Potencia está determinada por la constante de inercia total del sistema. Regulación primaria de la frecuencia, cuya actuación se produce luego de algunos segundos hasta los primeros minutos. Compensa parte de la potencia perdida mediante la acción local de los reguladores de velocidad de las unidades de generación. Regulación secundaria de frecuencia, cuya actuación se manifiesta luego de varios minutos. Este tipo de regulación asume la restitución de la potencia perdida debido al evento. A esta capacidad del SEP se añade el efecto de la dependencia de la carga con las variaciones de frecuencia, el cual siempre es amortiguante; es decir, que ante el déficit de generación la carga disminuirá, y ante superávit de generación la carga aumentara. Antes desequilibrios de generación-demanda, la energía cinética acumulada del sistema es la primera que intenta frenar el desequilibrio en forma transitoria, pero luego que esta es absorbida, la frecuencia empieza a disminuir o subir. Luego se manifiesta la regulación primaria y secundaria de frecuencia, ejercida por las unidades generadoras, para llevar la frecuencia del sistema a su valor nominal.
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Si consideramos un evento en la que se produce un déficit de potencia considerable, entonces el tiempo de respuesta de la regulación primaria de frecuencia sería muy lento para evitar que el sistema de potencia opere a valores bajos de frecuencia, o en un caso más severo, que la frecuencia llegue a valores de desconexión de las unidades generadoras por sus protecciones de mínima frecuencia, aseverando la situación de déficit de potencia con probabilidad de ocurrencia de un apagón. Entonces los tipos y respaldo para Regulación de Frecuencia son: − − − − −
Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (RACMF) Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia Desconexión de Generación por Sobre Frecuencia
En algunos Sistemas de Potencia, se considera la regulación terciaria de frecuencia, definida como la generación que se despacha para retornar la reserva secundaria para las próximas horas. Esto es parte de un redespacho para las siguientes horas.
3.3. • •
ETAPAS EN EL PROCESO DE CONTROL/REGULACIÓN DE FRECUENCIA Regulación Primaria (ejem. 30 seg) Existencia de reserva en giro. (acción de reguladores de velocidad (válvulas, álabes, deflectores, etc. )) Regulación Secundaria (ejem. 15 min)
Figura 03: Regulación Primaria y Secundaria
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3.4.
CARACTERÍSTICAS DE ETAPAS DEL CONTROL/REGULACIÓN DE FRECUENCIA
Regulación Primaria • Cada máquina responde de acuerdo a sus características y acción del regulador (consigna, estatismo) • Individual para cada unidad de generación • La respuesta tiene error permanente dependiendo del estatismo Regulación Secundaria • Manual – automática (AGC) • Seguimiento de la carga • Control de enlaces • Restitución de reservas primarias • Corrección de error permanente de frecuencia del sistema
3.5.
MODELO ESQUEMÁTICO DE UN SISTEMA DE CONTROL
Figura 04: Sistema de Control de Central
Figura 05: Sistema de Control (Laplace)
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Figura 06: Desviación de frecuencia
Ecuación de oscilación de máquina sincrónica para pequeñas perturbaciones
2 H d 2 ∆δ = ∆Pm ( pu ) − ∆Pe ( pu ) ω s dt 2 Cambio de variable + Laplace
∆Ω(s ) =
1 [∆Pm (s ) − ∆Pe (s )] 2 Hs
Modelo simple: cambio en potencia mecánica en función de variación en válvula (ej. vapor)
GT ( s ) =
3.6. •
∆Pm ( s ) 1 = ∆Pv ( s ) 1 + τ T s
REGULADOR CON ESTATISMO Para permitir que varios generadores participen en el control primario de frecuencia dentro de un mismo sistema, se aplica en cada uno de ellos una característica frecuencia-potencia en régimen permanente negativa.
Figura 07: Esquema de Control de un Regulador con Estatismo
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• • •
La constante R determina la característica del regulador en régimen permanente. La constante R se conoce como estatismo del generador. Gráficamente, el estatismo es la pendiente de la característica frecuencia/potencia cambiada de signo.
3.6.1. Estatismo Es el cambio de velocidad angular de la maquina cuando pasa de operar en vacío a plena carga.
El cambio de velocidad angular está dado por la pendiente de la recta:
R = Tanα =
Para el punto B:
∆ω = ∆P
ω0 − ω PC ⋅100 ωN P ⋅100 PN
P = PN =>
R=
ω0 − ω PC ωN
R=
f 0 − f PC fN
Como f α Ω:
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•
El estatismo permite un error en la frecuencia en régimen permanente, contrariamente de lo que sucedía en el caso del regulador isócrono.
Figura 08: Velocidad vs Tiempo
3.6.2. Energía reguladora Es la relación entre la variación de la potencia generada y la respectiva variación de frecuencia en Hz.
K =−
∆P MW ∆f Hz
El signo negativo se debe a que según el estatismo del regulador, un aumento en la potencia generada se corresponde con una disminución en la frecuencia. Si se considera la variación de la operación en vacío a plena carga:
Entonces:
K=
PN MW R ⋅ f N Hz
Otra forma de expresar la energía reguladora es como el % de variación de potencia por décima de Hz que varía la frecuencia. Si se pasa de la operación en vacío a plena carga:
∆P = 100% ∆f = f 0 − f PC
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3.7.
RESERVA PARA REGULACIÓN DE FRECUENCIA
Para programar la generación entre las unidades se parte de un pronóstico de carga, en el que se considera que la demanda de potencia activa del sistema responde a diagramas de carga diarios típicos para distintas estaciones del año y días de la semana, donde: Potencia eléctrica de generación programada (t) = Carga activa pronosticada (t) + Pérdidas de activo pronosticada (t) Cuando se produce un cambio no pronosticado en la potencia activa de demanda en algún punto del sistema este se refleja en un cambio de la frecuencia. Pudiendo resultar que la potencia activa de generación programada sea mayor o menor que la carga activa más las pérdidas. Para asegurar la satisfacción de la demanda es necesario planificar Reserva de generación de potencia activa disponible en cantidad suficiente en un instante dado: Potencia de reserva (t) > ó = Demanda (t) - Potencia de generación programada (t) y con tiempo de acceso adecuado
Debido al comportamiento aleatorio de los componentes del sistema y de la carga eléctrica, el suministro confiable sólo será posible mediante el mantenimiento de suficiente reserva. El tiempo de acceso a la potencia de reserva es función de los diferentes tiempos de actuación de los elementos de control y de los tipos de unidades generadoras que aportan reserva. La composición de la reserva de generación total PR para cubrir fallas Pfal en el sistema teniendo en cuenta los tiempos de acceso es: Reserva momentánea: P t RMo( ), TRMo = 0 - potencia de frenado de las masas rotantes - dependencia de la carga con la tensión Reserva de segundos: PRS (t ), TRS = 1...5s - bloques térmicos e hidráulicos de regulación primaria (RPF) - dependencia de la carga con la frecuencia Reserva de minutos: P t RM ( ), T min RM = 1...15 - regulación de bloque, regulación secundaria (RSF) - bloques de arranque rápido (reserva fría) Reserva de horas: P t RH ( ), T h RH =1...5 - bloques térmicos parados (reserva de base) Con esto se puede expresar la reserva total de la siguiente forma:
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Figura 09: Comportamiento temporal de las cuatro partes de la reserva
3.8.
EFECTO DE LA CONSTANTE DE INERCIA H
La constante de inercia del grupo turbina-generador interviene en el proceso de oscilación de las maquinas síncronas, limitando las variaciones de velocidad del rotor cuando se rompe el equilibrio entre la potencia mecánica y eléctrica.
Pm-Pe=2H
Figura 10
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𝑑𝑤 𝑑𝑡
Figura 11: H vs RPM
Figura 12: H vs RPM
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3.9.
REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA
La Regulación Primaria de Frecuencia, es aquella regulación que se realiza en forma automática y local en cada unidad generadora conectada a la red, por la acción de sus reguladores de velocidad. En un Sistema de Potencia, todas las unidades poseen uno, por lo que todas las unidades deben ejercer la regulación primaria de frecuencia. Para evitar las variaciones de frecuencia, se provee de reguladores de velocidad, que actúan sobre las válvulas de admisión cuando la velocidad de la turbina se aparte de la velocidad de referencia del regulador. Los reguladores de velocidad (gobernador) son dispositivos individuales, instalados en cada turbina. Se encargan de regular la velocidad de la máquina que controlan. Regulador Isócrono (astático con realimentación) • • •
Por simplicidad se desprecian variables dinámicas intermedias (accionamiento de la válvula de admisión, turbina, etc.). Ante un error negativo de la frecuencia, el regulador aumenta la potencia mecánica aplicada sobre el eje, lo cual tiende a reducir el error de frecuencia. El efecto integrador del regulador hace que el régimen permanente se alcance cuando el error de frecuencia es cero.
Figura 13: Control Regulador Isócrono
Figura 14: Regulador de Velocidad • •
•
La velocidad se restituye a la de referencia y la potencia generada aumenta con la carga. Este regulador, mantiene la frecuencia constante en régimen permanente, funciona correctamente en un sistema aislado donde existe un único generador, o bien donde un único generador balancea todos los cambios de carga (imposible). Presenta un polo en el origen.
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Respuesta lenta en régimen transitorio, y es inestable para valores bajos de ganancia. Como en un sistema eléctrico es deseable que un elevado número de generadores participen en la regulación primaria, el regulador isócrono no se aplica en la práctica.
• •
A continuación se muestra el esquema de control básico de un sistema de regulación de velocidad de un grupo turbina-generador.
Sistema de Regulación de Velocidad Donde: W: velocidad de rotación de la unidad. Wr: velocidad de referencia. ew: error de velocidad (w-wr). Θ: posición de mando del regulador de velocidad, que normalmente es la posición de un elemento mecánico (por ejemplo, la posición de un servomotor). A: apertura d la válvula de admisión e fluido en la turbina. Tm: torque mecánico producido por la turbina. Te: torque eléctrico. Cuando hay un cambio en la demanda de la red, el torque eléctrico varia, por lo que el equilibrio mecánico-eléctrico se rompe. Consecuentemente, la velocidad de giro W de los ejes de las unidades varían, como se deduce de la ecuación de oscilación de inercia rotante, descrita en la ecuación: Ta = Tm – Te = J Donde: Ta: J: H: S: Wn:
𝑑𝑤 𝑑𝑡
+ Dw
torque acelerante. momento de inercia del conjunto turbina-generador (2HxS / wn2). constante de inercia del conjunto turbina-generador (seg). potencia nominal (VA). velocidad nominal del generador.
Una vez que la velocidad varia, se produce un error de velocidad, cuyo valor es medida como señal a través de transductores para luego ingresar al regulador de velocidad, el cual realiza el control de aumentar o disminuir el flujo de admisión de la turbina para variar la potencia mecánica, llevando así a un equilibrio entre los torques mecánico y eléctrico del grupo generador.
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Existen dos tipos de regulador de velocidad, el de tipo isócrono y el de característica velocidad-carga (frecuencia-potencia). El regulador isócrono, utilizado en generadores en operación asilada o sistema de potencia pequeños donde solo una unidad o grupo ejerce la regulación automática de frecuencia. Se caracteriza porque la acción del regulador siempre mantiene la frecuencia a un valor constante, que generalmente es la nominal de sistema. Por otro lado, en sistemas eléctricos grandes, donde existe gran número de unidades y grupos generadores, los reguladores isócronos no pueden ser usados, al menos que todos posean el mismo valor de referencia y la misma velocidad de respuesta, porque sino estaría batallando entre ellos para llevar la frecuencia a su valor de referencia. Es por ello, en Sistemas Interconectados, para un reparto estable de déficit y superávit de potencia entre las unidades generadoras en paralelo se usan reguladores de velocidad con características de que al caer la velocidad de la carga generada por ellos aumente, o viceversa. A continuación en la figura se ilustra la característica mencionada.
Figura 15: Característica del regulador de velocidad para un incremente ∆P de la carga Donde: f0: f1: P0: P1: ∆f: ∆P:
frecuencia inicial. frecuencia final (post-evento). generación inicial. generación final (post-evento). variación de la frecuencia (f1-f0). variación de carga (≈P1-P0).
De la figura se tiene que para una disminución de la frecuencia (ya sea por un evento o variación de la demanda), habrá un incremento en la potencia generada de las unidades por actuación de los reguladores de velocidad según la característica frecuencia-potencia que posean. Asumiendo un sistema rígido, donde la frecuencia en todas las barras de la red en un tiempo t es igual, entonces todas las unidades generadoras ante un evento debe pasar de una frecuencia f0 a una frecuencia f1.
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A partir de esta característica, se define el estatismo permanente (bp) de los reguladores de velocidad.
bp = Donde: fn: Pn:
∆𝑓/𝑓𝑛 ∆𝑃/𝑃𝑛
frecuencia nominal del SEIN (Hz). potencia nominal de la unidad (MW).
O en porcentaje:
bp(%) =
∆𝑓/𝑓𝑛 ∆𝑃/𝑃𝑛
x 100%
Entonces en un Sistema Interconectado, la Regulación Primaria de Frecuencia es compartida por todas las unidades generadoras con reguladores de velocidad con las características mencionadas anteriormente. Entonces ante un desequilibrio, el reparto de carga entre unidades generadoras seguirán las siguientes ecuaciones: ∆𝑃𝑖
Donde: i: m: ∆P:
𝑃𝑛
=
∆𝑓
𝑓𝑛
x bpi
unidad de índice “i” que va de 1 a “m”. número de unidades en paralelo en la red. variación de demanda en la red.
De la ecuación, obtenemos la variación de frecuencia producida por la variación de la demanda, Y reemplazando ∆f en la ecuación (dos) obtenemos cada variación de la carga de las unidades generadoras. La Regulación Primaria de Frecuencia se realiza entre los 3 y 30 segundos seguidos de ocurrida la variación de la demanda, manteniéndose por unos minutos hasta que la Regulación Secundaria de Frecuencia empiece a actuar. En el análisis de regulación de frecuencia es importante tener en cuenta la dependencia de la demanda con las variaciones de frecuencia, ya que da un amortiguamiento a las variaciones de frecuencia. En la Figura (siguiente) se muestra la corrección de la figura (anterior) por el efecto mencionado.
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Figura 16: Característica de Regulador de Velocidad para un incremento ∆P de la carga considerando el efecto amortiguante de la carga. Donde: F0: F1: F2: ∆f: Po: P1: P2: ∆PG: ∆PD: ∆P:
frecuencia inicial. frecuencia final (post-evento). frecuencia final si no se considera el efecto de carga. variación de la frecuencia (f1-f0). generación inicial. generación final (post-evento). generación final si no se considera el efecto de la carga. generación incrementada por las unidades generadoras ante ∆f. disminución de la carga ante ∆f. variación de la carga (≈P1-Po).
El estatismo del control primario de frecuencia permite que varios generadores participen simultáneamente en dicho control. La unidad con menor estatismo (izq) contribuye a la regulación primaria con mayor porcentaje de potencia respecto a su potencia nominal, y la que tiene mayor estatismo (der) contribuye con menor porcentaje de potencia.
Figura 17: Comparación de frecuencia respecto su Estatismo
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Si varias unidades en paralelo tienen el mismo estatismo, todas ellas contribuyen al control primario de manera proporcional a su potencia nominal. La variación de frecuencia:
K =−
K= Entonces:
∆f =
∆P MW ∆f Hz
PN MW R ⋅ f N Hz
∆P PN 1 P + N2 R1 ⋅ f N R2 ⋅ f N
∆f =
[Hz]
∆P [Hz] K1 + K 2
3.9.1. Registro temporal de máquina que contribuye con RPF
Frec. [p.u.]
1.005
1
0.995
0
50
100
150 t [s]
200
250
300
0
50
100
150 t [s]
200
250
300
0
50
100
150 t [s]
200
250
300
Pe [p.u.]
0.94 0.92 0.9 0.88
RAVout [p.u.]
0.92 0.9 0.88 0.86
Figura 18: Registro de Frecuencia de equipos Reguladores
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3.10. REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA La Regulación Secundaria de Frecuencia, es aquella regulación suplementaria a la Regulación Primaria de Frecuencia, que se realiza en forma centralizada en una o más unidades de una central. Como se mencionó en la descripción de la Regulación Primaria de Frecuencia en Sistemas Interconectados las unidades generadoras realizan reparto de carga ante variaciones de demanda, lo que conlleva a otro punto de frecuencia (error de frecuencia). Entonces es necesaria corregir la frecuencia al valor nominal, esto se lleva a cabo con la Regulación Secundaria de Frecuencia. Esto se puede realizar en forma manual o automática. En Sistemas de Potencia, donde la exigencia de mantener la frecuencia lo más cercano a la nominal, es preferible usar un control automático, esto es, el uso de Controles Automáticos de Generación (AGC). Un AGC es un sistema de control, que monitorea el error de frecuencia, para así variar el valor de referencia de carga de un conjunto de unidades generadoras, manteniendo el valor de frecuencia próximo o igual al valor nominal. La respuesta es más lenta a la realizada que la regulación primaria. Su respuesta esta normalmente entre 30 segundos o los primeros minutos a 10 minutos. Es posible modificar la potencia de referencia en el generador introduciendo una consigna de potencia en el lazo de regulación primaria, tal como indica la figura:
Figura 19: Control de Regulación Secundaria de Frecuencia
Figura 20: Control de Regulación en un Sistema de dos Generadores
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Cualquier variación de la referencia de potencia se traduce, en régimen permanente, en una variación de la apertura de la válvula de admisión, y por tanto en una variación de la potencia de salida del generador. La acción de modificar la consigna de potencia equivale a desplazar verticalmente la característica frecuencia-potencia, como muestra la figura:
Ajusta la referencia de potencia de las unidades sobre las que actúa. Un grupo de centrales, pertenecientes a uno o más Generadores que estén habilitadas para RSF, podrán participar en forma conjunta en dicha regulación si cuentan con un Control Conjunto Automático de Generación (CCAG) habilitado.
Figura 21: Evolución de Frecuencia y Potencia en la regulación Evolución de la frecuencia y de las potencias, poniendo en evidencia la actuación de la regulación primaria y de la regulación secundaria ante una perturbación de tipo escalón en la demanda.
La RSF es la acción manual o automática sobre los variadores de carga de un grupo de generadores dispuestos para tal fin, que compensan el error final de la frecuencia DWss resultante de la RPF.
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Su función principal es absorber las variaciones de la demanda con respecto a los valores pronosticados para el sistema eléctrico en régimen normal. Dichas variaciones habrán sido absorbidas en primera instancia por las máquinas que participan en la RPF. La RSF permite llevar nuevamente a dichas máquinas a los valores asignados por el despacho, anulando así los desvíos de frecuencia al producirse nuevamente el balance entre generación y demanda. En sistemas interconectados con dos o más áreas controladas en forma independiente, además de controlar la frecuencia, la RSF debe controlar dentro de cada área la generación de manera de mantener las potencias de intercambio programadas.
Características: − − − −
− − −
Para anular la desviación de frecuencia se utiliza un controlador de característica proporcional integral (PI). En base a un despacho económico se distribuye la variación de carga entre las unidades que participan en la RSF. Permite que las unidades que regulan primario vuelvan a su valor inicial de generación, restituyendo la disponibilidad de reserva de generación para participar en la regulación primaria. La acción de control sobre los variadores de carga de los generadores es originada en un Centro de Control (telemando) partiendo de mediciones de frecuencia en la red y de mediciones de flujo de potencia activa por las interconexiones (telemediciones). Su tiempo de respuesta es del orden de varios minutos para, de ser posible de acuerdo a la magnitud de la perturbación, recuperar el valor nominal de la frecuencia. Controla la componente lenta de la frecuencia. Su acción se establece en tiempos del orden de varios minutos para acciones manuales y de un minuto o dos para acciones automáticas, estas últimas se denominan Control Automático de Generación (Automatic Generation Control AGC).
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4. REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL PERÚ 4.1.
Responsabilidades del COES
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. Asignar la magnitud de Reserva Rotante para la RPF aprobada por el OSINERGMIN en los programas de mediano y corto plazo de la Operación del SEIN. Emitir un informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF por parte de las unidades generadoras a los Integrantes y al OSINERGMIN. Mantener actualizadas las estadísticas de Salidas Forzadas de la unidades generadoras y de las instalaciones de transmisión del SEIN de los últimos treinta y seis (36) meses de acuerdo al Anexo 1, considerando las Salidas Forzadas para las 24 horas del día y evaluando la duración de las mismas desde que la unidad sale de servicio, hasta que es declarada disponible. Impartir en tiempo real las instrucciones operativas necesarias para mantener la reserva rotante asignada para RPF. Mantener el registro histórico de las variables Definir los requisitos técnicos mínimos de los equipos de registro de frecuencia y potencia que se requieran para el seguimiento de la prestación del servicio de RPF. Realizar la evaluación del cumplimiento del servicio de RPF en forma diaria. Cuando se detecte que una unidad no cumple satisfactoriamente, se informará inmediatamente al integrante propietario para que programe y realice las correcciones necesarias
4.2.
De los Integrantes del COES
Aportar de manera obligatoria y permanentemente la magnitud de Reserva Rotante para la RPF en el porcentaje o magnitud asignado por el COES para sus Unidades de generación. Mantener actualizados los datos técnicos de las unidades generadoras del SEIN, establecidos en el presente Procedimiento Técnico. Mantener el estatismo, banda muerta y otros parámetros del regulador de velocidad establecidos en el presente Procedimiento. Caso contrario, será considerado como un incumplimiento al presente procedimiento y se informará al OSINERGMIN. .Comunicar al COES toda variación en sus instalaciones que afecte el servicio de RPF. Remitir diariamente al COES los registros de frecuencia y potencia establecidas en el numeral 7.3 del presente Procedimiento Técnico de acuerdo a los formatos y medios que establezca el COES.
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4.3.
RECHAZO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIA EN EL SEIN
En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la normativa relacionada al Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) está constituida por: • La Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI). • El Procedimiento para Supervisar la Implementación y Actuación de los Esquemas de Rechazo Automático de Carga y Generación. De acuerdo con estas normas, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES-SINAC) debe elaborar anualmente un estudio para definir el ERACMF. El 1 de enero del año siguiente a la elaboración del Estudio, el ERACMF debe estar implementado por los usuarios regulados y libres en forma obligatoria. Cuadro de Resultados en avenida
Figura 22: Comportamiento de la frecuencia para máxima demanda en avenida
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Figura 23: Comportamiento de la frecuencia para mínima demanda en avenida
4.4.
CRITERIOS REFERIDOS A LA RPF
Cuando se formen temporalmente áreas aisladas del SEIN por mantenimientos o contingencias, el COES programará y/o designará nuevos porcentajes de Reserva Rotante para la RPF a las unidades generadoras en cada área aislada. 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 potencia mayores a 10 MW y no está sujeto a compensación alguna. Quedan exoneradas de esta obligación, las centrales con Recursos Energéticos Renovables cuya fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz.
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4.5.
REQUISITOS TÉCNICOS PARA LA PARTICIPACIÓN EN LA REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL PERÚ
A continuación se indican una serie de consideraciones técnicas generales asociadas al servicio de regulación de frecuencia: 1.
La frecuencia de referencia coincidirá con la nominal (60.0 Hz) salvo en circunstancias de corta duración (estados de emergencia, restablecimientos, etc.), en las cuales el COES disponga un valor distinto.
2.
En caso de operar el SEIN con una frecuencia de referencia diferente a la de 60.0 Hz, el COES informará a todos los agentes generadores de tal situación. Los reguladores se ajustarán a la nueva referencia, buscando evitar el agotamiento de la reserva para regulación primaria.
3.
La regulación primaria de frecuencia se llevará a cabo a través del regulador de velocidad de todos los generadores sincronizados al sistema. Los ajustes de los parámetros asociados a la regulación primaria serán determinados por el COES.
4.
Todos los generadores están en la obligación de operar con el regulador de velocidad en modalidad libre, con el limitador sobre el 100%.
5.
La regulación secundaria de frecuencia se llevará a cabo por un grupo de unidades habilitadas y designadas por el COES según su mérito económico.
6.
En la asignación de reserva rotante destinada a la regulación secundaria, el COES considerará las limitaciones de la red. Para la regulación primaria, dado los reducidos tiempos de actuación, no se consideran las limitaciones de la red.
7.
Para el caso de fraccionamiento de la red en áreas, el COES determinará la frecuencia de referencia y designará las unidades que asumen en cada área la regulación secundaria.
8.
La regulación secundaria de frecuencia se realizará manualmente o por medio del control automático de generación (AGC) cuando se disponga del mismo. Para el control manual se requiere disponer en la central de generación de un medidor de frecuencia.
9.
Es necesario considerar reserva terciaria destinada a recuperar la reserva rotante destinada a la regulación de frecuencia. Dicha reserva puede ser tanto rotante no regulante como reserva fría de respuesta rápida, con tiempos de sincronización entre 10 a 15 minutos.
10. Se deberán implementar las medidas necesarias tendientes a garantizar que durante un evento, la frecuencia del sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 62.0 Hz. Para frecuencias inferiores a 59.0 - 59.5 Hz debe implementarse un esquema de desconexión de carga.
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11. Debe disponerse de reserva que respalde la salida de la unidad de mayor capacidad que se encuentre sincronizada al sistema. Se incluye la pérdida de enlaces internacionales en la condición de importación. 12. En cuanto a la operación de las unidades de generación las mismas deben: •
No presentar disparo instantáneo en el rango de frecuencias entre 57.5 Hz y 62.0 Hz.
•
Permanecer como mínimo 10 segundos para rangos de frecuencia entre 57.5 y 58.0 Hz, y entre 61.5 y 62.0 Hz.
•
Permanecer como mínimo 25 segundos para rangos de frecuencia entre 58.0 y 59.0 Hz, y entre 61.0 y 61.5 Hz.
•
Operar continuamente en el rango de 59.0 y 61.0 Hz.
13. Después de 10 a 15 segundos de ocurrido un evento, la frecuencia del sistema debe ubicarse por encima del umbral del primer escalón del esquema de desconexión automática de carga. 14. Se debe minimizar la cantidad de carga a desconectar ante eventos de baja frecuencia, evitando al máximo las sobre frecuencias. 15. El generador que varíe su despacho en cumplimiento de una orden del COES lo hará con una gradiente de carga o descarga (MW/Minuto) procurando que no afecte la calidad de la frecuencia. 16. Toda conexión o reconexión de carga en cumplimiento de una orden del COES, se hará de forma paulatina en bloques de carga procurando que no afecte la calidad de la frecuencia. 17. No se realizará corrección de la desviación del tiempo (Integral de Variaciones de Frecuencia).
28
4.5.1. Regulación Primaria El ajuste de los parámetros asociados a la regulación primaria de frecuencia será definido por COES. Los valores inicialmente propuestos se indican a continuación: 1. Estatismo ajustable entre el 4 al 7%. 2. Banda muerta inferior al 0.1% (±0.03 Hz). 3. La respuesta para regulación primaria debe estar disponible en los siguientes 10 segundos después de ocurrido un evento y ser sostenida hasta los 30 segundos. 4. A partir de los 30 segundos el aporte de reserva de regulación primaria empieza a descender hasta los 10-15 minutos, momento en el cual se espera que los generadores que aportaron a la regulación primaria recuperan el punto de operación.
5. Tiempo de establecimiento, para ingresar en la banda del ±10% del valor final del lazo de regulación de velocidad, del orden de 20 a 30 segundos para máquinas térmicas y 40 a 60 segundos para máquinas hidráulicas. Para aquellos casos en que no sea factible cumplir con estos límites, el COES evaluará la posibilidad de aceptar el recurso para participar en la regulación primaria de frecuencia. 6. Prestar el servicio de regulación primaria sin ningún tipo de limitación, por lo menos dentro de la banda de la frecuencia de operación normal. El limitador debe estar sobre el 100% y en modalidad libre. De otra parte, mediante pruebas se verifican los parámetros más relevantes asociados a la regulación primaria, como son: 1. Tiempo de establecimiento. 2. Banda muerta. 3. Estatismo permanente. Estas pruebas serán realizadas en presencia de un auditor especializado en este tipo de pruebas. Adicionalmente, el COES realizará una evaluación del desempeño real de las unidades de generación frente a los eventos de frecuencia. De encontrar evidencia de una inadecuada prestación del servio de regulación primaria, el COES podrá solicitar las pruebas que considere pertinentes o aplicar las penalizaciones definidas.
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4.5.2. Regulación Secundaria El ajuste de los parámetros asociados a la regulación secundaria de frecuencia será definido por COES. Los valores inicialmente propuestos se indican a continuación: 1. La respuesta para regulación secundaria debe iniciar en los siguientes 10 a 20 segundos después de iniciado el evento, estar disponible en los siguientes 10 minutos y ser sostenida hasta 30 minutos. 2. Las unidades asociadas a la regulación secundaria deben prestar y cumplir los requisitos asociados al servicio de regulación primaria. 3. Velocidad de toma de carga del orden de 10 MW/minuto como mínimo para máquinas hidráulicas y de 8 MW/minuto para máquinas térmicas. 4. Cuando se disponga del AGC, las unidades deberán cumplir con éxito las pruebas de integración a las funciones del AGC. 5. Mientras se mantenga el esquema de regulación manual, la unidad deberá contar con un registrador de frecuencia del sistema y la indicación de la frecuencia de referencia de consigna. 6. El valor máximo que puede aportar una unidad a la regulación secundaria de frecuencia está limitado por el gradiente de cambio de carga: Reserva máxima = Respuesta a los 10 minutos, que puede ser evaluada inicialmente por la velocidad de toma de carga en MW/minuto. 7. Por razones de confiabilidad, cuando se disponga del AGC, se dispondrá como mínimo de dos (2) unidades bajo AGC. 8. Se podrá considerar la prestación del servicio de regulación secundaria mediante interconexiones internacionales. Para aquellos casos en que no sea factible cumplir con estos límites, el COES evaluará la posibilidad de aceptar el recurso para participar en la regulación secundaria de frecuencia. De otra parte, mediante pruebas se verifican los parámetros más relevantes asociados a la regulación secundaria, como son: 1. Velocidad de toma de carga. 2. Pruebas de integración al AGC. 3. De lazos de control. Estas pruebas serán realizadas en presencia de un auditor especializado en este tipo de pruebas. Adicionalmente, el COES realizará una evaluación del desempeño real de las unidades de generación frente a los eventos de frecuencia. De encontrar evidencia de una inadecuada prestación del servicio de regulación secundaria, el COES podrá solicitar las pruebas que considere pertinentes o aplicar las penalizaciones definidas.
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4.6.
RESPUESTA ANTE FALLA EN EL SEIN
Figura 24: Regulación de Frecuencia ante una salida de Generador
f 60,5
60
t
59,5 RSF RPF RACMF
59 Figura 25: Pasos de la Regulación de Frecuencia ante una falla
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4.7.
SELECCIÓN DE LAS MAQUINAS REGULANTES
La empresa de generación integrante que considere proponer alguna de sus unidades para regulación primaria de frecuencia presentará una solicitud a la DOCOES a fin de ser evaluadas como máquinas regulantes, indicando la capacidad máxima de regulación como porcentaje de la potencia efectiva de sus unidades generadoras, acompañando la información técnica básica establecida en: información básica. Proceso de Calificación. La DOCOES deberá verificar el cumplimiento de todos los requisitos para la calificación de una unidad generadora como máquina regulante.
4.7.1. Requisitos Técnicos Documentación técnica que demuestre los siguientes requisitos mínimos: • Estatismo permanente entre el 0 y el 6% • Banda muerta inferior al 0.1% (0.06 Hz) • Capacidad de Regulación mínima del ± 5% dentro de todo su rango de generación. • Rango de frecuencia admisible de operación de la unidad, sin límite de tiempo, entre 59 y 61 Hz. La variación de la carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. • • • •
Estar implementado con un equipo GPS (Geographical Position System) con un Registrador de frecuencia y desviación de tiempo. Proporcionar la información en tiempo real al Coordinador (Potencia Activa, Potencia Reactiva, niveles de los embalses de regulación asociados a la máquina regulante). Disponer en sus bornes de generación de un sistema de medición y registro automático de potencia y frecuencia que registrará continuamente su participación en la regulación primaria de frecuencia. Haber pasado las pruebas de calificación.
4.7.2. Recomendaciones adicionales para la asignación En primer lugar será(n) asignada(s) la(s) unidad(es) para la regulación primaria de frecuencia y en segundo lugar se asignarán unidades hidráulicas habilitadas para la regulación secundaria de frecuencia, y por déficit de unidades hidráulicas, se adicionarán máquinas térmicas habilitadas hasta cubrir el requerimiento de la RSF. En caso que en una central hidráulica, el mantener la reserva rotante significara vertimiento, o sea, que la central se vería forzada a verter la energía no despachada para mantener la reserva, el Coordinador deberá limitar el despacho de la RR en dicha central, fijando la máxima generación posible para evitar el vertimiento.
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4.7.3. Análisis en Estado Normal Ante una disminución de la frecuencia, la unidad generadora muestra una tendencia de aumento de generación; Ante un aumento de frecuencia, la unidad generadora muestra una tendencia de disminución de generación. Primeramente se deben eliminar los puntos con frecuencias inferiores a: 60 Hz 60*(R*%RPrimaria)/10000, donde R es el estatismo de unidad expresado en porcentaje y % Rprimaria es la reserva asignada a la unidad expresada como un porcentaje de la potencia máxima (en MW) que puede entregar dicha Unidad de generación en ese periodo de tiempo.
4.8.
PARTICIPACIÓN DE LAS MAQUINAS EN LA RESERVA ROTANTE
4.8.1. Con unidades regulantes hidráulicas La RPF la ejercerán las unidades de generación hidráulicas asignadas según la lista de méritos aprobadas por la DOCOES, cuya relación dispondrá el Coordinador así como los CC de cada Integrante del COES. La RSF pueden ejercer las mismas centrales asignadas para la RPF, pero manteniendo la reserva de agua equivalente al menos para un período de 30 minutos de autonomía. De no contar con centrales regulantes primarias para ejercer la RSF, como por ejemplo en subsistemas temporalmente aislados, dicha reserva se asignará(n) con unidad(es) hidráulica(s) preferiblemente aquella(s) con capacidad de regulación, del ranking establecido por la DOCOES.
4.8.2. Con Centrales de pasada y térmicas De no contar con unidad(es) hidráulica(s) con capacidad de regulación necesaria, se asignará(n) para la regulación de frecuencia a unidad(es) de las centrales de pasada, según el ranking establecido por la DOCOES. En ausencia de unidades hidráulicas se asignarán las unidades térmicas para la regulación primaria y/o secundaria de frecuencia de acuerdo a la lista de méritos aprobado por la DOCOES.
33
5.
CONCLUSIONES •
Para un Sistema de Potencia Aislado, la Regulación de Frecuencia es un problema fácil de controlar, inclusive hasta podría regularse mediante una Regulación Manual, al ser un Sistema de Potencia Interconectado tiene carácter obligatorio hacer una Regulación Automática pues el lento proceso de regulación podría producir que un Generador origine la salida de todo el Sistema Interconectado.
•
Para un Sistema Interconectado pequeño, como el caso del Sistema Eléctrico Peruano, la salida de una Central produciría una falla de frecuencia muy grave, siendo caso contrario, si se tratase de un Sistema Interconectado grande (con más generadores) pues antes un mayor número de generadores, facilitaría la compensación de la Central fuera de servicio.
•
El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) está más propenso a sufrir una subfrecuencia, por lo que la regulación de frecuencia en la mayoría de casos se hace para subir la frecuencia, esto se debe también a que el promedio de H (constante de Inercia) de los generadores en el Perú es H=3.
•
Cabe Resaltar que toda Central debe ejercer Regulación Primaria de Frecuencia, ya sea en menor cantidad, pero esa es la recomendación según el Procedimiento Técnico 21 del Comité de Operación Económico del Sistema (COES).
•
Las Principales Centrales de Regulación son aquellas que tengan grandes reservorios, como es el Caso de C.H. Mantaro o C.H. Huinco.
•
La Regulación Primaria de Frecuencia, por tratarse de un proceso de segundos está gobernada bajo el control de un PD y la Regulación Secundaria de Frecuencia es controlada mediante un PI
34
6.
BIBLIOGRAFÍA
Sistemas Eléctricos de Potencia – D.P. Kothari
Power System Stability and Control - Prabha Kundur
Base de Datos del SEIN
Procedimientos Técnicos – COES: http://www.coes.org.pe/coes/Procedimientos/procedimientos.asp
Artículo de Investigación – COES: “Conceptos Fundamentales, Modelos Matemáticos del SEIN y Criterios de Diseño”
Análisis de Sistemas de Potencia - William D. Stevenson
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ANEXO N° 1 METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA RESERVA DESTINADA A LA RPF 1. CRITERIOS GENERALES
1.1. La metodología para determinar la magnitud de reserva para RPF debe tener en cuenta los mayores costos de operación por disponer de un margen de potencia adicional para proveer el servicio de RPF así como los beneficios del mismo. 1.2. La reserva destinada a la RPF debe responder tanto a cambios intempestivos de la demanda como a cambios intempestivos de la generación que produzcan déficit de generación. 1.3. 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 un evento. 1.4. La magnitud de Reserva Rotante para la RPF para compensar déficit de generación tendrá en cuenta las fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen salidas de generación y la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda. 1.5. 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. 1.6. La magnitud de Reserva Rotante para la RPF para disminuir generación (frecuencia por encima de la referencia) es el mismo encontrado para incrementar generación (disminuciones de frecuencia). 1.7. En la metodología se considera inicialmente una reserva rotante asignada a la RPF del 1% de la demanda, para iniciar el proceso de análisis. 1.8. Para el caso de las áreas aisladas temporalmente del SEIN, el valor en porcentaje de la reserva destinada a la RPF, será evaluado para cada caso de manera específica. 1.9. Si se observa que existe una diferencia mayor al 15% en la magnitud de la Reserva Rotante para la RPF entre los resultados correspondientes a periodos típicos tales como avenida/estiaje o cambios importantes en la topología de la red o del parque generador, se podrá establecer magnitudes de Reserva Rotante para la RPF diferenciados para dichos periodos.
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2. METODOLOGÍA
2.1. Se calcula el costo de la Energía no Suministrada (ENS) asociada a los eventos considerados en los numerales 1.4 y 1.5, como se indica en los numerales 3 y 4 del presente anexo. 2.2. Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada porcentaje de reserva, como se indica en el numeral 2.5 del presente anexo. 2.3. Incrementar la reserva rotante en un 1% e iniciar nuevamente en el numeral 2.1 anterior. 2.4. 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. 2.5. Para cada nivel considerado en los numerales 1.7 y 2.3 del presente anexo, se hará simulaciones de la operación utilizando la metodología establecida para la programación de mediano plazo y estimará el sobrecosto, respecto de un escenario base sin reserva. 2.6. 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, según se puede apreciar en la Figura A.1. Este porcentaje de reserva referido a la demanda, será corregido para lo cual se deberá descontar la generación que de acuerdo a la NTCOTR está exonerada de realizar RPF.
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3. COSTO DE LA ENERGÍA NO SERVIDA POR PÉRDIDAS DE GENERACIÓN 3.1. La demanda que es necesaria desconectar para cada evento, se determina mediante simulaciones dinámicas ante desconexiones de generación y equipos de la red que impliquen salidas de servicio de generación. El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurridos 30 segundos de ocurrido el evento, el valor de la frecuencia cuasi estable según lo indicado en el numeral 1.3 del presente anexo. Mediante estas simulaciones dinámicas también se determinará el valor de estatismo que deberían tener las Unidades de generación, así como los valores recomendados de velocidad de toma de carga, u otro parámetro importante, de las centrales que deben realizar regulación secundaria de frecuencia. 3.2. En la determinación de la Reserva Rotante para la RPF debe considerarse sólo las desconexiones de demanda que serían evitadas al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina: a) En las simulaciones dinámicas se identifica el valor de Reserva Rotante para la RPF a partir del cual no se reduce los cortes de demanda imputables al esquema de rechazo automático de carga; b) Para cada nivel de Reserva Rotante se determina el corte asociado al esquema de rechazo automático de carga imputable a un déficit de reserva para RPF. Dicho valor corresponde a la diferencia entre el corte realizado y el valor encontrado en el ítem a) del numeral 3.2; c) Adicionalmente, se consideran las desconexiones que se requieren en la simulación para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable definido en el numeral 1.3 del presente anexo. 3.3. Se debe considerar la información utilizada en el último Estudio de rechazo automático de carga. 3.4. Para cada periodo de evaluación, la demanda desconectada se afecta con la tasa de salidas forzadas de generación y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación mayores a la desconexión de generación que se simula. Dicha tasa se determina con la historia de las salidas forzadas (FOR) para las 24 horas del día para un periodo histórico de los últimos treinta y seis (36) meses. La duración de las salidas forzadas debe evaluarse desde que la unidad sale de servicio, hasta que es declarada disponible. 3.5. Con lo indicado anteriormente se estima la potencia desconectada. Para determinar la ENS es necesario estimar el tiempo que tarda el sistema en restablecerse luego de cada contingencia. Para esto, sobre la base de las estadísticas y la experiencia operativa de los últimos tres (3) años, se estimará los tiempos medios de recuperación en función de la carga desconectada. 3.6. Una vez estimada la ENS se determina el costo de la misma, al multiplicarla por el Costo de la Energía No Suministrada, usado en el Plan de Transmisión vigente.
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4. COSTO DE LA ENERGÍA NO SERVIDA POR VARIACIÓN DE LA DEMANDA 4.1. Para determinar la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda, se identificarán las cargas de magnitudes iguales o mayores a 2% de la demanda y que toman completamente dicha carga en 1 minuto. 4.2. La demanda que sería necesaria rechazar/racionar para cada evento se determina mediante simulaciones dinámicas. El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurridos 30 segundos de ocurrido el evento, el valor de frecuencia requerido según lo indicado en el numeral 1.3 del presente anexo. 4.3. En la determinación de la reserva para RPF debe considerarse sólo las desconexiones de demanda que serían evitables al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina: a) En las simulaciones dinámicas se identifica el valor de reserva para RPF a partir del cual no se reducen los cortes de demanda imputables al esquema de desconexión automático de carga; b) Para cada nivel de reserva se determina el corte asociado al esquema de rechazo automático de carga imputable a un déficit de reserva para RPF. Dicho valor corresponde a la diferencia entre el corte de carga realizado y el valor encontrado en el literal a) del numeral 4.3 anterior. c) Adicionalmente, se consideran las desconexiones que se requieren en la simulación para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable definido el numeral 1.3 del presente anexo. 4.4. Considerar para estos análisis la respuesta autorregulante de la carga frente a la frecuencia. El no considerar este efecto sobrestimaría las consecuencias que para la frecuencia originan los eventos de generación y equipos de la red que impliquen salidas de generación. 4.5. Con lo indicado anteriormente se estima la potencia desconectada. Para determinar la ENS es necesario estimar el tiempo que tarda el sistema en restablecer cada contingencia. Para esto, el COES, basándose en las estadísticas y en la experiencia operativa de los últimos tres (3) años, estimará los tiempos medios de recuperación en función de la carga desconectada. 4.6. Una vez estimada la ENS se determina el costo de la misma al multiplicarla por el Costo de la Energía No Servida, usado en el Plan de Transmisión vigente.
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