Aprueban Procedimiento Técnico COES

PR-21 “Reserva para Regulación

Rotante Primaria de Frecuencia”

Resolución de Concejo Directivo Organismo Supervisor de la inversión en Energía y Minería Osinergmin N° 194-2013-OS/CD

Curso: SISTEMAS DE POTENCIA

Profesor: Ing. Leónidas Sayas Pomas

Alumno: Ing. Julián Romero Ramírez

Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del SEIN

• Objetivo.-

Establecer los criterios y metodología para la determinación,asignación, programación y control de desempeño de la reservarotante del SEIN asociada a la Regulación Primaria deFrecuencia (RPF)

Requisitos Técnicos de los generadores para la RPF

• Ajustes de parámetros, cumplimiento obligatorio.-

1. Todas las unidades generadoras deben operar en modalidad Estatismo (Droop) sinbloqueo ni limitación.

2. Estatismo permanente debe ajustarse dentro de la banda del 4 al 5%

3. Banda muerta, ajustada a una banda inferior al 0.03% de la frecuencia.

• Respuesta de las U. de generación ante disminución de frecuencia.-

1. La potencia asignada ser aportada en los 5 primeros seg. Y llegar a su valorasignado en los 30 seg. La potencia asignada debe mantenerse hasta 30 seg.después de una falla.

2. Después de los 30 seg. El aporte de reserva podrá descender en 15%, sosteniblepor 10 min.

Información técnica que deben Entregar los generadores del SEIN referida a la RPF

• La información mínima del generador que deberá proporcionar es:

Información técnica de Fabricante, especificación técnica y planos.

Marca, tipo, año esquema de control del regulador.

Banda muerta (rango de ajuste y calibración actual)

Estatismo transitorio y permanente.

Tiempo de establecimiento.

Característica del sistema de medición y registro de la frecuencia ypotencia.

Toda la información deberá ser actualizada cada vez que se realice una modificación oampliación de equipos y/o instalaciones.

Asignación de la PRF en el despacho económico

• En las restricciones del despacho económico, para cada periodo medio horario,de la programación diaria, se incluirá el porcentaje de RPF

Donde:

Generacioni,t = nivel de generación en MW, i para el periodo de optimización t

DisponibleMWi,t = Potencia máxima

%RPrimariai,t = Valor en porcentaje de la reserva primaria asignada a la unidadgeneradora.

Operación en Tiempo Real

• Si la Unidad generadora quedara imposibilitada parcial o totalmente para realizar RPF, el Generador reportará inmediatamente al COES, indicando causas y tiempo para superar deficiencia.

Operación en Estado Normal

• Las unidades deben seguir prestando servicio de RPF.

• EL COES puede no asignar reservas o apartarse del despacho económico.

Operación en Estado de Emergencia

• Todas las unidades generadoras seguirán aportando el margen de RPF asignado, salvo modificación del COES.

Operación en áreas aisladas temporalmente

del SEIN

Control del desempeño del servicio del RPF

Seg

uim

ien

to d

el

com

po

rtam

ien

to d

e fr

ecu

enci

a

El COES evaluará la evolución de la frecuencia, para indicar la disponibilidad promedio de la RPF.

Donde:

•Reserva primaria = Reserva primaria en %100

•Estatismo = Estatismo equivalente en %100

Eva

luac

ión

del

cu

mp

limie

nto

d

e la

RP

F

Cuando el COES considere un comportamiento anormal de la frecuencia o respuesta inadecuando de RPF, se efectuará una evaluación.

•Análisis en Estado Normal

•Análisis ante fallas de unidades de generación

Rem

isió

n d

e in

form

ació

n

Cuando un Generador no remita los registros de los equipos de medición en el plazo establecido.

Se considera incumplimiento por cada día de retraso.

San

cio

nes

po

r in

cum

plim

ien

to

El propietario de la unidad generadora deberá aportar Monto de Dinero = a 1/15 del Monto de Compensación Mensual para dicha Unidad de Generación que resulte por RPF por c/dia que se detecte incumplimiento.

El dinero será destinado a reducir el pago del Total del servicio de Reserva Secundaria de frecuencia de mes siguiente.

Evaluación del cumplimiento de la RPF

1. Análisis en Estado Normal

• Se elige periodo donde frecuencia opero en 60±0.15Hz.

• Se analiza respuesta de generadoras, evalúacoherencia de potencia/frecuencia. Se entiendepor respuesta coherente cuando:

1. -Frecuencia = +Generación

2. +Frecuencia = -Generación

3. Graficar registros de Potencia Vs. Frecuencia dela Información

4. Eliminar puntos de Frecuencia menores a: 60Hz– 60*(R* %RPrimaria)/10000

5. Eliminado los puntos se determinar frecuencia ypotencia promedio y se traza 2 rectas, querepresentan limites de respuesta teórica degeneración.

Evaluación del cumplimiento de la RPF

Análisis ante fallas de

unidades de generación

Se eligen instantes de tiempo donde presentaron desconexiones de generación ≥ 100% de la reserva RPF, y que la frecuencia en los últimos 10 seg. antes de desconexión sea ≥ a 60Hz.

De los últimos registros de mediciones que el incremento de potencia fue efectivamente entregada dentro del área señalada en la sig. imagen:

El tiempo cero se considera en el instante de desconexión de la unidad de generación.

La reserva asignada se calculará como el aporte de generación en base a la desviación de la frecuencia de referencia (60.0 Hz)

La respuesta es satisfactoria si el 95% del tiempo

Horizonte, periocidad y plazos

El informe que determina la magnitud para la reserva RPF será una vez al año.

El informe mensual de evaluación del cumplimiento de las unidades generadoras deberá emitirse en los 10

primeros días hábiles del mes siguiente a la evaluación.

Anexo N°1

METODOLOGIA PARA DETERMINAR LA

RESERVA DESTINADA A LA RPF

METODOLOGIA

• Se calcula el costo de la Energía no Suministrada (ENS)

• Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada porcentaje de reserva.

• Incrementar la reserva rotante en 1%.

• Determinar la reserva rotante de la RPF como el punto donde se miniminiza la zumade los 3 componentes siguientes:

• Los costos operativos adicionales por mantener la reserva rotante destinada a la RPF.

• El costo de la ENS por fallas aleatorios de generadoras y equipos de la red que impliquendesconexiones de generación.

• El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda.

• Se harán simulaciones de operación utilizando metodología establecida para laprogramación de mediano plazo y estimara el sobrecosto, respecto de un escenariosin reserva.

METODOLOGIA

• Se grafica la curva de Costos Vs. Reserva en %, y también el Costo Total.

• Se ubica el valor de reserva que signifique el menor costo.