Determinación de reservas en presencia de tecnologías de generación variable

Abstract

La incorporación masiva de grandes cantidades de tecnologías de generación variable (GV), como la generación eólica y solar, implica grandes cambios en la forma tradicional en que son operados los sistemas eléctricos de potencia, principalmente desde el punto de vista de la regulación de frecuencia. A medida que las tecnologías de GV aumentan, la práctica ha mostrado que los requerimientos de rampa del sistema y de reserva operativa también deben aumentar de forma de mantener los niveles de seguridad y calidad de suministro. Si a esto se le suma el hecho que las fuentes de GV van a ir desplazando a la generación convencional en el abastecimiento de la demanda, menores inercias sistémicas son esperables, y por ende, peor va a ser la respuesta del Control Primario y Secundario de Frecuencia (CPF y CSF, respectivamente). En este contexto, las técnicas actuales de cuantificación de reservas no cumplen los requerimientos dinámicos necesarios para asegurar el seguimiento de las rampas de la demanda neta minuto a minuto y la estabilidad de frecuencia, ya que no consideran restricciones técnicas de las unidades de generación. De esta forma, para lograr altos niveles de GV, manteniendo la seguridad, los sistemas eléctricos requieren incluir nuevas técnicas que aumenten la flexibilidad del sistema. El objetivo del presente trabajo es proponer una nueva metodología de cálculo para la determinación de reservas de sistemas con altos niveles de GV que asegure el balance de potencia activa en operación normal (requerimientos de rampa) y la seguridad del sistema frente a desbalances entre carga y generación (requerimientos de inercia). La reserva de rampa se determina en base a un análisis estadístico de rampas de la demanda neta en ventanas de tiempo de 5, 10 y 15 minutos considerando todas las restricciones técnicas de las unidades de generación convencional. La reserva inercial se dimensiona en base a información histórica de fallas del parque generador de forma tal de determinar despachos de unidades generadoras que aseguren un mínimo de frecuencia permisible en el sistema durante contingencias. Para evaluar los efectos técnico/económicos de las reservas mencionadas anteriormente, se realizaron distintos predespachos de forma tal de comparar los costos operacionales del sistema considerando las reservas propuestas y las reservas secundarias dimensionadas de forma tradicional, tal cual como las determina el CDEC-SING. En base a los resultados, las reservas secundarias dimensionadas de forma tradicional solamente permiten compensar en un porcentaje igual o mayor al 97% de los eventos de rampas de subida de la carga neta en ventanas de tiempo de 10 y 15 minutos durante un año. En cambio, la reservas de rampa de 5, 10 y 15 minutos aseguran la compensación del 97% de los eventos de rampas de 5, 10 y 15 minutos de la demanda neta en un año. Implementar las reservas de rampas en los predespachos no implica un aumento de los costos operacionales del sistema en comparación al caso base, pero sí una mayor seguridad en el seguimiento de la demanda. Con respecto a la reserva inercial, no permitir ninguna activación del EDAC en los despachos resulta infactible para el caso de estudio. Permitir solamente dos escalones del EDAC (frecuencia mínima de 48,9 Hz) implica un aumento considerable de los costos operacionales y la presencia de energía no suministrada. Sí en los despachos se permite hasta el sexto escalón del EDAC (criterio operacional del SING en sus despachos) no se observa una mayor diferencia en los costos operacionales con respecto al caso base.