Efectos de incluir requerimientos de respuesta inercial en el predespacho de sistemas de potencia con energías renovables no convencionales

Abstract

En la presente memoria se formula una versión del problema de predespacho de unidades (del inglés UC), considerando restricciones sobre la respuesta inercial del sistema de potencia (IRC-UC). El objetivo es disponer de una herramienta que permita evaluar los efectos de incluir dichas restricciones en el predespacho, en escenarios de alta penetración de tecnologías de generación variable (TGV). El modelo IRC-UC fue implementado con éxito en lenguaje C++, utilizando el optimizador comercial CPLEX. El caso de estudio utilizado corresponde a una proyección del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) al año 2017, la que considera la entrada en operación de 1342 MW de centrales TGV. Se resuelve el predespacho tanto con el UC convencional como con el IRC-UC para el período de 3 días con menor demanda neta promedio, según proyecciones realizadas por el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING), ya que en esta condición se espera ver los mayores impactos en la respuesta inercial del sistema. Los resultados muestran que el programa de operación obtenido con el IRC-UC presenta un sobrecosto de un 4% en la operación normal, en comparación al obtenido mediante el UC convencional. Los principales cambios generados en la operación del sistema, dicen relación con un mayor número de unidades convencionales en servicio y un menor punto de operación de éstas, en comparación con el UC convencional. Debido a la entrada en operación de unidades convencionales en horas en que las restricciones de respuesta inercial (R.RI) se activaron y a la restricción de tiempos mínimos de operación de dichas unidades, se produjo un vertimiento de un 2,7% de generación diaria de TGV disponible. Por otro lado, simulaciones dinámicas realizadas evidencian notorias mejoras en el desempeño de la respuesta en frecuencia del sistema, en términos de la tasa de caída de la frecuencia (ROCOF) en el instante inicial tras producirse una contingencia y del valor mínimo que alcanza ésta (nadir). Se concluye que la formulación del IRC-UC permite mejorar la respuesta en frecuencia del sistema, a cambio de un sobrecosto en la operación normal del éste. Sin embargo, las mejoras vistas en la respuesta en frecuencia, puede resultar en que los montos de energía no suministrada a lo largo del año sean menores. Lo anterior permite pensar que el costo de la operación real anual (considerando costos de energía no suministrada), sea similar o incluso menor que el obtenido con el UC convencional. Se sugiere como posible trabajo a futuro realizar la evaluación mencionada anteriormente, mejorar las metodologías y técnicas aplicadas en el presente documento y, por último, abrir la discusión respecto a la posibilidad de generar un servicio complementario, en el que tanto generadores como consumos puedan aportar a satisfacer los requerimientos de respuesta inercial.