Modelo de redespacho para la operación en tiempo real con alta penetración solar-eólica y su adaptación al mercado de los servicios complementarios
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2024
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Abstract
En Chile, la operación y mercado de la generación renovable (solar-eólica) y convencional (gas-carbón-diesel-hidráulica), está compuesta por dos sistemas eléctricos de generación que se gestionan en forma complementaria y actualmente interconectados con el nombre de Sistema Eléctrico Nacional (SEN), contando con el mayor potencial y desarrollo solar de Sudamérica. El despacho de estas centrales lo realiza el operador del sistema que utiliza un mecanismo simplificado, llamado lista de mérito económico (ranking de centrales ordenadas de menor a mayor costo variable de generación) y que no refleja los costos reales de las centrales en perjuicio del costo global de operación y marginal del sistema. Este trabajo propone un modelo de redespacho de corto plazo con resolución horaria para garantizar una operación óptima en el despacho de centrales. El modelo de redespacho integra una función objetivo que minimiza el costo global de operación, agregando restricciones de stock de volumen de gas, volumen de generación hidráulica de embalse, costo variable de la generación térmica mediante representación polinómica del consumo específico neto (CEN) de combustible, potencia máxima de despacho para prevenir la activación de los esquema de desconexión de carga por baja frecuencia (EDAC-BF) y las restricciones de las reservas de potencia mínimas del sistema, que permiten abrir otras líneas de investigación en el mercado de los servicios complementarios (SSCC) en tiempo real, que se rigen por reglas económicas, mediante asignaciones directas y subastas horarias. La motivación de integrar la generación convencional gas, carbón, diesel, hidráulica y la masiva generación renovable solar-eólica al mercado de los servicios complementarios (SSCC) en la operación en tiempo real, es para unificar un mercado económico que permita utilizar óptimamente las reasignaciones de reservas de potencia destinadas al control primario (CPF), secundario (CSF) y terciario (CTF) de frecuencia. Por lo tanto, en forma paralela al modelo de redespacho se hace necesario implementar un modelo económico cuyo fin sea minimizar los costos de las reasignaciones de las reservas de potencia del cambiante mercado de los servicios complementarios. En primer lugar, las reservas de potencia para el control primario de frecuencia son la primera línea de defensa del sistema eléctrico y que permite integrar grandes bloques de generación renovable. El CPF debe mantener un subconjunto de reservas dinámicas simétricas que actúan en tiempos de 10 segundos y 5 minutos para evitar la operación de EDAC-BF y EDAG ante variaciones de frecuencia superiores a los ±0,7 [Hz]. Mientras que en segundo lugar, existen las reservas de potencias destinadas al control secundario de frecuencia, que son las responsables en mantener la frecuencia en un rango normal de operación (49,80<f<50,20 Hz), mediante un control automático de generación denominado AGC, caracterizando a Chile como un país pionero en Sudamérica en utilizar el modo AGC con generación renovable solar-eólica. Además, el CSF debe garantizar una reserva simétrica horaria para variaciones de frecuencia de ±0,2 Hz, en un tiempo de activación de 5 minutos y un tiempo máximo de entrega de 15 minutos. Y en tercer lugar tenemos al CTF como un mecanismo de operación manual destinado a la reserva en giro y reserva fría, que garantiza reservas asimétricas en bloques horarios, en un tiempo de sincronización inferior a los 15 minutos y un tiempo máximo de activación de una hora. Finalmente, en cuanto a los casos de estudios y resultados del modelo de redespacho, se demuestra que los tiempos de convergencia para los diferentes casos de estudios reales que se sometió el modelo son del orden de los 2 a 5 minutos, en comparación con los extensos tiempos de convergencia de los modelos de predespacho y la lista de mérito que oscilan desde 1 a 3 horas en su ejecución. Adicionalmente el modelo de redespacho permite reducir los costos reales de operación del sistema que oscilan desde el 20 hasta el 50%, es decir, del orden de los 8 hasta los 20 MUSD. Mientras que en los casos de estudios para el modelo económico de reasignaciones de reservas de potencia en el mercado de los servicios complementarios para control de frecuencia. Este modelo permite reducir los costos de operación de las reservas en más de un 60%, respecto a las centrales no candidatas alejadas del costo marginal del sistema. Este mecanismo de minimización de costos de reservas de potencia, utiliza el seguimiento de la curva de demanda y evita los desplazamientos de los costos marginales del orden de un 10 a un 40%, realizado con los despachos aleatorios de centrales injustificadas con el uso la lista de mérito económico.
Description
Tesis (Doctor en Ciencias de la Ingeniería)--Pontificia Universidad Católica de Chile, 2024
Keywords
Control primario de frecuencia, Control secundario de frecuencia, Control terciario de frecuencia, Generación solar-eólica, Operación en tiempo real, Redespacho, Servicios complementarios