Aprueban Procedimiento Técnico COES PR-21 PR-21 “Reserva para Regulación Rotante Primaria de Frecuencia” Resolución de Concejo Directivo Organismo Supervisor de la inversión en en Energía Energía y Minería Osinergmin N° 194-2013-OS/CD 194-2013-OS/CD
Curso: SISTEMAS DE POTENCIA Profesor: Profesor: Ing. Leónidas Sayas Pomas Alumno: Ing. Julián Romero 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 reserva rotante del SEIN asociada a la Regulación Primaria de Frecuencia (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) sin bloqueo 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.
•
1.
Respuesta de las U. de generación ante disminución de frecuencia.La potencia asignada ser aportada en los 5 primeros seg. Y llegar a su valor asignado 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%, sostenible por 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 y potencia.
Toda la información deberá ser actualizada cada vez que se realice una modificación o ampliación 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 unidad generadora.
Operación en Tiempo Real Operación en Estado Normal
• 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 de Emergencia
• Las unidades deben seguir prestando servicio de RPF. • EL COES puede no asignar reservas o apartarse del despacho económico.
Operación en áreas aisladas temporalmente del SEIN
• Todas las unidades generadoras seguirán aportando el margen de RPF asignado, salvo modificación del COES.
Control del desempeño del servicio del RPF El COES evaluará la evolución de la frecuencia, para indicar la disponibilidad promedio de la RPF.
l a e i d c Donde: n o •Reserva primaria = Reserva t e n u c primaria en %100 e i e r •Estatismo = Estatismo f m equivalente en %100 i e u d g e o S t n e i m a t r o p m o c
Cuando el COES considere un comportamiento anormal de la frecuencia o respuesta o inadecuando de RPF, se t F n P efectuará una R e i a evaluación. l m i e l p d •Análisis en Estado Normal m •Análisis ante fallas de u unidades de generación c l e d n ó i c a u l a v E
Cuando un Generador no remita los registros de los equipos de medición en el plazo establecido.
n ó i Se considera c incumplimiento por a cada día de retraso. m r o f n i e d n ó i s i m e R
El propietario de la unidad generadora deberá aportar Monto de Dinero = a 1/15 del Monto de o t Compensación Mensual n para dicha Unidad de e i Generación que resulte m i l por RPF por c/dia que se p mdetecte incumplimiento. u c El dinero será destinado n i r a reducir el pago del o Total del servicio de p s Reserva Secundaria de e n frecuencia de mes o siguiente. i c n a S
Evaluación del cumplimiento de la RPF 1. Análisis en Estado Normal •
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Se elige periodo donde frecuencia opero en 60 ±0.15Hz. Se analiza respuesta de generadoras, evalúa coherencia de potencia/frecuencia. Se entiende por respuesta coherente cuando: 1. -Frecuencia = +Generación 2. +Frecuencia = -Generación 3. Graficar registros de Potencia Vs. Frecuencia de la Información
4. Eliminar puntos de Frecuencia menores a: 60Hz – 60*(R* %RPrimaria)/10000
5. Eliminado los puntos se determinar frecuencia y potencia promedio y se traza 2 rectas, que representan limites de respuesta teórica de generación.
Evaluación del cumplimiento de la RPF 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.
Análisis ante fallas de unidades de generación
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)
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)
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Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada porcentaje de reserva.
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Incrementar la reserva rotante en 1%.
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Determinar la reserva rotante de la RPF como el punto donde se miniminiza la zuma de los 3 componentes siguientes:
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Los costos operativos adicionales por mantener la reserva rotante destinada a la RPF.
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El costo de la ENS por fallas aleatorios de generadoras y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación.
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El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda.
Se harán simulaciones de operación utilizando metodología establecida para la programación de mediano plazo y estimara el sobrecosto, respecto de un escenario sin reserva.
METODOLOGIA • •
Se grafica la curva de CostosVs. Reserva en %, y también el Costo Total. Se ubica el valor de reserva que signifique el menor costo.