Despacho de Unidades para
integración de Generación Variable a través de Respuesta Flexible
Natalio
Schonhaut B
Consultor
en Sistemas de Potencia
1.
Introducción
Los sistemas de potencia en
corriente alterna, requieren de un control de frecuencia en tiempo real, de
manera que ésta se mantenga dentro de una banda acotada en torno al valor
nominal de 50 ó 60 Hz, según el país. La frecuencia instantánea resultante, depende
del control de velocidad de los generadores sincrónicos, recibiendo como apoyo
la respuesta de los controladores de frecuencia/potencia de equipos basados en
inversores CC/CA y otros elementos del sistema eléctrico. La frecuencia se ve
afectada por variaciones de demanda o generación, tanto de baja magnitud en
condiciones de operación normal, o de alta proporción en caso que ocurran
contingencias de importancia, en cuyo caso los distintos controles de los
recursos disponibles deberán actuar rápidamente para restituir el equilibrio
entre generación y demanda y volver a la frecuencia nominal. Una variable
importante que ayuda a mitigar grandes desbalances lo constituye la inercia
total de los equipos rodantes, que tiene un efecto similar al de una masa
soportada por un resorte, atenuando las oscilaciones provocadas por la acción
de una fuerza perturbadora mientras mayor es su monto, seguida por la rápida respuesta
primaria de los controles de velocidad o frecuencia y desprendimientos de carga
o generación.
Se desprende de lo anterior que
los sistemas de potencia deben ser operados de manera de mantener en todo
momento un balance entre generación y demanda, y a la vez mantener reservas que
permitan afrontar contingencias como salida intempestiva de unidades
generadoras, líneas de transmisión o bloques de demanda, así como variaciones
durante la operación normal.
En este trabajo discutiremos
acerca de los requerimientos de reserva dados principalmente por la incerteza
asociada a la generación variable (GV) eólica y solar fotovoltaica.
Palabras clave: Flexibilidad, reservas, generación variable (GV), incerteza,
50 Hz, control de frecuencia, “unit commitment”, despacho económico,
suficiencia, emisiones.
2.
Requerimientos de Reservas
A la necesidad de mantener
reservas que permitan afrontar contingencias como la salida intempestiva de
equipos conectados a la red de potencia, se agrega el seguimiento de la demanda
por parte de la generación, donde la GV presenta desafíos adicionales dados por
su variabilidad e incerteza, que deben ser compensados por las fuentes de
generación programables. Variabilidad se refiere a las variaciones que se
producen en breves intervalos de tiempo, en torno a un aporte medio ya
establecido, mientras que la incerteza o incertidumbre se refiere a las
diferencias entre lo pronosticado al programar la operación y el aporte real en
un periodo predefinido, como muestra la siguiente imagen:
Fig 1:
Ejemplos de variabilidad e incerteza (ref [1])
Estas características serán más
demandantes en recursos mientras mayor sea el aporte de GV, siendo relevante la
capacidad de las líneas de transmisión que las conectan. En la medida en que no
exista capacidad de transporte suficiente, las reducciones de generación debidas
a la limitación de transmisión, disminuirán en forma directa los efectos de
variabilidad e incertidumbre. Por otra parte, como veremos más adelante, en un
parque de generadores rígido, que no permite grandes fluctuaciones de potencia,
el operador del sistema no tendrá otra opción que recortar aportes GV,
desaprovechando recursos de bajo costo, y aumentando la emisión de gases contaminantes.
La estrategia que permite
afrontar los distintos requerimientos es la adopción de diversos niveles de
reserva, que aporten al balance de potencia bajo distintas situaciones. Estas
reservas se pueden dividir en aquellas que permiten afrontar situaciones
normales de los sistemas de potencia, como son variaciones acotadas en el
tiempo, incluidas las características ya descritas de la GV, de las que tienen
como misión afrontar contingencias excepcionales consideradas en los diseños y
planificación de los sistemas, como fallas o salidas de elementos, o eventos de
pérdida masiva de viento o sol.
Las distintas categorías, que se
muestran en forma esquemática en la figura 2, normalmente forman parte de las
exigencias establecidas en los códigos de red de cada país o región, aunque a
veces se entremezclan funciones asociadas a distintos eventos. En el caso
chileno por ejemplo, según exige la NTSyCS (ref [2]), las reservas de
regulación sólo incluyen una componente de variaciones de demanda en intervalos
de pocos segundos en la reserva primaria, y errores de pronóstico de la
demanda, ya sea a partir de su valor global o de variaciones horarias según
interpretaciones de los antiguos CDEC, hoy fusionados como Coordinador
Eléctrico, pudiendo analizar contingencias más probables, lo que no ha sido
tenido a la vista hasta ahora. Las reservas por contingencia, en tanto, consideran
en general la capacidad de las máquinas rodantes, en conjunto con la actuación
de relés de baja frecuencia, respuesta de baterías cuando se supera un umbral
de subfrecuencia o banda muerta, y la disminución progresiva de los aportes de
GV a través de sus controladores de potencia por sobrefrecuencia, teniendo un
rol relevante la inercia del conjunto rodante, la respuesta primaria para la
estabilización de la frecuencia, y las reservas secundarias y terciarias,
pudiendo corresponder a máquinas detenidas de partida rápida, al
restablecimiento del valor nominal de los 50 Hz.
Fig 2:
Ejemplos de categorías de reservas y su interrelación (ref [1])
Los requerimientos de reserva por
contingencia, por lo general se relacionan en forma unívoca al evento más
probable, como la pérdida de la unidad de generación o consumo de mayor tamaño
en [MW], más una cantidad similar con menores tiempos de respuesta, tendiente a
restablecer las reservas en caso de contingencia. Según estudios [ref 3] y [ref
4], estas reservas se reducen proporcionalmente al aumentar los parques
generadores de los sistemas, pero se recomienda que se distribuyan entre los
distintos centros de carga, y que comprendan un mix entre generadores
hidráulicos, térmicos y baterías, combinando de esta forma atributos de
velocidad de respuesta y sostenibilidad temporal. Las reservas de rampa se
mantienen en discusión, siendo necesarias en casos evidentes como eclipses
solares o tormentas que podrían apagar grandes conjuntos de generación, o
eventos sostenidos de pérdida de viento en grandes áreas.
Las reservas de seguimiento, por
su parte, cuya función es la de mantener un balance en tiempos mayores, en que
la demanda neta, es decir la resta entre la demanda y la GV, sigue variaciones
bruscas pero predecibles en periodos como el amanecer o el atardecer, al ser
programables y de rápida respuesta, tienden a desplazar unidades de menor costo
pero de baja capacidad de toma de carga, expresada en [MW/min], marcando normalmente
precio del sistema o costo marginal en los períodos en que son despachadas. Es
decir, la propia competencia por satisfacer la demanda vía costo marginal
brinda normalmente suficientes incentivos para que se instalen y operen en el
sistema.
Finalmente, lo que motiva
mayormente el presente análisis, son las reservas de regulación, tendientes a
balancear la generación programable y la demanda neta, minimizando el “Error de
Control de Área” o ACE por sus siglas en inglés en tiempo real. Para el balance
anteriormente citado, queda en evidencia la importancia de contar con
pronósticos acertados, tanto de la demanda como de la GV, siendo de ayuda la
representación de la demanda en intervalos menores a una hora, típicamente de 5
minutos, y la adopción de redespachos persistentes, ya sea vía subastas o en
forma centralizada, que permiten tomar decisiones prácticamente en tiempo real,
en base a la mejor información disponible, reduciendo la incerteza. Sin
embargo, aún en estos casos, la capacidad de adecuarse a las nuevas condiciones
a través de unidades flexibles presenta un gran valor, junto con la capacidad
de afrontar la variabilidad propia de la demanda neta.
Para mostrar cuál sería la
solución óptima de despacho en un sistema que combina diferentes tipos de
unidades, hemos desarrollado el ejemplo que se presenta en la siguiente
sección.
3.
Ejemplo: Sistema compuesto por unidades rígidas,
flexibles y variables
Supongamos que tenemos que
abastecer a mínimo costo una demanda de 1100 MW en base a unidades a carbón,
motores flexibles sin restricciones de mínimo técnico y altas rampas de toma de
carga, centrales solares fotovoltaicas que inyectan su producción sólo de día,
y centrales eólicas cuya producción está sujeta a una distribución de
probabilidad, donde no se ha supuesto a priori una correlación con las horas
del día, es decir, igual distribución probabilística para cada hora.
Los datos de entrada de nuestro
modelo se muestran a continuación:
Demandas duración
D1_dia 1100 MW 4 horas
D2_dia
800 MW 7 horas
D1_noche 1100
MW 3 horas
D2_noche 700 MW 10
horas
Unidades
Carbón
número unidades 4
Pmax 250 MW
Pmin
80 MW
CVAR_carb 40 US$/MWh
CMinTec_carb 50 US$/MWh
Motores
LNG
Pmax 540 MW
CVAR 60 US$/MWh
Solar 800 MW
Eólico
Pmax 2000 MW
P1 150 MW prob1 33,3%
P2 600 MW prob2 33,3%
P3 1050 MW prob3 33,3%
Costo Falla 500
US$/MWh
En estas circunstancias, el
problema a resolver es el de determinar la generación horaria que se asignará a
cada una de las unidades programables, es decir, las carboneras y Motores LNG.
Dado que las máquinas a vapor carbón presentan mínimos técnicos, antes de
asignar la potencia a generar a estas unidades, se deberá definir cuáles
permanecerán despachadas, definición conocida como “unit commitment”, con
producción igual o superior a su mínimo técnico, lo que permitirá que aumenten
su producción al ser requeridas, pero no pudiendo ser retiradas en horas en que
se produce un exceso de aportes GV.
Como una forma de simplificar el
problema matemático, no se considerará la reserva primaria, que por el tamaño
de las unidades debería ser de 250 MW, entre generación, baterías y respuesta
de demanda, más un valor similar para restitución de dichas reservas. Para
resolver el problema, dada la similitud entre las distintas unidades
carboneras, procedemos a determinar los despachos óptimos asociados a cada
número de máquinas en servicio. De esta forma, si despachamos a las 4 unidades,
observamos una operación muy segura, donde la central flexible ni siquiera es
requerida, pero cuando aumentan los aportes GV, las unidades a carbón se quedan
en base, y a un costo a mínimo técnico por MWh, superior al costo variable que
alcanzan a plena carga. La ausencia completa de unidades a carbón, por su
parte, permitiría la producción de altas magnitudes de GV, pero en escenarios
de ausencia solar, al bajar la intensidad de viento, se corre el riesgo que la producción
de “Motores LNG” no sea suficiente, debiendo proceder a racionar consumos, que
no sería razonable por los impactos sociales y económicos que ello conlleva. La
solución óptima, por lo tanto, se encuentra en la asignación de entre una y
tres unidades, dependiendo de los costos de operación relativos entre una y
otra tecnología, el valor del costo de falla, y la probabilidad que el aporte
eólico durante la máxima demanda nocturna disminuya a bajos valores.
En las siguientes figuras se
muestra la operación horaria con 4 y 2 unidades despachadas y distintos niveles
de viento, a partir de las cuales se mostrará cómo operaría horariamente el
sistema ante una distribución particular de viento. Las rampas de carbón
aparecen exageradas debido a los bruscos cambios de demanda y viento supuestos entre
horas consecutivas.
Fig 3: Tablas
de despacho con 4 unidades asignadas
Fig 4: Tablas
de despacho con 2 unidades asignadas
Fig 5: Despacho
horario con 4 unidades asignadas, para dos perfiles de viento
Fig 6: Despacho
horario con 2 unidades asignadas, para dos perfiles de viento
El resultado del análisis
anterior se muestra en la siguiente tabla resumen, donde se observa que el mínimo
costo se logra al despachar a 2 unidades a carbón, reduciendo los cortes de GV,
a la vez que asegurando una adecuada suficiencia en todo momento:
Fig 7: Costos
y reservas asociados a unidades despachadas
En este ejemplo, se ha asumido
que el requerimiento de reservas es igual a la máxima producción que alcanza la
central flexible, con lo que se cubriría principalmente la incerteza, pero
también estaría incluida la variabilidad, dado que aún en caso de pérdida
completa de GV, el sistema es capaz de abastecer las cargas eléctricas, en la
medida que cuente con la capacidad de rampa mínima. En caso que se pudiera
asegurar con una alta confiabilidad que el aporte eólico es mayor al mínimo
supuesto durante las horas de máxima demanda nocturna, las reservas se podrían
reducir respecto a las estimadas en este ejemplo.
Sin embargo, se concluye de este
ejemplo que el óptimo se encuentra en una reducción acotada de generación
rígida, siendo ésta reemplazada por los aportes flexibles, asociados a aumentos
de reservas de regulación, que se compensan por la mayor inserción de GV.
4.
Otros desafíos para la integración de GV
La publicación citada en la ref
[5], entrega un listado de 10 desafíos o “riesgos” a tener en cuenta para
integrar la GV, tales como flexibilidad, capacidad de reservas, suficiencia,
seguridad y control de tensión, y describe las soluciones implementadas en
diversos países. Igualmente, entrega una serie de medidas que aporten a
controlar los riesgos, incluidos los aportes de unidades convencionales
flexibles, gestión de demanda, almacenamiento, pronósticos de calidad,
refuerzos en transmisión, uso de electrónica de potencia (FACTS), y programas
computacionales avanzados, además del corte de energía cuando no es posible
gestionarla adecuadamente. Dentro de las soluciones que permiten asegurar la
necesaria suficiencia, define los “créditos de capacidad” para GV como la
reducción en la demanda máxima a cubrir por la generación programable, debida a
los aportes variables.
Por su parte, la publicación
citada en la ref [6], plantea el desafío de aumentar la inserción de fuentes
renovables de manera de descarbonizar la matriz energética, reduciendo
emisiones de gases contaminantes, reduciendo la dependencia de combustibles con
precios volátiles, y aumentando el acceso a la electricidad hacia sectores que
tradicionalmente han estado privados de ella. La publicación plantea la
necesidad de desarrollar métodos avanzados de Unit Commitment que consideren la
naturaleza estocástica de la GV, de manera de balancear las exigencias de
seguridad, sin programar excesivas reservas que aumenten innecesariamente el
costo total de operación, como Despacho Económico con Restricciones de
Seguridad (sigla en inglés: SCED), stochastic Unit Commitment, stochastic SCED
y stochastic optimal power flow. Resalta además la necesidad de desarrollar una
métrica de flexibilidad, proponiendo como punto de partida el “insuffcient
ramping resource expectation” (IRRE), desarrollado por la IEA o Agencia
Internacional de la Energía. Como resumen de las características y soluciones
requeridas para integrar GV, destacan las siguientes:
·
Flexibilidad a partir de generación convencional
·
Respuesta de demanda
·
Almacenamiento de energía
·
Expansión de redes de transmisión
·
GV más predecible, controlable y programable
(grid friendly)
·
Aumento de tensiones de red para transporte de
grandes bloques de energía con el apoyo de equipos FACTS y corriente continua
·
Desarrollo de tecnologías de operación y herramientas
para planificación, despacho y control
·
Respuesta de demanda a nivel distribución (se
podrían agregar los vehículos eléctricos)
·
Ciber-seguridad.
5.
Conclusiones
Un modelo de despacho que no
considere variables enteras, y por ende no incorpore el problema de los mínimos
técnicos, ni el sobrecosto asociado a dicho modo de operación, podría decidir
erróneamente mantener a todo el parque rígido en operación, con los
consiguientes cortes de GV de costo nulo, e induciendo al operador o
coordinador a optar por modos más costosos y contaminantes. La complejidad
aumenta y el objetivo se torna más desafiante al agregar variables estocásticas
de corto plazo, propias de la GV. Un modelo que exija niveles fijos de reserva,
por su parte, podría asignar correctamente las unidades de base, pero al ser
los requerimientos de reserva acotados, sobreestimar los requerimientos en
periodos de aportes estables, desvirtuando el aporte de las máquinas flexibles,
y subvaluando su contribución al despacho económico.
Se desprende de lo anterior, que
junto con los desafíos tecnológicos de infraestructura que trae la GV, se suma
el desarrollo de modelos matemáticos que representen adecuadamente los
requerimientos de flexibilidad, y la solución que implique una combinación de
generación de base más GV y flexible, asegurando la suficiencia, a la vez que
valorando los mayores aportes variables. Igualmente desafiante resulta la
estimación de los aportes de largo plazo, que se verán incrementados en el
futuro mientras más flexible sea la matriz, impactando en la denominada FCF, o
Función de Costo Futuro.
Especial atención se debe tener
en las horas de demanda máxima nocturna, que podría estar acompañada por
importantes disminuciones de aportes eólicos, o bajos “créditos de capacidad”.
Ante este u otros eventos probables, se debe asegurar que el sistema de generación
cuenta con la suficiencia para abastecer la demanda, y las reservas para
enfrentar eventos como salida de unidades. Para efectos de modelación
matemática, dado que la flexibilidad y necesidad de reservas para regulación
aparecen interrelacionadas, es posible que dichas reservas, o una parte de
ellas, deban ser consideradas como variable a resolver y no como restricción de
entrada.
Se concluye que la matriz del
futuro, con mayores aportes de fuentes renovables, debe ser apoyada con
centrales de gran flexibilidad, reduciendo los costos totales y emisiones de
gases contaminantes, aumentando el nivel de reservas de regulación, y reemplazando
la menor inercia sistémica por una
rápida respuesta primaria de frecuencia.
6.
Referencias
[1] Ela, E., Milligan, M.,
Kirby, B.: “Operating reserves and variable generation” Technical Report,
National Renewable Energy Laboratory, Golden, August 2011
[2] Comisión Nacional de
Energía, “Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio”, enero 2016
[3] Estudios Eléctricos: “Análisis de la Operación de los Sistemas SIC-SING
Interconectados, Estudio 1 - Control de Frecuencia y Distribución de Reservas
para Control Primario y Secundario”, marzo 2017
[4] CDEC-SING, “ESTUDIO ERNC
Flexibilidad y sistemas de almacenamiento en el Sistema Eléctrico Nacional en
el año 2021”, Diciembre 2016
[5] Cigré WG C1.30, “Technical
risks and solutions from periodic, large surpluses or deficits of available
renewable generation”, Technical Brochure 666, November 2016
[6] IEC White Paper “Grid
integration of large-capacity Renewable Energy sources and use of
large-capacity Electrical Energy Storage”, Geneva 2012
