REGULACION PRIMARIA

La Regulación Primaria será la respuesta a las desviaciones de frecuencia del sistema en la cual sólo interviene el regulador de velocidad de las máquinas, actúa continuamente corrigiendo las desviaciones dentro los límites preestablecidos en la generación y la demanda, como se establece en el artículo MOM.1.24 del Reglamento de Operación. Todas las plantas del SIN están en la obligación de aportar en la regulación primaria.

Para mantener el equilibrio entre la generación y la demanda, en todo momento, el sistema requiere de la acción rápida y automática de la regulación primaria para compensar los desbalances instantáneos producidos por la variación natural de los consumos o perturbaciones tales como la desconexión imprevista de generación o bloques de carga, lo que determina la necesidad de mantener en todo momento una cantidad de reserva de potencia denominada regulación primaria.

La magnitud de la regulación primaria debe atender las variaciones instantáneas de la demanda e igualmente restablecer el equilibrio carga – generación provocado por la desconexión imprevista de generación o bloques de carga, la evaluación de la misma consiste en hacer un equilibrio entre los menores costos asociados a la energía no servida (ENS), debido a la desconexión de carga por baja frecuencia (EDCxBF) por déficit de generación; y el costo de operación del sistema. En términos económicos, la reserva primaria óptima debe ser determinada de forma que el costo de operación más el costo de la energía no suministrada sea mínimo.

Basándonos en lo anterior, se detallará la metodología utilizada para este análisis, en donde se evaluará el valor de reserva primaria óptimo, para afrontar el máximo desbalance carga – generación, que puede ser producido por las unidades generadoras del país.

2.3.1 METODOLOGÍA

 Asignar diferentes montos de reserva 1%, 2%, 3%, 4% y 5%, para determinar el costo de operación en cada unidad. Para esto se utiliza el programa Stochastic Dual Dynamic Programing (SDDP) y se realizan simulaciones determinísticas, variando el monto de reserva para todas las unidades.

 Con los resultados de las simulaciones se suple la carga estimada para el año 2012, extraída del Informe Indicativo de Demanda 2012 - 2032 para los períodos de marzo y septiembre, asignando las unidades de menor a mayor costo, para cada una de las demandas, mínima, media y máxima, en los períodos de época seca y lluviosa.

La ecuación utilizada para obtener el precio total es la siguiente:

𝐶𝑇 = 𝑀𝑊𝑖 ∗ 𝐶𝑖

𝑖

1

Donde,

CT: Costo de Operación Total ($)

MW: total de megavatios de la unidad (MW) i : Unidad Generadora

C: Costo Total Variable de la unidad ($/MW)

 Se modeló en el PSSETM_{, cada uno de los escenarios y se le aplicó la máxima falla de} generación que se podía presentar en cada escenario, con esto se obtiene la cantidad de MW desconectados por actuación del EDCxBF. Debido a que la máxima falla de generación varía durante el periodo del día y la estación de año, se determinan que las máximas fallas para cada escenario son las siguientes:

Tabla No.2.1 – Máxima contingencia simple.

 La fórmula utilizada para el cálculo total de energía no servida es la siguiente:

𝐶𝐸𝑁𝑆 = 𝑇𝐸𝑁𝑆 ∗ CR

Donde,

CENS: Costo de Energía No Servida ($) TENS: Total de Energía No Servida (MWh) CR: Costo de Racionamiento ($/MWh)

 Se suma el costo de operación y el costo de ENS, y el menor valor de esta suma determina la cantidad de reserva necesaria para afrontar la pérdida de la máxima falla de generación.

2.3.2 RESULTADOS

Los precios obtenidos en las simulaciones determinísticas del SDDP para los escenarios de época seca y lluviosa no tienen una variación significativa, en ningún caso se altera el orden de mérito. A continuación se presenta de manera tabular el valor del agua para los diferentes montos de reserva:

Escenario Máxima falla simple (MW)

Época seca

Máxima BLM Carbón 114

Media BLM Carbón 114

Mínima BLM Carbón 114

Época lluviosa

Máxima Central Estí (230-19) ó BLM

Carbón 114

Media BLM Carbón 114

Tabla No.2.2 – Esquema Precios de Bayano.

Porcentaje de reserva

1% 2% 3% 4% 5%

Época seca Bayano 214.48 214.61 214.74 214.90 215.08 Época lluviosa Bayano 114.52 114.52 118.84 118.84 124.55

En la topología de la red utilizada para el análisis se toma en cuenta las tres interconexiones con Costa Rica, estas interconexiones brindan un soporte al sistema y en ninguno de los casos analizados se presentó la actuación del EDCxBF.

Es importante resaltar, que la interconexión con el sistema eléctrico de México en periodos de demanda máxima y media aporta gran inercia, lo que se refleja en poca variación de la frecuencia ante eventos, sin embargo los flujos por las interconexiones aumentan ya que se ha comprobado que el sistema eléctrico de México aporta aproximadamente 85% del desbalance originado en el SER.

Por lo anterior, en los escenarios de demanda mínima se verá una mayor depresión de la frecuencia y el flujo post contingencia neto por las interconexiones será menor que en los escenarios de demanda máxima y media.

Se analizó una sensibilidad considerando el sistema aislado, los resultados para los tres escenarios tanto interconectado como aislado se muestran en la tabla No.3. Tomando en cuenta que la operación aislada es poco probable, puesto que se cuenta con tres enlaces con Costa Rica, los resultados serán analizados, pero no utilizados para el cálculo de la reserva de regulación primaria.

Tabla No.2.3 – Frecuencia y flujo post contingencia. Escenario de Demanda Magnitud de la falla (MW) Porcentaje de reserva primaria Frecuencia mínima registrada (Hz) Frecuencia final (Hz) Flujo neto de intercambio post contingencia (MW) Frecuencia mínima registrada (Hz) Frecuencia final (Hz) Interconectado Aislado Época seca Máxima 114.00 1% 59.865 59.996 90.828 59.162 59.802 2% 59.874 59.996 89.637 59.241 59.818 3% 59.874 59.996 89.286 59.265 59.836 4% 59.874 59.997 92.809 59.279 59.880 5% 59.874 59.997 93.604 59.285 59.890 Media 114.00 1% 59.837 59.996 99.618 59.185 59.777 2% 59.839 59.997 99.533 59.222 59.779 3% 59.839 59.997 99.063 59.270 59.830 4% 59.839 59.997 98.813 59.278 59.831 5% 59.839 59.997 98.639 59.288 59.842 Mínima 114.00 1% 59.736 59.871 77.643 58.811 59.401 2% 59.742 59.876 76.057 58.852 59.443 3% 59.748 59.878 74.471 58.890 59.472 4% 59.752 59.880 73.237 58.930 59.501 5% 59.755 59.882 71.122 58.974 59.538 Época lluviosa Máxima 114.00 1% 59.905 59.996 95.712 59.147 59.820 2% 59.904 59.997 96.002 59.229 59.855 3% 59.907 59.996 93.654 59.251 59.868 4% 59.907 59.997 93.876 59.265 59.890 5% 59.905 59.997 94.202 59.269 59.899 Media 114.00 1% 59.895 59.998 83.432 58.881 59.635 2% 59.885 59.998 92.624 59.106 59.758 3% 59.886 59.998 91.256 59.133 59.741 4% 59.883 59.998 92.286 59.119 59.767 5% 59.883 59.997 91.883 59.133 59.745 Mínima 114.00 1% 59.735 59.914 79.337 58.802 59.741 2% 59.803 59.934 61.479 58.953 59.863 3% 59.807 59.934 60.598 59.133 59.899 4% 59.809 59.934 59.937 59.137 59.912 5% 59.810 59.934 59.497 59.150 59.926

Como es de esperarse, los casos de demanda mínima aislados presentan una menor inercia, por lo que la frecuencia desciende hasta un valor mínimo de 58.802 Hz (caso con 1% de reserva rodante), con esto no se tendría la operación de más de tres etapas del EDCxBF, cumpliéndose así con los criterios de seguridad establecidos.

Se muestran las gráficas de frecuencia aplicando la falla en la central Bahía las Minas, la Figura No.1 es la respuesta para el caso interconectado para el escenario de demanda máxima de época seca (Reserva de 1%). La Figura No.3 para el caso aislado, muestra el comportamiento de la frecuencia en un escenario de demanda máxima de época seca (Reserva 1%).

Figura No.2.1 – Frecuencia en Panamá - Demanda Máxima - Época Seca - 1%.

Se demuestra que al estar interconectados la frecuencia no desciende a umbrales de operación del EDCxBF.

Figura No.2.2 – Flujo neto en la interconexión - Demanda Máxima - Época Seca - 1%.

El flujo post contingencia es de 90.82 MW (entrando a Panamá), lo que indica que los sistemas del SER y México aportan aproximadamente el 80% del desbalance.

Figura No.2.3 – Frecuencia en Panamá - Demanda Máxima - Época Seca - 1% - Caso aislado.

Para el caso aislado, en demanda máxima de verano, la frecuencia mínima registrada fue de 59.162 Hz, con esto se tendría la operación de la primera etapa del EDCxBF. La frecuencia posterior a la desconexión de carga es de 59.8 Hz.

Para los casos de demanda mínima, donde el SER se encuentra separado del sistema eléctrico de México, la respuesta de la frecuencia tiende a deprimirse más, sin embargo el flujo neto entrando al sistema de Panamá es menor, puesto que los reguladores de velocidad de los generadores del sistema eléctrico de Panamá, al detectar una mayor caída de frecuencia aportan más potencia para llevar la consigna de la frecuencia a 60 Hz.

Figura No.2.4 – Frecuencia en Panamá - Demanda Mínima- Época Seca - 1% .

Con los resultados obtenidos se confirma que mientras se esté interconectado con Centroamérica, la reserva ante un disturbio es aportada principalmente por el SER y el sistema eléctrico de México. Teniendo presente que debemos cumplir con lo reglamentado en los procedimientos de operación del SER, el cual establece que el país afectado cuenta con 15 minutos para regresar los intercambios a los valores programados, se deberá tener reserva fría disponible. El cálculo de la reserva fría necesaria para llevar el intercambio a cero, se verá en detalle en el Capítulo 4.

En conclusión, de acuerdo a las normativas a nivel regional (RMER) y nacional, la reserva rodante será el 5% de la demanda de cada área de control, sin embargo se ha comprobado que para porcentajes menores, se cumple con los criterios de desempeño del sistema, por lo que un estudio a nivel regional permitiría reducir este porcentaje de reserva y así conseguir un nivel óptimo donde se tenga un menor costo de operación de los sistemas y cumplir con los requerimientos de seguridad y desempeño.