ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN DE RESERVAS. Informe Preliminar

ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN DE RESERVAS

Informe Preliminar

Mayo 2016

CDEC SIC

(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central) Teatinos N°280 – Piso 11

Teléfono: (56 2) 2424 6300 Fax: (56 2) 2424 6301

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Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas Informe presentado por la DO del CDEC-SIC:

Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó

1 02-05-2016 Informe Preliminar Carlos Prieto C.

Ricardo Leal M. José M Castellanos

Índice

1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ... 4

2 ANTECEDENTES ... 5

3 RESERVA PARA CSF ... 6

3.1 Identificación de requerimientos ... 6

3.2 Metodología ... 6

3.3 Resultados ... 8

4 RESERVA PARA CPF ... 10

4.1 Identificación de requerimientos ... 10

4.2 Reserva para CPF ante variaciones instantáneas de los consumos ... 11

4.2.1 Metodología ... 11

4.2.2 Resultados... 12

4.3 Reserva para CPF ante la pérdida de generación ... 13

4.3.1 Metodología general ... 13

4.3.2 Asignación de las reservas de potencia para el CPF y CSF ... 16

4.3.3 Representación de la Demanda ... 17

4.3.4 Representación de la Generación ... 18

4.3.5 Representación de la Reserva en el Modelo PLP ... 24

4.3.6 Escenarios de estudio ... 27

4.3.7 Modelo de incertidumbre hidrológica ... 27

4.3.8 Costos de operación anual esperado vs. nivel de reserva para CPF ... 27

4.3.9 Costos de ENS Anual Esperado vs. nivel de reserva para CPF... 29

4.3.9.1 Carga desprendida por cada escalón EDAC vs. Demanda del SIC ... 30

4.3.9.2 Costo de ENS de corta duración. ... 31

4.3.9.3 Tiempo de recuperación de la carga desprendida EDAC ... 31

4.3.9.4 Costos de la ENS por EDAC debido a pérdida de generación ... 32

4.3.10 Reserva óptima para CPF ... 39

4.3.10.1 Sin el aporte de la RCSF ... 39

4.3.10.2 Con el aporte de la RCSF ... 41

5 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DEL SIC ... 43

5.1 Escenario Demanda Alta ... 44

5.2 Escenario Demanda Baja ... 54

6 COMENTARIOS Y CONCLUSIONES ... 65

1 Introducción y Objetivos

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS), en el artículo 6-43 del Título 6-8, establece que la Dirección de Operación (DO) del CDEC-SIC deberá realizar un estudio denominado “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”, cuya periodicidad será al menos anual y que tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, a través de:

a) La definición de los requerimientos de las reservas para el CPF y el CSF, necesarias para cumplir con los estándares de SyCS de la presente NT.

b) La correcta asignación de las reservas entre las diferentes unidades generadoras participantes del CPF y del CSF.

c) La evaluación del desempeño del Control de Frecuencia y la cantidad de recursos para el Control de Frecuencia.

d) Las correcciones y ajustes necesarios a las políticas de seguridad operativa, toda vez que existan riesgos de incumplimiento de los estándares de SyCS.

De conformidad con lo indicado, en el presente informe se determinan las reservas requeridas para el control primario de frecuencia (CPF) y para el control secundario de frecuencia (CSF), conjuntamente con la verificación del cumplimiento de las exigencias normativas a través de simulaciones dinámicas de la pérdida de generación más severa en los correspondientes escenarios de operación de alta demanda y baja demanda más exigentes.

2 Antecedentes

El contenido de este documento se ha desarrollado en el contexto de la aplicación de la NT SyCS, la cual establece que la Dirección de Operación del CDEC-SIC debe realizar un estudio denominado “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”, con una periodicidad al menos anual.

En el Titulo 6-8 de la NT SyCS se establecen los objetivos de dicho estudio así como un conjunto de criterios, requisitos y el procedimiento metodológico que se deberá adoptar para determinar las reservas de potencia para el Control Primario de Frecuencia (CPF) y para el Control Secundario de Frecuencia (CSF).

Por otra parte, en los incisos 24), 25), 80) y 81) del artículo 1-7 de la NT SyCS, se definen el CPF, el CSF, la reserva primaria y la reserva secundaria respectivamente.

Adicionalmente los antecedentes específicos empleados son:

 Históricos: tasa de falla acumulativa de la salida de las unidades de generación al 31 de diciembre de 2015, registros de la generación total del SIC durante el mes de Diciembre 2015 con intervalos de 10 segundos, registros de generación horaria real y programada correspondiente al año 2015.

 Vigentes: Esquema de EDAC, base datos empleada por el PLP y el PowerFactory DIgSILENT.

 Futura: Predicción de la demanda del año hidrológico abril 2016 - marzo 2017 y plan de obras de generación y transmisión presentado por la CNE en la fijación de precios de nudos del Octubre de 2015.

3 Reserva para CSF

3.1 Identificación de requerimientos

Para que en un sistema se pueda ejercer el CSF, es necesario proveer al sistema con una adecuada capacidad de respuesta en recursos de generación de energía que cubran las necesidades que no han sido satisfechas por el Control Primario de Frecuencia, de forma que dicha capacidad sea capaz de seguir la tendencia de aumento o de disminución de demanda del sistema. Esta capacidad de generación se conoce con el nombre de reserva de potencia secundaria y está disponible en aquellas unidades de generación con reguladores de velocidad con acción manual o automática con el propósito de hacer que el error de frecuencia del sistema sea igual a cero. Para este tipo de reserva de potencia, según lo establecido por la NT en el artículo 6-50, se requiere cubrir el mayor error estadístico que se tiene en la previsión de la demanda total del sistema.

3.2 Metodología

La reserva de potencia para el CSF, según lo establecido en el artículo 6-50 de la NT, debe ser determinada por la DO en función del mayor error estadístico en la previsión de demanda.

Considerando que en la operación real del sistema, el despacho de generación se ajusta en cada hora a la demanda real que tiene el sistema. Dicho ajuste, se realiza a partir de una programación de la generación horaria denominada pre-despacho de generación horario, el cual normalmente difiere del despacho de generación real. La diferencia entre estos dos despachos, da origen a un error denominado error de previsión de demanda, el cual tiene diferentes valores hora a hora con una característica aleatoria. Debido a la característica aleatoria de dicho error, se debe determinar el error estadístico de la previsión de la demanda, error que se determina entre el incremento de generación horaria programada y el incremento de la generación real entre horas sucesivas.

Los registros de generación real que se deben emplear no deben contener los registros horarios de aquellas horas o intervalos de horas involucradas con pérdidas de generación originadas por fallas en el sistema

Sea la siguiente notación:

h : índice de notación de hora “h” con h=1,2,…,8760.

GRealh : generación real del SIC en hora “h”, en [MW].

GProgh : generación programada del SIC en hora “h”, en [MW].

EPrevih : error de previsión incremental de generación en hora “h”, en [MW].

Nh : número de registros, Nh=8760

EPreviMedio : error medio de previsión de la generación.

El error estadístico de la previsión horaria de la demanda se determinó considerando un intervalo de tolerancia del 95%, esto es, se espera que el error estadístico considerado contenga el 95% de los errores de la muestra. El error estadístico, se expresa como un rango comprendido dentro de los límites EPreviMedio1.96. El cálculo considera los siguientes pasos:

Calcular el Error de Previsión de generación horario



 



Previ_h  G al_hG al_h  G og_hG og_h E

Calcular el error medio de la previsión de generación

h Nh

h

h Medio

N evi E evi

E



 ¹ Pr Pr

Calcular la desviación estándar del error de previsión de generación horario, como:

 





Pr Pr

1

2











h Nh

h

Medio h

N

evi E evi E



Determinar la magnitud de la reserva para el CSF, que resulta ser equivalente al rango de validez del error estadístico con un intervalo de tolerancia del 95%, como:









3.3 Resultados

El error estadístico de previsión de demanda se determina para el período de operación real comprendido entre el 1 de enero y 31 de diciembre del año 2015.

En el siguiente gráfico se muestra la distribución de frecuencia del error de previsión de demanda.

Figura 1. Histograma del Error de Previsión de Demanda.

El error de previsión de demanda estadísticamente está representados por un valor medio igual a 0.021 [MW] y una desviación estándar igual a 73.1 [MW], lo cual considerando un intervalo de confianza del 95% resulta en un error estadístico igual  143 [MW]

Según el análisis horario, el cual se muestra en la siguiente tabla, se observa que los errores de previsión horaria son mayores en aquellas horas donde existió un mayor incremento o decremento horario de la demanda y son menores en aquellas horas donde la demanda presenta un comportamiento más plano.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

Frecuencia [%]

Error [MW]

Histograma Error de Previsión de Demanda (1° Enero al 31 Diciembre 2015)

Tabla: Error de Previsión de Demanda año 2014.

Error de previsión demanda año 2015

Horaria Bloque Horario Anual Hora Desde Hasta DESVST +/- DESVST +/- DESVST +/-

2 1:00 1:59 58.8 115

55.8 109

73 143 3 2:00 2:59 41.8 82

4 3:00 3:59 37.3 73 5 4:00 4:59 33.4 66 6 5:00 5:59 34.3 67 7 6:00 6:59 60.6 119 8 7:00 7:59 73.2 143 9 8:00 8:59 78.5 154 10 9:00 9:59 61.6 121 11 10:00 10:59 60.3 118 12 11:00 11:59 54.4 107 13 12:00 12:59 49.7 97 14 13:00 13:59 56.0 110 15 14:00 14:59 49.5 97 16 15:00 15:59 52.7 103 17 16:00 16:59 51.1 100 18 17:00 17:59 71.1 139 19 18:00 18:59 87.6 172

103.7 203 20 19:00 19:59 108.1 212

21 20:00 20:59 130.8 256 22 21:00 21:59 86.8 170 23 22:00 22:59 70.5 138 24 23:00 23:59 89.8 176 1 0:00 0:59 134.3 263

Para considerar la observación mencionada anteriormente, se propone emplear dos montos de reserva de potencia en el CSF:

  109 [MW] en el intervalo de operación entre las 01:00 y las 18:00 horas,

  203 [MW] en el intervalo de operación entre las 18:00 y las 01:00 horas.

4 Reserva para CPF

4.1 Identificación de requerimientos

La necesidad de mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda eléctrica en todo momento, con el objeto de compensar los desbalances instantáneos producidos por la variación naturales de los consumos o perturbaciones tales como la desconexión intempestiva de generación o de consumos mayores, determina la necesidad de mantener en todo momento una cantidad de potencia de reserva en giro, denominada reserva primaria, destinada a efectuar la regulación primaria de frecuencia y de esta forma, restablecer el equilibrio entre la generación y la demanda eléctrica.

La determinación de la magnitud de la reserva primaria involucra un compromiso entre la calidad y seguridad de servicio que se desea alcanzar y el costo económico asociado a disponer de tal reserva. Por lo anterior, el problema de determinación de la magnitud de la reserva primaria pasar a ser un problema técnico-económico.

Se identifican dos tipos de reserva primaria, una de ellas está destinada para atender las variaciones naturales instantáneas de la demanda y la otra, para restablecer el equilibrio generación-demanda provocada por la desconexión intempestiva de generación. La magnitud de la segunda reserva, es el resultado de equilibrar los menores costos de operación al reducir dicha reserva con respecto al aumento de los costos asociados a la energía no suministrada (ENS), debido a la desconexión de carga por baja frecuencia (EDAC) por déficit de generación (reserva en giro). En términos económicos, la reserva primaria óptima, debe ser determinada de forma que el costo de operación más el costo por energía no suministrada sea mínimo.

Motivado por lo anterior, en este capítulo se presenta el procedimiento para determinar el monto de reserva económica y técnicamente óptima para el Control Primario de Frecuencia (CPF) para el SIC, considerando la metodología, los criterios de operación y los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio que se establecen en la NT.

4.2 Reserva para CPF ante variaciones instantáneas de los consumos 4.2.1 Metodología

La ocurrencia de fluctuaciones instantáneas de la demanda, se originan de manera aleatoria en todo momento del día. Particularmente en el SIC, existen consumos que presentan importantes fluctuaciones instantáneas de su carga, como lo son las plantas de laminación.

Algunas variaciones de carga tienen una cierta periodicidad de ocurrencia, como por ejemplo los consumos de plantas industriales de fabricación de acero (siderúrgicas), en cambio otras variaciones no presentan tal periodicidad, tal como la conexión y desconexión de alimentadores y/o líneas de transmisión.

Estadísticamente, para poder rescatar desde los registros de datos de la demanda la componente asociada a las variaciones intempestivas de la demanda, se recomienda que el período de muestreo sea menor que 10 veces que la periodicidad de ocurrencia de las variaciones de los consumos de las plantas industriales mencionadas de menor periodo.

Cuando no existen registros de datos de los consumos, es conveniente emplear los registros de datos de la generación total del sistema, ya que el aporte de generación de las unidades tiende a responder con las variaciones de los consumos.

Sea la siguiente notación:

PInsti : registro de generación de potencia total instantánea del registro “i”.

PFiltri : registro de generación de potencia total instantánea filtrada del registro “i”, corresponde a la parte de la tendencia de la demanda.

PRandi : registro de generación total instantánea aleatoria del registro “i”, corresponde a la parte de fluctuaciones aleatorias que experimenta la generación del sistema ante las fluctuaciones aleatorias de los consumos.

Donde PFilti se determina como

1

2 







 

L PInst PFilt

L

L k

k i

i , o alternativamente como la Tendencia Lineal de los registros entre intervalos de tiempo dados (por ejemplo cada una hora).

La variable L corresponde al periodo o ventana de tiempo móvil considerado para sacar la componente correspondiente a la tendencia de la demanda.

La componente aleatoria de la demanda (PRandi) se determina como:

i i

i PInst PFilt

PRand   , donde los valores PRandi son valores positivos y negativos, con un valor medio cercano a cero.

El valor estadístico a considerar como reserva de potencia para atender las variaciones intempestiva de la demanda, será tal que, el rango considerado contenga el 95% de los eventos, esto es:









4.2.2 Resultados

En el estudio se ha empleado una data de registros de generación total con las siguientes características:

 Tasa de muestreo de 10 segundos.

 Período de la muestras entre el 01 al 31 de Diciembre de 2015.

 No se deben tomar en cuenta los registros de generación que involucren pérdidas de generación, pérdidas de consumos y conexión y desconexión de consumos debido a las maniobras operacionales.

Considerando el filtrado de los registro según la metodología basada en media móvil con un intervalo de tiempo de 30 minutos, se obtienen los siguientes resultados:

Período Valores estadísticos [MW]

Promedio Desviación estándar Reserva CPF 01 al 31 de Diciembre de 2015 0.0 30 +/-59

Conforme con los resultados del cuadro anterior, se recomienda que la reserva de potencia para el CPF asociado a las variaciones naturales y aleatorias de los consumos sea de +/- 59 [MW].

4.3 Reserva para CPF ante la pérdida de generación 4.3.1 Metodología general

Se debe determinar una reserva de potencia tal que la función de costo constituida por el costo de operación más el costo de la energía no suministrada debido al desprendimiento de carga por EDAC, sea mínima, en un horizonte de operación de 12 meses.

La metodología general adoptada, requiere la determinación de lo siguiente:

1) La previsión de la demanda total del SIC y de los consumos por barras a través de una curva de duración con cinco bloques y con etapas semanales en un horizonte de 12 meses del año hidrológico 2015, esto es, abril 2015 a marzo 2016, para su utilización en el programa de programación de la generación de largo plazo PLP.

2) El costo de operación anual esperado en función de la reserva de potencia destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación.

3) La tasa de falla equivalente anual expresada en fallas/hrs de las unidades de generación existentes y de las que entran en servicio en el período de evaluación.

4) El monto de carga desprendida por el EDAC en función de la reserva de potencia destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación.

5) Tiempo de recuperación del servicio en función del monto de carga desprendido por el EDAC y de la reserva pronta disponible.

6) La energía no suministrada y su costo (por actuación del EDAC) en función de la reserva de potencia destinada al CPF.

7) El costo total de operación más el costo de la energía no suministrada en función de la reserva de potencia destinada al CPF.

8) Identificación de la reserva de potencia optima, para la cual el costo determinado en la etapa anterior es mínimo.

9) Análisis del comportamiento dinámico del sistema para una de las contingencias más críticas, en términos del monto de la pérdida de generación, en escenarios de demanda máxima y mínima con reserva de potencia óptima para el CPF.

El siguiente diagrama describe el procedimiento utilizado para construir las curvas que relacionan el sobre costo de operación y el costo de ENS para distintas magnitudes de reserva y, a partir de estos, determinar la magnitud de reserva económicamente óptima relacionada con las desconexiones forzadas o pérdidas intempestivas de generación.

Figura 2a. Diagrama Flujo Reserva Óptima para CPF.

Diagrama flujo

Reserva Óptima de Potencia para el CPF

Determinar previsión demanda horaria anual y requerimientos de reserva para CPF y CSF

Inicio

Definir Criterio de Asignación de Reservas para CPF y CSF

Configurar Modelo de demanda anual con curva duración con etapas semanales con 5 bloques

Programación de Largo Plazo (PLP) Etapas Semanales Reservas

Costo de Operación Esperado

Por bloque:

-Despacho Medio de Generación (DMG)

%Reserva CPF

Previsión de Demanda horaria anual Requerimientos

de reserva

Notación:

CPF : Control Primario Frecuencia

CSF : Control Secundario Frecuencia 1

¿Se verifican Reservas?

No

Si Modificar

Reservas

2 Reservas

Operativas

Figura 2b. Diagrama Flujo Reserva Óptima para CPF (Continuación).

Determinación de Desconexión de Carga (DC) por EDAC BF a través de Simulación Estática ante fallas

de unidades generadoras

Simulación Dinámica: Escenarios DemAlta y DemBaja, contingencia unidades generadoras DC : Por Bloque, por %reserva,

para DMG:

Determinación de ENSE y CENSE anual

FFG TRDC

Continuación Diagrama flujo Reserva Óptima de Potencia para el CPF

%Reserva

%ResOptima

CENSE COPE Costos CTE

Costos Anuales vs. %Reserva CPF

Notación:

DC : Desconexión Carga EDAC ENSE : Energía No Suministrada

Esperada CENSE : Costo de ENSE

COPE : Costo de Operación Esperado CTE : Costos Total Esperado

(CENSE+COPE)

FFG : Frecuencia de falla anual de generador

TRDC : Tiempo de recuperación por profundidad de DC Análisis de SyCS

¿Se verifican condiciones?

CENSE anual

%Reserva para CPF

Fin Si Incrementar

Reserva

No

DMG

%ResOp Anual

1

2

Costo de Operación Esperado

Cabe señalar, que el modelo probabilístico que simula las fallas de las unidades de generación con el fin de estimar la ENS, no considera las variaciones del consumo con la frecuencia y la tensión, ya que una vez restablecidos los valores de frecuencia y de tensión de régimen permanente la magnitud de los consumos no presentan cambios significativos. En consecuencia, se asumirá desprendimiento de carga por EDAC toda vez que la potencia generada de la unidad sujeta a falla sea superior al monto de reserva de potencia utilizado.

De esta forma, procederá el desprendimiento de un número suficiente de escalones de carga cuya magnitud de potencia total permita restablecer al menos el equilibrio entre la generación y la demanda.

4.3.2 Asignación de las reservas de potencia para el CPF y CSF

En el presente estudio, la determinación de la reserva en giro para el CPF contempla la participación de un conjunto de unidades generadoras del SIC. Este conjunto de unidades, señaladas en la siguiente tabla, se han seleccionado tomando en cuenta la experiencia de operación real del SIC, la participación de unidades en los planes de recuperación de servicio vigentes y de la información técnica recibida de las empresas propietarias.

Central P Max [MW]

P Min [MW]

N° Unidades Estatismo permanente

[p.u].

CANUTILLAR 170 40 2 0.047

RALCO 690 90 2 0.07

PANGUE 460 50 2 0.0215 y 0.0227

ELTORO 450 0 4 0.0278

ANTUCO 313 60 2 0.023 y 0.021

CIPRESES 102 15 3 0.03

PEHUENCHE 560 120 2 0.025 y 0.03

COLBUN 479 100 2 0.05

MACHICURA 95 0 2 0.05

RAPEL 377 30 5 0.1, 0.09, 0.08, 0.1 y 0.09

ABANICO 49 0 2 0.03

PILMAIQUEN 39 0 5 0.04

PULLINQUE 49 0 3 0.04

CANDELARIA_B1 122 60 1 0.04

CANDELARIA_B2 125 60 1 0.04

TALTAL_1 115 65 1 0.0395

TALTAL_2 117 65 1 0.0392

La repartición de las reservas de potencia en las unidades de generación incluidas en la tabla anterior es asignada en forma económica por la aplicación del modelo PLP.

Cabe señalar, que las turbinas de gas de los ciclos combinados y otras unidades turbogas no contempladas en la lista anterior pueden eventualmente proveer reserva en giro. Sin embargo, en la práctica estas unidades de generación generalmente son despachadas a plena carga por mérito económico, con excepción de casos en que alguna de éstas sea despachada a mínimo técnico por seguridad operativa.

4.3.3 Representación de la Demanda

En los artículos 6-45 y 6-48 de la NT, se establece que el horizonte del estudio corresponde a un período de 12 meses y que se deberán tomar en cuenta las siguientes consideraciones con respecto a la demanda del SI:

a) Una resolución trimestral o menor, esto es, etapas de representación de la demanda con período trimestral o menor.

b) Representación de las variaciones intempestivas de la demanda.

c) La previsión de demanda usada en la programación de la operación para el período de 12 meses.

d) La variación estimada de la demanda con la frecuencia.

Para la aplicación del modelo PLP, la demanda se representa utilizando curvas de duración.

Para este caso particular, se utilizaron curvas de duración semanales con un detalle de 5 bloques para cada semana. La duración de los bloques se determina minimizando su diferencia con la curva de duración estimada de acuerdo con la estadística horaria disponible.

La variación de la demanda con la frecuencia y con la tensión, utilizada para las simulaciones dinámicas del presente estudio, serán las que utiliza actualmente la DO en sus estudios de operación del sistema, esto es:

Tipo carga kpf kpv kqf kqv Industrial 2.6 0.18 1.6 0.6 Residencial 0.9 1.3 -2 3

4.3.4 Representación de la Generación

En el artículo 6-48 de la NT, se establece que las unidades de generación deben ser representadas por:

a) Las tasas de indisponibilidad forzada y programada vigentes en el CDEC.

b) Los costos variables de operación de centrales termoeléctricas, la previsión de la producción de las centrales hidroeléctricas, el programa de mantenimiento mayor actualizado, así como las restricciones técnicas, que definida la DO, de acuerdo a los procedimientos e información que se encuentre vigente en el CDEC.

Las condiciones de representación de la generación establecidas en dicho artículo, están representadas en el modelo de programación de largo plazo (PLP).

Por otra parte, para considerar la probabilidad de falla de las unidas de generación se considera la estadística de falla acumulativa expresada en fallas/hrs y cuyo resultado, considerando una ventana de tiempo desde abril del año 2003 hasta Diciembre de 2015, se muestra en la siguiente tabla.

Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2015)

Id Unidad de Generación Tasa de Falla Anual Horaria

1 ABANICO_U1 4.0000 0.0004566

2 ABANICO_U2 0.4000 0.0000457

3 ABANICO_U3 0.4000 0.0000457

4 ABANICO_U4 0.2000 0.0000228

5 ABANICO_U5 2.6000 0.0002968

6 ABANICO_U6 2.6000 0.0002968

7 ALFALFAL_U1 1.4000 0.0001598

8 ALFALFAL_U2 3.6000 0.0004110

9 ANGOSTURA_U1 1.4000 0.0001598

10 ANGOSTURA_U2 1.2000 0.0001370

11 ANGOSTURA_U3 1.8000 0.0002055

12 ANTILHUE TG_U1 12.2000 0.0013927 13 ANTILHUE TG_U2 10.4000 0.0011872

14 ANTUCO_U1 2.0000 0.0002283

15 ANTUCO_U2 1.0000 0.0001142

16 ARAUCO_U1 16.6000 0.0018950

17 ARAUCO_U2 4.8000 0.0005479

18 BLANCO_U1 3.2000 0.0003653

19 BOCAMINA_U1 4.2000 0.0004795

20 BOCAMINA II_U1 5.4000 0.0006164 21 CALLE CALLE_U1 2.6000 0.0002968 22 CALLE CALLE_U2 2.6000 0.0002968 23 CALLE CALLE_U3 2.0000 0.0002283 24 CALLE CALLE_U4 3.2000 0.0003653 25 CALLE CALLE_U5 2.2000 0.0002511 26 CALLE CALLE_U6 2.2000 0.0002511 27 CALLE CALLE_U7 2.8000 0.0003196 28 CALLE CALLE_U8 1.4000 0.0001598

29 YUNGAY_U1 5.2000 0.0005936

30 YUNGAY_U2 7.2000 0.0008219

Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2015)

31 YUNGAY_U3 4.0000 0.0004566

32 YUNGAY_U4 0.6000 0.0000685

33 CANDELARIA_U1 3.6000 0.0004110 34 CANDELARIA_U2 4.4000 0.0005023

35 CANELA_U1 2.0000 0.0002283

36 CANELA II_U1 0.8000 0.0000913

37 CANUTILLAR_U1 1.6000 0.0001826 38 CANUTILLAR_U2 3.0000 0.0003425

39 CAPULLO_U1 15.2000 0.0017352

40 CARENA_U1 0.4000 0.0000457

41 CARENA_U2 0.4000 0.0000457

42 CARENA_U3 0.2000 0.0000228

43 CARENA_U4 0.4000 0.0000457

44 CELCO_U1 15.2000 0.0017352

45 CEM BIOBIO CENTRO_U1 1.6000 0.0001826 46 CEM BIOBIO CENTRO_U2 1.6000 0.0001826 47 CEM BIOBIO CENTRO_U3 0.8000 0.0000913 48 CEM BIOBIO CENTRO_U4 1.0000 0.0001142 49 CEM BIOBIO CENTRO_U5 1.0000 0.0001142 50 CEM BIOBIO CENTRO_U6 1.2000 0.0001370 51 CEM BIOBIO CENTRO_U7 1.0000 0.0001142 52 CEM BIOBIO CENTRO_U8 1.2000 0.0001370

53 CENIZAS_U1 9.8000 0.0011187

54 CENIZAS_U2 11.4000 0.0013014

55 CENIZAS_U3 12.4000 0.0014155

56 CHACABUQUITO_U1 5.8000 0.0006621 57 CHACABUQUITO_U2 4.4000 0.0005023 58 CHACABUQUITO_U3 1.6000 0.0001826 59 CHACABUQUITO_U4 2.8000 0.0003196

60 CHACAYES_U1 8.6000 0.0009817

61 CHACAYES_U2 8.8000 0.0010046

62 CHIBURGO_U1 0.6000 0.0000685

63 CHIBURGO_U2 0.2000 0.0000228

64 CHILOE_U1 2.4000 0.0002740

65 CHOLGUAN_U1 25.2000 0.0028767

66 CHUYACA_U1 6.2000 0.0007078

67 CHUYACA_U2 4.2000 0.0004795

68 CHUYACA_U3 4.4000 0.0005023

69 CHUYACA_U4 6.6000 0.0007534

70 CHUYACA_U5 3.2000 0.0003653

71 CHUYACA_U8 6.4000 0.0007306

72 CIPRESES_U1 4.8000 0.0005479

73 CIPRESES_U2 3.6000 0.0004110

74 CIPRESES_U3 4.0000 0.0004566

75 COLBUN_U1 1.4000 0.0001598

76 COLBUN_U2 1.0000 0.0001142

77 COLIHUES_U1 9.6000 0.0010959

78 COLIHUES_U2 7.2000 0.0008219

79 COLMITO_U1 4.8000 0.0005479

80 CONCON_U1 16.2000 0.0018493

81 CONCON_U2 17.6000 0.0020091

82 CONCON_U3 18.6000 0.0021233

83 CONSTITUCION_U1 16.4000 0.0018721 84 CONSTITUCION_U2 3.4000 0.0003881 85 CONSTITUCION 1 ELEK_U1 2.2000 0.0002511 86 CONSTITUCION 1 ELEK_U2 2.0000 0.0002283 87 CONSTITUCION 1 ELEK_U3 2.0000 0.0002283 88 CONSTITUCION 1 ELEK_U4 2.0000 0.0002283

Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2015)

89 CONSTITUCION 1 ELEK_U5 2.0000 0.0002283 90 CONSTITUCION 1 ELEK_U6 2.0000 0.0002283

91 CORONEL_U1 22.6000 0.0025799

92 COYA_U5 2.6000 0.0002968

93 CURILLINQUE_U1 3.2000 0.0003653

94 DEGAÑ_U1 4.4000 0.0005023

95 DIEGO DE ALMAGRO_U1 3.2000 0.0003653

96 EL PEÑON_U1 0.8000 0.0000913

97 EL RINCON_U1 1.0000 0.0001142

98 EL TORO_U1 4.6000 0.0005251

99 EL TORO_U2 2.6000 0.0002968

100 EL TORO_U3 2.0000 0.0002283

101 EL TORO_U4 3.4000 0.0003881

102 TOTORAL_U1 9.6000 0.0010959

103 TOTORAL_U2 9.2000 0.0010502

104 TOTORAL_U3 11.8000 0.0013470

105 EMELDA_U1 1.2000 0.0001370

106 EMELDA_U2 1.8000 0.0002055

107 EOLICA TOTORAL_U1 0.8000 0.0000913 108 ESCUADRON_U1 11.8000 0.0013470 109 ESCUADRON_U2 11.4000 0.0013014 110 ESPERANZA_U1 5.6000 0.0006393 111 ESPERANZA_U2 8.6000 0.0009817 112 ESPERANZA_TG 2.4000 0.0002740

113 ESPINOS_U1 0.6000 0.0000685

114 EYZAGUIRRE_U1 4.4000 0.0005023 115 FLORIDA I_U1 2.4000 0.0002740 116 FLORIDA I_U2 1.2000 0.0001370 117 FLORIDA II_U1 1.4000 0.0001598 118 FLORIDA II_U2 1.0000 0.0001142 119 FLORIDA III_U1 2.2000 0.0002511 120 FLORIDA III_U2 2.0000 0.0002283

121 GUACOLDA_U1 3.6000 0.0004110

122 GUACOLDA_U2 5.2000 0.0005936

123 GUACOLDA_U3 2.8000 0.0003196

124 GUACOLDA_U4 0.6000 0.0000685

125 HORCONES_TG_U1 7.4000 0.0008447

126 HORNITOS_U1 5.0000 0.0005708

127 HUASCO TG_U1 1.4000 0.0001598 128 HUASCO TG_U2 2.8000 0.0003196 129 HUASCO TG_U3 2.6000 0.0002968 130 HUASCO TV_U1 0.0000 0.0000000 131 HUASCO TV_U2 0.2000 0.0000228

132 ISLA_U1 2.8000 0.0003196

133 ISLA_U2 2.4000 0.0002740

134 JUNCAL_U1 2.6000 0.0002968

135 LA CONFLUENCIA_U1 3.8000 0.0004338 136 LA CONFLUENCIA_U2 2.4000 0.0002740 137 LA HIGUERA_U1 4.8000 0.0005479 138 LA HIGUERA_U2 4.6000 0.0005251 139 LAGUNA VERDE TG_U1 8.0000 0.0009132 140 LAGUNA VERDE_U1 0.6000 0.0000685 141 LAGUNA VERDE_U2 1.0000 0.0001142

142 LAJA_U1 14.0000 0.0015982

143 LAJA_U2 7.0000 0.0007991

144 LAS VEGAS_U1 18.2000 0.0020776 145 LAS VEGAS_U2 15.4000 0.0017580

146 LICAN_U1 2.6000 0.0002968

Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2015)

147 LICAN_U2 1.4000 0.0001598

148 LICANTEN_U1 13.8000 0.0015753

149 LINARES_U1 8.2000 0.0009361

150 LIRCAY_U1 17.4000 0.0019863

151 LIRCAY_U2 16.4000 0.0018721

152 LOMA ALTA_U1 10.2000 0.0011644 153 LOMA LOS COLORADOS_U1 33.6000 0.0038356 154 LOMA LOS COLORADOS_U2 33.6000 0.0038356 155 LOMA LOS COLORADOS 2_U1 36.8000 0.0042009 156 LOMA LOS COLORADOS 2_U2 36.8000 0.0042009 157 LOMA LOS COLORADOS 2_U3 36.8000 0.0042009 158 LOMA LOS COLORADOS 2_U4 36.8000 0.0042009 159 LOMA LOS COLORADOS 2_U5 36.8000 0.0042009 160 LOMA LOS COLORADOS 2_U6 36.8000 0.0042009 161 LOMA LOS COLORADOS 2_U7 36.8000 0.0042009 162 LOS MOLLES_U1 3.0000 0.0003425 163 LOS MOLLES_U2 2.2000 0.0002511 164 LOS PINOS_U1 9.0000 0.0010274 165 LOS QUILOS_U1 2.2000 0.0002511 166 LOS QUILOS_U2 1.4000 0.0001598 167 LOS QUILOS_U3 1.8000 0.0002055 168 LOS VIENTOS_U1 3.2000 0.0003653 169 MACHICURA_U1 1.8000 0.0002055 170 MACHICURA_U2 0.8000 0.0000913

171 MAITENES_U1 3.8000 0.0004338

172 MAITENES_U2 3.4000 0.0003881

173 MAITENES_U3 3.2000 0.0003653

174 MAITENES_U4 1.8000 0.0002055

175 MAITENES_U5 1.8000 0.0002055

176 MAMPIL_U1 6.2000 0.0007078

177 MAMPIL_U2 6.0000 0.0006849

178 MASISA CABRERO_U1 43.0000 0.0049087

179 MAULE_U1 1.6000 0.0001826

180 MONTE REDONDO_U1 2.4000 0.0002740 181 NEHUENCO I_U1 13.2000 0.0015068 182 NEHUENCO II_U1 15.8000 0.0018037 183 NEHUENCO III_U1 4.2000 0.0004795

184 NEWEN_U1 1.2000 0.0001370

185 NUEVA ALDEA I_U1 29.0000 0.0033105 186 NUEVA ALDEA II_U2 1.2000 0.0001370 187 NUEVA ALDEA III_U1 6.4000 0.0007306 188 NUEVA RENCA_U1 22.0000 0.0025114 189 NUEVA VENTANAS_U1 6.2000 0.0007078 190 OJOS DE AGUA_U1 5.8000 0.0006621

191 OLIVOS_U1 1.2000 0.0001370

192 PALMUCHO_U1 2.8000 0.0003196

193 PANGUE_U1 0.8000 0.0000913

194 PANGUE_U2 2.2000 0.0002511

195 PEHUENCHE_U1 5.8000 0.0006621 196 PEHUENCHE_U2 6.6000 0.0007534 197 PETROPOWER_U1 0.8000 0.0000913

198 PEUCHEN_U1 5.2000 0.0005936

199 PEUCHEN_U2 5.0000 0.0005708

200 PILMAIQUEN_U1 2.6000 0.0002968 201 PILMAIQUEN_U2 1.6000 0.0001826 202 PILMAIQUEN_U3 2.0000 0.0002283 203 PILMAIQUEN_U4 1.8000 0.0002055 204 PILMAIQUEN_U5 4.2000 0.0004795

Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2015)

205 PLACILLA_U1 4.2000 0.0004795

206 PLACILLA_U2 4.2000 0.0004795

207 PLACILLA_U3 5.6000 0.0006393

208 PULLINQUE_U1 1.4000 0.0001598 209 PULLINQUE_U2 1.2000 0.0001370 210 PULLINQUE_U3 0.6000 0.0000685 211 PUNTA COLORADA EOLICA_U1 0.0000 0.0000000 212 PUNTA COLORADA FO_U1 3.4000 0.0003881

213 PUNTILLA_U1 0.4000 0.0000457

214 PUNTILLA_U2 1.4000 0.0001598

215 PUNTILLA_U3 5.4000 0.0006164

216 QUELLON 2_U5592 28.8000 0.0032877 217 QUELLON 2_U5593 17.6000 0.0020091 218 QUELLON 2_U5594 16.4000 0.0018721 219 QUELLON 2_U5595 10.6000 0.0012100 220 QUELTEHUES_U1 2.4000 0.0002740 221 QUELTEHUES_U2 2.8000 0.0003196 222 QUELTEHUES_U3 1.8000 0.0002055

223 QUILLECO_U1 2.8000 0.0003196

224 QUILLECO_U2 2.0000 0.0002283

225 QUINTAY_U1 14.8000 0.0016895

226 QUINTAY_U2 15.8000 0.0018037

227 QUINTAY_U3 17.0000 0.0019406

228 QUINTERO_U1 2.4000 0.0002740

229 QUINTERO_U2 3.8000 0.0004338

230 RALCO_U1 6.8000 0.0007763

231 RALCO_U2 7.0000 0.0007991

232 RAPEL_U1 1.2000 0.0001370

233 RAPEL_U2 1.2000 0.0001370

234 RAPEL_U3 1.4000 0.0001598

235 RAPEL_U4 0.8000 0.0000913

236 RAPEL_U5 1.0000 0.0001142

237 RENCA_U1 1.6000 0.0001826

238 RENCA_U2 1.6000 0.0001826

239 RUCUE_U1 3.2000 0.0003653

240 RUCUE_U2 3.6000 0.0004110

241 SALVADOR_U1 1.2000 0.0001370

242 SAN CLEMENTE_U1 6.4000 0.0007306 243 SAN F. DE MOSTAZAL_U1 9.6000 0.0010959 244 SAN GREGORIO_U1 5.2000 0.0005936 245 SAN IGNACIO_U1 3.2000 0.0003653 246 SAN ISIDRO_U1 5.6000 0.0006393 247 SAN ISIDRO II_U1 3.2000 0.0003653 248 SAN LORENZO_U1 0.2000 0.0000228 249 SAN LORENZO_U2 0.2000 0.0000228 250 SAN LORENZO_U3 0.2000 0.0000228

251 SAUZAL_U1 0.6000 0.0000685

252 SAUZAL_U2 1.2000 0.0001370

253 SAUZAL_U3 1.4000 0.0001598

254 SAUZALITO_U1 5.4000 0.0006164 255 STA. LIDIA_U1 1.6000 0.0001826

256 TALTAL_U1 3.0000 0.0003425

257 TALTAL_U2 4.0000 0.0004566

258 TENO_U1 0.2000 0.0000228

259 TERMOPACIFICO_U1 0.0000 0.0000000

260 CARDONES_U1 0.8000 0.0000913

261 TRAPEN_U1 0.4000 0.0000457

262 VALDIVIA_U2 10.2000 0.0011644

Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2015)

263 VENTANAS_U1 4.6000 0.0005251

264 VENTANAS_U2 7.8000 0.0008904

265 GUAYACAN_U1 1.6000 0.0001826

266 GUAYACAN_U2 2.0000 0.0002283

267 MARIPOSAS_U1 10.4000 0.0011872

268 VOLCAN_U1 2.6000 0.0002968

269 STA. FE ENERGÍA_U1 7.0000 0.0007991 270 STA. MARÍA_U1 5.8000 0.0006621

271 CALLAO_U1 0.0000 0.0000000

272 NALCAS_U1 0.6000 0.0000685

273 LAUTARO_U1 1.0000 0.0001142

274 LAUTARO_U2 0.8000 0.0000913

275 RUCATAYO_U1 1.2000 0.0001370

276 PROVIDENCIA_U1 1.0000 0.0001142 277 PROVIDENCIA_U2 0.2000 0.0000228

278 CAMPICHE_U1 2.2000 0.0002511

279 TALINAY_U1 0.4000 0.0000457

280 TALINAY_U2 0.4000 0.0000457

281 CMPC - LAJA_U1 2.4000 0.0002740 282 CMPC - LAJA_U2 2.4000 0.0002740 283 CMPC - LAJA_U3 2.4000 0.0002740 284 RIO HUASCO_U1 1.0000 0.0001142 285 RIO HUASCO_U2 0.2000 0.0000228 286 CMPC - PACIFICO_U1 0.8000 0.0000913 287 CMPC - PACIFICO_U2 0.0000 0.0000000 288 CMPC - PACIFICO_U3 0.0000 0.0000000 289 ENERGÍA BIOBIO_U1 1.6000 0.0001826 290 SANTA MARTA_U1 1.4000 0.0001598 291 LOS HIERROS_U1 8.0000 0.0009132 292 LOS HIERROS_U2 4.6000 0.0005251 293 EOL NEGRETE_U1 0.0000 0.0000000 294 ENERGÍA PACÍFICO_U1 5.4000 0.0006164 295 LLANOS DE LLAMPOS_U1 0.6000 0.0000685 296 SOLAR SAN ANDRÉS_U1 0.0000 0.0000000 297 SAN ANDRÉS_U1 0.2000 0.0000228 298 SAN ANDRÉS_U2 0.2000 0.0000228 299 EOL EL ARRAYÁN_U1 0.8000 0.0000913 300 EOL LOS CURUROS_U1 0.0000 0.0000000 301 EOL SAN PEDRO_U1 0.4000 0.0000457

302 EOL LEBU_U1 0.0000 0.0000000

303 EOL PUNTA PALMERAS_U1 0.6000 0.0000685 304 DIEGO DE ALMAGRO SOLAR_U1 0.0000 0.0000000 305 EOL TALTAL_U1 0.0000 0.0000000 306 CMPC SANTA FE_U1 0.0000 0.0000000 307 CMPC SANTA FE_U2 0.0000 0.0000000 308 CMPC SANTA FE_U3 0.0000 0.0000000 309 PFV JAVIERA_U1 0.0000 0.0000000 310 FV CHAÑARES_U1 0.0000 0.0000000

311 LAJA 1_U1 0.0000 0.0000000

312 LAJA 1_U2 0.0000 0.0000000

313 LALACKAMA (SOLAR)_U1 0.0000 0.0000000 314 LLEUQUEREO - PMG_U1 0.0000 0.0000000 315 LOS GUINDOS_U1 0.0000 0.0000000 316 LOS HIERROS II_U1 0.0000 0.0000000 317 PICOIQUEN_U1 0.0000 0.0000000 318 PICOIQUEN_U2 0.0000 0.0000000 319 PV SALVADOR (SOLAR)_U1 0.0000 0.0000000 320 TALINAY_PONIENTE_U1 0.0000 0.0000000

Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2015)

321 VIÑALES_U1 3.2000 0.0003653

322 JUNCALITO_U1 2.4000 0.0002740 323 LOS MORROS_U1 0.2000 0.0000228

324 RENAICO_U1 1.0000 0.0001142

325 TRUENO_U1 0.0000 0.0000000

326 TRUENO_U2 0.0000 0.0000000

327 PUCLARO_U1 0.2000 0.0000228

328 PUCLARO_U2 0.2000 0.0000228

329 LALACKAMA II (SOLAR)_U1 0.0000 0.0000000

4.3.5 Representación de la Reserva en el Modelo PLP

El modelo PLP se utiliza actualmente para realizar la planificación de la operación de mediano plazo. Dicho modelo no fue concebido para incluir restricciones de reserva. Por este motivo, es necesario plantear un procedimiento que permita incorporar las restricciones de reserva en dicho modelo, pero sin modificar el código de su programación.

El planteamiento general para cumplir con una restricción de reserva en giro es el siguiente:

SIS n

j

j

RG

R 



Donde:

Rj: Reserva entregada por la central j [MW]

RG

En general, la suma de las reservas individuales aportada por las centrales que participan de la reserva debe ser mayor o igual a la reserva que necesita el sistema.

Para cada etapa considerada en el proceso de optimización, debe definirse la reserva necesaria con que deben cumplir las centrales designadas para esta tarea.

La inecuación anterior se puede reescribir de la siguiente forma:

SIS n

j

RGj

Maxj

P RG

P  

 ^{( )}

Donde:

PMaxj: Potencia máxima generable por la central j [MW].

PRGj : Potencia generada por la central j [MW] (Variable de decisión del modelo).