Esquema de reserva rodante en presencia de generación eólica
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(2) A mis padres.
(3) Contenido 1. Introducción. 6. 2. Reservas operativas. 8. 2.1. Impactos de la generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 8. 2.2. Reserva rodante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 9. 2.3. Unit commitment y AGC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 11. 2.4. Flujo de carga óptimo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 12. 2.5. Normatividad nacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 14. 2.6. Experiencia internacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 17. 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. 19. 3.1. Modelo de distribución de velocidad del viento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 19. 3.2. Modelo de generador eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 23. 3.3. Algoritmo de cálculo de la reserva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 25. 4. Caso de estudio. 30. 4.1. Descripción del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 30. 4.2. Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 32. 4.2.1. Caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 32. 4.2.2. Simulación de una hora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 33. 4.2.3. Simulación de un dı́a: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 35. 5. Trabajo futuro. 40. 6. Conclusiones. 41. A. Parámetros de los ajustes. 42. Referencias. 44. 3.
(4) Lista de figuras 2.1. Tipos de reservas [14]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 11. 3.1. Ajuste de distribución de la estación de alta capacidad . . . . . . . . . . . . . . . . .. 20. 3.2. Ajuste de distribución de la velocidad para cada una de las horas (alta capacidad). .. 21. 3.3. Simulación temporal de la velocidad del viento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 23. 3.4. Generador de inducción doblemente alimentado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 24. 3.5. Modelo para la simulación temporal del generador eólico . . . . . . . . . . . . . . . .. 25. 3.6. Curvas de potencia de la turbina eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 26. 3.7. Diagrama de flujo para el esquema de reserva rodante. . . . . . . . . . . . . . . . . .. 27. 4.1. Sistema IEEE One Area RTS 96 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 30. 4.2. Sistema de prueba modificado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 31. 4.3. Curva de carga del sistema de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 32. 4.4. Simulación de la potencia eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 33. 4.5. Simulación del voltaje en el nodo de conexión del generador eólico . . . . . . . . . .. 34. 4.6. Capacidad total de reserva rodante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 34. 4.7. Capacidad de reserva rodante por unidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 35. 4.8. Valores esperados de generación eólica y reserva rodante . . . . . . . . . . . . . . . .. 36. 4.9. Generadores despachados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 37. 4.10. Capacidad de reserva rodante como porcentaje de la demanda . . . . . . . . . . . . .. 37. 4.11. Desviación de la generación eólica y reserva rodante . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 38. 4.12. Capacidad de reserva rodante como porcentaje de la demanda (generador apagado) .. 38. A.1. Ajuste de distribución de la estación de baja capacidad. . . . . . . . . . . . . . . . .. 42. A.2. Ajuste de distribución de la estación de media capacidad. . . . . . . . . . . . . . . .. 42. 4.
(5) Índice de cuadros 2.1. Resumen de los tipos de reservas [14]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 12. 2.2. Resumen de las metodologı́as para el cálculo de reservas [14]. . . . . . . . . . . . . .. 17. 3.1. Estaciones escogidas para el análisis de los datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 19. 3.2. Parámetros del ajuste de distribución para la estación de alta capacidad . . . . . . .. 20. 3.3. Parámetros para cada una de las horas (alta capacidad) . . . . . . . . . . . . . . . .. 22. 3.4. Parámetros de la turbina Vestas V90 - 3.0 MW [20]. . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 24. 4.1. Caracterı́sticas del sistema de prueba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 31. 4.2. Costo marginal de los generadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 32. 4.3. Resultados de la simulación de un dı́a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 36. A.1. Parámetros de los ajustes de distribución de la velocidad del viento. . . . . . . . . .. 43. A.2. Parámetros para cada una de las horas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 43. 5.
(6) Capı́tulo 1. Introducción En los años recientes, las fuentes de energı́a renovable han presentado las mayores tasas de penetración en los sistemas de potencia alrededor del mundo. Los beneficios y la necesidad del uso de estas formas de obtención de energı́a han sido ampliamente discutidos. Algunas de las razones que justifican su crecimiento son la reducción de emisiones, su producción independiente de los precios de los combustibles, impulso tecnológico, y la seguridad energética que ofrecen a largo plazo debido a que se consideran provenientes de recursos inagotables. Teniendo esto en cuenta, muchos estados alrededor del mundo se han trazado planes con exigentes objetivos para la integración de fuentes renovables, y esperan que estos se traduzcan en beneficios para la sociedad. Dentro de la canasta de energı́as renovables, la generación eólica se ha convertido en una de las opciones más empleadas para cumplir con dichas obligaciones debido a su bajo costo relativo. Para 2010 la capacidad global de generación eólica alcanzo los 198 GW, lo que representa un crecimiento de 24 % en relación al 2009, siendo la tecnologı́a renovable de mayor crecimiento ese año [18]. El planteamiento y desarrollo de este proyecto esta centrado en esa tecnologı́a. La penetración a gran escala de generación eólica, ocasiona problemas técnicos que deben ser considerados por los operadores de los sistemas con el fin de determinar hasta que punto el costo de la integración es social y económicamente aceptable. La producción eólica, introduce mayor variabilidad e incertidumbre en la operación de los sistemas de potencia debido a su naturaleza intermitente. La energı́a eólica no esta disponible continuamente debido a que depende de un factor sin control directo, la velocidad del viento. Para mantener un nivel adecuado de confiabilidad, tras la inclusión de generación eólica, se deben considerar incrementos en los costos de operación. Si esos incrementos tienen un mayor peso que los beneficios sociales y económicos de la energı́a eólica, esta alternativa pierde soporte técnico y viabilidad. Esto genera un reto que ha atraı́do una considerable investigación y estudios internacionales en los últimos años: optimizar ese incremento en el costo de operación, de tal forma que se reduzca el impacto de la integración de fuentes intermitentes. Uno de los campos de trabajo, ha sido la determinación de las cantidades adicionales y los requisitos de la reserva operativa en sistemas con alta penetración de energı́a eólica. La operación 6.
(7) Capı́tulo 1. Introducción. 7. del sistema requiere que las nuevas tecnologı́as cuenten con un respaldo provisto por las unidades convencionales. Estas últimas, en general son confiables y pueden ser programadas y despachadas a lo largo de todo el ciclo de operación. En el peor de los casos, por cada MW proveniente de un parque eólico se deberı́a contar con un MW de reserva rodante, lo que implica mantener unidades convencionales sincronizadas con el sistema. Esto no es aceptable puesto que implica un alto costo de operación del sistema y no es consecuente con los objetivos de la integración. De nuevo el reto consiste en optimizar, en este caso, minimizar las reservas operativas adicionales teniendo en cuenta que la confiabilidad del suministro no se puede ver afectada. El objetivo de este proyecto de grado es estructurar un esquema de reserva rodante para un sistema con generadores eólicos. La metodologı́a usada se basa en simulaciones de Monte Carlo, para evaluar la capacidad de reserva rodante del sistema, ante diferentes condiciones de generación eólica y demanda. En cada realización se emplea la rutina de flujo de carga óptimo de la herramienta PSAT [13] de MATLAB R . El esquema de reserva debe ser compatible con la normativa nacional para control de frecuencia y operación de reservas. Para alcanzar esto, se planteó como objetivo inicial, la comparación de métodos internacionalmente adoptados para definir los requerimientos de reserva rodante, en presencia de generación eólica. Además, es necesario revisar la normatividad y metodologı́a actuales, dispuestas por la CREG y el CND para el cálculo de la reserva rodante en el paı́s. Se deben establecer las caracterı́sticas principales para la modelación de generación eólica, y los procesos necesarios para evaluar la capacidad de reserva durante la operación de un sistema. Finalmente, se implementará y probará el esquema mediante simulaciones en el sistema de prueba IEEE RTS de 24 nodos [6], teniendo en cuenta los requerimientos computacionales asociados..
(8) Capı́tulo 2. Reservas operativas 2.1.. Impactos de la generación eólica. La integración de generación eólica, conlleva a una mayor variabilidad e incertidumbre en la operación de los sistemas de potencia, su eficiencia y confiabilidad. El impacto de la variación de la producción eólica, puede acotarse hasta cierto punto, con el empleo de predicciones y con la diseminación geográfica de las plantas. De esta forma, la perdida repentina de toda la producción eólica en un sistema de potencia, se convierte en un evento de bajas probabilidades, debido a las fluctuaciones espaciales de las caracterı́sticas del viento y a la baja correlación de la producción de diferentes sitios. La variabilidad depende igualmente de la escala de tiempo considerada. En escalas de segundos y minutos, la variación de la producción eólica es pequeña, pero incrementa, al considerar escalas de varias horas o dı́as. En definitiva, para el análisis de la variabilidad de la generación eólica, es determinante el tamaño del área, la distribución de las plantas y la escala de tiempo de la operación del sistema. Los parques eólicos instalados en el mar se consideran más coherentes, por tanto, aún con una gran dispersión geográfica, pueden presentar rampas descendientes conjuntas de la producción de potencia [7]. Los posibles impactos de la penetración de generación eólica se listan a continuación: Regulación y seguimiento de la demanda: Se deben definir los requerimientos de reserva en el sistema, su empleo y ubicación. Eficiencia y unit commitment: La variabilidad de la potencia eólica, afecta la planeación diaria del sistema, la forma como operarán las unidades convencionales, los costos de encendido/parada, entre otros. Capacidad de generación (Adequacy): Al momento de planear la expansión y los requerimientos futuros de generación del sistema, como se deberı́a estimar el aporte neto de la producción eólica. 8.
(9) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 9. Capacidad de la red transmisión: Efecto en los flujos de potencia en la red, reducción o incremento de las perdidas y posibles situaciones de embotellamiento. Estabilidad del sistema: Respuesta y operación de los parques ante una falla en el sistema [7].. 2.2.. Reserva rodante. Un requisito fundamental para la operación de un sistema de potencia es que el sistema debe ser capaz de atender la demanda de potencia activa y reactiva, teniendo en cuenta que esta demanda cambia continuamente en todo instante. Dado que la energı́a eléctrica no puede ser almacenada convenientemente en las cantidades suficientes, es necesario mantener y controlar una reserva de generación de potencia activa y reactiva en todo tiempo, para garantizar la atención de la demanda. Además, la operación del sistema debe realizarse de tal forma que se garantice un valor constante de frecuencia, voltaje y un nivel de confiabilidad, todo esto, a un costo de operación óptimo y con el menor impacto ecológico [8, p. 8]. Las reservas de generación son conocidas como reservas operativas y son empleadas por los operadores de los sistemas de potencia para asegurar un suministro confiable de energı́a. Las reservas de potencia activa son necesarias para lograr el balance entre la generación y la carga y perdidas del sistema, permitiendo mantener la frecuencia del sistema en un valor constante. También son necesarias reservas para cubrir los déficits de potencia reactiva y evitar colapsos de voltaje [9, p. 327], sin embargo, este proyecto está restringido a la consideración de reservas de potencia activa. La definición, categorı́as y reglas de la reserva operativa cambian de acuerdo a las necesidades y consideraciones del operador, y por tanto, no son consistentes entre diferentes sistemas o paı́ses. En [14] proponen una definición y una nomenclatura para categorizar los diferentes tipos de reservas dentro de un marco común. La reserva operativa es definida en [14] como la capacidad de potencia que puede ser entregada o tomada en el marco temporal de operación para ayudar en el balance generación-carga y el control de frecuencia [14]. Los tipos de reserva son categorizados de acuerdo a la escala de tiempo de la respuesta, el tipo de evento al que deben responder, y la dirección de la respuesta. La escala de tiempo de respuesta esta relacionada con la cualidad de la reserva de estar, o no, sincronizada con el sistema en un momento especifico de operación. Esto genera la clasificación en reserva rodante y reserva no rodante: Reserva rodante: Es la capacidad adicional de generación que está disponible al incrementar la salida de los generadores que ya están conectados al sistema y no están operando a su máximo nivel. Para la mayorı́a de los generadores el incremento en la potencia de salida se logra al incrementar el torque o par aplicado al rotor de la turbina por la acción de la fuente de energı́a mecánica [5, p. 98]. Igualmente, la reserva rodante de un sistema puede describirse como la generación total disponible de todas las unidades sincronizadas menos la carga y perdidas actualmente atendidas.
(10) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 10. [21, p. 134]. Reserva no rodante: Es la capacidad adicional de generación que no esta actualmente sincronizada con el sistema, pero que puede ser conectada al sistema tras un corto retraso. La reserva no rodante, o frı́a, suele ser suministrada por unidades de arranque rápido. En sistemas interconectados esta reserva puede incluir importaciones de potencia o reducción de las exportaciones. Las reservas rodantes responden mas rápidamente y de forma mas confiable, pues ya están sincronizadas con el sistema y no están sujetas a problemas en el arranque. Algunas formas de reserva operativa son empleadas para necesidades continuas, es decir, no para responder a eventos inesperados. Otras formas son usadas para atender contingencias, como la perdida de un generador o la falla de una lı́nea de transmisión. También se consideran eventos de gran escala temporal como rampas netas de carga y errores en la predicción que ocurren sobre grandes espacios de tiempo. Finalmente, las reservas pueden ser categorizadas dependiendo si el suministro debe aumentar o disminuir. Cuando hay menos generación que carga se requiere de una regulación hacia arriba, que puede lograrse con generación adicional o la reducción de las cargas participantes. Si se presenta mayor generación que carga se necesita una regulación hacia abajo, que se obtiene al reducir la generación o incrementar las cargas participantes. A partir de las categorizaciones previamente mencionadas en [14] definen cinco tipos separados de reserva operativa: Reserva de respuesta a la frecuencia Reserva de regulación Reserva ante rampas Reserva de seguimiento de carga Reserva suplementaria Las caracterı́sticas de estas reservas se resumen en la Figura 2.1 y en la Tabla 2.1. Durante la operación normal de los sistemas son usadas la reserva de regulación (segundos) y la reserva de seguimiento de carga (minutos). Durante contingencias se emplean las reservas de respuesta a la frecuencia (segundos) y las reservas suplementarias para eventos de gran duración. Las reservas suplementarias permiten restaurar las reservas mas rápidas, como medida para contrarrestar posibles contingencias adicionales. Las reservas más rápidas son conformadas únicamente por reservas rodantes. La reserva debe estar uniformemente distribuida en el sistema, para minimizar el riesgo de sobrecarga de las lineas de transmisión. Si la reserva se concentrará en una región, al ocurrir una.
(11) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 11. Figura 2.1: Tipos de reservas [14]. contingencia, toda la reserva provendrı́a de un solo lugar y algunos corredores podrı́an sobrecargase produciéndose “embotellamientos” de la reserva [9, p. 340].. 2.3.. Unit commitment y Control automático de generación. Los grandes y lentos cambios de carga a lo largo del dı́a pueden ser anticipados de forma aceptable, a partir de información histórica y la identificación de los ciclos de actividad humana. Para responder a este tipo de cambios, el operador del sistema debe decidir en intervalos regulares cuales unidades estarán funcionando y cuales apagadas. Este proceso se conoce como unit commitment y consiste en la programación u horario que las unidades deben cumplir de tal forma que se optimice el costo de operación del sistema, considerando los costos de arranque, combustible y apagado de las unidades. El unit commitment puede realizarse una vez por dı́a para definir el mejor conjunto de unidades disponibles para alimentar la carga predicha en un intervalo y su horario diario de operación. Para intervalos mas pequeños, tı́picamente cada hora, el despacho económico determina el nivel exacto de potencia de salida requerido para cada una de las unidades de generación comprometidas. Los cambios más pequeños y rápidos de carga son manejados con el control automático de generación (AGC ) [9, p. 336]. Los objetivos de este sistema de control son: Mantener la frecuencia en o muy cercana a su valor nominal (e.g. 60 Hz). Mantener el valor correcto de potencia de intercambio entre áreas de control. Mantener la generación de cada unidad en su valor mas económico [21]..
(12) Capı́tulo 2. Reservas operativas. Propósito de la reserva. Otros nombres. 12. Reserva de respuesta a la frecuencia Proveer una respuesta inicial ante la frecuencia tras una gran perturbación. Reserva de regulación. Reserva rampas. Mantener el error de control de área debido a movimientos aleatorios en un marco temporal más rápido que el mercado. Responder a fallas y eventos que ocurren en largos periodos (e.g. errores de predicción del viento, rampas de viento). Respuesta del gobernador, control primario, FRR. Control de frecuencia. Reserva de generación variable, reserva de error de predicción, reserva de balance. Tipo de evento Contingencia Rápida (segundos) No evento (aleatoriedad inherente) Eventos de gran escala temporal Escala de tiempo de la respuesta Reserva rodante X Reserva no rodante Tipo de servicio AGC X Regulación hacia X arriba Regulación hacia X abajo. ante. Reserva de seguimiento de carga Mantener el error de control de área y frecuencia debido a movimientos no aleatorios en una escala temporal más lenta que las reservas de regulación Reservas terciarias. Reserva suplementaria Reemplazar reservas más rápidas para restaurar el nivel de reserva previo al evento. Reserva de reemplazo, reserva sustituta. Lenta (minutos) Rápida (segundos). Lenta (minutos) Rápida horas). (minutos-. Lenta (horas). X. X X. X X. X X. X. X. X. X X. X. X. X. Tabla 2.1: Resumen de los tipos de reservas [14].. La selección y ubicación de la reserva es una restricción del problema del AGC, dado que para cada periodo se debe alcanzar la reserva previamente programada. Se debe determinar cuales de las unidades sincronizadas prestaran el servicio de reserva rodante y que unidades de arranque rápido son útiles como reserva no rodante. El AGC está muy relacionado con la reserva de respuesta a la frecuencia (como lo evidencia la Tabla 2.1). Tras una contingencia que provoque un fuerte desequilibrio, esta reserva es la primera en responder y su tiempo de acción es relativamente corto (menor a 10 minutos). Esta respuesta ocurre tan rápido debido a que el AGC envı́a señales a los gobernadores de la turbinas tan pronto como sean sensados el error de control de área (ACE) y las desviaciones de frecuencia. En términos de la operación económica del sistema, las reservas operativas y el AGC hacen parte de los servicios auxiliares.. 2.4.. Flujo de carga óptimo. El flujo de carga óptimo (OPF) es una herramienta computacional empleada en la operación de los sistemas de potencia para determinar el despacho de generación que minimiza el costo operativo.
(13) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 13. mejorando las condiciones de operación. Es un problema de optimización no lineal, asociado con la operación en estado estacionario del sistema de potencia y permite determinar el valor óptimo de las variables de control considerando las restricciones técnicas de operación [19]. En la formulación del OPF se establece el cálculo del despacho económico, en términos de los costos de generación, y todo el conjunto de ecuaciones necesarias para el flujo de potencia, en sı́ mismo, como una gran restricción. El OPF puede resolverse para minimizar el costo de generación y al tiempo lograr que la optimización logre balancear el flujo de potencia [21, p. 514]. La minimización de los costos de generación no es la única función objetivo que ha sido considerada en el OPF. Otras funciones objetivo incluyen la minimización de perdidas en el red de transmisión, minimización de los requerimientos de compensación reactiva, minimización de transferencias entre áreas, maximización del beneficio social y maximización de la distancia al colapso de voltaje. Sin importar la función objetivo, el OPF debe satisfacer las ecuaciones del flujo de carga. Algunas de las técnicas de solución empleadas para este problema son: Método de iteración de lambda Método del gradiente Método de Kuhn-Tucker Método del punto interior (IPM) Métodos meta-heurı́sticos La caja de herramientas PSAT [13] de MATLAB emplea el método del punto interior para resolver el OPF. PSAT incluye tres funciones objetivo: la maximización del beneficio social, la minimización de la distancia al colapso y una aproximación múlti-objetivo. En este proyecto se considerara la primera de estas funciones. La formulación para la maximización del beneficio social esta en 2.1:. mı́n −. X. CDi (PDi ) −. X. CSi (PSi ) → Beneficio social. s.a. g(δ, V, QG , PS , PD ) = 0 → Ecuaciones del flujo de potencia PSmin ≤ PS ≤ PSmax → Bloques de oferta PDmax ≤ PD ≤ PDmax → Bloques de demanda |Pij (δ, V )| ≤ Pijmax → Limites de transferencia |Pji (δ, V )| ≤ Pjimax QGmin ≤ QG ≤ QGmax → Limites de generación reactiva Vmin ≤ V ≤ Vmax → Limites de seguridad de voltaje. (2.1).
(14) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 14. en donde, CS y CD son respectivamente vectores de oferta y demanda en $/MWh, PS y PD son las potencias de los generadores y las cargas en MW, QG representa la potencia reactiva de los generadores, V y δ son el voltaje fasorial de los nodos, y Pij y Pji son los flujos bidireccionales de potencia a través de las lı́neas de transmisión. De acuerdo a [11], si CS son las funciones de costo de generación, CD = 0 y PDmin = PDmax ; se esta resolviendo el despacho económico clásico, asegurando los lı́mites de seguridad de los voltajes y los lı́mites térmicos de las lı́neas. La condición PDmin = PDmax equivale a decir que la demanda se considera inelástica. Estas condiciones son usadas para la formulación del OPF empleado en este proyecto. La rutina de OPF de PSAT, permite incluir reservas de generación. Para el manejo de reservas en PSAT se debe definir un costo asociado a las reservas 2.2: C(PR ) =. X. CRi P Ri. (2.2). i=1,NR. y limites para esta potencia 2.3: PRmini ≤ PRi ≤ PRmaxi. i = 1, . . . , NR. (2.3). Además, de inecuaciones para asegurar que la suma de la potencia suministrada y la reserva sea menor a la capacidad de la unidad y que las reservas sean menores que la demanda total 2.4:. PSi + PRi ≤ PSmaxi i = 1, . . . , NR X X PDi PRi ≤ i=1,NR. 2.5.. (2.4) (2.5). i+1,ND. Normatividad nacional. En el paı́s la Comisión de Regulación de Energı́a y Gas (CREG) ha sido la entidad encargada de definir la metodologı́a para el calculo de la reserva rodante y otros servicios asociados a la generación de energı́a. La Comisión ha producido diferentes resoluciones al respecto, las cuales han modificado en diferentes momentos la forma como se asigna la reserva. Las reformas progresivas han respondido a la evolución y evaluación de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el Mercado de Energı́a Mayorista (MEM). Cronológicamente, algunas de las resoluciones relacionadas con este tema son la 024 y 025 de 1995, la 198 de 1997 y la 076 de 2009. La Resolución 025 de 1995, establece el Código de Redes como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN). El Código de Redes esta compuesto por cuatro códigos más especializados, uno de estos es el Código de Operación. Este último incluye las disposiciones necesarias para que la operación integrada del SIN sea confiable, segura y con calidad de servicio. Además, este documento contiene las definiciones aún validas sobre regulación y reserva:.
(15) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 15. Regulación Primaria: Es la variación inmediata de la potencia entregada por el generador como respuesta a cambios de frecuencia en el sistema. Regulación Secundaria: Es el ajuste automático o manual de la potencia del generador para restablecer el equilibrio carga-generación. Regulación Automática de Generación (AGC): Es un sistema para el control de la regulación secundaria, usado para acompañar las variaciones de carga a través de la generación, controlar la frecuencia dentro de un rango de operación y los intercambios programados. El AGC, puede programarse en modo centralizado, descentralizado o jerárquico. Reserva Operativa: Es la diferencia entre la suma de las capacidades disponibles de las unidades generadoras y la suma de la generación programada de las mismas en la hora considerada. Reserva Rodante: Es la parte de la reserva operativa ubicada en plantas que están operando y puedan responder a cambios de generación en periodos de hasta 30 segundos. Reserva de Regulación Primaria: Es aquella Reserva Rodante en las plantas que responden a cambios súbitos de frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la planta debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Reserva de Regulación Secundaria: Es aquella Reserva Rodante en las plantas que responden a la variación de generación y que debe estar disponible a los 30 segundos a partir del momento en que ocurra el evento. Debe poder sostenerse al menos durante los siguientes 30 minutos de tal forma que tome la variación de las generaciones de las plantas que participaron en la regulación primaria. Capacidad Remanente: Es el resultado de descontar de la Disponibilidad Declarada de cada unidad generadora: la reserva rodante y el valor máximo entre las generaciones mı́nimas técnicas, por seguridad y por AGC [3]. Por otra parte, esta resolución establece que todos los generadores tiene la obligación de participar en la regulación primaria y secundaria. A su vez, el numeral 3.2 Reserva Rodante y AGC, del Código de Operación especifica otros puntos a considerar: El programa de reserva rodante se utiliza para determinar a nivel horario la magnitud de reserva rodante mı́nima requerida para cumplir el criterio de confiabilidad de suministro de la demanda. Este criterio es el limite adoptado de Valor Esperado de Racionamiento de Potencia a Corto Plazo (VERPC). El valor calculado de reserva rodante se reparte entre las plantas disponibles para este servicio, teniendo como orden de prioridad mantener la frecuencia dentro del rango de operación normal, seguida por las áreas operativas operando cerca al lı́mite de transferencias. La regla de distribución de la reserva se presenta en el Anexo CO-4..
(16) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 16. La frecuencia de utilización del programa es diaria, el horizonte un dı́a y el perı́odo de resolución una hora. El valor de reserva de regulación hacia arriba, requerida para el AGC, es igual a la unidad generadora más grande del sistema. Igualmente, para permitir la regulación de frecuencia hacia abajo, el AGC requiere una generación mı́nima que se reparte entre las plantas participantes de la regulación [3]. El mencionado Anexo CO-4 de la Resolución 025 de 1995 fue modificado radicalmente por la Resolución 198 de 1997 y la modificación fue luego reformada parcialmente por la Resolución 076 de 2009, siendo a la fecha la ultima corrección vigente. En la primera versión de este anexo la distribución de la reserva se definı́a calculando una serie de ı́ndices para cada una de las unidades, en la versión de la Resolución 198 de 1997 la asignación se realizaba por por estricto orden de mérito de precios de oferta de menor a mayor [1] y tras la reforma de la Resolución 076 de 2009 se establece que la asignación se hará por un proceso de optimización que minimice los precios para cubrir las necesidades del SIN en las 24 horas, tal que 2.6:. mı́n. XX t. (P ofit × DAGCit ) + P arit. (2.6). i. Sujeto a: RAGCt ≤. X. DAGCit. (2.7). i. Restricciones operativas donde: i indexa a los generadores, t indexa las horas del dı́a, P of es la oferta de precio en la Bolsa de Energı́a, P ar la oferta de precio arranque-parada de plantas térmicas que arrancan por asignación de holgura, DAGC la holgura para regulación secundaria de frecuencia y RAGC la reserva de regulación requerida. El Anexo CO-4 también define los criterios para participar en la regulación secundaria de frecuencia, los criterios de seguridad y calidad del control integrado y el formato y proceso de oferta de disponibilidad de este servicio [2]. El actual operador del sistema considera dos criterios para definir la reserva total del sistema: Criterio de desviación de demanda: El balance carga-generación de un sistema de potencia está en constante variación, por tanto existen diferencias entre la generación y demanda reales. El error de pronóstico de demanda oscila entre el 3 % y 5 %. Criterio de salida de la unidad más grande disponible: Este criterio está definido teniendo en cuenta criterios de confiabilidad en la demanda. Se busca que con la salida de la unidad más.
(17) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 17. grande del sistema no se presente desconexión de carga por baja frecuencia [24].. 2.6.. Experiencia internacional. El Laboratorio Nacional de Energı́a Renovable del Departamento de Energı́a de Estados Unidos (NREL) elaboró un documento, con el apoyo de colaboradores internacionales, en el que presentan una comparación internacional de los esquemas de reserva operativa en sistemas con alta generación eólica [14]. El documento fue elaborado para ser presentado en la conferencia sobre integración a gran escala de energı́a eólica en sistemas de potencia llevada a cabo en Québec, Canadá; en octubre de 2010. La comparación se centra en paı́ses europeos, Canadá y Estados Unidos. En el artı́culo, se presenta una valoración de las temáticas comunes y las diferencias importantes, junto con temas emergentes, de los métodos y resultados sobresalientes de la reserva operativa en la práctica con la integración de generadores eólicos. Se establece que la reserva operativa provocada por la introducción de fuentes eólicas no es una función constante y que la producción de energı́a de un parque no cambia lo suficientemente rápido como para considerarse como contingencia. Los estudios de integración discutidos en ese documento, consideran tipos de reservas similares, pero los métodos para determinar la cantidad requerida de reserva varı́an ampliamente. La mayorı́a de los estudios concluyen, a priori, que no son necesarios cambios en las reservas suplementarias, dado que la contingencia más grande del sistema permanece como el generador más grande. La tabla 2.2 resume las metodologı́as para el calculo de la reserva. Estudio Minnesota New York EWITS WWSIS Irlanda España Quebec Paı́ses Bajos. Dinamarca. Metodologı́a reserva de regulación Estadı́sticas, desviación estándar de la variabilidad del viento Estadı́sticas, desviación estándar de la variabilidad del viento Estadı́sticas, desviación estándar de la variabilidad del viento Estadı́sticas, desviación estándar de la variabilidad del viento Simulación de Monte Carlo (paso temporal) Análisis estadı́stico Análisis pico a pico en el dominio de la frecuencia, análisis de escenarios Modelo basado en el riesgo de mercado. Metodologı́a de reserva de seguimiento y rampas Función de la salida del viento (dinámico) Estadı́sticas, desviación estándar del error de predicción del viento Optimización estocástica Análisis estadı́stico, basado en el riesgo (dinámico) -. -. Tabla 2.2: Resumen de las metodologı́as para el cálculo de reservas [14]..
(18) Capı́tulo 2. Reservas operativas. 18. Kirschen y Ortega-Vazquez [15] proponen una técnica para calcular la cantidad óptima de reserva rodante que el operador del sistema debe garantizar para responder a la salida de generadores, junto con errores en la predicción de la carga o la producción de energı́a eólica. Los autores emplean simulaciones de Monte Carlo para determinar los requerimientos de la reserva rodante y comparan su técnica con el criterio tradicional determinista y propuestas de otros autores. Los resultados obtenidos muestran que un incremento en la penetración de la energı́a eólica no necesariamente requiere un aumento de la reserva rodante. Xiao et al. [23] partiendo de una aproximación basada en programación estocástica de dos etapas para el problema de unit commitment formulan una propuesta para determinación de los niveles de reserva rodante y no rodante para grandes sistemas en un horizonte de optimización de 24 horas con consideraciones económicas. La efectividad del método propuesto es probada en un sistema de prueba californiano. Los autores concluyen que la naturaleza variable e intermitente de la energı́a eólica tiene un gran impacto en los requerimientos de reserva y en los costos del sistema. Establecen que cuando la desviación estándar del error de predicción es reducida, la cantidad de reservas puede reducirse. En contraposición a los mayores costos, los autores resaltan los ahorros para el sistema debido a la producción sin costo marginal de combustible de la producción eólica. Luisa Flórez [4] presentó en su trabajo de grado un análisis de la reglamentación colombiana que rige el despacho programado y el cálculo de la reserva rodante, buscando acoplar el método probabilı́stico Pennsylvania-New Jersey-Maryland (PJM) en la técnica de cálculo de la reserva actualmente empleada en Colombia. En la metodologı́a empleada se determina el nivel de reserva rodante a partir de criterios probabilı́sticos de falla en el sistema de generación. El método fue implementado en MATLAB y se verificó en un sistema de prueba IEEE (RBTS test system). Entre otros trabajos relacionados se encuentra el proyecto de grado de Ana Marı́a Ramirez [17] y el documento de Álvaro Pinilla [16], los cuales presentan estudios sobre el potencial y la viabilidad de parques eólicos en el paı́s para la generación de electricidad comercial. El trabajo de grado concluye que son necesarios incentivos económicos o tributarios para que los proyectos eólicos sean viables y competitivos. Igualmente, establece que es necesaria la creación de un marco regulatorio que defina las reglas para la entrada al despacho central de plantas eólicas conectadas al SIN (mayores a 20 MW) y formas para reducir las penalizaciones por desviación. El documento de Pinilla se revisa el estado del uso de la energı́a eólica en el mundo y en Colombia y muestra que las perspectivas de esta energı́a en Colombia son altas, sobre todo en la región Caribe y algunas otras zonas del paı́s..
(19) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante 3.1.. Modelo de distribución de velocidad del viento. Para el desarrollo de este proyecto se emplearon los datos del Western Wind Dataset del Laboratorio Nacional de Energı́a Renovable de Estados Unidos (NREL). Los datos provienen de la simulación de velocidades de viento y la respectiva producción de potencia de parques eólicos individuales en el oeste de Estados Unidos. Esta información permitirá estimar la generación eólica que será incluida en el sistema de potencia de este proyecto. El periodo de grabación de los datos va del 1 de enero de 2004 al 31 de diciembre de 2006 con intervalos de 10 minutos. Para los tres años se tiene un total de 157.824 datos de velocidad de viento y producción de potencia por cada uno de los parques eólicos. Cada uno de los parques eólicos estimados contiene 10 turbinas Vestas V90 de 3 MW. La potencia de salida de las turbinas esta modelada para una altura de 100 m sobre el nivel de la tierra. La dispersión geográfica de los parques por una amplia zona permite obtener variedad en los factores de capacidad efectivos de los diferentes puntos de generación. La tabla 3.1 presenta las caracterı́sticas de estaciones con diferentes factores de capacidad. Esta capacidad representa la razón entre la producción agregada de la estación y su máxima producción posible en el periodo de tiempo. La estación de alta capacidad es un parque offshore.. Baja capacidad Media capacidad Alta capacidad. ID. Capacidad [ %]. 12022 21713 22952. 21,3 35,2 53,1. Densidad de potencia 2 [W/m ] 313 633,1 1249,5. Velocidad promedio [m/s] 6,1 8,3 10,2. Elevación [m]. 1567 1951 0. Tabla 3.1: Estaciones escogidas para el análisis de los datos 19.
(20) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. 20. La producción de la estación de alta capacidad es la que presenta mayor varianza. Una producción cercana al 50 %, está relacionada con la parte de mayor pendiente de la curva de conversión de potencia de una turbina eólica [14], [22]. La mejor manera para modelar la velocidad del viento es mediante una serie histórica de mediciones. Sin embargo, estas series de información no son adecuadas para una evaluación comparativa [11, p. 435]. Por esta razón, se empleó el método de estimación de máxima verosimilitud (MLE) para obtener los parámetros de la distribución que más se ajustan a la velocidad del viento consignada en los datos considerados. El ajuste se realizo para los datos de los tres años, de los parques eólicos de baja, media y alta capacidad de generación. La MLE fue ejecutada mediante la herramienta Distribution fitting tool de MATLAB. A manera de ejemplo, se presentan los resultados para la estación de alta capacidad en la figura 3.1 y en la tabla 3.2. Los resultados para la estaciones de media y baja capacidad pueden ser consultados en el anexo A.. Figura 3.1: Ajuste de distribución de la estación de alta capacidad. Distribución log verosimilitud Media Varianza Parámetros c k. Weibull -478535 9,9990 27,5418 11,2817 1,9910. Tabla 3.2: Parámetros del ajuste de distribución para la estación de alta capacidad.
(21) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. 21. Este resultado establece que la distribución Weibull, es la que mejor se ajuste a la información considerada. Esta distribución, es ampliamente empleada en la industria eólica y es frecuente en distintas ubicaciones. Su asimetrı́a es concorde con evidencia natural general: la mayor parte del tiempo se presentan vientos moderados y con menor probabilidad fuertes ráfagas. La distribución Weibull está descrita por los parámetros de escala c y forma k. La función de densidad de probabilidad se presenta en la expresión 3.1, en donde, vw representa la velocidad del viento. f (vw , c, k) =. k k−1 −( vw )k v e c ck w. (3.1). El proceso de ajuste de la velocidad se puede repetir para cada una de las horas del dı́a, considerando únicamente los datos de cada hora del dı́a durante los tres años. Este proceso puede ser útil para alcanzar una mejor aproximación al comportamiento del viento en periodos más cortos. La figura 3.2 muestra las distribuciones Weibull obtenidas para cada una de las horas en el caso de alta capacidad, y la tabla 3.3 condensa los parámetros de dichas distribuciones en cada hora.. Figura 3.2: Ajuste de distribución de la velocidad para cada una de las horas (alta capacidad). A pesar de contar con 6.576 datos por cada una de las horas, las diferencias entre los parámetros de cada hora son mı́nimas, y en general, son cercanos a los parámetros globales. Es decir, en largos periodos, el comportamiento general de la velocidad del viento se puede extender a periodos más cortos. Para la simulación de la operación del sistema con generación eólica, se empleará la herramienta PSAT [13] en MATLAB. Para el caso especı́fico de la velocidad viento, PSAT cuenta con diferentes modelos de velocidad de viento: distribución Weibull, modelo compuesto (velocidad promedio, rampas, ráfagas y turbulencias), onda Ricker (también conocido como sombrero mexicano) y series de.
(22) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. Hora 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24. c 12.046 11.9 11.773 11.608 11.458 11.228 11.075 10.984 10.908 10.854 10.814 10.789 10.77 10.788 10.784 10.829 10.892 11.041 11.208 11.425 11.645 11.807 11.982 12.135. 22. k 2.2111 2.1447 2.0751 1.998 1.9897 1.9617 1.9662 1.9691 1.9596 1.9486 1.9241 1.9228 1.9097 1.9266 1.9398 1.9295 1.9189 1.9398 1.9483 1.9773 2.0138 2.0285 2.1621 2.2414. Tabla 3.3: Parámetros para cada una de las horas (alta capacidad) mediciones. Sin importar el modelo, el primer valor de la secuencia de velocidad será la velocidad promedio vwa [12, p. 214]. El modelo de distribución Weibull, emplea la correspondiente función acumulada inversa 3.2, para obtener las variaciones temporales de la velocidad del viento ν(t): νw (t) =. ln(ι(t)) − c. 1. k. (3.2). donde ι(t) es la probabilidad, es decir, un generador de números aleatorios (ι(t) ∈ [0, 1]). Para finalizar, la velocidad del viento es calculada, estableciendo la velocidad promedio vwa determinada en el paso de inicialización, como la velocidad media ν̂w 3.3. v̌w (t) = (1 + νw (t) − ν̂w )vwa. (3.3). Para simular el leve efecto de las variaciones de alta frecuencia, de la velocidad del viento sobre la superficie del rotor, los datos de la velocidad de viento pasan por un filtro pasa baja, con constante.
(23) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. 23. de tiempo τ , antes de ser usados, para calcular la potencia mecánica de la turbina eólica [11]. La figura 3.3, presenta un ejemplo de la simulación temporal de la velocidad del viento, empleando el modelo de distribución Weibull de PSAT, para t entre 0 y 20 s, con ∆t = 20 ms, vwN = 10 m/s, τ = 0,1 s, c = 11, 2817 y k = 1, 9910. Esta gráfica se puede comparar con la incluida en [11, p. 437], donde se aprecia que, bajo este modelo la velocidad permanece variando cerca al valor medio. La inclusión del filtro de variaciones de velocidad de alta frecuencia es responsable en parte de dicho resultado.. Figura 3.3: Simulación temporal de la velocidad del viento.. 3.2.. Modelo de generador eólico. El modelo del generador eólico busca replicar el comportamiento de la turbina Vestas V90 de 3 MW, empleada en el estudio del NREL, como se expuso previamente. Estas turbinas están compuestas por tres aspas, con regulación de inclinación (pitch control ) y generador de inducción doblemente alimentado (DFIG). Algunos detalles técnicos adicionales se resumen en la tabla 3.4. Los DFIG son ampliamente empleados en las turbinas eólicas, porque poseen la capacidad de suministrar potencia a una tensión y frecuencia constante, aunque la velocidad del rotor varı́e. Además, incluyen la posibilidad de controlar su factor de potencia. Un DFIG está basado en un generador de inducción trifásico de rotor devanado. El devanado del estator está conectado directamente a la red, mientras que el rotor está alimentado mediante un conversor de voltaje AC/DC/AC. El conversor permite ajustar la frecuencia de la corriente AC, que alimenta los devanados del rotor. Esta frecuencia variable permite contrarrestar las variaciones en la velocidad del rotor, causadas por las fluctuaciones de la potencia mecánica suministrada por.
(24) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. Parámetro Regulación de potencia Potencia nominal Velocidad mı́nima de operación (cut-in) Velocidad nominal Velocidad máxima de operación (cut-out) Diámetro del rotor Área barrida Frecuencia Tipo del generador Longitud de las aspas Rango del factor de potencia. 24. Valor Control de inclinación con velocidad variable 3 000 kW 3,5 m/s 15 m/s 25 m/s 90 m 6 362 m2 50 / 60 Hz 4 polos ası́ncrono 44 m 0,98CAP – 0,96IND. Tabla 3.4: Parámetros de la turbina Vestas V90 - 3.0 MW [20]. la turbina. La capacidad de los conversores de electrónica de potencia para generar o absorber potencia reactiva, es la que permite controlar el factor de potencia. La figura 3.4 presenta un diagrama simplificado de un DFIG.. Figura 3.4: Generador de inducción doblemente alimentado El modelo adecuado de un generador eólico depende del tipo de estudio en el que se va emplear, entre otros, análisis de flujo de potencia, análisis de corto circuito, o análisis dinámico. Para el desarrollo de este proyecto es necesario un modelo dinámico para simulación temporal y un modelo para el flujo de potencia óptimo: Modelo dinámico: PSAT incluye tres modelos dinámicos de turbinas eólicas: a) Turbina de velocidad constante con generador de inducción de jaula de ardilla, b) Turbina de velocidad variable con DFIG y c) Generador sincrónico de manejo directo (DDSG) . Los detalles de los modelos dinámicos se encuentran en [12, p. 221]. Para la simulación temporal se plantea el sistema implementado en de PSAT de la figura 3.5. Este modelo está únicamente compuesto por un modelo de viento, el modelo de un DFIG con los parámetros correspondientes a la turbina Vestas V90 - 3.0 MW, una lı́nea con parámetros.
(25) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. 25. prácticamente ideales y un nodo slack para equilibrar la potencia del generador. El bloque PV es necesario para inicializar el bloque del DFIG.. Figura 3.5: Modelo para la simulación temporal del generador eólico Empleando la rutina de simulación temporal de PSAT se establece el comportamiento dinámico de las variables del generador, como el voltaje y la potencia producida, ante los cambios de velocidad del viento. Para validar el modelo planteado, se realizó una simulación temporal, asumiendo una rampa de la velocidad del viento que recorra los valores de operación de la turbina, de tal forma que se obtuviera la curva de potencia correspondiente. La figura 3.6 permite comparar la curva de potencia original de la turbina y la curva simulada. La simulación cumple con las velocidades mı́nima y máxima de generación, y la pendiente central de la curva es similar a la original. El anterior modelo es valido para simular el comportamiento dinámico de una turbina, sin embargo, es necesario extender esta modelo para considerar la simulación agregada de un parque eólico. El bloque DFIG de PSAT permite definir el número de turbinas que componen el parque, y de esta forma extrapolar el comportamiento, aunque bajo la suposición implı́cita que el mismo modelo de viento afecta a todas las turbinas. Modelo para flujo de potencia: En este caso los requerimientos del modelo son principalmente la potencia generada y el voltaje en el nodo de conexión del parque. Un practica usual es modelar los generadores como nodos PQ, es decir, como cargas negativas. En este modelo,se resta de la carga la potencia momentánea generada y se supone un generador sin control de voltaje. Sin embargo, las turbinas de velocidad variable, como las consideradas en este caso, puede ser modeladas como nodos PV. La potencia real suministrada se establece en un valor momentáneo y teniendo en cuenta el rango en el que puede variar la potencia reactiva, se fija el control del voltaje del nodo. En el caso de la turbina considerada, los limites de potencia reactiva son: −0,2031 p.u. ≤ Qg ≤ 0,2917 p.u., teniendo en cuenta el rango de factor de potencia de la tabla 3.4. El valor de potencia real momentáneo se define de acuerdo con la simulación temporal.. 3.3.. Algoritmo de cálculo de la reserva. El algoritmo para el cálculo de la reserva se basa en simulaciones de Monte Carlo, dentro de un periodo de operación de un sistema de potencia. Siguiendo lo establecido en la normatividad.
(26) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. 26. (a) Curva de potencia de la Vestas V90 - 3.0MW. (b) Curva de potencia simulada. Figura 3.6: Curvas de potencia de la turbina eólica nacional, el algoritmo tiene como horizonte un dı́a y el perı́odo de resolución es de una hora. La figura 3.7 presenta el diagrama de flujo general del algoritmo. Para la implementación del algoritmo se empleó MATLAB y el uso por comandos de PSAT, para acceder a sus rutinas de simulación temporal y OPF. A continuación, se detallan los procesos del diagrama: Inicialización: Se cargan datos relevantes del sistema, entre otros, las potencias nominales de los generadores, la curva de carga diaria y los parámetros de las distribuciones Weibull de la velocidad del viento para cada hora. Se definen otros parámetros como el número de iteraciones de la simulación de Monte Carlo (SMC) y la cantidad de potencia que va ser reemplazada por generación eólica. Además, se da inicio al uso por comandos de PSAT y se configuran los ajustes de la simulación temporal y el OPF. Simulación temporal: Se define un ciclo que se repite por cada una de las horas del dı́a. Lo primero que se realiza dentro del ciclo es una simulación temporal de la potencia generada por el parque eólico y del voltaje en su nodo de conexión. Para esa simulación se emplea la rutina Time Domain Simulation de PSAT y el modelo de generador eólico expuesto en la sección previa. Cada vez que se inicia una nueva hora se actualizan los parámetros c y k correspondientes para el modelo de viento con distribución Weibull. La velocidad promedio para cada hora también se puede modificar, con el fin de evaluar los pronósticos, de fuertes variaciones a lo largo del dı́a..
(27) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. Figura 3.7: Diagrama de flujo para el esquema de reserva rodante.. 27.
(28) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. 28. El paso de la simulación temporal se define fijo, y equivalente al tiempo final dividido entre el número de iteraciones de la SMC. De esta forma, por cada paso de la simulación temporal se genera una velocidad de viento aleatoria que se traduce en una potencia y voltaje de salida variables, que se emplearan en cada realización de la SMC. Las rutinas de simulación dinámica son generalmente empleadas en intervalos cortos, del orden de segundos. Sin embargo, en este proyecto se asume que, aunque la simulación sea para un intervalo de 20 s, se puede escalar a un periodo más largo (1 hora), sin afectar el significado de la simulación. Potencia objetivo del despacho: De la simulación anterior, se obtiene un valor esperado de generación eólica E(Pg eólica (h)) y se tienen una demanda definida para la hora actual PD (h) y un requisito de reserva rodante PRR . Siguiendo uno de los criterios del operador del sistema, este requisito puede definirse como un porcentaje de la demanda para esa hora. Con estos datos se calcula la potencia objetivo del despacho para la hora 3.4:. Pobjetivo (h) = PD (h) − E(Pg eólica (h)) + PRR (h). (3.4). Despacho por mérito: Se realiza un despacho inicial considerando los precios marginales de cada unidad de generación. La lista de generadores despachados se define ordenando los generadores, por mérito de menor a mayor precio de oferta, hasta que la potencia objetivo de la hora sea cubierta. Este despacho no considera restricciones eléctricas u operativas y es análogo al despacho ideal que realiza el CND. En este proyecto se asume que cada unidad de generación puede ofertar una potencia equivalente a su potencia nominal. Despacho de ajuste: Para definir si el despacho por mérito garantiza la operación segura del sistema, se ejecuta un OPF de ajuste. Si la rutina no converge, se deben agregar generadores, conservando el orden de mérito, hasta que los lı́mites térmicos o de voltaje se conserven. De esta forma, se garantiza la operación segura del sistema, teniendo en cuenta el valor esperado de generación eólica y la demanda estimada en cada hora. Simulación de Monte Carlo (SMC): El número de realizaciones es equivalente al número de pasos de la simulación temporal. En cada realización se actualiza el valor de potencia eólica generada y el voltaje en el nodo del parque eólico y se ejecuta un OPF para determinar el nivel exacto de potencia que debe producir cada unidad de generación. Algunas unidades deberán operar a su nivel máximo, otras en un nivel intermedio y otras permanecen apagadas de acuerdo al despacho por mérito ajustado. Las primeras no pueden prestar un servicio de reserva; las segundas, al estar sincronizadas con el sistema, son las responsables de prestar la reserva rodante necesaria; y las últimas constituyen la reserva no rodante. Si el OPF no converge, implica que el sistema no puede operar bajo esas condiciones, y es necesario un redespacho..
(29) Capı́tulo 3. Metodologı́a de cálculo de la reserva rodante. 29. En cada realización, para un valor de generación eólica, se calcula la capacidad de reserva rodante con la que cuenta el sistema. Una vez ejecutada la SMC se puede obtener la probabilidad que el sistema no pueda mantener el requisito de reserva, y otras estadı́sticas relacionadas. OPF para generador eólico apagado: El último proceso en cada ciclo es, verificar la operación del sistema si la velocidad del viento tiende a ser menor que la velocidad mı́nima de funcionamiento de la turbina. En este caso, se define la potencia del generador nula, se comprueba si el OPF converge y si la capacidad de reserva aún es suficiente para cumplir con el requisito. Estos procesos se repiten iterativamente por cada hora del dı́a. Para finalizar, este esquema permite estimar los requisitos de reserva para las 24 horas siguientes, teniendo en cuenta la variabilidad de la generación eólica y los cambios de la curva de demanda. Este esquema representa un unit commitment simplificado, puesto que no se consideran costos de arranque y parada y su optimización a lo largo del dı́a..
(30) Capı́tulo 4. Caso de estudio 4.1.. Descripción del sistema. Para validar la metodologı́a expuesta hasta este punto, se empleará el sistema de prueba IEEE One Area RTS 96. Los principales parámetros del sistema se encuentran en [6]. La figura 4.1 muestra la implementación en PSAT del sistema y la tabla 4.1 resume las principales caracterı́sticas de este sistema.. Figura 4.1: Sistema IEEE One Area RTS 96 De los 24 nodos que componen el sistema, los primeros 10 operan a 138 kV, y el resto a 230 30.
(31) Capı́tulo 4. Caso de estudio. 31. Nodos Lı́neas Unidades de generación Cargas PQ Capacidad de generación Demanda total Perdidas. 24 33 32 17 3 GW 2,85 GW 47,27 MW. Tabla 4.1: Caracterı́sticas del sistema de prueba.. kV. El nodo 13 fue escogido como el nodo slack del sistema. Para la implementación en PSAT del sistema, además, de los bloques tradicionales para el flujo de carga (PQ, PV y Slack ), se deben adicionar los bloques Supply y Demand. Estos bloques permiten definir los parámetros de costo de los generadores y la demanda respectivamente, y restricciones del mercado que se usan en la rutina del OPF. El bus 1 fue escogido para incluir la generación eólica. Las unidades de generación originales fueron reemplazadas por un parque eólico con potencia nominal equivalente. Siguiendo lo expuesto en el ı́tem 3.2, el generador se modela empleando un bloque PV. La potencia y voltaje de este bloque cambian en cada realización de Monte Carlo. Igualmente se agrega el correspondiente bloque Supply, asumiendo que el costo marginal del generador eólico es cero. Esta modificación implica que la penetración de potencia eólica alcanza un 5,73 % de la capacidad de generación, o un 6,03 % de la demanda. Además, con este cambio, se reemplazan dos de los generadores más costosos del sistema, por una tecnologı́a de mı́nimo precio de operación. La figura 4.2 presenta la modificación del sistema para incluir el generador eólico. Cabe mencionar, que el bloque del DFIG no se puede conectar directamente al sistema, porque la rutina de OPF no admite componentes dinámicos.. Figura 4.2: Sistema de prueba modificado En [6] se incluyen diferentes curvas de carga, dependiendo de la temporada y ubicación del dı́a (entre semana o fin de semana). Para la simulación realizada, se tuvo en cuenta la curva de carga de un dı́a entre semana de verano, dado que, ese tipo de dı́a presenta la mayor variación de demanda. La figura 4.3 muestra la curva de carga mencionada. Los coeficientes de las funciones de costo cuadráticas de los generadores se tomaron de [10]. La tabla 4.2 resume los costos marginales, y presenta la numeración empleada de aquı́ en adelante para.
(32) Capı́tulo 4. Caso de estudio. 32. Figura 4.3: Curva de carga del sistema de prueba identificar las unidades de generación. La capacidad del generador eólico corresponde a un parque eólico compuesto por 58 turbinas Vestas V90 - 3.0 MW. Nodo 1 2 2 7 13 15 15, 16, 23 18, 21 22 23. Generador 1 2, 3 4, 5 6-8 9 - 11 13 - 17 12, 18, 27, 28 19, 20 21 - 26 29. Costo [$/MWh] 0 24,842 10,239 17,974 18,470 21,227 9,537 5,230 1 9,587. Capacidad [MW] 174 20 76 100 197 12 155 400 50 350. Tipo Eólica Combustible Carbón Combustible Combustible Combustible Carbón Nuclear Hı́drica Carbón. Tabla 4.2: Costo marginal de los generadores. 4.2.. Resultados. En primer lugar, se describe el resultado del OPF en el caso base, es decir, el sistema sin considerar ningún generador eólico. El algoritmo propuesto en la sección 3.3 incluye dos ciclos: uno interno para la simulación de Monte Carlo (SMC) para cada hora y otro para repetir este proceso durante 24 horas. Se presentan por separado los resultados de la SMC para una hora y los obtenidos al repetir el proceso a lo largo del dı́a.. 4.2.1.. Caso base. Se empleó la rutina OPF estándar de PSAT (ω=0), considerando la demanda inelástica y la carga pico del sistema (2850 MW). De acuerdo a la solución, las unidades de generación 13 – 17, 2, 3 y dos conectadas originalmente al nodo uno (de caracterı́sticas idénticas a 2 y 3), no son despachadas..
(33) Capı́tulo 4. Caso de estudio. 33. Las unidades que no están en su máximo nivel y son de la misma capacidad, son despachadas en cantidades equivalentes. Los generadores despachados inician con los hı́dricos y nucleares, siguen los de carbón y finalizan con plantas de combustible. La capacidad de reserva rodante es de 367,73 MW, por tanto, se cumple con el requisito de 5 % de la demanda, pero no con la contingencia más grande del sistema. El pago al operador del sistema es de 995,23 $/h. Los limites de voltaje y térmicos de las lı́neas se preservaron.. 4.2.2.. Simulación de una hora. Para esta simulación se tuvieron en cuenta 1000 realizaciones y se asumió la carga máxima del sistema (2850 MW). Los parámetros considerados de las distribuciones Weibull corresponden a la estación de alta capacidad 3.2, con velocidad promedio 10 m/s. La figura 3.3, presentada previamente, corresponde a la simulación de la velocidad del viento de este caso. El requisito de reserva se estableció en el 5 % de la demanda (142,5 MW). La simulación de la generación de potencia eólica es mostrada en la figura 4.4 y el voltaje en el nodo de conexión la figura 4.5.. Figura 4.4: Simulación de la potencia eólica El valor esperado de generación eólica de la simulación es 102,76 MW y su desviación estándar es 2,06 MW. La baja variabilidad de la producción es acorde con la escala temporal considerada. La potencia objetivo de este despacho es 2889,74 MW y los generadores convencionales despachados son, a excepción de uno en el nodo 13, los mismos del caso base. Teniendo en cuenta que el generador se modelo como un nodo PV, es consecuente que el voltaje del nodo permanezca prácticamente constante, conservando los lı́mites de generación de potencia reactiva. Las figuras 4.6 y 4.7 presentan, la capacidad total y por cada una de las unidades, de reserva rodante en el sistema. El valor esperado de reserva rodante en el sistema es 121,29 MW y su desviación 2,12 MW. De acuerdo a este resultado, en el caso de demanda máxima, el sistema no.
(34) Capı́tulo 4. Caso de estudio. 34. Figura 4.5: Simulación del voltaje en el nodo de conexión del generador eólico. cuenta con la reserva rodante necesaria para suplir el requisito establecido. Por tanto, para este caso, se hace necesario despachar el siguiente generador en la lista por mérito (11), para asegurar la correcta operación del sistema. En la figura 4.6 es notorio, que la capacidad total de reserva se ve directamente afectada por los cambios de la potencia eólica y la gráfica 4.7 señala que la reserva se distribuye equitativamente entre los generadores de la misma capacidad.. Figura 4.6: Capacidad total de reserva rodante Bajo las condiciones de esta simulación, si el generador llega a apagarse totalmente, la capacidad.
(35) Capı́tulo 4. Caso de estudio. 35. Figura 4.7: Capacidad de reserva rodante por unidad de reserva se reduce a tan sólo 12,97 MW. Esta situación, refuerza la necesidad de agregar un generador al despacho, para asegurar la operación confiable del sistema.. 4.2.3.. Simulación de un dı́a:. Para esta simulación se ejecutaron 1000 realizaciones por cada hora del dı́a y la carga se modifica siguiendo la curva de carga presentada anteriormente. Los parámetros de las distribuciones Weibull corresponden a la estación de alta capacidad 3.3, y la velocidad promedio se cambió a lo largo del dı́a. El requisito de reserva se conservo en el 5 % de la demanda. La tabla 4.3 resume los resultados de la simulación. La tabla incluye la potencia objetivo del despacho, el valor esperado de generación eólica, la capacidad de reserva rodante, la probabilidad que la capacidad de reserva supere el requisito y el pago al operador del sistema. En la figura 4.8 se aprecia que la producción eólica sufre una rampa de perdida de producción de 13,65 MW/h. En una escala diaria, y en términos de valores esperados, la relación directa entre generación eólica y capacidad de reserva, presentada a nivel horario, se pierde. Un factor para ello, es la independencia de la variación de la carga respecto de la velocidad del viento. Una vez realizado el despacho inicial, las probabilidades de que la capacidad de reserva satisfaga el requerimiento, se concentran en los extremos. A excepción de la hora 15, la probabilidad es del 100 % o inferior al 20 %, y el cambio entre extremos puede suceder de una hora a otra. Por ejemplo, entre la hora 19 y 20, la carga se reduce 28,5 MW, pero la potencia objetivo solo varı́a 11,4 MW, debido al valor esperado de potencia eólica, lo que motiva que para la hora 20 se despache un generador menos. En general, la inclusión de un generador adicional, es la diferencia entre cumplir o no con el requerimiento de reserva. La figura 4.9, presenta el despacho de los generadores para cada hora..
(36) Capı́tulo 4. Caso de estudio. Hora 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24. Pobjetivo [MW] 1844.18 1693.04 1635.10 1555.79 1554.49 1623.99 1785.39 2155.38 2497.74 2753.72 2876.75 2917.20 2875.20 2904.82 2871.34 2772.53 2776.98 2777.18 2726.05 2714.65 2740.63 2774.26 2587.83 2147.25. Peólica [MW] 71.02 102.46 100.55 120.01 121.31 111.66 129.81 118.92 105.73 89.15 85.83 75.30 87.37 87.68 121.16 130.19 95.82 95.62 56.97 38.45 12.47 8.77 15.64 7.35. 36. Reserva [MW] 252.82 53.84 111.18 32.87 34.33 123.07 316.56 102.58 80.20 248.64 132.18 289.11 133.78 105.70 140.18 234.06 227.29 227.09 271.92 84.66 253.95 221.84 201.46 101.40. Probabilidad [ %] 100.0 0.0 100.0 0.0 0.0 100.0 100.0 8.5 0.0 100.0 7.2 100.0 6.6 0.0 43.4 100.0 100.0 100.0 100.0 2.8 100.0 100.0 100.0 16.4. Pago ISO [$/h] 751.63 676.68 636.08 649.33 648.06 624.34 671.22 931.09 908.79 1043.91 1076.73 1080.97 1074.31 1086.08 1039.04 1013.09 1041.36 1041.55 1072.98 1139.99 1133.19 1147.19 1129.06 990.49. Tabla 4.3: Resultados de la simulación de un dı́a. Figura 4.8: Valores esperados de generación eólica y reserva rodante.
(37) Capı́tulo 4. Caso de estudio. 37. Figura 4.9: Generadores despachados La figura 4.10 permite evidenciar gráficamente los fuertes cambios de los valores esperados de capacidad de reserva entre horas. En total, para 11 horas del dı́a las probabilidades de cumplir con el requisito de reserva son mı́nimas. La desviación estándar de la reserva y de la potencia eólica es mostrada en la figura 4.11. Se aprecia que los valores son muy similares casi para todo el dı́a. La gran diferencia alrededor de la hora 9, está relacionada con el considerable número de OPF que no convergieron, durante la SMC de esa hora. El porcentaje de convergencia de esa hora fue de 83 %, por lo tanto, en muchos casos la reserva se determinó nula, implicando un gran aumento en la variación de la reserva.. Figura 4.10: Capacidad de reserva rodante como porcentaje de la demanda Igualmente, para cada hora, se evaluó la posibilidad de perder toda la generación eólica. La.
(38) Capı́tulo 4. Caso de estudio. 38. Figura 4.11: Desviación de la generación eólica y reserva rodante. figura 4.12 presenta los resultados en ese caso. El número de ocasiones en las que no se cumple con el requerimiento de reserva aumenta. Por tanto, incluso en algunas horas donde la probabilidad de cumplir el requisito era del 100 %, si el generador se apaga, no se puede cumplir con el requisito de reserva. Este resultado, confirma la necesidad de agregar nuevos generadores al despacho, para garantizar la operación confiable del sistema.. Figura 4.12: Capacidad de reserva rodante como porcentaje de la demanda (generador apagado) Comparando las horas donde la carga es igual al pico, con el caso base, se observa que la inclusión del generador eólico conllevo a una disminución de la capacidad de reserva, a pesar, que.
(39) Capı́tulo 4. Caso de estudio. 39. son despachadas las misma unidades. Además, el pago al ISO se aumenta en esas horas, aunque la diferencia no es muy grande. El promedio del pago al ISO para todo el dı́a es de 941,96 $/h, valor muy cercano al caso base. En el caso de perder la generación eólica, el precio promedio se aumenta a 1138,9 $/h, por tanto, el costo de operación del sistema se ve muy afectado si la velocidad del viento tiende a disminuir drásticamente. Para finalizar, cabe anotar que, el OPF de ajuste del despacho por mérito, no agregó generadores, en ninguna de la horas de esta simulación. En general, los limites de voltaje y térmicos de la lı́neas se conservaron en todas las realizaciones. La ejecución del algoritmo tardo 144,57 minutos, en un computador con procesador a 2,2 GHz..
(40) Capı́tulo 5. Trabajo futuro En el presente proyecto, se considero la conexión de generación eólica a un único nodo del sistema y asumió un modelo agregado de parque eólico afectado por un mismo modelo de viento. Para un análisis más exhaustivo, se deben emplear sistemas de prueba con múltiples nodos de generación eólica. Es necesario determinar el efecto de la ubicación de los parques en los flujos de potencia y como definir los modelos independientes de viento para cada uno de los parques. Adicionalmente, se puede escalar la metodologı́a a sistemas de potencia reales de mayor tamaño, considerando el efecto de una penetración de generación eólica variable. Este estudio podrı́a relacionarse con la planeación a largo plazo de la expansión del sistema. De otra parte, el despacho horario considerado en la presente metodologı́a, no tiene en cuenta costos de operación, como el arranque y parada de las unidades. Una rutina de unit commitment que incluya esas restricciones, en lugar de múltiples OPF, puede resultar en un operación más eficiente del sistema. En el algoritmo actual, se calcula la capacidad de reserva luego de definir un despacho ideal ajustado. Otra forma de buscar una operación más eficiente del sistema es, incluir las reservas como una restricción adicional del unit commitment. Este problema puede llegar a ser de gran complejidad y requerir métodos de programación estocástica no lineal y herramientas computacionales más especializadas como GAMS [23]. Estos algoritmos deberı́an representar una carga computacional menor, que disminuya el tiempo ejecución. Dado que, el control de frecuencia es un tema muy relacionado, podrı́a explorarse el impacto de la generación eólica en estabilidad de frecuencia de los sistemas.. 40.
(41) Capı́tulo 6. Conclusiones Este proyecto logra presentar una metodologı́a para evaluar el efecto de la penetración de generación eólica, en los requerimientos de reserva rodante, para la operación de un sistema de potencia. La metodologı́a contempla una frecuencia de utilización diaria, un horizonte diario, un perı́odo de resolución una hora, un despacho ideal y uno de ajuste. Estas caracterı́sticas la hacen compatible con la mayorı́a de disposiciones actuales de la CREG para establecer los requerimientos de demanda. La metodologı́a para evaluar el impacto, se centra en simulaciones de Monte Carlo, como forma de manejar la incertidumbre inherente a la potencia eólica. La carga computacional y el tiempo de ejecución de este algoritmo computacional es aceptable, teniendo en cuenta la frecuencia de utilización. En cuento a los modelos de velocidad de viento, se resalta que el modelo Weibull, es especialmente valido para intervalos de hasta una hora. Para intervalos más largos, como un dı́a, este modelo puede ser inapropiado, pues dificulta la simulación de eventos como rampas de varias horas, los cuales han demostrado ser comunes en la operación actual de los parques. Si el modelo Weibull se emplea para intervalos más largo a una hora, se debe tener en cuenta la variación velocidad promedio. Inevitablemente, la integración de generadores eólicos implica una reducción en la capacidad de reserva y un aumento en los costos de operación. Para el sistema de prueba, la penetración de potencia eólica y el requisito de reserva considerado son muy cercanos. Esto conlleva a que, para casi la mitad del dı́a se deba incluir un generador adicional a los despachados por mérito. Por tanto, se deberı́a considerar un aumento en el requisito de reserva, en al menos la desviación estándar de la generación eólica esperada. Si se toma el criterio de requisito de reserva igual a la contingencia más fuerte del sistema, se puede asegurar que la capacidad de reserva necesaria este disponible, dado que la producción eólica no cambia su producción tan rápido, como para ser considerada una contingencia. Sin embargo, esta segunda opción representar mayores costos y una operación ineficiente del sistema.. 41.
(42) Anexo A. Parámetros de los ajustes de distribución de velocidad. Figura A.1: Ajuste de distribución de la estación de baja capacidad.. Figura A.2: Ajuste de distribución de la estación de media capacidad. 42.
(43) Anexo A. Parámetros de los ajustes. Distribución log verosimilitud Media Varianza Parámetros c k. 43. Weibull -417460 6,1178 14,5030 6,8412 1,6491. (a) Baja capacidad. Distribución log verosimilitud Media Varianza Parámetros c k. Weibull -461911 8,3190 24,1203 9,3401 1,7480. (b) Media capacidad. Tabla A.1: Parámetros de los ajustes de distribución de la velocidad del viento.. Hora 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24. c 7.4862 7.3526 7.1538 6.9289 6.8009 6.7368 6.7669 6.8766 6.9294 6.9435 6.8952 6.8446 6.7714 6.7072 6.583 6.4076 6.269 6.2557 6.4077 6.6001 6.7845 6.9422 7.171 7.4718. k 1.9136 1.8747 1.7632 1.6596 1.5775 1.5109 1.5041 1.5274 1.5441 1.5674 1.5742 1.585 1.5864 1.5826 1.587 1.5774 1.5626 1.5792 1.6365 1.7168 1.7773 1.8376 1.8976 1.9111. (a) Baja capacidad. Hora 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24. c 9.9716 10.022 10.026 9.9888 9.7788 9.5049 9.2811 8.9765 8.6898 8.4897 8.4577 8.4073 8.4175 8.4086 8.4084 8.6471 9.0056 9.3642 9.7622 10.05 10.202 10.327 10.089 9.8438. k 1.8889 1.8935 1.9493 1.9648 1.907 1.8219 1.7903 1.7347 1.6527 1.6212 1.6311 1.6321 1.6155 1.5891 1.5438 1.5598 1.6016 1.6614 1.7197 1.7915 1.869 1.9575 2.0418 1.9613. (b) Media capacidad. Tabla A.2: Parámetros para cada una de las horas..
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