Procedimiento Técnico COES PR-22

“Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”

Antecedentes

El 26 de marzo del 2014, mediante una Resolución de Consejo Directivo de OSINERMIN N°058-2014-OS/CD, se resuelve aprobar el Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” que entraría en vigencia a partir del 01 de julio del 2014.

Previamente y gracias a una consultora que prestaba servicios a OSINERGMIN que tenía como objetivo asesorar sobre la regulación del sistema de potencia y a la evaluación y proposición de las modificaciones que se requieran sobre tema.

La primera etapa de la consultoría concluyó el 23 de diciembre de 2013 con la entrega de un informe relativo a las necesidades identificadas en el SEIN con respecto a los Servicios Complementarios:

1. Necesidad de reforma de la normativa relativa a Regulación Primaria. Ya abordada previamente mediante la publicación de un nuevo PR21.

2. Necesidad de reforma de la normativa relativa a Regulación Secundaria. Se propone un nuevo PR22.

3. Necesidades normativas futuras a medio plazo. Reforma del PR02 relativo a PDO y nueva normativa relativa a Regulación Terciaria.

Bases Legales• Decreto Ley N° 25844 – Ley de Concesiones Eléctricas.• Ley N° 28832 – Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la generación

Eléctrica.• Decreto Supremo N° 099-93-EM – Reglamento de Ley de Concesiones

Eléctricas.• Decreto Supremo N° 020-97-EM – Norma Técnica de Calidad de Servicios

Eléctricos (NTCSE).• Decreto Supremo N° 027-2008-EM – Reglamento del Comité de Operación

Económica del Sistema (COES).• Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE – Norma Técnica para la

Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTOTR).

• Resolución Directoral N° 243-2012-EM-DGE – Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (NTIITR).

Regulación Secundaria

Ya que la energía eléctrica no se puede almacenar de forma masiva, debe haber una instantánea equivalencia entre generación y consumo + pérdidas.

Generación = Consumo + Pérdidas

Cuando no existe esta equivalencia es necesario el balance de energía mediante la energía cinética de los rotores de las máquinas. El sistema alcanzaría de nuevo su equilibrio por la variación de la demanda con la frecuencia, pero para minimizar las variaciones de frecuencia y garantizar una operación segura se debe regular la generación.

Dado que gran parte del consumo y la generación RER es no gestionable, es la generación gestionable la que se debe regular en tiempo real. El primer nivel de control es la Regulación Primaria, que se realiza automáticamente y a nivel local por los propios reguladores de velocidad de los grupos (el desvío es asumido por los más rápidos).

En un sistema interconectado es más probable que esta regulación primaria se produzca fuera de la zona (el desvío se traduce en variaciones en el intercambio de potencia con las zonas adyacentes).

Para ello se fuerza un desequilibrio generación-demanda en sentido contrario regulando los grupos generadores gestionables.

Esta regulación se realiza en general mediante un lazo de control cerrado con regulador PI, y donde el error de control en cada área (ACE, Area Control Error) se calcula teniendo en cuenta el desvío de frecuencia y el desvío de intercambio.

La completa definición del mecanismo debe incluir el cálculo y asignación de la reserva necesaria, la normativa técnica para la prestación del servicio, su seguimiento y evaluación y el cálculo de las liquidaciones económicas correspondientes.

La Regulación Secundaria en sistemas eléctricos consolidados y de cierto tamaño se realiza casi universalmente utilizando sistemas automáticos de control denominados AGC (Automatic Generation Control).

Las principales ventajas que aporta un control automatizado son las siguientes:

Permite la interconexión fiable con otros sistemas de potencia: En los sistemas interconectados hay que controlar los intercambios además de la frecuencia y esto sólo un esquema automatizado permite hacerlo eficientemente. En un caso hipotético en que estuviera conectado un sistema con RS automática u otro con RS manual, la mayor eficiencia del primero llevaría a que de facto se hiciera cargo de la RS en ambos.

Mejora la fiabilidad del sistema: un sistema con RS manual es menos eficiente controlando la frecuencia y por tanto operará en promedio con desvíos de frecuencia mayores, es decir, a frecuencias más cercanas al valor límite y por tanto con menos margen para hacer frente a subsiguientes desequilibrios en el sistema, lo que se traducirá finalmente en una mayor incidencia de problemas que obliguen a, o provoquen, desconexiones de parte de la demanda.

Minimiza el estrés que soportan los generadores y mejora la calidad del suministro: dado que con RS manual los desvíos de frecuencia serán en promedio mayores y más sostenidos en el tiempo, habrá un mayor estrés sobre los generadores (al trabajar más alejados de su punto de diseño) y la demanda recibirá un servicio de peor calidad.

El diseño de una nueva propuesta de PR22 contempla todo lo necesario para reglamentar el Servicio Complementario de Regulación Secundaria, y se ha dividido en los siguientes bloques:

• Criterios generales.• Responsabilidades.• Calificación de recursos.• Determinación de la reserva total.• Asignación de la reserva.• Seguimiento del servicio.• Liquidación del servicio.• Evaluación del servicio.