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Vigilancia Estratégica
Código de Conexión
Países referentes
Generalidades del sistema
Capacidad instalada total: 74102 MW (19/12/2016)Demanda pico 2016: 46232 MW
Generalidades del sistema
Capacidad instalada total: 100088 MW (31/12/2016)Demanda máxima: 44144 MW (6/09/2016, 13-14h)
Generalidades del sistema
Capacidad instalada total: 8873 MW (2016)Demanda máxima: 6878 MW (21/12/2010)
500 MW - HVDC
500 MW - HVDC
Generalidades del sistema
Capacidad instalada total: 14942 MW (2016)Demanda máxima: 6800 MW 2016
1700 MW - HVDC
1700 MW - AC
740 MW - HVDC
700 MW - HVDC
1780 MW - AC
600 MW - HVDC400 MW - HVDC
1400 MW
Generalidades del sistema
Capacidad instalada total: 3957.7 MW (2016)Demanda máxima: 1964 MW
Generalidades del sistema
Capacidad instalada total: 194.6 GW (2016)Demanda máxima: 19640 MW
AlemaniaNoruega
Dinamarca
Suiza
17000MW
Código de conexión
Permanencia ante eventos de tensión -
LVRT
Comunicación -SCADA
Permanencia ante variaciones de
frecuencia
Información solicitada por el
operador
Soporte de potencia reactiva
Regulación potencia-frecuencia
Información solicitada por el operador
• Cada planta debe tener un mínimo de 1 estación meteorológica (2 si son >5MW), y debe
enviar datos de producción y datos meteorológicos por telemetría (cada 4 segundos) al operador.
• Los datos deben ser recolectados mínimo por 30 días consecutivos con frecuencia de 4
segundos.
Plantas eólicas:Velocidad y dirección del aire
Temperatura del aire
Presión barométrica
Generación en tiempo real
Mapa topográfico de la instalación
(ubicación y altura de cada unidad)
Plantas solares:Velocidad y dirección del viento
Temperatura del aire
Presión barométrica
Temperatura posterior del panel
Irradiación global horizontal
Irradiación directa
Información solicitada por el operador
• Localización geográfica – Planos
• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red
• Potencia instalada, MVA y MW (incluyendo la compensación reactiva del parque)
• Curva de potencia en función del recurso primario (vel. del viento, irradiancia)
• Cumplimiento de los requisitos de respuesta ante huecos de tensión (sí/no)
• Datos de cada modelo de cada unidad (modelo, tecnología, potencia activa, curva de Q en
función de P)
• En el caso de instalaciones de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte, se
aportará un modelo de la instalación que debe describir su comportamiento dinámico desde
el punto de vista del sistema eléctrico al que se conecta, ante cualquier perturbación en el
mismo.
• Compensación de reactiva
• Posibilidad de regulación
• Baterías de condensadores (sí/no)
• Sistemas de compensación o regulación continua basados en electrónica de potencia
(FACTS) (sí/no)
Información solicitada por el operador
Las granjas eólicas deben enviar señales al operador de la red de transmisión con información dividida en varios grupos lógicos organizados en listas de la siguiente forma
Lista # 1 – Datos generales:• Potencia activa
• Potencia reactiva
• Datos del transformador
(posición de los taps)
Lista # 3 – Datos de
disponibilidad:• % de plantas disponibles para
generación
• % de plantas fuera de servicio por
condiciones de viento fuerte
• % de plantas fuera de servicio por
condiciones de viento débiles
Lista # 2 – Datos meteorológicos:• Velocidad y dirección del viento
• Temperatura del aire
• Presión del aire
Lista # 4 – Datos de control de P:• Valor de la consigna de control de P
• Indicar el status (on/off) el control de P
Lista # 5 – Datos del sistema de
respuesta de frecuencia:• Valor del estatismo
• Indicar el status (on/off) del sistema de
respuesta de frecuencia
Información solicitada por el operador
Documentación requerida para plantas eólicas Documentación requerida para plantas solares PV
Información solicitada por el operador
UTE exige a las plantas estudios y documentación del Impacto sobre Calidad de Producto (Norma IEC 61400-
21), variaciones de tensión debidas a la operación de conexión del parque, Flicker por operaciones de conexión
y en funcionamiento continuo, distorsión armónica y huecos de tensión. También pide modelos de la central en
PSS/e y ATP. Adicionalmente, pide los siguientes datos de acuerdo a los diferentes procesos del mercado:
Datos en Tiempo real (cada 30 segundos o menos).
• Datos del nodo de conexión del parque a la red:
- Potencia Activa y Reactiva y Corriente.
- Tensión
- Estado de la conectividad del parque a la red (a evento)
• Datos por unidad generadora de energía eléctrica:- Potencia Activa
- Estado de Conectividad
- Estado de disponibilidad
• Datos de la estación de meteorológica:- Temperatura ambiente.
- Presión atmosférica.
- Velocidad y dirección del viento.
- Radiación solar.
Datos históricos (cada 10 minutos):
- Potencia Activa por molino
- Disponibilidad por molino
- Velocidad y dirección del viento por molino
- Presión atmosférica
- Temperatura
Información solicitada por el operador Alemania
Central eléctrica:• P nominal• S nominal• Plano de la planta• Diagrama de conexión• Diagrama del generador• Diagrama de de protección de las unidades generadoras• Operación de la planta (carga base, carga media, carga pico, programación de P, programación de Q)• Participación en control de frecuencia (control primario, control secundario y reserva minutal)
Red:• Diagrama de la red• Diagrama de protección de la red• Operación de la red (Programación de Q condiciones normales de funcionamiento, programación de voltaje bajo condiciones de falla, estrategia de restauración de la red)
Código de conexión
Permanencia ante eventos de tensión -
LVRT
Comunicación -SCADA
Permanencia ante variaciones de
frecuencia
Información solicitada por el
operador
Soporte de potencia reactiva
Regulación potencia-frecuencia
Comunicación - SCADA
Las plantas deben tener un centro decontrol que permita:• Supervisión y adquisición de datos(Intercambio de información en tiemporeal)• Recepción y envió de comandos (e.g.comandos de arranque, parada o deajuste de la generación de la planta)• Ajustar las rampas de subida y bajada,y ajustar el control de tensión o factor depotencia en el punto de conexión.
CECRE – Centro de control de energías renovables
Código de conexión
Permanencia ante eventos de tensión -
LVRT
Comunicación -SCADA
Permanencia ante variaciones de
frecuencia
Información solicitada por el
operador
Soporte de potencia reactiva
Regulación potencia-frecuencia
LVRT – Permanencia ante eventos de tensión
LVRT – Permanencia ante eventos de tensión
LVRT – Permanencia ante eventos de tensión
EólicaSolar
LVRT – Permanencia ante eventos de tensión
Alemania
Soporte de potencia reactivaLas plantas deben estar en capacidad de proporcionar soporte de potencia reactiva, que permitan estabilizar al
sistema ante perturbaciones. Se pueden tener varios modos de operación: regulando la tensión, el factor de
potencia o la potencia reactiva en el punto de conexión según lo requiera el operador (cada función es
mutuamente exclusiva).
• Capacidad de proporcionar el
rango completo de soporte de Q
a tensiones entre 0,95 y 1,05
p.u.
• Mediante STATCOMS,
inversores o condensadores
• fp de ±0.95
• Para tensiones entre 0.85 y
1.15 p.u.
• Tiene la capacidad de
absorber/inyectar corriente
reactiva para la regulación de
tensión, de fp o de Q
• fp entre ±1 y ±0.95
• Los parques eólicos deben
proporcionar suficiente apoyo
reactivo, inyectando corrientes
activas y reactivas durante las
fallas para mantener la
estabilidad del voltaje.
• fp de ±0.95
Soporte de potencia reactivaLas plantas deben estar en capacidad de proporcionar soporte de potencia reactiva, que permitan estabilizar al
sistema ante perturbaciones. Se pueden tener varios modos de operación: regulando la tensión, el factor de
potencia o la potencia reactiva en el punto de conexión según lo requiera el operador (cada función es
mutuamente exclusiva).
• Durante perturbaciones en la
tensión, las plantas deben poder
soportar caídas de voltaje y
durante las secuencias de falla,
añadir corriente reactiva sin
interrumpir o reducir su potencia
de salida.
• fp de ±0.95
• Para tensiones entre 0.95 y
1.05 p.u.
• Las centrales generadoras
deberán poder absorber o
inyectar, en el nodo de
conexión, potencia reactiva en
función de la potencia activa
generada de acuerdo a la curva
P,Q, calculada en dicho nodo.
• fp entre ±1 y ±0.95
• Para tensiones entre 0.9 y 1.1
p.u.
• Durante una caída de tensión,
las instalaciones de generación
deben aportar corriente reactiva
adicional para ayudar a controlar
la tensión.
• fp entre ±1 y ±0.95 (MV) /
±0.9(LV)
Alemania
Permanencia ante desviaciones de la frecuencia
Rangos de operación según la frecuencia
Freq (Hz) min (Hz) max (Hz)
CAISO 60 57 5% 63 5%
CECRE 50 47.5 - 48 (3s) 5% 51.5 3%
EIRGRID 50 47 (20s) - 47.5 (60min) 6% 52 4%
ENERGINET 50 47 (5s) – 48(10s) -49 6% 51-52(3s) 4%
UTE 50 47 6% 52 4%
Alemania 50 47.5 5% 51.5 3%
Regulación potencia-frecuencia
Todos los generadores existentes deben cumplir con los requisitos de operación ante alta y baja
frecuencia del WECC (Norma NERC PRC-024-1) y deben responder a las condiciones de sobre
frecuencia (el ajuste de caída del 5% - 5% de cambio en la frecuencia produce un cambio del
100% en la producción de la planta)
La instalación de generación deberá disponer de los equipos necesarios que le permitan realizar
regulación potencia-frecuencia, es decir, estará capacitada para producir incrementos o
decrementos de potencia activa proporcionales al desvío de frecuencia ( fuera del rango de
banda muerta que puede ser ajustado entre ±10mHz y ± 200mHz) en el punto de conexión a
la red
Regulación potencia-frecuencia
El sistema de respuesta de frecuencia, ajustará la salida de P de la planta eólica de acuerdo con
el estatismo (entre 2% y10%, por defecto a 4% ) cuando se opera en rangos fuera de la
banda muerta (±15mHz) en la curva de respuesta de frecuencia-potencia. Las plantas eólicas
proporcionará al menos el 60% de su respuesta de P adicional esperada dentro de los 5
segundos y el 100% de su respuesta de P adicional esperada dentro de los 15 segundos del
inicio de la excursión fuera del rango de banda muerta (±15mHz).
Las plantas deben estar diseñada para operar en condiciones normales dentro del rango de
tensión 0.95 – 1.05 p.u. en 150 kV de acuerdo al Reglamento de Trasmisión vigente. Además,
las centrales deben estar diseñadas para operar en estado permanente en condiciones de
contingencia simple en un nivel de tensión entre 0.9 y 1.1 p.u. de la tensión nominal, y
deberán soportar sub-tensiones de hasta 0.85 p.u. durante transitorios de 60 segundos de
duración en los que permanecerá sin desconectarse de la red. Los controles de potencia activa
deben operar de acuerdo con el estatismo (entre 0 y 10%) para frecuencias entre 47 y 52Hz y
su velocidad de respuesta debe poder ajustarse entre 1 y 10% de la potencia nominal de la
unidad por segundo.
Regulación potencia-frecuencia
Eólica (Categoría A2)
Categorías plantas eólicas y solares ENERGINET
Categoría Capacidad
A2 entre 11 kW y 50 kW
B entre 50 kW y 1.5 MW
C entre 1.5 MW y 25 MW
D >25 MW o conectados a mas de 100 kV
Regulación potencia-frecuencia
Eólica (Categoría B, C y D) Solar
Regulación potencia-frecuencia Alemania
Procesos afectados
Reservas
Despacho
Operación
Re-despacho
Manejo de desviaciones
Predicción
Reservas
Tipo de reservas• Los generadores convencionales brindan la reg primaria, los
recursos como gen. eólica y solar, dispositivos de almacenamiento y
cargas no responden a la frecuencia. Con inversores modernos, estos
recursos pueden proporcionar inercia y respuesta en frecuencia.
• CAISO mantiene suficiente capacidad de generación bajo AGC para
balancear sus horarios de generación y de intercambio de carga en
tiempo real. Esta reserva, automáticamente distribuye la regulación a
través de AGC cada cuatro segundos para satisfacer las fluctuaciones
momento a momento en la demanda y corregir las fluctuaciones no
intencionadas en la generación.
• En el escenario de 20% de renovables instalados en su sistema,
CAISO evalúa los incrementos en la reserva, llegando a tener 480
MW (incremento de 230 MW) de regulación ascendente y 750 MW
(incremento de 500 MW) de regulación descendente, pero esto cae
dentro de la capacidad de rampa de las unidades existentes.
• La respuesta terciaria requiere el control del despacho del operador
del sistema. Esto ocurre pocos minutos después del inicio del evento.
La ISO despliega reservas rodantes y no redantes para hacer frente a
contingencias y perturbaciones de frecuencia
Participación en la reserva• CAISO, NREL y First Solar (2016), realizaron un estudio sobre una
planta solar de 300 MW para determinar su capacidad de brindar
servicios auxiliares (regulación de voltaje, respuesta de frecuencia,
reserva rodante) y participación en reserva AGC, concluyendo que
efectivamente la planta puede brindar estos servicios.
Reservas
Reservas
Tipo de reservas• La regulación primaria y secundaria no se ve afectada (debido a la
implementación del LVRT)
• La regulación terciaria se ve levemente afectada cuando las rampas
de generación de viento son opuestas a la demanda del sistema.
• La reserva lenta (Reserva rodante de las unidades térmicas
conectadas – 30 min a 4 h) se ve afectada significativamente pues se
debe incrementar la provisión de reservas para tener en cuenta los
errores de pronóstico de la energía eólica. Las reservas se verifican
desde el día D-1 una vez que se reciben los resultados del mercado
hasta el tiempo real.
• En caso de agotarse las reservas calientes, se realiza un re-despacho
en tiempo real para encender unidades térmicas adicionales.
Participación en la reserva• El Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la
actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de
energía renovables, cogeneración y residuos establece que podrán
participar en servicios de ajuste aquellas instalaciones renovables que
sean declaradas aptas en toda o parte de su capacidad. Los criterios
para considerar dicha aptitud los establecerá la Secretaría de Estado
de Energía en una resolución que todavía no ha sido publicada.
• La propuesta de Pruebas de Habilitación para participar en servicios
de ajuste ya ha sido enviado por el operador del sistema al consejo
consultivo. Establece pruebas específicas a los diferentes servicios de
ajuste en base a los requerimientos de los mismos (terciaria y gestión
de desvíos, secundaria)
- Ventana de las pruebas: 72 horas
Pruebas terciaria y gestión de desvíos: comenzando en un punto de
funcionamiento igual o inferior a la potencia máxima de la unidad
física, la unidad física incrementará su producción lo más rápidamente
posible hasta alcanzar el valor de su potencia máxima disponible, y
deberá mantenerla durante al menos 60 minutos.
• Aun no hay renovables prestando el servicio de reserva.
Reservas
Tipo de reservas1. Reserva reguladora: Actua de 0 - 30 seg para restablecer la
frecuencia dentro de 0,1 Hz del valor de consigna.
2. La reserva operativa, se divide en tres partes:
Reserva primaria: actúa de 0 - 15seg para evitar transitorios
<49 Hz.
Reserva secundaria: actúa de 15 – 75 seg para evitar un
funcionamiento continuo <49,5 Hz.
Reserva operativa terciaria se utiliza para reemplazar la
reserva primaria y secundaria. Se divide en Tertiary1, que
restaura la reserva de operación primaria y secundaria para
los primeros 5 minutos y reserva de Tertiary2 que está
disponible después de 5 minutos por 15 minutos adicionales.
3. Reserva de remplazo: recurso de largo plazo para restaurar la
reserva secundaria y terciaria de la operación. Esta totalmente
disponible en 20 minutos por un período de cuatro horas.
4. Reserva de sustitución: restaura la reserva de reemplazo después
de 4 horas durante 24 horas y está disponible para la sustituir plantas
con restricciones de emisiones.
5. Reservas de contingencia: disponibles para restaurar todas las
reservas 24 horas después del evento.
Participación en la reserva• La generación eólica puede proporcionar un servicio de respuesta en
frecuencia, siempre que no produzca al 100% de la capacidad
disponible. Es decir, cuando el viento es reducido o limitado, se puede
usar para proporcionar reserva.
• Si a un parque eólico se le reduce su potencia de salida, las
fluctuaciones de potencia dejan de ser un problema, pues la P de
salida de los parques que se reducen es relativamente constante en
comparación con los parques que maximizan sus salidas de potencia, y
al reducir su potencia, quedan con capacidad disponible para brindar
reserva.
• Otro enfoque es acordar contratos de servicio del sistema para la
reserva de frecuencia de parques eólicos - que estaría de acuerdo en
restringir siempre su producción 5% a cambio de un pago contratado
regular.
Reservas
Tipo de reservas• Los desequilibrios entre la producción eólica programada
(comercializada en los mercados mayoristas) y la producción eólica
actual se equilibran con las reservas terciarias (conocido como
regulación manual o mercado de regulación escandinava).
• Para la reg. Terciaria un participante en el mercado puede ofrecer
tanto para estar disponible para regulación desde el día anterior,
como para la activación en horas específicas. El cierre de la puerta
para las ofertas de activación en el mercado escandinavo es de 45
minutos antes de la hora de funcionamiento y el tamaño mínimo de
la oferta es de 10 MW. Normalmente será más barato para el
operador activar la reserva terciaria que activar la secundaria, dado
que más plantas son capaces de participar en este mercado.
Participación en la reserva• Las turbinas eólicas pueden participar del mercado escandinavo.
Para ofrecer una regulación descendente de al menos 10 MW en este
mercado, es necesario agrupar turbinas.
Para los aerogeneradores que quieran participar de este mercado
deben enviar al operador la siguiente información:
- Notificación de energía por hora (cantidades de energía por hora
negociadas)
- Serie temporal de 5 minutos que muestra el número de MWs
(capacidad instalada) de la cartera total de plantas eólicas operativas
que han sido cerradas.
Reservas
Tipo de reservas• Se tiene una reserva rodante (RR) que actúa dentro de los 10
primeros minutos de la desviación de potencia, esta se opera en
tiempo real y es programada en el mercado diario. Esta reserva sirve
para compensar la variabilidad del sistema por plantas eólicas,
fotovoltaicas, biomasa y desviaciones de la demanda. (Actualmente se
manejan 50 MW de RR).
• También tienen una reserva fría que actúa hasta 60 minutos, es
operada en tiempo real y es programada en el mercado diario. En
este servicio participan unidades hidráulicas, turbinas de gas, motores
de arranque rápido y se tiene un apoyo de las interconexiones (Con la
alta penetración de eólica que tiene el sistema, se deben mantener la
amplitud de las variaciones de potencia de intercambio neto entre
Uruguay y Argentina)
• El AGC es suministrado por la planta Salto Grande – 1890 MW
(planta compartida entre Uruguay y Argentina)
Participación en la reserva• En este momento las energías renovables no están participando de
las reservas, sin embargo, por norma, estas deben tener la capacidad
para brindar regulación primaria en caso que el operador lo exija.
Reservas
Tipo de reservas• Reserva primaria (FCR – Frequency Contaiment Reserve) opera en el
rango 5 seg – 30 seg, y se activa ante desviaciones de 0,5 mHz, al
llegar a una desviación de 2 mHz esta reserva debe estar totalmente
activada y su función es detener la caída de frecuencia y mantenerla
estable.
• Reserva secundaria (aFRR – automatic Frequency Restoration
Reserve) opera entre 30 seg – 5 min, se activa para desviaciones de la
frecuencia de toda Europa, pero una vez se detecta el área de control
causante del desbalance, es esta área el responsable de hacerse cargo
(plantas fotovoltaicas y eólicas pueden participar de esta reserva), su
función es llevar la frecuencia de nuevo al valor normal de operación.
• Reserva terciaria (mFRR – manual Frequency Restoration Reserve)
opera con tiempos de 7,5 min a 15 min, es igual a la reserva
secundaria pero de manera manual y más lenta, donde el operador es
quien decide desde el centro de control si quieren reemplazar el aFRR
para estar disponibles en caso de otros eventos.
Participación en la reserva• Pueden participar en la reserva secundaria, pero deben cumplir los
siguientes requisitos (las plantas eólicas y solares están trabajando en
cumplir estos requisitos):
- Se debe poder empezar a mover después de 30 segundos (incluso
antes si la planta tiene la capacidad)
- Debe estar completamente activada luego de 5 minutos
Alemania
Reservas Alemania
Despacho y operación
Mercado diario
•Basado en los pronósticos, el operador realiza la programación de la generación del día siguiente (bloques de 1h).
•Se obtiene el 100% de sus necesidades de servicios auxiliares, incluyendo la regulación y las reservas operativas.
•El operador ajusta la programación (Residual Unit Commitment) usando pronósticos propios para la carga y las FRNC.
•Los recursos eólicos y solares no participan de este mercado por falta de incentivos (podrían participar voluntariamente)
Mercado Intra-diario
• Límite de tiempo para el envió de ofertas (75 min antes de la hora)
• Se programan los intercambios en las fronteras establecidos en bloques de 1h completa (60 min antes de la hora)
• La programación de renovables se lleva a cabo a través del Programa de Recursos Intermitentes Participantes del operador (PIRP).
Se recogen y transfieren los datos de los renovables a un proveedor de servicios de pronóstico, este desarrolla el pronostico previo a
la hora de operación y la envía al operador. El operador sigue las desviaciones mediante un despacho (cada cinco minutos) y la
regulación (segundo por segundo) en tiempo real.
• El operador sigue varios pronósticos anticipados para comprometer unidades de generación adicionales que pueden comenzar en
el horizonte temporal que se está evaluando, y obtiene servicios auxiliares adicionales necesarios en intervalos de 15 minutos.
• Se realiza un despacho cada 5 minutos enviando ordenes a los generadores para modificar su producción; cualquier diferencia
entre la carga real y la energía producida por las respuestas a las instrucciones de despacho y los horarios de intercambio, es
compensada por los generadores en la regulación.
• El despacho de 5 minutos es un mecanismo particularmente útil para apoyar la integración renovable, porque cuanto más
pequeño sea el paso del despacho, mejor podrá ajustar la producción de generadores no renovables necesarios para equilibrar la
variabilidad eólica o solar.
Despacho y operación
Despacho y operación
El Cecre controla y gestiona la generación delos productores de energías renovables.Mantiene comunicación directa con las plantasa través de 23 centros de control, que actúancomo interlocutores, y recibe cada 12segundos información en tiempo real de cadainstalación sobre el estado de la conexión a lared, la producción y la tensión en el punto deconexión.Cuando no sea posible integrar en el sistematoda la producción eólica disponible, el Cecrepuede emitir órdenes para reducir laproducción de las instalaciones eólicas quedeben cumplirse en menos de 15 minutos. Deesta forma, en caso de detectarse situacionesinadmisibles en el sistema debido a la altaproducción eólica se pueden corregirrápidamente
Despacho y operación
• En Irlanda existe un mercado único de electricidad (SEM – Single Electricity Market),
este mercado integra a los generadores de la República de Irlanda e Irlanda del Norte y
los maneja como un fondo central desde el cual las empresas minoristas pueden comprar
electricidad para vender a sus clientes.
• Todos los días el operador de mercado SEMO (Single Electricity Market Operator) emite
su demanda proyectada para el día siguiente y pide a los generadores su costo marginal y
disponibilidad para bloques de media hora de capacidad de generación. A continuación,
el operador verifica la previsión del viento para estimar la contribución de los parques
eólicos y luego asignar esos bloques a los generadores más baratos disponibles y por
último se envía este plan de despacho teóricamente más barato a EirGrid.
• EirGrid lleva a cabo el despacho planeado haciendo ajustes en tiempo real para la
demanda, congestión de la red y eventos inesperados. Se debe tener en cuenta que las
plantas eólicas tienen despacho prioritario, lo que significa que la energía producida por
los generadores eólicos se permite en la red antes de otros medios de generación salvo
en el caso de que esto podría causar problemas técnicos o de seguridad para la red.
Despacho y operación
El centro de control hace una previsión actualizada cada 5 minutos, y requiere que los generadores (>10 MW) envíen actualizaciones de susalida cada 5 minutos. Esto permite que el control de potencia y la operación del mercado respondan rápidamente a los cambios en laproducción de renovable. Durante el tiempo real, el centro de control compara la producción real de renovables con la predicción
realizada el día anterior; El error de esta comparación se utiliza para prever la producción de renovables en las próximas horasantes de tiempo real. Esto permite eliminar errores en la predictibilidad de la producción renovable y, por tanto, garantiza unfuncionamiento eficiente y fiable del sistema de energía.
Mercado
diario
(Elspot)
• Se despacha a través de un proceso de subasta• Los productores y consumidores presentan ofertas (un volumen y un precio) para cada hora(antes de las 12 del mediodía).• Se liquida un precio común a nivel regional para cada hora por el intercambio de acuerdocon un principio de bienestar social. Este precio suele hacerse público alrededor de las 12:45.•Los recursos eólicos se despachan en este mercado (gracias a pronósticos muy sofisticados )
Mercado
intra-diario
(Elbas)
• Es bilateral, cada operación se liquida individualmente entre dos partes, consiste de unvolumen, un precio y una hora de entrega, y es completada mediante el intercambio.• Los procesos cierran una hora antes de la entrega y el volumen está limitado por lascapacidades disponibles en las líneas de transmisión (estas capacidades se anuncian alrededorde las 2 pm para cada hora del siguiente día de negociación).• El operador equilibra la red en el mercado regulador haciendo uso de los serviciosauxiliares, ya que la producción planificada nunca coincide exactamente con el consumo real.El mercado se activa de acuerdo a una lista de ofertas ordenadas por precio.
Despacho y operación
En Uruguay, el administrador del mercado (ADME), maneja diferentes etapas de
programación que son:
• Programación estacional (escala de 3 años) que tiene como objetivo prever con suficiente
anticipación los requerimientos de disponibilidad y de reserva que permitan minimizar el
riesgo de racionamientos;
• Programación semanal con objetivo de minimizar el costo semanal de operación, dentro
de las restricciones del sistema y criterios de desempeño mínimo;
• Programación diaria en la cual se calcula y publica el despacho previsto para el día o días
siguientes, en el caso en que sea fin de semana o días no hábiles, en esta se calcula y
publica el precio Spot para el día siguiente o días siguientes.
UTE opera el sistema, siguiendo el despacho planeado en el día anterior planteado por
ADME y en caso de que se presenten desviaciones, se encarga de balancear el sistema.
Las energías renovables son despachadas de acuerdo a su disponibilidad y condiciones de
red, dando siempre prioridad a las renovables no convencionales.
Despacho y operación Alemania
D-1 08:15h -- Reserva de derechos de capacidad a largo plazo enfronteras congestionadas (Comercio fronterizo)
D-1 14:30h -- Límite de tiempo para la nominación desde el díaanterior (plazo en el que el que ya se deben tenerpactados todos los intercambios a realizar entregeneradores, cargas y comerciantes).
D-1 15:30h -- Límite de tiempo para correcciones en la nominacióndel día anterior (si el operador encuentradiscrepancias en la programación – diferencias entrelo pactado por una carga y un generador – hasta estetiempo se pueden corregir esas diferencias.
D-1 18:00h -- Se abre nuevamente las nominaciones, para incluiractualizaciones en la programación y comenzar conlas nominaciones intra-diarias.
D 15 min -- Plazo para actualizar las nominaciones en el día deoperación haciendo correcciones si es necesario(fundamental para balancear VG)
Plazos y tiempos de corte del día anterior a la operación
En el tiempo real, los generadores y la carga ya no secomunican, y es el operador el encargado de operar elsistema según lo pactado. Si un generador se desconectadebido a una falla o por malos pronósticos de la producciónrenovable, el operador debe utilizar las reservas parabalancear el sistema si es necesario (también si la carga sedesvía de la curva prevista).
Manejo de desviaciones
La reducción de ingresos debida a las posibles
penalizaciones por desvíos en la energía comprometida enel mercado resulta inferior si se utiliza el modelo depredicción.
Las penalizaciones en los desvíos, se aplican tanto si el
parque eólico genera menos potencia de la acordada en elmercado como si tiene un exceso de producción sobre el
valor comprometido, pues en ambos casos se debe hacer
uso de las bandas de regulación. Para mitigar estos desvíos,se ha planteado la posibilidad de hacer ofertas conjuntas degeneración hidráulica y eólica con el objetivo de minimizar
las penalizaciones, encargándose la hidráulica de compensarlos desvíos en la generación eólica prevista.
No se tienen penalizaciones a las desviaciones dado que no
participan den el mercado diario
En virtud de los nuevos Acuerdos de Comercio de Energía
(ETA), todas las partes tendrán la responsabilidad del auto-equilibrio. Esto significa que los generadores serán
penalizados cuando su generación de salida difiera de laprogramada. Dado que se requerirá que losaerogeneradores adopten una posición de mercado
basándose en un pronostico de lo fuerte que será el viento,
estarán expuestos a los precios de desequilibrio siempre quesu pronóstico sea inexacto.
No tienen penalizaciones por la desviación en la producciónde plantas renovables
Manejo de desviaciones
Energinet no penaliza las desviaciones, pero creaun mercado para manejar estas. Para losaerogeneradores que participan en la regulación
terciaria, la liquidación de desequilibrios sesimplifica a lo siguiente:
- Los desequilibrios en la notificación de energíahoraria se liquidan con los precios de activación enel mercado de la energía reguladora.
- Los desequilibrios en el esquema de potencia nose liquidan.
Las empresas responsables de producción debenpoder reducir la cantidad ofrecida de MW-producción de viento en la hora de funcionamientocompleta.
El operador compara en los medidores el valorprogramado y el entregado realmente por lasplantas, así determina los desbalances de cadagrupo de balance (que pueden ser debidos adesviaciones en la producción de plantas eólicaso solares por mal pronóstico, o errores en lapredicción de la carga).
Habiendo identificado los grupos desbalanceadosse procede a cobrar a cada uno por el
desbalance generado (se cobra con el precio de
desbalance determinado anteriormente como elpromedio del precio de la energía – el precio dela energía se establece en el proceso de licitaciónde las reservas)
Alemania
Métodos para eólica:
• Físico (utiliza las salidas del modelo
NWP y datos atmosféricos)
• Estadístico (utiliza las salidas del
modelo NWP y mediciones en tiempo
real)
Predicción
Métodos para solar:
• Persistencia
• Imágenes del cielo (tiempo real hasta
15 min-30 min)
• Imágenes satelitales (1h-5h)
• NWP-Numerical Weather Prediction
(5h-10 días)
Predicción
SIPREOLICO – Modelos estadísticos para predicciones de corto plazo a 48h (utiliza previsiones meteorológicas obtenidas de modelos atmosféricos). Maneja 2 modelos: Paramétricos y no paramétricos.3
Potencia medida en el parque
Velocidad prevista del viento
Dirección prevista del viento
Estimación no-paramétrica de la curva de potencia.
Predicción
EirGrid recibe un servicio por parte de proveedores en el cual le llega información de previsión a corto y
largo plazo.
• Pronostico de largo plazo: Recibe un pronóstico de potencia eólica a nivel de unidad para 5 días con
una resolución de 15 minutos (se actualiza 4 veces al día), la corrección irlandesa del horario de verano,
datos medidos en el pronóstico y en su interfaz gráfica recibe alertas por desconexión por alta
velocidad, advertencias de rampa, advertencias de formación de hielo y la banda de confianza.
• Pronóstico a corto plazo: Recibe datos para 12 horas con actualizaciones cada 15 minutos.
El modelo de predicción del proveedor es un sistema de predicción de conjuntos de tiempo multi-
esquema que maneja predicción numérica del tiempo (NWP) e información estática. Las predicciones
numéricas múltiples se llevan a cabo utilizando condiciones iniciales ligeramente diferentes que son
todas plausibles dado el conjunto de observaciones pasadas y actuales, o mediciones.
Predicción
Los modelos de pronóstico operan en diferentes horizontes de tiempo, desde la escala ultra-corta (unos segundos) hasta el rango de largo plazo (una semana o más). Estas escalas detiempo muy diferentes tratan inherentemente características como el control instantáneo deturbinas, el comercio de energía, la planificación de mantenimiento y el equilibrio de carga. Losmodelos usados utilizan predicción numérica del tiempo (NWP)
• Hacen un pronostico combinado ( juntan las curvas de potencia, resultado de 6 pronósticos diferentes y esto les ayuda a eliminar errores de predicción).• Utilizan 3 proveedores y cada uno realiza 2 pronósticos, uno con datos de velocidad a 10 metros y otro con datos a 100 metros.
Para combinar los pronósticos utilizan 2 modelos: • Modelo simple: sacan el promedio de todos los pronósticos• Modelo avanzado: Usan un promedio ponderado, donde el peso es determinado de forma que el error de pronostico es minimizado históricamente
Predicción
Pronóstico Semanal: pronóstico de potencia para los
siguientes 10 días (potencia media en la hora) con paso
horario. Actualización diaria.
Pronóstico del Día Siguiente: pronóstico de producción de
Energía con paso horario (potencia media en la hora) para las
próximas 48 horas, actualizado cuatro veces al día.
Pronóstico de Corto Plazo: pronóstico de producción de
Energía con paso horario (potencia media en la hora) para la
hora siguiente y las 5 subsiguientes (horizonte 6 horas), con
actualización horaria.
Las metodologías de cálculo utilizadas para los pronósticos de
generación se dividen en modelos estadísticos (históricos,
persistencias) y métodos numéricos de la atmosfera (globales
y regionales), aunque la mejor estrategia es la combinación
Predicción Alemania
Type of
ForecastTime Horizon Methods
Intra-hour 5-60 min Statistical, persistance
Short term 1-6 hours aheadBlend of statistical
and NWP models
Medium-term Day(s) ahead
NWP with
corrections for
systematic biases
Long term
Week(s), Seasonal,
1 year or more
ahead
Climatological
forecast, NWP
Ramp forecasting Continuous NWP and statistical
Dec
isio
n
sup
port
Load forecastingDay ahead, hour-
ahead, intra-hourStatistical
Gen
erat
ion
“Soluciones que hacen
realidad la construcción de ciudades inteligentes
y una mejor calidad de vida para las personas”
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