Operaciones del sistema eléctrico es un término utilizado en la generación de electricidad para describir el proceso de toma de decisiones en la escala de tiempo desde un día ( operación con un día de anticipación [1] ) hasta minutos [2] antes de la entrega de energía . El término control del sistema eléctrico describe las acciones tomadas en respuesta a perturbaciones no planificadas (por ejemplo, cambios en la demanda o fallas de los equipos) para proporcionar un suministro eléctrico confiable de calidad aceptable. [3] La rama de ingeniería correspondiente se llama Operaciones y control del sistema eléctrico . La electricidad es difícil de almacenar, por lo que en cualquier momento el suministro (generación) debe equilibrarse con la demanda (" equilibrio de la red "). En una red eléctrica, la tarea de equilibrio en tiempo real la realiza un centro de control regional, administrado por una empresa eléctrica en el mercado eléctrico tradicional ( integrado verticalmente ). En la red de transmisión eléctrica norteamericana reestructurada , estos centros pertenecen a las autoridades de equilibrio numeradas 74 en 2016, [4] las entidades responsables de las operaciones también se denominan operadores independientes del sistema , operadores del sistema de transmisión. La otra forma de equilibrar los recursos de múltiples plantas de energía es un pool de energía . [5] Las autoridades de equilibrio están supervisadas por coordinadores de confiabilidad. [6]
La operación con día de anticipación programa las unidades de generación que pueden ser convocadas para proporcionar la electricidad al día siguiente ( compromiso de unidad ). Las unidades de generación despachables pueden producir electricidad a demanda y, por lo tanto, pueden programarse con precisión. La producción de energía renovable variable dependiente del clima para el día siguiente no es segura, por lo que sus fuentes no son despachables. Esta variabilidad, junto con la demanda futura de energía incierta y la necesidad de adaptarse a posibles fallas de generación y transmisión , requiere la programación de reservas operativas que no se espera que produzcan electricidad, pero que pueden despacharse en un plazo muy breve. [1]
Algunas unidades tienen características únicas que requieren su compromiso mucho antes: por ejemplo, las centrales nucleares tardan mucho tiempo en ponerse en marcha, mientras que las plantas hidroeléctricas requieren una planificación del uso de los recursos hídricos con mucha antelación, por lo que las decisiones de compromiso para estas se toman semanas o incluso meses antes de la entrega. [7]
En el caso de una empresa eléctrica integrada verticalmente y "tradicional", el objetivo principal del compromiso unitario es minimizar tanto el coste marginal de producir la electricidad unitaria como los costes de puesta en marcha (bastante significativos para la generación de energía a partir de combustibles fósiles). En un mercado eléctrico "reestructurado" se utiliza un algoritmo de equilibrio del mercado , con frecuencia en forma de subasta ; el orden de mérito a veces se define no sólo por los costes monetarios, sino también por las preocupaciones medioambientales. [1]
El compromiso de la unidad es más complejo que las operaciones de plazos más cortos, ya que la disponibilidad de la unidad está sujeta a múltiples restricciones: [8]
En las horas previas a la entrega, el operador del sistema podría tener que desplegar reservas suplementarias adicionales o incluso comprometer más unidades de generación, principalmente para garantizar la confiabilidad del suministro y al mismo tiempo tratar de minimizar los costos. Al mismo tiempo, el operador debe asegurarse de que haya suficientes reservas de potencia reactiva disponibles para evitar el colapso de la tensión. [2]
Las decisiones (" despacho económico ") se basan en la curva de despacho , donde el eje X constituye la potencia del sistema, los intervalos para las unidades de generación se colocan en este eje en el orden de mérito con la longitud del intervalo correspondiente a la potencia máxima de la unidad, los valores del eje Y representan el costo marginal (por MWh de electricidad, ignorando los costos de arranque). Para las decisiones basadas en costos, las unidades en el orden de mérito se ordenan por el costo marginal creciente. El gráfico de la derecha describe un sistema extremadamente simplificado, con tres unidades generadoras comprometidas (totalmente despachables, con un costo constante por MWh): [7]
Si la demanda esperada es de 150 MW (una línea vertical en el gráfico), la unidad A se activará a plena potencia de 120 MW, la unidad B funcionará al nivel de despacho de 30 MW, la unidad C se mantendrá en reserva. El área bajo la curva de despacho a la izquierda de esta línea representa el costo por hora de operación (ignorando los costos de inicio, $30 * 120 + $60 * 30 = $5,400 por hora), el costo incremental del siguiente MWh de electricidad ($60 en el ejemplo, representado por una línea horizontal en el gráfico) se llama lambda del sistema (de ahí otro nombre para la curva, curva lambda del sistema ).
En sistemas reales el coste por MWh normalmente no es constante, y por tanto las líneas de la curva de despacho no son horizontales (normalmente el coste marginal de la energía aumenta con el nivel de despacho, aunque para las centrales de ciclo combinado existen múltiples curvas de coste dependiendo del modo de operación, por lo que la relación energía-costo no es necesariamente monótona ). [10]
Si el nivel mínimo de demanda en el ejemplo se mantiene por encima de 120 MW, la unidad A funcionará constantemente a plena potencia, proporcionando energía de carga base , la unidad B funcionará a potencia variable y la unidad C deberá encenderse y apagarse, proporcionando la capacidad "intermedia" o "cíclica". Si la demanda supera los 200 MW solo ocasionalmente, la unidad C estará inactiva la mayor parte del tiempo y se considerará una planta de energía de pico (una "peaker"). Dado que una peaker puede funcionar solo unas decenas de horas al año, el costo de la electricidad producida en peaker puede ser muy alto para recuperar la inversión de capital y los costos fijos (ver el lado derecho de una curva de despacho a gran escala hipotética).
En ocasiones, las restricciones de la red cambian de manera impredecible y surge la necesidad de modificar los compromisos unitarios previamente establecidos. Este cambio en el redespacho del sistema es controlado en tiempo real por el operador central, que emite directivas a los participantes del mercado, que presentan ofertas anticipadas para el aumento o la disminución de los niveles de potencia. Debido a la naturaleza centralizada del redespacho, no hay demoras para negociar los términos de los contratos; los costos incurridos se asignan a los participantes responsables de la interrupción según tarifas preestablecidas o en partes iguales. [12]
En los minutos previos a la entrega, un operador del sistema utiliza algoritmos de estudio del flujo de potencia para encontrar el flujo de potencia óptimo . En esta etapa, el objetivo es la fiabilidad ("seguridad") del suministro. [2] Las redes eléctricas prácticas son demasiado complejas para realizar los cálculos a mano, por lo que a partir de la década de 1920 los cálculos se automatizaron, al principio en forma de computadoras analógicas especialmente construidas , los llamados analizadores de red , reemplazados por computadoras digitales en la década de 1960.
Los pequeños desajustes entre la demanda total y la carga total son típicos y, en un principio, se solucionan con la energía cinética de la maquinaria rotativa (en su mayoría, generadores síncronos ): cuando hay demasiado suministro, los dispositivos absorben el exceso y la frecuencia supera la tasa programada; por el contrario, una demanda excesiva hace que el generador suministre electricidad adicional al reducir la velocidad, con una frecuencia que disminuye ligeramente [13] , sin requerir la intervención del operador. Existen límites obvios para este "control inmediato", por lo que se incorpora un control continuo en una red eléctrica típica, que abarca intervalos de reacción que van desde segundos ("control primario") hasta horas ("control de tiempo"). [14]
ElEl control primario se activa automáticamente en segundos después de la perturbación de frecuencia. El control primario estabiliza la situación, pero no devuelve las condiciones a la normalidad y se aplica tanto al lado de la generación (donde elreguladorajusta la potencia delmotor primario) como a la carga, donde:[15]
Otro término que se utiliza habitualmente para el control primario es la respuesta de frecuencia (o "beta"). La respuesta de frecuencia también incluye la respuesta inercial de los generadores. [16] Este es el parámetro que se aproxima mediante el coeficiente de polarización de frecuencia del cálculo del error de control de área (ACE) utilizado para el control automático de la generación . [17]
ElEl control secundario se utiliza para restablecer la frecuencia del sistema después de una perturbación, con ajustes realizados por la computadora de control de la autoridad de equilibrio (esto se conoce normalmente comocontrol de frecuencia de cargaocontrol automático de generación) y acciones manuales tomadas por el personal de la autoridad de equilibrio. El control secundario utiliza tanto lasen rotacióncomo las que no lo están, y los servicios de equilibrio se despliegan en cuestión de minutos después de la perturbación (las centrales hidroeléctricas son capaces de una reacción aún más rápida).[18]
El control terciario implica el despliegue y restablecimiento de reservas para manejar las contingencias actuales y futuras. [19]
El objetivo del control de tiempo es mantener la frecuencia a largo plazo en el valor especificado dentro de una red síncrona de área amplia . Debido a las perturbaciones, la frecuencia promedio se desvía y se acumula un error de tiempo entre la hora oficial y la hora medida en los ciclos de CA. En los EE. UU., la frecuencia promedio de 60 Hz se mantiene dentro de cada interconexión por una entidad designada, el monitor de tiempo , que cambia periódicamente el objetivo de frecuencia de la red ( frecuencia programada [13] ) para llevar el desfase de tiempo general dentro de los límites predefinidos. Por ejemplo, en la Interconexión Oriental, la acción (establecer temporalmente la frecuencia a 60,02 Hz o 59,98 Hz) se inicia cuando el desfase de tiempo alcanza los 10 segundos y cesa una vez que el desfase alcanza los 6 segundos. El control de tiempo lo realiza una computadora ( corrección automática de error de tiempo ) o el monitor solicita a las autoridades de equilibrio que ajusten sus configuraciones. [20]
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