Operaciones del sistema de energía 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 diaria [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 en los equipos) para proporcionar un suministro eléctrico confiable de calidad aceptable. [3] La rama de ingeniería correspondiente se denomina Operación y Control de Sistemas de Energía . La electricidad es difícil de almacenar, por lo que en cualquier momento la oferta (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 ( verticalmente integrado ). En la reestructurada red de transmisión de energía de América del Norte , estos centros pertenecen a las autoridades de balance, que en 2016 eran 74, [4] las entidades responsables de las operaciones también se denominan operadores de sistemas independientes , operadores de sistemas de transmisión. La otra forma de equilibrar los recursos de múltiples centrales eléctricas es un grupo de energía . [5] Las autoridades de equilibrio están supervisadas por coordinadores de fiabilidad. [6]
La operación diaria programa las unidades de generación a las que se puede recurrir para suministrar electricidad al día siguiente ( compromiso unitario ). Las unidades de generación gestionables pueden producir electricidad según demanda y, por tanto, pueden programarse con precisión. La producción de la energía renovable variable, que depende del clima , para el día siguiente no es segura, por lo que sus fuentes no son aprovechables. Esta variabilidad, junto con una 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 muy poco tiempo. [1]
Algunas unidades tienen características únicas que requieren su compromiso mucho antes: por ejemplo, las centrales nucleares tardan mucho en ponerse en marcha, mientras que las centrales 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]
Para una empresa eléctrica "tradicional" integrada verticalmente, el objetivo principal del compromiso unitario es minimizar tanto el costo marginal de producir la electricidad unitaria como los costos iniciales (bastante significativos para la generación de combustibles fósiles). En un mercado de electricidad "reestructurado" se utiliza un algoritmo de compensación del mercado , frecuentemente en forma de subasta ; El orden de mérito a veces se define no sólo por los costos monetarios, sino también por las preocupaciones ambientales. [1]
El compromiso de unidades es más complejo que las operaciones de plazos más cortos, ya que la disponibilidad de unidades está sujeta a múltiples restricciones: [8]
En las horas previas a la entrega, un operador del sistema podría necesitar desplegar reservas suplementarias adicionales o incluso comprometer más unidades de generación, principalmente para garantizar la confiabilidad del suministro y al mismo tiempo intentar minimizar los costos. Al mismo tiempo, el operador debe asegurarse de que haya suficientes reservas de energía reactiva disponibles para evitar una caída de tensión. [2]
Las decisiones (" despacho económico ") se basan en la curva de despacho , donde el eje X constituye la potencia del sistema, en este eje se ubican los intervalos para las unidades de generación en orden de mérito , siendo la longitud del intervalo correspondiente a la potencia máxima del unidad, los valores del eje Y representan el costo marginal (por MWh de electricidad, ignorando los costos iniciales). Para decisiones basadas en costos, las unidades en el orden de mérito se clasifican según el costo marginal creciente. El gráfico de la derecha describe un sistema extremadamente simplificado, con tres unidades generadoras comprometidas (totalmente gestionables, con costo constante por MWh): [7]
Si la demanda esperada es de 150 MW (una línea vertical en el gráfico), la unidad A funcionará con una potencia total de 120 MW, la unidad B funcionará al nivel de despacho de 30 MW y 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 iniciales, $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 sistema lambda (de ahí otro nombre para la curva, sistema lambda curva ).
En los sistemas reales, el costo por MWh generalmente no es constante y, por lo tanto, las líneas de la curva de despacho no son horizontales (normalmente el costo marginal de la energía aumenta con el nivel de despacho, aunque para las centrales de ciclo combinado existen múltiples curvas de costo dependiendo de el modo de operación, por lo que la relación potencia-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 sólo ocasionalmente, la unidad C estará inactiva la mayor parte del tiempo y se considerará una planta de energía de pico (un "pico"). Dado que un pico podría funcionar sólo durante decenas de horas al año, el costo de la electricidad producida en él puede ser muy alto para poder recuperar la inversión de capital y los costos fijos (ver el lado derecho de una curva hipotética de despacho a gran escala).
A veces, las limitaciones de la red cambian de forma impredecible y surge la necesidad de cambiar los compromisos unitarios previamente establecidos. Este cambio de 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/disminución de los niveles de potencia. Debido a la naturaleza centralizada del reenvío, no hay demoras para negociar los términos de los contratos; los costos incurridos se asignan a los participantes responsables de la perturbación con base en tarifas preestablecidas o en partes iguales. [12]
En los minutos previos a la entrega, un operador del sistema está utilizando los algoritmos de estudio del flujo de energía para encontrar el flujo de energía 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 redes , reemplazadas por computadoras digitales en la década de 1960. .
Los pequeños desajustes entre la demanda total y la carga total son típicos y inicialmente son solucionados por la energía cinética de la maquinaria rotativa (principalmente generadores síncronos ): cuando hay demasiado suministro, los dispositivos absorben el exceso y la frecuencia supera lo programado. Por el contrario, una demanda excesiva hace que el generador entregue electricidad adicional mediante una desaceleración, con una frecuencia ligeramente menor [13] , sin requerir intervención del operador. Existen límites obvios para este "control inmediato", por lo que se construye un continuo de control en una red eléctrica típica, que abarca intervalos de reacción desde segundos ("control primario") hasta horas ("control de tiempo"). [14]
ElEl control primario se activa automáticamente unos 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 generación (donde elgobernadorajusta la potencia delmotor primario) como a la carga, donde:[15]
Otro término comúnmente utilizado para el control primario es respuesta de frecuencia (o "beta"). La respuesta de frecuencia también incluye la respuesta inercial de los generadores. [16] Este es el parámetro aproximado por el coeficiente de polarización de frecuencia del cálculo del error de control de área (ACE) utilizado para el control automático de generación . [17]
ElEl control secundario se utiliza para restaurar la frecuencia del sistema después de una perturbación, con ajustes realizados por la computadora de control de la autoridad de equilibrio (esto generalmente se conoce comocontrol de frecuencia de cargaocontrol de generación automático) y acciones manuales tomadas por el personal de la autoridad de equilibrio. El control secundario utiliza tanto lasgiratoriascomo las no giratorias, y los servicios de equilibrio se implementan minutos después de la perturbación (las plantas hidroeléctricas son capaces de reaccionar aún más rápido).[18]
El control terciario implica el despliegue y restablecimiento de reservas para hacer frente a 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 desplaza 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 mediante una entidad designada, el monitor de tiempo , que cambia periódicamente el objetivo de frecuencia de la red ( frecuencia programada [13] ) para llevar el desplazamiento de tiempo general dentro de los límites predefinidos. Por ejemplo, en la Interconexión Oriental la acción (fijar 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 del tiempo se realiza mediante una computadora ( Corrección automática de errores de tiempo ) o mediante el monitor que solicita a las autoridades de equilibrio que ajusten su configuración. [20]
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