vigilancia estratégica código de conexión · tipo de reservas •los generadores convencionales...

Vigilancia Estratégica

Código de Conexión

Países referentes

Generalidades del sistema

Capacidad instalada total: 74102 MW (19/12/2016)Demanda pico 2016: 46232 MW

https://www.google.com.co/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwimp7r2yrHUAhUCMSYKHUwTBtEQjRwIBw&url=https://www.rtoinsider.com/ferc-caiso-interties-order-764-22872/&psig=AFQjCNG63EtWLKpVDCj8G7oNWV0zzVwhGg&ust=1497125946232972

https://www.google.com.co/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwimp7r2yrHUAhUCMSYKHUwTBtEQjRwIBw&url=https://www.rtoinsider.com/ferc-caiso-interties-order-764-22872/&psig=AFQjCNG63EtWLKpVDCj8G7oNWV0zzVwhGg&ust=1497125946232972


Capacidad instalada total: 100088 MW (31/12/2016)Demanda máxima: 44144 MW (6/09/2016, 13-14h)


Capacidad instalada total: 8873 MW (2016)Demanda máxima: 6878 MW (21/12/2010)

500 MW - HVDC

500 MW - HVDC


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


Capacidad instalada total: 3957.7 MW (2016)Demanda máxima: 1964 MW


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


• 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)


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


Documentación requerida para plantas eólicas Documentación requerida para plantas solares PV


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)



LVRT



frecuencia


operador



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



LVRT



frecuencia


operador



LVRT – Permanencia ante eventos de tensión


EólicaSolar


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%


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


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.


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


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.


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


• 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.


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.


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).


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


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”

vigilancia estratégica código de conexión · tipo de reservas •los generadores convencionales...

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