Servicios complementarios en sistemas eléctricos de potencia

Análisis y modelamiento

Sandra Ximena Quintero Carvajal, Santiago Arango Aramburo, Sandra Ximena Carvajal Quintero

• Editorial: Universidad Nacional de Colombia
• Año: 2016
• ISBN del libro electrónico: 9789587757767
• Categoría: Tecnología e ingeniería
• Categoría: Ingeniería eléctrica y telecomunicaciones

Si bien las economías modernas se conciben con un servicio de energía eléctrica seguro, las interrupciones en los últimos años demuestran la vulnerabilidad de los sistemas de potencia. En este libro se proponen alternativas que se evalúan a través de diferentes técnicas de simulación, para su implementación en un contexto de mercado.

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CARACTERIZACIÓN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

El 26 de abril de 2007 ocurrió una desconexión total en el Sistema Interconectado Nacional Colombiano (SIN), la cual fue calificada como la peor de la última década en Colombia, debido a la extensión y duración de la desconexión (XM, 2009). El tiempo de desconexión total fue de cuatro horas y media, incluyendo el tiempo usado para despejar la falla y la duración del proceso de restablecimiento (Ruiz et al., 2008). A raíz de esta desconexión, el regulador y el operador colombianos expresaron preocupación con relación a la necesidad de mejorar la seguridad y confiabilidad del sistema interconectado (XM, 2014).

Mantener un sistema de transmisión seguro y estable es una tarea difícil en todas las economías modernas (IEA, 2014). La clave del éxito es el equilibrio simultáneo de los flujos de electricidad para mantener la frecuencia y la tensión dentro de los límites operativos permitidos por el sistema (Stoft, 2002). En el caso del sistema de transmisión en Colombia, la situación es más compleja porque, además de las condiciones técnicas mencionadas anteriormente, el operador del sistema debe estar preparado para operar ante imprevistos ataques terroristas, fenómenos climáticos multianuales, nivel ceráunico alto y demanda nacional e internacional. La figura 1.1 muestra las condiciones externas que pueden afectar la red eléctrica colombiana y que ponen en riesgo la operación normal y la continuidad del suministro de electricidad del SEP en Colombia.

Las condiciones externas expuestas en la figura 1.1 muestran que el SEP colombiano necesita contar con servicios de soporte técnico para evitar que situaciones inesperadas como las descargas atmosféricas o los ataques terroristas ocasionen desconexiones parciales o totales. En caso de desconexiones inevitables, los servicios de soporte técnico ayudan a disminuir los tiempos de restablecimiento (Adibi, 2000) de las redes de interconexión nacionales e internacionales.

FIGURA 1.1 Condiciones externas que ponen en riesgo la operación normal del SEP colombiano.
Fuente: elaboración propia.

Los servicios de soporte, llamados control de frecuencia y control de tensión, se relacionan con la adquisición y puesta en marcha de equipos especializados que les permite a los operadores de los SEP mantener la frecuencia y la tensión, respectivamente, dentro de los límites operativos permitidos (Gómez-Expósito, 2002) con el fin de que la operación se realice con índices aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad. El servicio de soporte, llamado arranque autónomo, se relaciona con el uso de equipos especializados para que en caso de una desconexión parcial o total, los operadores de los SEP cuenten con herramientas para realizar un proceso de restablecimiento exitoso y en el menor tiempo posible (Adibi, 2000).

En la figura 1.2 se observan los cuatro elementos fundamentales para prestar el servicio de arranque autónomo exitosamente, dos de estos elementos son el servicio de control de frecuencia y el servicio de control de tensión. Cada elemento necesita equipos especializados que implican costos de inversión (Hirst, 2000).

FIGURA 1.2 Servicios y equipos especializados asociados con la prestación exitosa del servicio de arranque autónomo.
Fuente: elaboración propia.

La figura 1.2 también muestra la relación que existe entre el servicio de arranque autónomo y los servicios complementarios de control primario de frecuencia y control de tensión. La aplicabilidad de cada uno de estos tres servicios complementarios es diferente y cada uno aporta a la calidad, confiabilidad y seguridad en tiempos de operación, cantidades y ubicaciones dentro del SEP diferentes (Rebours et al., 2007); por lo tanto, lo ideal es implementar los tres servicios complementarios para evitar falencias en la correcta operación de la red eléctrica.

Como se mostró en la figura 1.1, la red eléctrica en Colombia está influenciada por múltiples factores, lo que justifica que se proponga utilizar el SEP colombiano como un laboratorio de aprendizaje que sirva para estudiar políticas de decisión que permitan una óptima implementación de los servicios de control de frecuencia, control de tensión y arranque autónomo.

El laboratorio de aprendizaje propuesto en este libro se enfoca en proporcionar, a través de metodologías de simulación, un espacio de formación a nivel teórico, metodológico y práctico que busque encontrar nuevas propuestas para reglamentar estos tres servicios complementarios en mercados desregulados.

Las políticas de reglamentación propuestas deben tener fundamentos técnicos, económicos y regulatorios actuales con el fin de definir las falencias o debilidades de cada servicio complementario y, si es necesario, proponer cambios. Por esta razón, este capítulo primero muestra aspectos técnicos fundamentales de cada servicio complementario; asimismo, se estudian las condiciones de operación en los países con los que Colombia tiene actualmente Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE) y, finalmente, se hace un análisis de los cambios y desafíos que deben emprender las políticas energéticas en Colombia para lograr una implementación efectiva de los tres servicios complementarios.

1.1 SERVICIO DE ARRANQUE AUTÓNOMO

Un SEP es un conjunto dinámicamente estable la mayor parte del tiempo; sin embargo, se encuentra expuesto a problemas operativos como salidas forzadas de plantas de generación, salidas de líneas de transmisión o desconexiones de grandes bloques de la demanda (Gómez-Expósito, 2002). Según el grado de severidad, estos problemas pueden llevar a colapsos de tensión y frecuencia que terminan ocasionando desmembramientos y desconexiones totales en los SEP (Adibi, 2000).

La mayoría de colapsos ocurren por la combinación de múltiples circunstancias, como descargas atmosféricas, errores humanos, fallas de diseño, deficiencia en los programas de mantenimiento, sistemas inadecuados de protección y algunos problemas menos predecibles, como los ocasionados por el terrorismo. La figura 1.3 muestra las principales causas que han desencadenado colapsos en los últimos años en el mundo (Adibi, 2009).

FIGURA 1.3 Principales causas que han ocasionado desconexiones parciales o totales en los sistemas interconectados del mundo.
Fuente: Adibi, 2009.

Las causas que desencadenan apagones en los SEP son generalmente impredecibles e imposibles de eliminar; por lo tanto, no se puede tener el 100 % de confiabilidad y seguridad en los SEP (Pourbeik et al., 2006). El objetivo debe ser mantener un adecuado nivel de confiabilidad y seguridad en el SEP que permita minimizar el riesgo de desconexiones y, unido a lo anterior, se debe estar preparado para que en una salida forzada del sistema se pueda restablecer la operación normal lo más pronto posible. La duración de la interrupción del suministro de electricidad es un factor que incrementa de manera exponencial el impacto negativo en el usuario final (Adibi, 2009).

La figura 1.4 muestra la curva de aversión de los usuarios frente a un apagón eléctrico, construida con datos de Brasil (2000) y Estados Unidos (2003). Se puede observar que después de 30 minutos, la inconformidad de los usuarios empieza a crecer exponencialmente, hasta llegar a la intolerancia. Así, se desencadenan demandas a las empresas de energía, justificadas por los perjuicios generados a los usuarios finales. Un ejemplo de lo anterior fue el apagón de 2003 en Estados Unidos, donde las pérdidas reportadas superaron los 2.000 millones de dólares en cada uno de los siguientes sectores afectados (Hamachi y Eto, 2006): transporte (metro), salud (hospitales), banca (manejo de tarjetas de crédito) y turismo (reserva en línea y pago de huéspedes en los hoteles).

FIGURA 1.4 Curva de la aversión de los usuarios frente a los colapsos de los sistemas interconectados de potencia.
Fuente: adaptado de Gomes, 2004.

Para disminuir el tiempo en el proceso de restablecimiento se debe implementar el servicio de arranque autónomo (Adibi, 2000). El arranque autónomo permite, mediante equipos especializados, retomar el proceso de generación de energía eléctrica luego de tener una desconexión total que ocasione una ausencia total de tensión. La implementación del servicio de arranque autónomo está compuesta por aspectos técnicos y económicos. En esta sección se explicará cada uno de estos aspectos, además de experiencias internacionales relacionadas con la remuneración de este servicio en mercados desregulados de electricidad en el mundo.

1.1.1 Principales características técnicas del servicio de arranque autónomo

Un proceso de restablecimiento del sistema de potencia está formado por uno o varios bloques constructivos, cada uno con una configuración mínima de un sistema autónomo y totalmente estable (Isemonger, 2007). Un bloque constructivo de restablecimiento está formado por una planta de generación con arranque autónomo, una planta de generación sin capacidad de arranque autónomo, la red de interconexión necesaria para unirlas, bloques de carga y el equipo necesario para el control de frecuencia y tensión (Adibi, 2000). Las acciones de restablecimiento deben tener en cuenta la siguiente secuencia:

1. Arranque de las unidades con capacidad de arranque autónomo.

2. Suministro de energía a las unidades sin capacidad de arranque autónomo.

3. Operación de seccionadores e interruptores de la red.

4. Conexión y desconexión de cargas.

La función principal del sistema de arranque autónomo es proporcionar energía eléctrica a los equipos auxiliares de la planta cuando no se tiene alimentación debido a una falla generalizada y severa (Hirst, 2000), ya sea desde la red externa o desde las unidades generadoras de la planta. Las plantas generadoras con arranque autónomo pueden arrancarse sin el suministro de energía eléctrica, en el momento de una desconexión parcial o total de la red (Adibi, 2000). Los sistemas de arranque autónomo también se utilizan para aumentar la potencia de salida del generador (MW) en picos de demanda. Las características que permiten el uso de estas plantas de generación en un proceso de restablecimiento son (Adibi, 2009):

■Arranque inmediato y toma de carga máxima entre 15 y 30 minutos.

■Mínimas operaciones de maniobra.

■Estabilización entre el 5 y 10 %, hasta el 100 % de su potencia nominal.

■Rápida respuesta a cambios súbitos de carga.

■Amplia capacidad de toma de carga (MW/minuto).

1.1.2 Costos asociados al servicio de arranque autónomo

Las plantas que soportan el arranque autónomo poseen principalmente costos de adquisición y mantenimiento de pl...

Índice

• Cubierta
• Portadila
• Página Legal
• CONTENIDO
• PRÓLOGO
• INTRODUCCIÓN
• 1. CARACTERIZACIÓN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
• 2. SOBRE EL SERVICIO DE ARRANQUE AUTÓNOMO
• 3. CONTROL DE TENSIÓN Y REACTIVOS USANDO GD
• 4. CONTROL DE FRECUENCIA Y LAS ISLAS ELÉCTRICAS INTENCIONALES
• 5. CONCLUSIONES Y FUTUROS DESARROLLOS
• ÍNDICE ONOMÁSTICO Y ANALÍTICO
• Página Institucional
• Créditos
• Cubierta Posterior