Modelo de redespacho para la operación en tiempo real con alta penetración
solar-eólica y su adaptación al mercado de los servicios complementarios
Authors:   , Balzer Araneda Kristian Waldo Antonio 
Published: December 2024

En Chile, la operación y mercado de la generación renovable (solar-eólica) y
convencional (gas-carbón-diesel-hidráulica), está compuesta por dos sistemas
eléctricos de generación que se gestionan en forma complementaria y actualmente
interconectados con el nombre de Sistema Eléctrico Nacional (SEN), contando con
el mayor potencial y desarrollo solar de Sudamérica. El despacho de estas
centrales lo realiza el operador del sistema que utiliza un mecanismo
simplificado, llamado lista de mérito económico (ranking de centrales ordenadas
de menor a mayor costo variable de generación) y que no refleja los costos
reales de las centrales en perjuicio del costo global de operación y marginal
del sistema. Este trabajo propone un modelo de redespacho de corto plazo con
resolución horaria para garantizar una operación óptima en el despacho de
centrales. El modelo de redespacho integra una función objetivo que minimiza el
costo global de operación, agregando restricciones de stock de volumen de gas,
volumen de generación hidráulica de embalse, costo variable de la generación
térmica mediante representación polinómica del consumo específico neto (CEN) de
combustible, potencia máxima de despacho para prevenir la activación de los
esquema de desconexión de carga por baja frecuencia (EDAC-BF) y las
restricciones de las reservas de potencia mínimas del sistema, que permiten
abrir otras líneas de investigación en el mercado de los servicios
complementarios (SSCC) en tiempo real, que se rigen por reglas económicas,
mediante asignaciones directas y subastas horarias. La motivación de integrar la
generación convencional gas, carbón, diesel, hidráulica y la masiva generación
renovable solar-eólica al mercado de los servicios complementarios (SSCC) en la
operación en tiempo real, es para unificar un mercado económico que permita
utilizar óptimamente las reasignaciones de reservas de potencia destinadas al
control primario (CPF), secundario (CSF) y terciario (CTF) de frecuencia. Por lo
tanto, en forma paralela al modelo de redespacho se hace necesario implementar
un modelo económico cuyo fin sea minimizar los costos de las reasignaciones de
las reservas de potencia del cambiante mercado de los servicios complementarios.
En primer lugar, las reservas de potencia para el control primario de frecuencia
son la primera línea de defensa del sistema eléctrico y que permite integrar
grandes bloques de generación renovable. El CPF debe mantener un subconjunto de
reservas dinámicas simétricas que actúan en tiempos de 10 segundos y 5 minutos
para evitar la operación de EDAC-BF y EDAG ante variaciones de frecuencia
superiores a los ±0,7 [Hz]. Mientras que en segundo lugar, existen las reservas
de potencias destinadas al control secundario de frecuencia, que son las
responsables en mantener la frecuencia en un rango normal de operación
(49,80<f<50,20 Hz), mediante un control automático de generación
denominado AGC, caracterizando a Chile como un país pionero en Sudamérica en
utilizar el modo AGC con generación renovable solar-eólica. Además, el CSF debe
garantizar una reserva simétrica horaria para variaciones de frecuencia de ±0,2
Hz, en un tiempo de activación de 5 minutos y un tiempo máximo de entrega de 15
minutos. Y en tercer lugar tenemos al CTF como un mecanismo de operación manual
destinado a la reserva en giro y reserva fría, que garantiza reservas
asimétricas en bloques horarios, en un tiempo de sincronización inferior a los
15 minutos y un tiempo máximo de activación de una hora. Finalmente, en cuanto a
los casos de estudios y resultados del modelo de redespacho, se demuestra que
los tiempos de convergencia para los diferentes casos de estudios reales que se
sometió el modelo son del orden de los 2 a 5 minutos, en comparación con los
extensos tiempos de convergencia de los modelos de predespacho y la lista de
mérito que oscilan desde 1 a 3 horas en su ejecución. Adicionalmente el modelo
de redespacho permite reducir los costos reales de operación del sistema que
oscilan desde el 20 hasta el 50%, es decir, del orden de los 8 hasta los 20
MUSD. Mientras que en los casos de estudios para el modelo económico de
reasignaciones de reservas de potencia en el mercado de los servicios
complementarios para control de frecuencia. Este modelo permite reducir los
costos de operación de las reservas en más de un 60%, respecto a las centrales
no candidatas alejadas del costo marginal del sistema. Este mecanismo de
minimización de costos de reservas de potencia, utiliza el seguimiento de la
curva de demanda y evita los desplazamientos de los costos marginales del orden
de un 10 a un 40%, realizado con los despachos aleatorios de centrales
injustificadas con el uso la lista de mérito económico.