Operaciones y control de sistemas de energía

La operación de sistemas de potencia 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 del día siguiente ^{[ 1 ]} ) hasta minutos ^{[ 2 ]} antes del suministro de energía . El término control de sistemas de potencia describe las acciones tomadas en respuesta a perturbaciones no planificadas (por ejemplo, cambios en la demanda o fallas de equipos) para proporcionar un suministro eléctrico confiable de calidad aceptable. ^{[ 3 ]} La rama de ingeniería correspondiente se llama Operación y Control de Sistemas de Potencia . La electricidad es difícil de almacenar, por lo que en cualquier momento el suministro (generación) debe estar equilibrado 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 de energía reestructurada de América del Norte , estos centros pertenecen a las autoridades de equilibrio , de las cuales existían 74 en 2016. ^{[ 4 ]} Las entidades responsables de las operaciones también se denominan operadores de sistemas independientes u operadores de sistemas de transmisión . La otra forma de equilibrar los recursos de múltiples centrales eléctricas es un pool de energía . ^{[ 5 ]} Las autoridades de equilibrio están supervisadas por coordinadores de confiabilidad . ^{[ 6 ]}

La operación con un día de anticipación programa las unidades de generación que pueden ser requeridas para suministrar electricidad al día siguiente ( compromiso de unidad ). Las unidades de generación despachables pueden producir electricidad bajo demanda y, por lo tanto, pueden programarse con precisión. La producción de energía renovable variable, que depende del clima , para el día siguiente no es segura; por lo tanto, sus fuentes no son despachables. Esta variabilidad, junto con la incertidumbre de la demanda futura de energía 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 ser despachadas con muy poca antelación. ^{[ 1 ]}

Algunas unidades poseen características únicas que requieren su compromiso con mucha antelación: por ejemplo, las centrales nucleares tardan mucho tiempo en entrar en funcionamiento, mientras que las centrales hidroeléctricas requieren una planificación del uso de los recursos hídricos con mucha anticipación. Por lo tanto, las decisiones de compromiso para estas se toman semanas o incluso meses antes de su entrega. ^{[ 7 ]}

Para una empresa eléctrica tradicional integrada verticalmente , el objetivo principal del compromiso de unidades es minimizar tanto el costo marginal de producir la unidad de electricidad como los costos de puesta en marcha (que son bastante significativos para la generación a partir de combustibles fósiles). En un mercado eléctrico reestructurado, se utiliza un algoritmo de equilibrio de mercado , frecuentemente en forma de subasta ; el orden de mérito a veces se define no solo por los costos monetarios, sino también por las consideraciones 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 ]}

• Es necesario mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda, incluyendo suficientes reservas rotatorias para contingencias . El equilibrio debe reflejar las limitaciones de transmisión;
• Las unidades térmicas pueden tener límites en el tiempo mínimo de funcionamiento (una vez encendidas, no se pueden apagar rápidamente) y en el tiempo de inactividad (una vez detenidas, no se pueden reiniciar rápidamente);
• Las unidades de "funcionamiento obligatorio" deben funcionar debido a limitaciones técnicas (por ejemplo, las centrales de cogeneración deben funcionar si se necesita su calor);
• Por lo general, hay un único equipo en la planta que debe estar presente durante el arranque de una unidad térmica, por lo que solo se puede arrancar una unidad a la vez. ^{[ 9 ]}

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, minimizar los costos. Paralelamente, el operador debe asegurarse de que haya suficientes reservas de potencia reactiva disponibles para evitar un colapso de voltaje . ^{[ 2 ]}

Curva de despacho

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 orden de mérito con una longitud de intervalo que corresponde a la potencia máxima de la unidad, los valores del eje Y representan el costo marginal (por MWh de electricidad, sin considerar los costos de arranque). Para las decisiones basadas en costos, las unidades en el orden de mérito se ordenan por costo marginal creciente. El gráfico de la derecha describe un sistema extremadamente simplificado, con tres unidades generadoras comprometidas (totalmente despachables, con costo por MWh constante): ^{[ 7 ]}

• La unidad A puede suministrar hasta 120 MW a un coste de 30 dólares por MWh (de 0 a 120 MW de potencia del sistema);
• La unidad B puede suministrar hasta 80 MW a 60 $/MWh (de 120 a 200 MW de potencia del sistema);
• La unidad C tiene una capacidad de 50 MW a 120 $/MWh (de 200 a 250 MW de potencia del sistema).

Cuando la demanda esperada es de 150 MW (una línea vertical en el gráfico), la unidad A se activará a su potencia máxima 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 de arranque, $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 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 eléctricas de ciclo combinado existen múltiples curvas de costo dependiendo del modo de operación, por lo que la relación entre la energía y el 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 carga base ; la unidad B operará a potencia variable; y la unidad C deberá encenderse y apagarse, proporcionando la capacidad intermedia o de ciclo. Si la demanda supera los 200 MW solo ocasionalmente, la unidad C permanecerá inactiva la mayor parte del tiempo y se considerará una central eléctrica de punta (una "peaker"). Dado que una peaker puede funcionar solo durante unas decenas de horas al año, el costo de la electricidad producida por una peaker puede ser muy alto para recuperar la inversión de capital y los costos fijos (véase el lado derecho de una curva de despacho hipotética a escala real).

En los minutos previos a la entrega, un operador del sistema utiliza algoritmos de estudio de flujo de potencia para encontrar el flujo de potencia óptimo . En esta etapa, el objetivo es la fiabilidad ("seguridad") del suministro, ^{[ 2 ]} aplicando análisis de contingencia . Las redes eléctricas prácticas son demasiado complejas para realizar los cálculos manualmente, por lo que desde la década de 1920 se automatizaron los cálculos, primero en forma de computadoras analógicas especialmente construidas , llamadas analizadores de red , que fueron reemplazadas por computadoras digitales en la década de 1960.

Las pequeñas discrepancias entre la demanda total y la carga total son típicas y, en un principio, se compensan mediante la energía cinética de la maquinaria rotativa (principalmente generadores síncronos ): cuando la demanda es demasiado baja, los dispositivos absorben el exceso y la frecuencia supera la tasa programada; por el contrario, una demanda excesiva provoca que el generador suministre electricidad adicional reduciendo su velocidad, con una ligera disminución de la frecuencia, ^{[ 13 ]} sin necesidad de intervención del operador. Existen límites evidentes para este "control inmediato", por lo que se incorpora un continuo de control en una red eléctrica típica, que abarca intervalos de reacción desde segundos ("control primario") hasta horas ("control de tiempo"). ^{[ 14 ]}

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 varía y se acumula un error de tiempo entre la hora oficial y la hora medida en los ciclos de CA. En 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 que el desfase de tiempo general se mantenga dentro de los límites predefinidos. Por ejemplo, en la Interconexión del Este , 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 cuando el desfase alcanza los 6 segundos. El control de tiempo se realiza mediante una computadora ( Corrección Automática de Errores de Tiempo ) o mediante el monitor, que solicita a las autoridades de balance que ajusten sus configuraciones. ^{[ 22 ]}

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