Acca

Problem´
aticas en servicios complementarios
de control de frecuencia en presencia de
generaci´
on variable
Robinson Cornejo ∗ Sebastian Carrasco ∗∗ Hector Chavez ∗∗∗
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Depto. de Ing. Electrica, Universidad de Santiago de Chile, Av.
Ecuador 3519, Santiago (e-mail: robinson.cornejoe@usach.cl).
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Depto. de Ing. Electrica, Universidad de Santiago de Chile, Av.
Ecuador 3519, Santiago (e-mail:sebastian.carrasco@usach.cl).)
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Depto. de Ing. Electrica, Universidad de Santiago de Chile, Av.
Ecuador 3519, Santiago (e-mail: hector.chavez@usach.cl)
ResumenLa integraci´
on a gran escala de generaci´on variable (asociada a fuentes de energ´ıa
renovables) a los sistemas de energ´ıa el´ectrica se ha traducido en cambios din´amicos importantes.
Estos cambios han afectado particularmente los sistemasde control de frecuencia y los mercados
el´ectricos asociados a estos, los cuales han tenido que ser revisados y reformulados en sistemas
con alta penetraci´
on de energ´ıas renovables. Este trabajo hace una revisi´on de los fen´omenos
din´
amicos y est´
andares de control y mercados asociados al control de frecuencia y como estos
son afectados por la integraci´
on de generaci´on variable. Unadiscusi´on sobre c´omo abordar estos
problemas es presentada.
1. INTRODUCCION

El impacto de la generaci´
on variable en los sistemas de
energ´ıa el´ectrica ha sido ampliamente descrito en la literatura [1], [2], [3]. Este impacto, que tiene un amplio impacto
en la operaci´
on de los sistemas el´ectricos, se ha focalizado
en distintas ´
areas, una de ellas es el control de frecuencia.
Variossistemas han experimentado problemas de control
de frecuencia en presencia de integraci´
on de generaci´on
variable. Uno de los casos m´
as conocidos es el caso del sistema interconectado de Irlanda, el cual tiene una demanda
peak de 7000 GW y una capacidad e´
olica instalada de 2054
MW. El sistema Irland´es ha sido objeto de varios estudios,
uno de los cuales ha determinado que el esquema f´ısicomercadoactualmente operando el control de frecuencia no
es adecuado para satisfacer los requerimientos de seguridad en el sistema [4], [5]. En el estudio mostrado en [6]
se determina la necesidad de mejorar el sistema de control
de frecuencia primaria y que el sistema est´
a actualmente
en riesgo de blackout si no se realizan acciones correctivas.
Adem´
as de esto, y manteniendo la consistencia de laoperaci´
on econ´
omica del sistema, el estudio propuesto en [7]
establece una propuesta para un esquema de remuneraci´on
para los servicios requeridos para mantener la seguridad
dentro de rangos aceptables. En el caso del sistema de
Inglaterra, han surgido estudios similares, donde se expresa la preocupaci´
on sobre el control de la frecuencia
dentro de este sistema [8], [9], [10]. Estos estudiostambi´en
muestran que el sistema Ingles est´
a expuesto a problemas
de control de frecuencia y que aquellos pudieran presentar
dificultades anexas a la hora de establecer la adquisici´on
de los servicios complementarios asociados al control de
frecuencia. El sistema N´
ordico tambi´en debiera presentar
este tipo de problemas de acuerdo al estudio en [11].

En Norteam´erica, se han presentadoproblemas similares.
El estudio [12] establece que el control de frecuencia primario en los tres sistemas interconectados de Norteam´erica
est´a experimentando un decaimiento, asociado a la falta
de mercados de servicios complementarios bien definidos y
a la integraci´on de energ´ıas renovables. Algunos trabajos
[13], [14] sugieren que la manera actual en la cual se
est´a actualmente definiendo elcontrol de frecuencia y los
mecanismos de mercado para adquirir tales servicios no
son adecuados para asegurar la seguridad del suministro.
As´ı, el sistema interconectado de Texas, que tiene una
demanda peak cercana a 68 GW y una capacidad e´
olica
instalada cercana a 12 GW, ha establecido la necesidad de
reformular la definici´on de servicios complementarios para
hacer frente a los problemas de...