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CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN "AGC"

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by

Leonardo Pineda

on 28 November 2014

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Transcript of CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN "AGC"

Resoluciones que le aplican
Objetivos del AGC
Parámetros de funcionamiento
Liquidación de AGC
Presentado por:

Cristian J. Jiménez Guzmán Código: 201410291
Germán E. González Silva Código: 201219398
Leonardo A. Pineda Galvis Código: 201411564

MUCHAS GRACIAS
LIQUIDACIÓN DE CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN "AGC"
El "Control Automático de Generación" (AGC del inglés Automatic Generation Control.
Es un sistema de control supervisor que permite ajustar centralizadamente las consignas de potencia activa de unidades generadoras.
¿Qué es AGC?
Mantener la frecuencia del sistema cercana a la nominal
Mantener los intercambios de potencia con sistemas eléctricos vecinos en los valores acordados
Mantener la generación de determinadas unidades en "valores económicos"
Todos los generadores están obligados a realizar el AGC en proporción a su despacho, pero pueden contratar con otros generadores la atención de su obligación.
La distribución del costo de la generación fuera de mérito (generación real mayor que la ideal) y las reglas comerciales por Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC), entre los agentes del STN (Sistema de Transmisión Nacional), está debidamente reglamentada. Los aspectos relevantes que se están aplicando desde el 30 de junio del 2000, son:
1. Las generaciones fuera de mérito necesarias para suplir los servicios de regulación secundaria de frecuencia, son comercialmente obligación de los generadores, en proporción a la potencia despachada.
2. Para la regulación secundaria de frecuencia el CND determina las holguras de potencia horaria en giro que cada generador deberá aportar; dichas holguras son susceptibles de ser transadas entre los generadores
El Control Automático de Generación (AGC) lleva la frecuencia y/o los intercambios internacionales a su valor nominal, actúa después de la regulación primaria en un tiempo de respuesta entre treinta (30) segundos a diez (10) minutos.
Está reglamentado bajo la Resolución CREG 198 de 1997: en la que se definen, entre otros aspectos que:

1. Las unidades que prestan el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, deben tener una velocidad de toma de carga mayor a la máxima velocidad de variación de demanda y cambio de generación esperado en el sistema para condiciones normales.
2. Se establecen como condiciones normales para este servicio las variaciones de frecuencia que se presentan en el rango de ± 500 mHz.
El Consejo Nacional de Operación (CNO) en su acuerdo CNO 577 de 2012 define los requerimientos para la prestación del servicio de AGC.
las características y los valores de potencia y tiempo regulados para la prestación del servicio y las puestas en marcha de las pruebas para los sistemas que prestarán el AGC son:
Criterios para participar en la regulación secundaria de frecuencia
Cualquier planta o unidad, para participar en la Regulación Secundaria de Frecuencia debe cumplir con los siguientes requisitos:

• Ser tele comandada desde un Centro Regional de Despacho (CRD) o desde el Centro Nacional de Despacho (CND).

• Realizar pruebas de integración a la función AGC propia de su planta, del CRD o del CND.

• Realizar pruebas de estatismo y velocidad sostenida de toma de carga, estos son parámetros, que fijarán la celeridad o lentitud del regulador de velocidad de la máquina en el Sistema.
• Realizar pruebas de integración al control jerárquico del CND de acuerdo con los documentos que sobre el tema, sean aprobados por el CNO. Las reglas actualmente vigentes están contenidas en el documento ISACND- 96-239 “Entrada en Operación de nuevas plantas al Esquema AGC
Nacional”
El caso de prestación del servicio del AGC se encuentra dispuesto en la Resolución CREG 064 de 2000
Plantas y/o Unidades de Generación que no prestaron efectivamente el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, aún cuando hayan tenido asignación de AGC.
Plantas y/o Unidades de Generación que prestaron efectivamente el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia
En Colombia la prestación de AGC es obligatoria, por lo que no se considera como un servicio complementario.
Este control se conoce como la acción en la que se disminuye o se inyecta potencia adicional al sistema con el fin de alcanzar el valor de frecuencia nominal después del evento de desbalance Carga−Generación.
¿Quien se encarga de la liquidación del AGC?
La operación y administración del mercado está a cargo de la empresa XM (Compañía de Expertos en Mercados), filial de Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P (ISA)
Las plantas o unidades de generación a las que se les haya asignado el Servicio de AGC, serán objeto de reconciliación, con independencia de que su precio de oferta resulte o no en mérito. El esquema de Reconciliación aplicable a cada planta o unidad de generación con asignación de AGC, se establece a continuación:

Sean:

H=HOP+HOT+HOS

Donde:

H: Holgura horaria requerida por el sistema, establecida por el CND y expresada en MW.
HOP: Potencia asociada con la Holgura propia.
HOT: Potencia asociada con la Holgura asumida en contratos de traspaso.
HOS: Potencia asociada con la Holgura disponible para el mercado Spot.

Se tiene entonces que:








Donde:

GP: Generación Programada
GPP: Generación Programada Propia
Gpt : Generación Programada del agente que traspasa su Holgura.












Donde:

H: Holgura horaria requerida por el sistema, establecida por el CND y expresada en MW.

HO: Potencia asociada con la Holgura horaria asignada al Generador por el CND,

Gp : Generación Programada para los generadores despachados centralmente.

∆Gp: Modificaciones a la Generación Programada,

REC: Reconciliación en la Bolsa.

PR: Precio de Reconciliación.

Gr: Generación Real de la planta y/o unidad de generación con AGC asignado.

Gi: Generación Ideal de la planta y/o unidad de generación con AGC asignado.

∆HO: Modificación al HO solicitadas por el CND durante la operación. Expresada en MW.

%DA: Porcentaje de Desviación Admisible establecido en reglamentación vigente.


En este caso se aplica el cobro por concepto de la Desviación respectiva.




a.









En este caso se aplica el cobro por concepto de la Desviación respectiva medida con respecto a

1. Para Plantas o Unidades de Generación que no prestaron efectivamente el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, aun cuando hayan tenido asignación de AGC:
b.





El término PR, contenido en las expresiones de los Literales a) y b) se calcula de la siguiente forma:




Para REC < 0:



Donde:




Para plantas o Unidades de Generación que prestaron efectivamente el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia:
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
ESPECIALIZACIÓN EN SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA
Asignatura:
Regulación y Mercados de Energía
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