Evaluación de la participación agregada de parques fotovoltaicos en el control primario de frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional

Abstract

La creciente participación de generación renovable variable en el Sistema Eléctrico Nacional desplaza a las unidades síncronas que tradicionalmente proveen el control primario de frecuencia. Esta memoria evalúa la participación agregada de tres parques fotovoltaicos sin almacenamiento, CEME 1, Sol del Desierto y Usya, en este servicio. La metodología tiene dos etapas. La primera determina estadísticamente la reserva ascendente del portafolio a partir de 396 días de registros de generación, reducciones y pronóstico, con un criterio de disponibilidad histórica del 95 %. La segunda evalúa la respuesta dinámica mediante simulaciones de transitorios electromecánicos en DIgSILENT PowerFactory. Un control maestro, formado por un conjunto fijo de estatismos optimizados fuera de línea en un modelo reducido de máquina única conectada a barra infinita, configura los controladores de las plantas. Las contingencias simuladas corresponden a la desconexión de dos centrales termoeléctricas, de 397 y 166 MW. El portafolio respalda entre 80 y 190 MW de reserva, según el nivel de despacho. La agregación mantiene reserva positiva hasta un despacho cercano al 64 % de la potencia pronosticada, casi diez puntos porcentuales más que la mejor planta por separado. En todas las simulaciones con participación fotovoltaica, la frecuencia mínima fue mayor que sin ella. Ante la contingencia de 397 MW, la frecuencia mínima pasó del umbral del primer escalón de desconexión automática de carga a valores entre 0,23 y 0,39 Hz sobre él. Con la regulación de unidades térmicas deshabilitada, el portafolio asumió (...).

The growing share of variable renewable generation in Chile’s National Electric System is displacing the synchronous units that traditionally provide primary frequency control. This thesis evaluates the aggregated participation of three photovoltaic plants without energy storage, CEME 1, Sol del Desierto and Usya, in this service. The methodology has two stages. The first one statistically determines the upward reserve of the portfolio from 396 days of generation, curtailment and forecast records, using a 95 % historical availability criterion. The second one evaluates the dynamic response through electromechanical transient simulations in DIgSILENT PowerFactory. A master controller, formed by a fixed set of droop settings optimized offline on a reduced single machine infinite bus model, configures the plant controllers. The simulated contingencies are the loss of two thermal power plants of 397 and 166 MW. The portfolio supports between 80 and 190 MW of reserve, depending on the dispatch level. Aggregation keeps a positive reserve up to a dispatch close to 64 % of the forecast power, almost ten percentage points above the best individual plant. In every simulation with photovoltaic participation, the minimum frequency was higher than without it. Following the 397 MW contingency, the minimum frequency moved from the threshold of the first under-frequency load shedding stage to values between 0.23 and 0.39 Hz above it. With thermal unit regulation disabled, the portfolio provided (...).