Co-optimización de la energía y reservas en el control automático de generación incluyendo la modelación de la reconfiguración de la red, y considerando criterios de despacho económico y restricciones del sistema de transmisión

Abstract

La memoria aborda el control automático de generación como eje del control secundario de frecuencia en el Sistema Eléctrico Nacional de Chile y lo sitúa en el contexto de una matriz con creciente participación de energías renovables variables . Se parte destacando que el control automático de generación ajusta remotamente la potencia de unidades seleccionadas para restituir la frecuencia nominal, tarea que debe concretarse en horizontes del orden de 15-25 minutos; a la vez, se destaca que el avance de la energías renovables variables y la consecuente variabilidad de la potencia disponible obliga a incorporar modificaciones al control automático de generación. El objetivo general es desarrollar una metodología que integre explícitamente la reconfiguración de la red de transmisión dentro del control automático de generación, conciliando criterios técnicos y económicos para disminuir costos sin vulnerar restricciones de operación. Esta propuesta añade un nuevo grado de libertad al problema clásico de estabilidad de frecuencia al permitir conmutar líneas para aliviar congestiones y mejorar el despacho conjunto con el control, manteniendo la frecuencia y los flujos dentro de límites seguros. Se materializa en un modelo de optimización estocástico de dos etapas que, por un lado, selecciona las unidades que participarán en el control automático de generación y asigna sus inyecciones, y por otro lado, decide qué líneas pueden quedar fuera de servicio para reconfigurar la topología del sistema; sobre esa base, se propone además(...).

This report addresses automatic generation control as the cornerstone of secondary frequency control in Chile’s National Electric System and places it in the context of a grid with a growing share of variable renewable energy. It begins by highlighting that the automatic generation control remotely adjusts the power of selected units to restore nominal frequency, a task that must be completed within 15-25 minute time horizons. It also emphasizes that the advancement of variable renewable energy sources and the resulting variability in available power require the incorporation of modifications to the automatic generation control. The overall objective is to develop a methodology that explicitly integrates transmission grid reconfiguration within the automatic generation control, reconciling technical and economic criteria to reduce costs without violating operating restrictions. This proposal adds a new degree of freedom to the classic frequency stability problem by allowing line switching to alleviate congestion and improve dispatch in conjunction with control, while maintaining frequency and flows within safe limits. It is embodied in a two-stage stochastic optimization model that, on the one hand, selects the units that will participate in the automatic generation control and assigns their injections, and on the other, decides which lines can be taken out of service to reconfigure the topology. Based on this, a participation factor update scheme is also proposed(...).