Evaluación de la participación de la energía renovable en el control de frecuencia del sistema mediano de Punta Arenas

Abstract

El sistema mediano de Punta Arenas presenta condiciones operativas críticas frente a escenarios con reducida capacidad de regulación. La salida imprevista de unidades térmicas provoca desbalances de potencia severos en la red, situación que activa el esquema de desconexión automática de carga para evitar el colapso del sistema. Para resolver esta problemática, este trabajo evalúa la inclusión del parque eólico Vientos Patagónicos en el control de frecuencia y propone la implementación de un control automático de generación a nivel de sistema. La metodología integra un modelo de optimización estocástico de dos etapas. Esta formulación considera un problema de asignación de unidades (unit commitment) basado en un flujo óptimo de potencia en corriente continua con restricciones de seguridad bajo el criterio N-1, que determina la asignación óptima de reservas frente a la incertidumbre y variabilidad del recurso renovable. El optimizador Gurobi resuelve directamente los escenarios de operación, y simulaciones dinámicas en DIgSILENT PowerFactory validan posteriormente el desempeño de los resultados. Los resultados del modelo de optimización demuestran que el parque eólico recibe una asignación de reserva de subida en los distintos escenarios analizados, alcanzando su valor más representativo en el escenario que considera incertidumbre (10 escenarios), el más relevante al incorporar el modelo completo, donde llega a un 20,45 % de su capacidad. La optimización conjunta de las acciones pre y post-contingencia logra reducir el costo total esperado de operación del sistema de 2831,67 $/h a 2803,09 $/h. Sin embargo, en el escenario de operación más crítico, la capacidad del sistema no logra compensar el déficit de generación ante la salida de las unidades térmicas principales, lo que resulta en energía no suministrada. La validación de resultados en PowerFactory muestra que(...). The medium-size Punta Arenas power system exhibits critical operating conditions under scenarios with reduced regulation capacity. The unexpected outage of thermal units causes severe power imbalances in the network, triggering the automatic load-shedding scheme to prevent system collapse. To address this problem, this work evaluates the inclusion of the Vientos Patagónicos wind farm in frequency control and proposes implementing a system-wide automatic generation control scheme. The methodology integrates a two-stage stochastic optimization model based on a security-constrained DC optimal power flow under the N-1 criterion, which determines the optimal reserve allocation under the uncertainty and variability of the renewable resource. The Gurobi solver directly solves the operating scenarios, and dynamic simulations in the DIgSILENT PowerFactory software subsequently validate the results. The optimization results show that the wind farm receives an up-reserve allocation across the different scenarios analyzed, reaching its most representative value in the scenario that considers uncertainty (10 scenarios), the most relevant one since it incorporates the complete model, where it reaches 20.45% of its capacity. Jointly optimizing pre- and post-contingency actions reduces the total expected system operating cost from $2,831.67/h to $2,803.09/h. However, in the most critical operating scenario, the system capacity fails to compensate for the generation deficit following the outage of the main thermal units, resulting in unserved energy. The validation results in PowerFactory show that(...).