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2. Antecedentes siguiente del mercado intradiario sin poner en riesgo las reservas de regulación se‐ cundaria y terciaria. El P.O. 14.4 (REE, 2010a) fija el procedimiento para liquidar los servicios de ajuste del sistema que generen derechos de cobro u obligaciones de pago. Además, tam‐ bién incluye la manera de calcular los desvíos medidos, que son la diferencia entre la energía medida en barras de central y la programada en el mercado y que también generan tanto derechos de cobro como obligaciones de pago. En el capítulo 6 se ex‐ plican las liquidaciones que le son de aplicación a la energía eólica en el mercado eléctrico español y en el de otros países. Precio (€/MWh) (1) E F M A M J J A S O N D Total Mercado diario 32,14 29,66 21,08 28,88 38,05 40,96 43,56 43,85 47,52 43,71 42,75 48,37 38,37 Restric. técnicas PBF 3,12 2,46 3,95 1,95 1,49 1,19 2,33 2,62 1,89 2,17 2,32 1,81 2,30 Mercado intradiario -0,03 -0,02 -0,02 0,00 -0,01 -0,01 -0,01 -0,01 -0,03 -0,07 -0,03 -0,04 -0,02 Banda de regulación 1,03 0,98 0,99 0,47 0,54 0,43 0,34 0,42 0,51 0,84 0,82 0,93 0,70 Restric. técnicas T. Real 0,36 0,21 0,40 0,18 0,18 0,09 0,22 0,16 0,24 0,51 0,28 0,28 0,26 Desvíos 0,68 0,37 0,45 0,60 0,42 0,65 0,23 0,29 0,61 0,86 0,83 0,83 0,57 Excedente desvíos 0,32 0,25 0,13 -0,24 -0,15 -0,24 -0,09 -0,08 -0,17 -0,20 -0,04 -0,16 -0,05 Pagos por capacidad 4,11 4,14 3,44 3,23 1,98 2,88 3,62 1,33 2,15 1,95 2,92 3,92 3,00 Figura 2.6. Componentes del precio final medio de la electricidad en 2010 (REE, 2011). En la Figura 2.5 está recogida la temporización de todos los procesos incluidos en el mercado español de producción eléctrica y en la Figura 2.6 su contribución al pre‐ cio final medio de la electricidad en el año 2010. 2.3.1. Regulación primaria El P.O. 7.1 (REE, 1998) define la regulación primaria en España como un servicio complementario de carácter obligatorio y no retribuido aportado por todos los gene‐ radores acoplados y que tiene por objeto corregir automáticamente los desequili‐ brios instantáneos entre producción y consumo. Para ello, cada generador deberá variar su potencia activa P g de modo inmediato y autónomo mediante la actuación de los reguladores de velocidad de las turbinas como respuesta a variaciones en la frecuencia ω, tal y como muestra la Figura 2.7. ω + Δω 1 − − R BM 1 1 + τGs ω * * Pg Figura 2.7. Diagrama de bloques simplificado de un regulador primario con potencia de referencia. + + P g 29
Nuevas estrategias para la contribución de los parques eólicos al control de frecuencia de los sistemas eléctricos El regulador de velocidad es un controlador tipo P con una constante proporcional que se suele dar como la inversa cambiada de signo del denominado estatismo R: 30 1 ΔPg − = (2.1) R Δ ω Según el P.O. 7.1, los reguladores deben permitir establecer un estatismo de ma‐ nera que los generadores puedan variar la carga en un 1,5% de su potencia nominal. La variación de carga debe realizarse en 15 s ante perturbaciones que provoquen variaciones de frecuencia inferiores a 100 mHz y linealmente entre 15 y 30 s para variaciones entre 100 y 200 mHz. Atendiendo a esta exigencia, el estatismo de los generadores podrá ser como máximo un 13,3%, aunque típicamente suele estar en‐ tre 3 y 5%. La regulación primaria no actúa hasta que el desvío de frecuencia no supera un determinado umbral, que se ha modelado como una banda muerta BM. Según el P.O. 7.1, los reguladores deben tener una insensibilidad lo menor posible, en todo caso inferior a ±10 mHz, y una banda muerta voluntaria nula. Además, la UCTE asume una precisión en la medida de la frecuencia que también es igual a ±10 mHz, por lo que se tendrá como resultado que BM = ±20 mHz. En la Figura 2.8 se muestran gráficamente las características de un regulador de velocidad con estatismo. Las variaciones de potencia se producen siempre respecto a * la potencia de referencia P g que tenga asignada el generador durante el funciona‐ miento normal a la frecuencia de referencia ω ∗ y estarán limitadas por los incremen‐ tos máximos a subir ΔPsub y a bajar ΔPbaj, que pueden ser diferentes pero, según lo indicado anteriormente, siempre mayores o iguales al 1,5% de la potencia nominal. P g (p.u.) * Pg ΔP sub ΔP g BM ω * ΔP baj Δω ω (p.u.) Figura 2.8. Característica frecuencia‐potencia de un regulador primario con estatismo.
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Bibliografía Bola Merino, J. (2010
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Bibliografía Gobierno de España (
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Bibliografía Lalor, G., A. Mullane
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Bibliografía Pourbeik, P. y F. Mod
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Bibliografía Slootweg, J. G., H. P
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