Durante los últimos años, el país se ha visto enfrentado a escenarios energéticos complejos, en gran parte debido a la fuerte dependencia de recursos energéticos extranjeros como el petróleo y el gas natural. Por esta razón ha aumentado el número de proyectos eólicos, con el propósito de solucionar este problema y de esta forma contribuir a la operación segura del Sistema Interconectado Central. El aumento de generación eólica conlleva cambios bruscos en la potencia activa inyectada a la red debido a la naturaleza del viento. Estas variaciones de potencia influyen directamente sobre la frecuencia del SIC, razón por lo cual se necesita un sistema de control que permita mantener esta variable dentro de los rangos establecidos en la normativa chilena. El objetivo principal del presente trabajo es encontrar la cantidad de reserva en giro mínima, que permita realizar el control primario de frecuencia del sistema ante la desconexión de generación provocada por el funcionamiento de un parque eólico conectado al SIC. La metodología desarrollada contempla tres etapas. En la primera, se determina la ubicación de los parques según criterios de nivel del régimen eólico y cercanía al sistema eléctrico. Mediante el uso de simulación dinámica en el software DigSilent PowerFactory®, en la segunda etapa se determina la mínima potencia de reserva en giro utilizada debido a la desconexión de partes del parque eólico, respetando los criterios de calidad y seguridad de servicio aplicados en el país. En la última etapa se establece la relación entre la generación desconectada del parque eólico y la reserva utilizada por el sistema. Estos estudios arrojan los resultados para poder estimar la cantidad de la reserva en giro que deben mantener las centrales generadoras, para distintos niveles de penetración eólica en el SIC, de tal manera de suplir las variaciones de potencia que presenten los generadores eólicos y así, asegurar la regulación primaria de frecuencia. Además, se calcula el costo que tiene esta reserva para el funcionamiento del sistema.

La introducción de competencia en el sector eléctrico ha llevado a una reestructuración de esta industria, que entre otras cosas, busca mejorar la seguridad y la calidad del producto electricidad. En el corto plazo, habitualmente, esto se logra mediante medidas preventivas y correctivas. La reserva en giro es una medida preventiva y corresponde a reservar potencia en las unidades generadoras, a fin de que esté disponible para ser usada frente a cualquier tipo de contingencia o variabilidad en la demanda. Una medida correctiva es la desconexión de carga, en que los usuarios son desconectados luego de ocurrida una perturbación en el sistema, con el fin equilibrar la generación con la demanda. La falta de reserva en giro, producto de su inadecuada asignación, puede conducir a situaciones de desconexión de carga, lo que provoca importantes perjuicios económicos a clientes residenciales, comerciales e industriales. En este trabajo, se presenta una metodología para determinar la reserva en giro óptima de un sistema eléctrico, de forma que el valor esperado del costo de desconexión sumado al costo de operación del sistema sea mínimo. En la primera parte, se estudia un método que permite asignar la reserva en giro de un sistema entre las unidades que participan del control primario de frecuencia. Este problema se plantea como una optimización lineal, en donde se minimizan los costos de operación del sistema y de oportunidad en que incurren los generadores al entregar reserva en giro y no vender energía al sistema. Se incorpora restricciones para las unidades generadoras, la red de transporte y disponibilidad de agua. Posteriormente, se plantea un modelo para un esquema estático de desconexión de carga por baja frecuencia y se explica la influencia que tiene el costo de interrupción de los usuarios en la estimación de la reserva en giro. Finalmente, para la estimación de la curva de costo esperado de desconexión, se simula la operación real del sistema para un período de un año. Se propone realizar la simulación de la operación usando el esquema de Muestreo Estocástico Universal, el cual permite estimar la salida de las unidades generadoras en base a su disponibilidad. La metodología propuesta fue aplicada al Sistema Interconectado Central, que se representó mediante una versión reducida de 50 barras, considerando tres condiciones hidrológicas para el período de tiempo comprendido entre abril 2007 y marzo 2008. Los resultados indican que la metodología es capaz de determinar el requerimiento de reserva en giro de un sistema eléctrico y asignar a cada central que participa del control primario de frecuencia un monto económicamente óptimo de reserva. Además, se encontró que la sensibilidad de la reserva en giro óptima frente al costo de desconexión de los usuarios, es alta. Esto permite concluir que es necesario realizar estudios para estimar el costo de desconexión de los usuarios regulados y generar los incentivos económicos necesarios que permitan aumentar la participación de los clientes industriales en los esquemas de desconexión.