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Efectos Técnico-Económicos de la Integración de Energía Eólica y Solar en el SING - Escenario año 2017 ESTUDIO ERNC 2015
CENTRO DE DESPACHO ECONÓMICO DE CARGA SISTEMA INTERCONECTADO NORTE GRANDE
01.04.15
INDICE 1. Objetivos y Alcance.
2. Metodología
3. Resultados
4. Conclusiones y Recomendaciones
2
Evaluar la capacidad del SING para gestionar una integración masiva de ERNC, teniendo como foco el desempeño en el control de frecuencia, régimen operativo del parque generador convencional y costos globales de operación, ante montos de penetración de energía solar y eólica entre un 11% y 18% respecto a la energía prevista a generar en el año 2017 y nuevos escenarios.
Objetivo
3
4
Aspecto Estudio ERNC 2012 Estudio ERNC 2015 Pre-despacho Casos particulares Optimización anual
(optimización de 3 días)
AGC Modelo simplificado (Matlab - uninodal)
Modelo Específico (DigSilent - BD SING)
Solo algunos casos Todos los escenarios
CPF X √
Interconexión SING-SADI X √
Efecto cambio régimen operativo X √
Horizonte 2014 2017
Generación Máxima Bruta [MW] 2450 2750
Crecimiento de la Capacidad del Parque convencional [MW]
0 989
(kelar 517 y Cochrane 472)
Penetración ERNC evaluada [MW] 150-750 900-1500
Comparación estudio ERNC 2012 v/s 2015
ESCENARIOS
00 PRESENTACIÓN 00.00.15
Escenario Capacidad instalada
[MW]
Capacidad Fotovoltaico
[%]
Capacidad Termosolar
[%]
Capacidad Eólica
[%]
Penetración en energía
[%]
Máxima penetración instantánea
[%] E1 (*) 937 78,6 11,7 9,6 11 30
E2 1232 75,6 8,9 15,4 15 40 E3 1452 79,3 7,5 13,1 18 49 E4 922 68,5 0 31,5 13 33 E5 1237 61,8 8,3 29,7 16 41
Análisis realizados: •Requerimientos de reserva en giro. •Efecto en el pre-despacho: costo de operación sistémico y cambios en el régimen operativo de generadores convencionales. •Influencia en la inercia sistémica y respuesta primaria de frecuencia. •Análisis de la regulación secundaria de frecuencia.
5
6
Salta
Cóndores
Cerro Colorado
Chapiquiña
Arica
Parinacota
Angamos
Norgener
Tocopilla
El AbraRadomiro Tomic
Calama
Salar
Tamaya
Esperanza
Mantos Blancos
Esmeralda
SulfurosEscondida
O‘HIGGINS
Coloso
TARAPACÁ
AndesNUEVA ZALDIVAR
Zaldívar
Collahuasi
El Águila (2)
DOMEYKO
El Tesoro
El Cobre
Spence
Chuquicamata
Mejillones
Andina
Hornitos
Atacama
Tamarugal
REFERENCIAS
Nudos Troncales
Subestación
Central Térmica
Central Hidroeléctrica
Línea en 345 kV
Línea Troncal en 220 kV
Línea en 220 kV
Línea en 110 kV
Líneas Menores
CD. Arica
Dolores
Pacífico
CD. Iquique
Palafitos
Cerro Dragón
Pozo Almonte
HMC
N. Victoria
Barriles La Cruz
GabyMinsal
Oeste
Palestina
ENCUENTRO
LABERINTO
P. Óxidos
Laguna Seca
Quebrada Blanca
Lomas Bayas
Ministro Hales
Iquique
Hospicio
QuianiPukará
Chinchorro
El Loa
Capricornio
Alto Norte
Antofagasta
Centro
Sur
La Portada
Valle de los Vientos (90)
Sierra Gorda
Mejillones
Llanos
Uribe
Desalant
LAGUNAS
Cochrane
Chacaya
MIRAJE
OC
ÉA
NO
P
AC
ÍF
IC
O
PERÚ
BOLIVIA
ARGENTINA
María Elena (72)
OGP1
Central Solar
San Pedro Solar I-IV (101)
Central Eólica
ATACAMA
PAS (23,5)La Huayca (30)PV Pozo Almonte (120)
PV Arica (88)
Cerro Dominador (110)PV Encuentro (120)
CRUCERO
PV Lagunas (140)
PV Condores (40)
Zona Arica 90 MW
Escenario E1 (936,5 MW) (*)
Zona Pozo Almonte Cóndores 213,5 MW
Zona Lagunas 140 MW
Zona Crucero Encuentro 302 MW
Zona Calama 191 MW
(*) Escenario considerado en Informe de Expansión Sistema de Transmisión SING Preliminar V.1, Agosto 2014, CDEC-SING.
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Salta
Cóndores
Cerro Colorado
Chapiquiña
Arica
Parinacota
Angamos
Norgener
Tocopilla
El AbraRadomiro Tomic
Calama
Salar
Tamaya
Esperanza
Mantos Blancos
Esmeralda
SulfurosEscondida
O‘HIGGINS
Coloso
TARAPACÁ
AndesNUEVA ZALDIVAR
Zaldívar
Collahuasi
El Águila (2)
DOMEYKO
El Tesoro
El Cobre
Spence
Chuquicamata
Mejillones
Andina
Hornitos
Atacama
Tamarugal
REFERENCIAS
Nudos Troncales
Subestación
Central Térmica
Central Hidroeléctrica
Línea en 345 kV
Línea Troncal en 220 kV
Línea en 220 kV
Línea en 110 kV
Líneas Menores
CD. Arica
Dolores
Pacífico
CD. Iquique
Palafitos
Cerro Dragón
Pozo Almonte
HMC
N. Victoria
Barriles La Cruz
GabyMinsal
Oeste
Palestina
ENCUENTRO
LABERINTO
P. Óxidos
Laguna Seca
Quebrada Blanca
Lomas Bayas
Ministro Hales
Iquique
Hospicio
QuianiPukará
Chinchorro
El Loa
Capricornio
Alto Norte
Antofagasta
Centro
Sur
La Portada
Valle de los Vientos (90)Eólico Calama (100)
Sierra Gorda
Mejillones
Llanos
Uribe
Desalant
LAGUNAS
Cochrane
Chacaya
MIRAJE
OC
ÉA
NO
P
AC
ÍF
IC
O
PERÚ
BOLIVIA
ARGENTINA
María Elena (72)
OGP1
Central Solar
San Pedro Solar I-IV (101)
Central Eólica
ATACAMA
PAS (23,5)La Huayca (30)PV Pozo Almonte (240)
PV Arica (123)
Cerro Dominador (110)PV Encuentro (240)
CRUCERO
PV Lagunas (140)
PV Condores (80)
PV Andes (100)
Zona Arica 125 MW
Escenario E3 (1451,5 MW)
Zona Pozo Almonte Cóndores 373,5 MW
Zona Lagunas 140 MW
Zona Crucero Encuentro 422 MW
Zona Calama 291 MW
Zona Andes 100 MW
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Salta
Cóndores
Cerro Colorado
Chapiquiña
Arica
Parinacota
Angamos
Norgener
Tocopilla
El AbraRadomiro Tomic
Calama
Salar
Tamaya
Esperanza
Mantos Blancos
Esmeralda
SulfurosEscondida
O‘HIGGINS
Coloso
TARAPACÁ
AndesNUEVA ZALDIVAR
Zaldívar
Collahuasi
El Águila (2)
DOMEYKO
El Tesoro
El Cobre
Spence
Chuquicamata
Mejillones
Andina
Hornitos
Atacama
Tamarugal
REFERENCIAS
Nudos Troncales
Subestación
Central Térmica
Central Hidroeléctrica
Línea en 345 kV
Línea Troncal en 220 kV
Línea en 220 kV
Línea en 110 kV
Líneas Menores
CD. Arica
Dolores
Pacífico
CD. Iquique
Palafitos
Cerro Dragón
Pozo Almonte
HMC
N. Victoria
Barriles La Cruz
GabyMinsal
Oeste
Palestina
ENCUENTRO
LABERINTO
P. Óxidos
Laguna Seca
Quebrada Blanca
Lomas Bayas
Ministro Hales
Iquique
Hospicio
QuianiPukará
Chinchorro
El Loa
Capricornio
Alto Norte
Antofagasta
Centro
Sur
La Portada
Valle de los Vientos (90)Eólico Calama 1 (100)Eólico Calama 2 (100)
Sierra Gorda
Mejillones
Llanos
Uribe
Desalant
LAGUNAS
Cochrane
Chacaya
MIRAJE
OC
ÉA
NO
P
AC
ÍF
IC
O
PERÚ
BOLIVIA
ARGENTINA
María Elena (72)
OGP1
Central Solar
San Pedro Solar I-IV (101)
Central Eólica
ATACAMA
PAS (23,5)La Huayca (30)PV Pozo Almonte (120)
PV Arica (53)
PV Encuentro (120)
CRUCERO
PV Lagunas (70)
PV Condores (40)
Zona Arica 55 MW
Escenario E4 (921,5 MW)
Zona Pozo Almonte Cóndores 213,5 MW
Zona Lagunas 70 MW
Zona Crucero Encuentro 192 MW
Zona Calama 391 MW
00.00.15
METODOLOGIA
10
METODOLOGÍA
Demanda
neta Generación
Frecuencia del SING
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0 24.0
Pote
ncia
[MW
]
Tiempo [h]
Demanda neta
Caso base E1 E2 E3 E4 R5E5
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Análisis estadístico para determinar la reserva para enfrentar la variabilidad.
Optimización de la operación del sistema con horizonte anual, resolviendo problemas semanales, utilizando bloques de 4 horas (mediante Plexos).
Desconexión de unidades generadoras convencionales considerando máxima penetración instantánea de ERNC (mediante DigSilent).
Rampas de máximas de demanda neta de cada escenario, con AGC con de distintas velocidades (mediante DigSilent).
METODOLOGÍA
00.00.15
RESULTADOS
13
RESERVA EN GIRO
Caso base
E1
E2
E3
E4 E5
0
50
100
150
200
0 2,5 5 7,5 10 12,5 15 17,5 Re
qu
eri
mie
nto
de
re
serv
a [M
W]
Energía [%]
90/10 70/30
Requerimiento de reserva en giro (RG) aumenta entre 2 y 3 veces, con respecto al caso base.
Restricción de RG se activa menos del 8% del tiempo para los escenario evaluados, como resultado del pre-despacho.
Debido a perfiles de demanda neta y las restricciones propias del parque a carbón (tiempos mínimos de operación/detención) los requerimientos de RG son cubiertos en forma natural por el parque convencional que no sale de servicio.
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RESULTADO DEL PRE-DESPACHO
El costo medio de operación del sistema resultante del pre-despacho disminuye en promedio entre un 12% y 20% respecto al caso base. Se aprecia estacionalidad de los costos resultantes, conforme a meses en que se registra una disminución del recurso solar (invierno).
Análisis no considera eventual efecto del aumento del régimen de Mantenimiento de unidades convencionales.
Escenarios Costo medio de
operación [USD/MWh] Costo medio de operación
respecto caso base [%] Caso base 42,3 100 %
E1 36,2 86 % E2 34,8 82 % E3 33,8 80 % E4 37,4 88 % E5 34,4 81 %
32,00
34,00
36,00
38,00
40,00
42,00
44,00
USD
/MW
h
Caso base E1 E2 E3 E4 E5
15
PARTIDAS Y DETENCIONES
Cambio del régimen operativo. Aumento del número de partidas/detenciones de unidades convencionales (C.C. podrían tener una partida y detención diaria en los casos de mayor integración ERNC).
Escenarios N° Partidas/ detenciones unidades
gas natural Caso base 81
E1 181 E2 328 E3 636 E4 132 E5 427
Evaluación de caso Ejemplo: • C.C según régimen operativo resultante del pre-despacho. •Actualización del CVNC, conforme a procedimiento actual y costos de MM informados.
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INERCIA Y RESERVA PRIMARIA
La inercia y reserva primaria disminuyen de forma marginal (UUGG en su mayoría permanecen en servicio), debido a las restricciones operativas del parque generador a carbón.
Se requiere el retiro de sólo 1 a 3 unidades convencionales con respecto a un caso base.
No se evidencia un deterioro importante del desempeño del SING, en el control de frecuencia, ante eventos de desconexión de una unidad generadora convencional.
Escenario Reserva primaria promedio obtenida del pre-despacho
[MW] Caso base 138
E1 131 E2 125 E3 116 E4 134 E5 121
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
49.1
49.15
49.2
49.25
49.3
49.35
49.4
49.45
49.5
49.55
49.6
Caso base E1 E2 E3
Ine
rcia
sis
tém
ica
[s]
Nad
ir [
Hz]
Desconexión de unidad de 150 MW
Inercia (en base 1000 MVA) Frecuencia mínima
17
CONTROL DE FRECUENCIA SECUNDARIO
Escenarios
Variabilidad de la demanda
neta esperada [MW/min] (*)
Tasa de toma de carga conjunta
mínima del AGC [MW/min]
Caso base 3,4 4 E1 7,6 11 E2 9,4 15 E3 11,3 15 E4 7,1 11 E5 8,3 11
Actualmente, un AGC es fundamental para cumplir con los estándares de seguridad y calidad de servicio en el SING.
Bajo una integración de ERNC importante, el CSF manual se torna impracticable (2 o más más unidades a la regulación).
La tasa de toma de carga conjunta mínima del parque generador consignado al AGC debe ser mayor que la variabilidad de la demanda neta esperada.
(*) Variabilidad calculada en intervalos de 15 minutos. Variabilidad actual de la demanda neta del SING es de 2,7 MW/min (Fuente: Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas)
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INTERCONEXION SING - SADI
Interconexión con transferencia permanente, disminuye el número de partidas y detenciones de generadores a gas natural, pero aumenta el número de partidas/detenciones de unidades a carbón con mayor costo variable.
Interconexión variable y correlacionada con la inyección de ERNC, las partidas y detenciones, tanto para los generadores a gas natural como a carbón, disminuyen.
Tecnología E1 E1-SADI-constante E1-SADI-variable
Carbón 57 100 50
Gas natural 181 150 69
0.0020.0040.0060.0080.00100.00120.00140.00160.00
48.8
49
49.2
49.4
49.6
49.8
50
Ine
rcia
sis
tém
ica
[s]
Nad
ir [
Hz]
Desconexión de unidad de 150 MW
Inercia (en base 1000 MVA) Frecuencia mínima
La interconexión con el SADI aumenta la inercia y reserva primaria del sistema interconectado, lo que permite que el sistema mantenga elevados niveles de seguridad ante los eventos de falla
estudiados.
19
Los desafíos de CSF del SING se transforman en un desafío para el control del intercambio programado.
La tasa de toma de carga conjunta mínima del AGC requerida para controlar la interconexión dependerá de las
políticas de operación que se establezcan para una operación interconectada del SING y el SADI.
Escenarios
Variabilidad de la demanda neta
esperada [MW/min]
Desvío del intercambio programado [MW]
AGC de 4 MW/min
AGC de 7 MW/min
AGC de 11 MW/min
AGC de 15 MW/min
Caso base 3,4 6,9 3,8 3,8 3,8
E1 7,6 36,9 23,0 10,2 10,2
E2 9,4 50,4 36,1 13,4 13,4
E3 11,3 64,4 50,1 29,3 16,7
E4 7,1 33,2 19,4 9,4 9,4
E5 8,3 42,1 27,9 11,5 11,4
(*) En rojo: Desvíos de intercambio mayores a 20 MW
INTERCONEXION SING - SADI
00.00.15
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
21
CONCLUSIONES
EscenarioCapacidad
instalada de ERNC [MW]
Aspectos claves
Partidas anuales de
generadores convencionales
Requerimiento de reserva en
giro
Gradiente de demanda neta
Tasa de toma de carga
mínima del AGC
Costo medio de operación promedio
CVNCPotencia máxima a
desconectar
Horas a mínimo técnico
E1 937 2,2 1,9 2,2 2,8 0,9 1,6 1,4 2,7
E2 1232 3,7 2,3 2,8 3,8 0,8 2,2 1,0 3,1
E3 1452 6,6 2,9 3,3 3,8 0,8 2,8 0,9 3,3
E4 922 1,9 1,8 2,1 2,8 0,9 2,5 1,4 2,8
E5 1237 4,6 2,2 2,4 2,8 0,8 2,7 1,0 2,5
Constante 937 2,3 1,9 2,2 1,0 0.9 1,5 2,2 3,1
Variable 937 1,1 1,9 2,2 1,0 0,9 1,5 2,2 2,2
Grado Complejidad
Bajo
Alto
Complejidadglobal
escenario
El escenario que considera interconexión con el SADI y flujo variable, representa menor complejidad para gestionar la variabilidad. En contrapartida, se encuentra el escenario E3 - el de mayor monto de penetración ERNC con el SING aislado (sin interconexión con el SADI) - , en el cual existen aspectos principalmente de régimen operacional del parque generador que pueden ser críticos.
(*) Factor del CVNC referencia de la evaluación sobre una unidad particular
*
Conclusiones
00 PRESENTACIÓN 00.00.15
• El SING podría gestionar montos de ERNC evaluados, considerando el desarrollo y mejoras previstas para el sistema en el mediano plazo.
• La flexibilidad de unidades generadoras es clave para absorber la variabilidad de la Demanda Neta (Demanda menos ERNC) resultante y permitir una integración ERNC segura y eficiente.
• Incrementar el CVNC de unidades flexibles, producto del régimen operativo, podría dejarlas F/S, por lo que dicha flexibilidad debiera considerarse como un servicio.
• La interconexión con el SADI permitiría
aumentar los niveles de seguridad, en particular respecto a la estabilidad de frecuencia.
• Transferencias dinámicas entre SING-SADI, coincidentes con la inyección ERNC en el SING, permitiría mitigar los impactos operativos de esta inyección.
• Los resultados de este estudio, en cuanto al aporte de la interconexión SING –SADI, podrían ser extrapolables, en cierta medida, a los resultados que se podrían obtener a la interconexión HVAC con el SIC.
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• Evaluar necesidad de incluir restricciones de tasa mínima de toma y bajada de carga en el pre-despacho, así como los efectos de la predictibilidad en la determinación de reservas.
• Mejorar las herramientas para la operación, conforme al estado del arte y mejores prácticas, a efectos de mantener un monitoreo permanente del comportamiento de la Demanda Neta, y de esta manera corregir desviaciones que se produzcan.
• Realizar estudios específicos sobre el AGC para establecer lógicas de operación y tasas de toma de carga conjuntas mínimas, considerando escenario futuros previstos.
• Evaluar capacidad de unidades carboneras existentes, para identificar candidatas a realizar CSF vía AGC. Asegurar la existencia de un conjunto amplio de unidades candidatas.
• Monitorear el régimen de operación de las unidades convencionales, con el objetivo de identificar eventuales efectos sobre las políticas de mantenimiento y costos asociados. Asimismo, evaluar mecanismos que permitan incentivar la búsqueda de una mayor flexibilidad de las unidades, vía reconocimiento del servicio de Cycling.
• Realizar estudios similares de largo plazo, que entreguen señales al desarrollo del sistema de transmisión.
Recomendaciones
23
MUCHAS GRACIAS
CENTRO DE DESPACHO ECONÓMICO DE CARGA SISTEMA INTERCONECTADO NORTE GRANDE
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