Integración ERNC Camino Recorrido y Desafíos Presentes y ... · • VariabilidadDda&Oferta ......
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Integración ERNC Camino Recorrido y Desafíos
Presentes y Futuros
CIGRE – Septiembre 2016
Ernesto HuberSubdirector de Operación
CDEC SIC
Agenda
• Sistema Eléctrico Nacional
• Integración de ERNC en el SIC, camino recorrido ydesafíos.
• Automatismo Zona Norte• Variabilidad Dda & Oferta• Estudios Integración ERNC 2021&2025• CDC para Renovables. Arquitectura CDC Nacional• SCADA-EMS, AGC, OTS• Flexibilidad. Resiliencia
• Comentario final
Sistemas eléctricos nacionales
3
SING
SIC
Aysén
Magallanes
Capacidad Instalada: 4.207 MWDemanda Máxima: 2.555 MWPoblación: 6,3%
Capacidad Instalada: 16.135 MWDemanda Máxima: 7.789 MWPoblación: 92,2%
Capacidad Instalada: 52,4 MWDemanda Máxima: 22 MWPoblación: 0,6%
Capacidad Instalada: 101,7 MWDemanda Máxima: 51 MWPoblación: 0,9%
*Datos mayo de 2016
Sistema eléctrico nacional
44
Aysén
Magallanes
Capacidad Instalada: 24.060 MWDemanda Máxima: 11.300 MW *Población: 98,5%
Capacidad Instalada: 52,4 MWDemanda Máxima: 22 MWPoblación: 0,6%
Capacidad Instalada: 101,7 MWDemanda Máxima: 51 MWPoblación: 0,9%
*Demanda estimada en base a un crecimiento del 3% anual
SEN
Proyectos para la interconexión
6
420 km 200 km 135 km
S/E TEN
G
CTM
Año 2018
Proyecto INTERCHILE
189 km 400 km
Proyectos para la interconexión
7
S/E TEN
G
CTM
S/E Kapatur
Año 2018 + Interconexión
Interconexión SIC-SING
420 km 200 km 135 km 189 km 400 km
Proyectos para la interconexión
8
S/E TEN
S/E Crucero Encuentro
G
CTM
S/E Kapatur
Año 2020
420 km 200 km 135 km 189 km 400 km
Agenda
• Sistema Eléctrico Nacional
• Integración de ERNC en el SIC, camino recorrido ydesafíos.
• Automatismo Zona Norte• Variabilidad Dda & Oferta• Estudios Integración ERNC 2021&2025• CDC para Renovables. Arquitectura CDC Nacional• SCADA-EMS, AGC, OTS• Flexibilidad. Resiliencia
• Comentario final
INCORPORACIÓN DE GENERACIÓN EÓLICA Y PV EN LA ZONA NORTE DEL SIC
14/09/2016 10
A partir del año 2010 se ha venido produciendo en la Zona Nortedel SIC un incremento en la puesta en servicio y solicitudes deconexión de parques eólicos, y desde el segundo semestre del2012, de plantas solares fotovoltaicas.
Se estima que para el año 2018, previo a la entrada en servicio delsistema de 500 kV, se incorporen a la Zona Norte norte del SICproyectos que reúnen una capacidad instalada del orden de 2500MW (1500 MW Fotovoltaico y 1000 Eólico).
Con motivo de lo señalado, se realizó un estudio para analizaroperación de la Zona Norte en el período 2014 – 2017.
Este estudio estableció las condiciones para operar la Zona Norte,para un mejor aprovechamiento de los recursos ERNC,considerando sus características particulares, y las restriccionesdel sistema de transmisión.
Esquema de control de transferencias DE CONTROL
DE TRANSFERENCIAS
• Para incrementar las transferencias y controlar las fluctuaciones se implementó un automatismo que:
–Atiende prioridades topológicas y tecnológicas (eólico, solar, térmico).
–Opera de forma continua limitando los aportes ERNC acorde con las capacidades de transmisión en condiciones normales de operación.(Control de Régimen Permanente)
–Realiza acciones específicas de reducción y/o desconexión de generación en condiciones de contingencia (pérdida de uno de los circuitos del sistema de transmisión).(Control de Contingencia Simples)
• Se concluye que es factible obtener inyecciones máximas simultáneas del orden de 1100 MW en centrales eólicas y PV.
14/09/2016 11
Automatismo zona norte
Fase 1 (2014): Automatismo controla la sobrecarga de la línea Maitencillo–P.Colorada-P.Azúcar 220 kV. Sólo desconexión de Guacolda.
Fase 2 (2015): Aumenta la capacidad operacional del tramo P.Azúcar-Nogales a 380 MW. Sólo desconexión de Guacolda.
Fase 3 (10.09.2016): Se agrega la generación ERNC
• Algoritmo reduce generación cuando se produce una sobrecarga en estado normal en alguno de los tramos de 220 KV o cuando hay una falla de uno de los circuitos, desconectando generación de acuerdo a la siguiente prioridad:
Eólicos → Solares → Convencionales (Guacolda)
240 MW
800 MW
Automatismo zona norte
380 MW
800 MW
Fase 1 (2014): Automatismo controla la sobrecarga de la línea Maitencillo–P.Colorada-P.Azúcar 220 kV. Sólo desconexión de Guacolda.
Fase 2 (2015): Aumenta la capacidad operacional del tramo P.Azúcar-Nogales a 380 MW. Sólo desconexión de Guacolda.
Fase 3 (10.09.2016): Se agrega la generación ERNC
• Algoritmo reduce generación cuando se produce una sobrecarga en estado normal en alguno de los tramos de 220 KV o cuando hay una falla de uno de los circuitos, desconectando generación de acuerdo a la siguiente prioridad:
Eólicos → Solares → Convencionales (Guacolda)
GENERACIÓN EÓLICA Y PV EN LA ZONA NORTE DEL SIC
14/09/2016 14
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
GENERACIÓN TÉRMICA y ERNCi ZONA NORTETérmicas Eólicas Solares
Demanda=750 MW aproxFlujo.Norte-Sur=350 MW aproxGen.ERNC=800 aprox.%ERNC/Demanda=106%
DESAFÍO PARA LA OPERACIÓN
15
Consumo predecible y de variaciones lentas
Generación Renovable altamente variable
Un desafío para la operación: Mantener el control entre generación y consumo para asegurar la estabilidad y calidad del suministro eléctrico.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
1 4 7 10 13 16 19 22
MW
Total SIC + SING
0
100
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300
400
500
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700
1 4 7 10 13 16 19 22
MW
Eólico y Solar
50,0 Hz
51,0 Hz49,0 Hz
VARIABILIDAD DE LA DEL PARQUE GENERADOR DEL SIC DEBE ESTAR PREPARADO PARA ENFRENTAR LAS VARIACIONES DE LA DEMANDA DEL SISTEMA
16
VARIACIONES DE LA DEMANDA PUEDEN LLEGAR A SER SIGNIFICATIVAS A LO LARGO DEL DÍA. VARIABILIDAD DE LA DEMANDA DEL SISTEMA (2)
17
Integración de las ERNC al SIC: rampas
19
2.000
3.000
4.000
5.000
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7.000
8.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
h/h
Demanda Total SICJueves 5 de marzo de 2015
Demanda Total SIC Demanda Neta
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
h/h
Demanda Zona Norte del SICJueves 5 de marzo de 2015
Demanda Zona Norte SIC
Demanda Neta Zona Norte
Nota: Demanda Neta = Demanda – Generación ERNC
VARIABILIDAD HIDROLÓGICA: Energía afluente al sistema
21
E. Afl. (72-73) / E. Afl. (98-99) =2.51
La diferencia de energía afluente entre el año más húmedo (72-73) respecto del más seco (98-99) es de 22.9 [TWh], que equivale a 7 ciclos combinados operando a plena carga durante un año completo.
Existe independencia hidrológica entre los años.
El Lago Laja y el Lago Chapo, en menor medida, son capaces de almacenar energía afluente de años húmedos y traspasarla a años secos.
Los años (10-11, 11-12, 12-13, 13-14, 14-15 y 15-16) conforman los seis años consecutivos más secos de la estadística.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
72
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[GWh]
AÑO HIDROLÓGICO
Energía Afluente anual al Sistema
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
60
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99
-00
00
-01
01
-02
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03
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05
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09
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14
-15
15
-16
[GWh]
AÑO HIDROLÓGICO
Energía Afluente anual al Sistema
Las Energías Renovables no Convencionales (ERNC) en Chile consideran distintos tipos de fuentes:
• Biomasa• Hidráulicas• Geotermia• Mareomotriz• Eólica• Solar
ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE DE FUENTES RENOVABLES
De estas últimas, eólicas y solares pueden presentar mayores desafíos al operador:
• Predictibilidad de largo, mediano y corto plazo
• Intermitencia• Tomas de carga• Bajada de carga• Saturación del sistema de transmisión• Inercia• Reservas para el control de frecuencia
Estudio Mediano-Largo Plazo integración ERNC
14/09/2016 24
• Con fecha 26 de mayo de 2016 la Dirección de Planificación y Desarrollo adjudicó al Centro de Energía FCFM U. de Chile el estudio: “Integración de ERNC al Sistema Interconectado Nacional”. Mesa de trabajo: CNE, Min.Energía, CDEC-SING y CDEC SIC.
• Alcances Estudio: años 2021 y 2015
• Caracterización de perfiles esperados de curva de demanda efectiva
• Determinación de condiciones esperadas de operación del sistema
– Evolución horaria, intrahoraria
• Disponibilidad y/o requerimientos de recursos flexibles para el control de frecuencia.
• Determinación de sobrecostos asociados a requerimientos de flexibilidad. Modelo PLP-PCP
– Efectos de la incorporación de restricciones operativas en el uso del agua embalsada y los costos de operación.
• Propuestas de mejoras en los modelos de optimización y simulación utilizados
• Propuestas de modificaciones a la normativa técnica derivadas de los análisis de estabilidad.
Despacho y coordinación en tiempo real
25
EnorChile
COLBÚN CDC
ENDESA
ColbúnMachicuraSan Ignacio
San ClementeChiburgo
AngosturaCarnea
Los QuilosColbún
ChacabuquitoCandelaria I y II
Santa MaríaLínea de 220 kV
CanutillarAntilhue
RucueEtc.
Eólica Canela I y IISan Isidro I y II
Taltall I y IIDiego de Almagro
HuascoQuintero 1A y 1B
Bocamina I y IIRalco
PalmuchoPangue
PehuencheAntucoRapel
El ToroAbanico
Etc.
AES GENER
San AndrésLlano de Llampos
Eólica CuelEsperanza TG
Esperanza DS1Esperanza DS2Punta Palmeras
El Arrayán
TRANSNET
TRANSELEC
PullinquePilmaiquén
Eólica TalinayDiego de Alamagro
SolarLalackama Solar
Eólica Taltal
*Representación simplificada
DukeENLASA
AraucoChilquinta
ENEL
STS
CoronelDegañ
ChuyacaMasisa
Calle calleQuellón II
Cementos BiobioEólica San Pedro
Etc.
Santa Fe
Despacho y coordinación en tiempo real
26
EnorChile
COLBÚN CDC
ENDESA
ColbúnMachicuraSan Ignacio
San ClementeChiburgo
AngosturaCarnea
Los QuilosColbún
ChacabuquitoCandelaria I y II
Santa MaríaLínea de 220 kV
CanutillarAntilhue
RucueEtc.
Eólica Canela I y IISan Isidro I y II
Taltall I y IIDiego de Almagro
HuascoQuintero 1A y 1B
Bocamina I y IIRalco
PalmuchoPangue
PehuencheAntucoRapel
El ToroAbanico
Etc.
AES GENER
San AndrésLlano de Llampos
Eólica CuelEsperanza TGEsperanza DS1Esperanza DS2Punta Palmeras
El Arrayán
ENEL
STS
CoronelDegañ
ChuyacaMasisa
Calle calleQuellón II
Cementos BiobioEólica San Pedro
Etc.
PullinquePilmaiquén
Eólica TalinayDiego de Alamagro Solar
Lalackama SolarEólica Taltal
DukeENLASA
Santa FeArauco
Chilquinta
CDCRespaldo
TRANSNET
TRANSELEC
*Representación simplificada
Programa diario, Políticas de Operación, Estudios de Sistema, EMS, OTS
Informes y transparencia
Costos Marginales en tiempo real
Informe diario de novedades (8 AM)
Informe mensual de operación (primer día hábil)
Seguimiento mensual al desempeño del CDEC SIC
Newsletter DO y DP
Acceso completos a archivos utilizados en los procesos Código abierto y
gratuito de Modelo PLP
LOS CENTROS DE DESPACHO Y CONTROL DE AMBOS CDEC ESTÁN INTERCAMBIANDO SEÑALES EN TIEMPO REAL
SING
SIC
OTROS AVANCES…
• Modelo PLP, con bajos tiempos de ejecución y modelación ERNC
2h10 min
• Plataforma de Catastro de Proyectos
• Plataforma de Medidores para Transferencias (2000 medidores)
• SCADA/EMS :
– Flujo de Potencia (DPF)
– Estimador de Estado (SE)
– Análisis de Seguridad (SA)
– Sistema de Entrenamiento de Operadores (OTS)
• AGC y upgrade de plataformas SCADA
• Sistema de Monitoreo: SLRP, WAM, (Futuro WAM P&C….)
• Centro de Despacho para coordinar la generación ERNC.
• Arquitectura CDC Nacional…
Experiencia internacional en materia de renovables.
Flexibilidad de centrales convencionales
Automatismo Zona Norte
Auditoría a Centrales Térmicas 2014-2015-2016
Despacho de renovables
Estudio de integración de renovables 2021&2025 (SEN)
Transparencia en la información
Pronósticos Centralizados (GIZ-CNE-Min- CDEC SING- CDEC SIC)
Mejora en modelos de programación de Largo Plazo
SSCC, Sistemas de Almacenamiento
EN RESUMEN: ES NECESARIO ADAPTARSE AL MAYOR APORTE DE FUENTES RENOVABLES
Agenda
• Sistema Eléctrico Nacional
• Integración de ERNC en el SIC, camino recorrido ydesafíos.
• Automatismo Zona Norte• Variabilidad Dda & Oferta• Estudios Integración ERNC 2021&2025• CDC para Renovables. Arquitectura CDC Nacional• SCADA-EMS, AGC, OTS• Flexibilidad. Resiliencia
• Comentario final
COMENTARIO FINAL Facilitar la integración de ERNC-i:
Flexibilidades de centrales convencionales. Restricciones ambientales (Arranques&Detenciones, Min.Tec, Hydropeaking, etc)
Mejoras en los sistemas de control y supervisión.
Tener un parque generador diversificado. Manejo de desastres… PRS
Adelantarse en los desarrollos del sistema de transmisión. Utilización de holguras operativas
Crear incentivos (Servicios Complementarios) que permitan tener mas recursos para la operación.
Mejora de pronósticos
Sistemas de almacenamiento
Interconexiones regionales
Microgrids, TSO&DSO, modificaciones legales en Distribución
Hidroelectricidad sustentable. Mini centrales de bombeo (PSH-D)
Flexibilidad de la demanda (DSR).