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.

7

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

8

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

11

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.

14

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.

16

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)

18

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.

22

• 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

24