integración ernc camino recorrido y desafíos presentes y ... · • variabilidaddda&oferta...

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%


*Datos mayo de 2016

Sistema eléctrico nacional

44

Aysén

Magallanes

Capacidad Instalada: 24.060 MWDemanda Máxima: 11.300 MW *Población: 98,5%



*Demanda estimada en base a un crecimiento del 3% anual

SEN

Proyectos para la interconexión

5

189 km 400 km

S/E TEN

G

CTM

Año 2017

Proyecto TEN


6

420 km 200 km 135 km

S/E TEN

G

CTM

Año 2018

Proyecto INTERCHILE

189 km 400 km


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


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





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

200

300

400

500

600

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

CURVA DE DEMANDA BRUTA DIARIA Y CURVA NETA (SIN “WIND+PV”:DUCK CURVE)

14/09/2016 18

Integración de las ERNC al SIC: rampas

19

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

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

EL FUTURO…

14/09/2016 20

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

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-00

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-01

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-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

Experiencia internacional de otros coordinadores

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





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).

Gracias por su atención

CIGRE – Septiembre 2016

Ernesto HuberSubdirector de Operación

CDEC SIC

integración ernc camino recorrido y desafíos presentes y ... · • variabilidaddda&oferta...

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