Efectos Tcnico-Econmicos de la Integracin de Energa Elica y Solar en el SING - Escenario ao 2017 ESTUDIO ERNC 2015

CENTRO DE DESPACHO ECONMICO DE CARGA SISTEMA INTERCONECTADO NORTE GRANDE

01.04.15

INDICE 1. Objetivos y Alcance. 2. Metodologa

3. Resultados

4. Conclusiones y Recomendaciones

2

Evaluar la capacidad del SING para gestionar una integracin masiva de ERNC, teniendo como foco el desempeo en el control de frecuencia, rgimen operativo del parque generador convencional y costos globales de operacin, ante montos de penetracin de energa solar y elica entre un 11% y 18% respecto a la energa prevista a generar en el ao 2017 y nuevos escenarios.

Objetivo

3

4

Aspecto Estudio ERNC 2012 Estudio ERNC 2015 Pre-despacho Casos particulares Optimizacin anual

(optimizacin de 3 das)

AGC Modelo simplificado (Matlab - uninodal)

Modelo Especfico (DigSilent - BD SING)

Solo algunos casos Todos los escenarios

CPF X

Interconexin SING-SADI X

Efecto cambio rgimen operativo X

Horizonte 2014 2017

Generacin Mxima Bruta [MW] 2450 2750

Crecimiento de la Capacidad del Parque convencional [MW]

0 989

(kelar 517 y Cochrane 472)

Penetracin ERNC evaluada [MW] 150-750 900-1500

Comparacin estudio ERNC 2012 v/s 2015

ESCENARIOS

00 PRESENTACIN 00.00.15

Escenario Capacidad instalada

[MW]

Capacidad Fotovoltaico

[%]

Capacidad Termosolar

[%]

Capacidad Elica

[%]

Penetracin en energa

[%]

Mxima penetracin instantnea

[%] 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

Anlisis realizados: Requerimientos de reserva en giro. Efecto en el pre-despacho: costo de operacin sistmico y cambios en el rgimen operativo de generadores convencionales. Influencia en la inercia sistmica y respuesta primaria de frecuencia. Anlisis de la regulacin secundaria de frecuencia.

5

6

Salta

Cndores

Cerro Colorado

Chapiquia

Arica

Parinacota

Angamos

Norgener

Tocopilla

El AbraRadomiro Tomic

Calama

Salar

Tamaya

Esperanza

Mantos Blancos

Esmeralda

SulfurosEscondida

OHIGGINS

Coloso

TARAPAC

AndesNUEVA ZALDIVAR

Zaldvar

Collahuasi

El guila (2)

DOMEYKO

El Tesoro

El Cobre

Spence

Chuquicamata

Mejillones

Andina

Hornitos

Atacama

Tamarugal

REFERENCIAS

Nudos Troncales

Subestacin

Central Trmica

Central Hidroelctrica

Lnea en 345 kV

Lnea Troncal en 220 kV

Lnea en 220 kV

Lnea en 110 kV

Lneas Menores

CD. Arica

Dolores

Pacfico

CD. Iquique

Palafitos

Cerro Dragn

Pozo Almonte

HMC

N. Victoria

Barriles La Cruz

GabyMinsal

Oeste

Palestina

ENCUENTRO

LABERINTO

P. xidos

Laguna Seca

Quebrada Blanca

Lomas Bayas

Ministro Hales

Iquique

Hospicio

QuianiPukar

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

A

NO

P

AC

F

IC

O

PER

BOLIVIA

ARGENTINA

Mara Elena (72)

OGP1

Central Solar

San Pedro Solar I-IV (101)

Central Elica

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 Cndores 213,5 MW

Zona Lagunas 140 MW

Zona Crucero Encuentro 302 MW

Zona Calama 191 MW

(*) Escenario considerado en Informe de Expansin Sistema de Transmisin SING Preliminar V.1, Agosto 2014, CDEC-SING.

7

Salta

Cndores

Cerro Colorado

Chapiquia

Arica

Parinacota

Angamos

Norgener

Tocopilla

El AbraRadomiro Tomic

Calama

Salar

Tamaya

Esperanza

Mantos Blancos

Esmeralda

SulfurosEscondida

OHIGGINS

Coloso

TARAPAC

AndesNUEVA ZALDIVAR

Zaldvar

Collahuasi

El guila (2)

DOMEYKO

El Tesoro

El Cobre

Spence

Chuquicamata

Mejillones

Andina

Hornitos

Atacama

Tamarugal

REFERENCIAS

Nudos Troncales

Subestacin

Central Trmica

Central Hidroelctrica

Lnea en 345 kV

Lnea Troncal en 220 kV

Lnea en 220 kV

Lnea en 110 kV

Lneas Menores

CD. Arica

Dolores

Pacfico

CD. Iquique

Palafitos

Cerro Dragn

Pozo Almonte

HMC

N. Victoria

Barriles La Cruz

GabyMinsal

Oeste

Palestina

ENCUENTRO

LABERINTO

P. xidos

Laguna Seca

Quebrada Blanca

Lomas Bayas

Ministro Hales

Iquique

Hospicio

QuianiPukar

Chinchorro

El Loa

Capricornio

Alto Norte

Antofagasta

Centro

Sur

La Portada

Valle de los Vientos (90)Elico Calama (100)

Sierra Gorda

Mejillones

Llanos

Uribe

Desalant

LAGUNAS

Cochrane

Chacaya

MIRAJE

OC

A

NO

P

AC

F

IC

O

PER

BOLIVIA

ARGENTINA

Mara Elena (72)

OGP1

Central Solar

San Pedro Solar I-IV (101)

Central Elica

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 Cndores 373,5 MW

Zona Lagunas 140 MW

Zona Crucero Encuentro 422 MW

Zona Calama 291 MW

Zona Andes 100 MW

8

Salta

Cndores

Cerro Colorado

Chapiquia

Arica

Parinacota

Angamos

Norgener

Tocopilla

El AbraRadomiro Tomic

Calama

Salar

Tamaya

Esperanza

Mantos Blancos

Esmeralda

SulfurosEscondida

OHIGGINS

Coloso

TARAPAC

AndesNUEVA ZALDIVAR

Zaldvar

Collahuasi

El guila (2)

DOMEYKO

El Tesoro

El Cobre

Spence

Chuquicamata

Mejillones

Andina

Hornitos

Atacama

Tamarugal

REFERENCIAS

Nudos Troncales

Subestacin

Central Trmica

Central Hidroelctrica

Lnea en 345 kV

Lnea Troncal en 220 kV

Lnea en 220 kV

Lnea en 110 kV

Lneas Menores

CD. Arica

Dolores

Pacfico

CD. Iquique

Palafitos

Cerro Dragn

Pozo Almonte

HMC

N. Victoria

Barriles La Cruz

GabyMinsal

Oeste

Palestina

ENCUENTRO

LABERINTO

P. xidos

Laguna Seca

Quebrada Blanca

Lomas Bayas

Ministro Hales

Iquique

Hospicio

QuianiPukar

Chinchorro

El Loa

Capricornio

Alto Norte

Antofagasta

Centro

Sur

La Portada

Valle de los Vientos (90)Elico Calama 1 (100)Elico Calama 2 (100)

Sierra Gorda

Mejillones

Llanos

Uribe

Desalant

LAGUNAS

Cochrane

Chacaya

MIRAJE

OC

A

NO

P

AC

F

IC

O

PER

BOLIVIA

ARGENTINA

Mara Elena (72)

OGP1

Central Solar

San Pedro Solar I-IV (101)

Central Elica

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 Cndores 213,5 MW

Zona Lagunas 70 MW

Zona Crucero Encuentro 192 MW

Zona Calama 391 MW

00.00.15

METODOLOGIA

10

METODOLOGA

Demanda

neta Generacin

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

Anlisis estadstico para determinar la reserva para enfrentar la variabilidad.

Optimizacin de la operacin del sistema con horizonte anual, resolviendo problemas semanales, utilizando bloques de 4 horas (mediante Plexos).

Desconexin de unidades generadoras convencionales considerando mxima penetracin instantnea de ERNC (mediante DigSilent).

Rampas de mximas de demanda neta de cada escenario, con AGC con de distintas velocidades (mediante DigSilent).

METODOLOGA

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 Req

ue

rim

ien

to d

e r

ese

rva

[MW

]

Energa [%]

90/10 70/30

Requerimiento de reserva en giro (RG) aumenta entre 2 y 3 veces, con respecto al caso base.

Restriccin 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 carbn (tiempos mnimos de operacin/detencin) 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 operacin 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 disminucin del recurso solar (invierno).

Anlisis no considera eventual efecto del aumento del rgimen de Mantenimiento de unidades convencionales.

Escenarios Costo medio de

operacin [USD/MWh] Costo medio de operacin

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 rgimen operativo. Aumento del nmero de partidas/detenciones de unidades convencionales (C.C. podran tener una partida y detencin diaria en los casos de mayor integracin ERNC).

Escenarios N Partidas/ detenciones unidades

gas natural Caso base 81

E1 181 E2 328 E3 636 E4 132 E5 427

Evaluacin de caso Ejemplo: C.C segn rgimen operativo resultante del pre-despacho. Actualizacin 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 mayora permanecen en servicio), debido a las restricciones operativas del parque generador a carbn.

Se requiere el retiro de slo 1 a 3 unidades convencionales con respecto a un caso base.

No se evidencia un deterioro importante del desempeo del SING, en el control de frecuencia, ante eventos de desconexin 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

tm

ica

[s]

Nad

ir [

Hz]

Desconexin de unidad de 150 MW

Inercia (en base 1000 MVA) Frecuencia mnima

17

CONTROL DE FRECUENCIA SECUNDARIO

Escenarios

Variabilidad de la demanda

neta esperada [MW/min] (*)

Tasa de toma de carga conjunta

mnima 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 estndares de seguridad y calidad de servicio en el SING.

Bajo una integracin de ERNC importante, el CSF manual se torna impracticable (2 o ms ms unidades a la regulacin).

La tasa de toma de carga conjunta mnima 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 Determinacin de Reservas)

18

INTERCONEXION SING - SADI

Interconexin con transferencia permanente, disminuye el nmero de partidas y detenciones de generadores a gas natural, pero aumenta el nmero de partidas/detenciones de unidades a carbn con mayor costo variable.

Interconexin variable y correlacionada con la inyeccin de ERNC, las partidas y detenciones, tanto para los generadores a gas natural como a carbn, disminuyen.

Tecnologa E1 E1-SADI-constante E1-SADI-variable

Carbn 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

tm

ica

[s]

Nad

ir [

Hz]

Desconexin de unidad de 150 MW

Inercia (en base 1000 MVA) Frecuencia mnima

La interconexin 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 desafos de CSF del SING se transforman en un desafo para el control del intercambio programado.

La tasa de toma de carga conjunta mnima del AGC requerida para controlar la interconexin depender de las polticas de operacin que se establezcan para una operacin interconectada del SING y el SADI.

Escenarios

Variabilidad de la demanda neta

esperada [MW/min]

Desvo 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: Desvos 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

mnima del AGC

Costo medio de operacin promedio

CVNCPotencia mxima a

desconectar

Horas a mnimo tcnico

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 interconexin 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 penetracin ERNC con el SING aislado (sin interconexin con el SADI) - , en el cual existen aspectos principalmente de rgimen operacional del parque generador que pueden ser crticos.

(*) Factor del CVNC referencia de la evaluacin sobre una unidad particular

*

Conclusiones

00 PRESENTACIN 00.00.15

El SING podra 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 integracin ERNC segura y eficiente.

Incrementar el CVNC de unidades flexibles, producto del rgimen operativo, podra dejarlas F/S, por lo que dicha flexibilidad debiera considerarse como un servicio.

La interconexin con el SADI permitira

aumentar los niveles de seguridad, en particular respecto a la estabilidad de frecuencia.

Transferencias dinmicas entre SING-SADI, coincidentes con la inyeccin ERNC en el SING, permitira mitigar los impactos operativos de esta inyeccin.

Los resultados de este estudio, en cuanto al aporte de la interconexin SING SADI, podran ser extrapolables, en cierta medida, a los resultados que se podran obtener a la interconexin HVAC con el SIC.

22

Evaluar necesidad de incluir restricciones de tasa mnima de toma y bajada de carga en el pre-despacho, as como los efectos de la predictibilidad en la determinacin de reservas.

Mejorar las herramientas para la operacin, conforme al estado del arte y mejores prcticas, a efectos de mantener un monitoreo permanente del comportamiento de la Demanda Neta, y de esta manera corregir desviaciones que se produzcan.

Realizar estudios especficos sobre el AGC para establecer lgicas de operacin y tasas de toma de carga conjuntas mnimas, considerando escenario futuros previstos.

Evaluar capacidad de unidades carboneras existentes, para identificar candidatas a realizar CSF va AGC. Asegurar la existencia de un conjunto amplio de unidades candidatas.

Monitorear el rgimen de operacin de las unidades convencionales, con el objetivo de identificar eventuales efectos sobre las polticas de mantenimiento y costos asociados. Asimismo, evaluar mecanismos que permitan incentivar la bsqueda de una mayor flexibilidad de las unidades, va reconocimiento del servicio de Cycling.

Realizar estudios similares de largo plazo, que entreguen seales al desarrollo del sistema de transmisin.

Recomendaciones

23

MUCHAS GRACIAS

CENTRO DE DESPACHO ECONMICO DE CARGA SISTEMA INTERCONECTADO NORTE GRANDE

24