CENTRO DE DESPACHOECONÓMICO DE CARGA SISTEMA INTERCONECTADO NORTE GRANDE

Efectos Técnico-Económicos dela Integración de Energía Eólica ySolar en el SING - Escenario año2017

Patricio Valenzuela V.

CDEC-SING

1

Índice

• Objetivo

• Metodología

• Resultados

• Conclusiones y Recomendaciones

2

Evaluar la capacidad que tendría el SING el 2017para gestionar una integración masiva de ERNC,considerando para ello la topología prevista parael parque convencional, expansión del sistemade transmisión y demanda esperada, y teniendocomo foco el desempeño en el control defrecuencia, régimen operativo del parquegenerador convencional y costos globales deoperación.

Objetivo

3

Índice

• Objetivo

• Metodología

• Resultados

• Conclusiones y Recomendaciones

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]

0989

(kelar 517 y Cochrane 472)

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

Comparación estudio ERNC 2012 v/s 2015

Escenarios analizados

EscenarioCapacidad instalada

[MW]

Capacidad Fotovoltaico

[%]

CapacidadTermosolar

[%]

CapacidadEólica

[%]

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 40E3 1452 79,3 7,5 13,1 18 49E4 922 68,5 0 31,5 13 33E5 1237 61,8 8,3 29,7 16 41

6

METODOLOGÍA

7

Demanda

netaGeneración

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

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.

METODOLOGÍA

Análisis estadístico paradeterminar la reserva paraenfrentar la variabilidad.

Optimización de la operacióndel sistema con horizonteanual, resolviendo problemassemanales, utilizando bloquesde 4 horas (mediante Plexos).

Desconexión de unidadesgeneradoras convencionalesconsiderando máximapenetración instantánea deERNC (mediante DigSilent).

Rampas de máximas dedemanda neta de cadaescenario, con AGC con dedistintas velocidades (medianteDigSilent).

8

METODOLOGÍA

Índice

• Objetivo

• Metodología

• Resultados

• Conclusiones y Recomendaciones

9

RESERVA EN GIRO

Debido a perfiles de demanda neta y las restricciones propias del parque a carbón (tiempos mínimos deoperación/detención) los requerimientos de RG son cubiertos en forma natural por el parque convencional queno sale de servicio.

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

Restricción de RG se activa menosdel 8% del tiempo para los escenarioevaluados, como resultado del pre-despacho.

Resultados

Caso base

E1

E2

E3

E4E5

0

50

100

150

200

0 2,5 5 7,5 10 12,5 15 17,5Re

qu

eri

mie

nto

de

re

serv

a [M

W]

Energía [%]

90/10 70/30

10

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 dedesconexión de una unidad generadora convencional.

EscenarioReserva primaria promedio obtenida del pre-despacho

[MW]Caso base 138

E1 131E2 125E3 116E4 134E5 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

Resultados

11

CONTROL DE FRECUENCIA SECUNDARIO

Resultados

E0

E1E2

E3

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Tasa

de

to

ma

de

car

ga

req

ue

rid

a 1

5 m

in.

[MW

/min

]

Penetración Energía ERNC [%]

1 ge

ne

rado

r carbó

n

Rango de tasa según tecnología para CSF

2 ge

ne

rado

res carb

ón

1 ge

ne

rado

r gas natu

ral

AG

C 2

o m

ás gen

erad

ore

s

EscenariosVariabilidad de la

demanda neta esperada

[MW/min] (*)

Tasa de toma de carga conjunta

mínima del AGC [MW/min]

Caso base 3,4 4E1 7,6 11E2 9,4 15E3 11,3 15E4 7,1 11E5 8,3 11

Actualmente, un AGC es fundamental para cumplir con los estándares deseguridad y calidad de servicio.

Bajo una integración de ERNC importante, el CSF manual se tornaimpracticable.

La tasa de toma de carga conjunta mínima del parque generador consignadoal 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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PRE-DESPACHO

Estacionalidad de los costosresultantes.

El costo medio de operación anualdisminuye respecto al caso base.

Análisis no considera efecto delmayor régimen de partidas ydetenciones de unidadesconvencionales.

EscenariosCosto 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 %

32,0034,00

36,00

38,00

40,00

42,00

44,00

USD

/MW

h

Caso base E1 E2 E3 E4 E5

Resultados

0

100

200

300

400

500

600

700

E0 E1 E2 E3 E4 E5

Can

tid

ad d

e p

arti

das

Escenario

Carbón Gas natural

13

PARTIDAS Y DETENCIONES

Cambio del régimen operativo.

Aumento del número de partidas/detenciones deunidades convencionales (C.C. podrían tener unapartida y detención diaria en los casos de mayorintegración ERNC).

Resultados

Evaluación de caso Ejemplo:• C.C según régimen operativo resultante delpre-despacho.•Actualización del CVNC, conforme aprocedimiento actual y costos de MMinformados.

0

100

200

300

400

500

600

700

E0 E1 E2 E3 E4 E5

Can

tid

ad d

e p

arti

das

Escenario

Carbón Gas natural

14

INTERCONEXION SING - SADI

Interconexión con transferencia permanente, disminuye el número de partidas y detenciones de generadores a gasnatural, 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 losgeneradores 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 lainercia y reserva primaria del sistemainterconectado, lo que permite que elsistema mantenga elevados niveles deseguridad ante los eventos de falla

estudiados.

Resultados

15

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.

EscenariosVariabilidad de la

demanda neta esperada

[MW/min]

Desvío del intercambio programado [MW]

AGC de4 MW/min

AGC de7 MW/min

AGC de11 MW/min

AGC de15 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

Resultados

16

INTERCONEXION SING - SADI

TABLA RESUMEN

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 paragestionar la variabilidad.

En contrapartida, se encuentra el escenario E3 - el de mayor monto de penetración ERNC con el SING aislado (sininterconexión con el SADI) - , en el cual existen aspectos principalmente de régimen operacional del parquegenerador que pueden ser críticos.

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

Resultados

(*)

17

Índice

• Objetivo

• Metodología

• Resultados

• Conclusiones y Recomendaciones

18

• El SING podría gestionar montos de ERNC evaluados, considerando el desarrollo ymejoras previstas para el sistema en el mediano plazo.

• La flexibilidad de unidades generadoras es clave para absorber la variabilidad de laDemanda Neta (Demanda menos ERNC) resultante y permitir una integración ERNCsegura y eficiente.

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

• La interconexión con el SADI permitiría aumentar los niveles de seguridad.

• Transferencias dinámicas entre SING-SADI, coincidentes con la inyección ERNC en elSING, 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 obtenera la interconexión HVAC con el SIC.

CONCLUSIONES

19

• Monitoreo permanente de la Demanda Neta y desarrollar modelo de predicción ERNCa nivel sistémico (corregir desadaptaciones) .

• Evaluar incorporar nuevas restricciones en el pre-despacho (tasa mínima de toma ybajada de carga predictibilidad en la determinación de reservas).

• Definir unidades convencionales candidatas a realizar CSF vía AGC establecer lógicasde operación para el AGC, garantizando desempeño.

• Seguimiento al régimen operativo de unidades convencionales identificar eventualesefectos sobre las políticas de mantenimiento y costos asociados evaluarmecanismos que incentiven una mayor flexibilidad vía reconocimiento del servicio deCycling.

• Realizar estudios similares de largo plazo, que entreguen señales de desarrollo óptimodel sistema de transmisión.

RECOMENDACIONES

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CENTRO DE DESPACHOECONÓMICO DE CARGA SISTEMA INTERCONECTADO NORTE GRANDE

MUCHAS GRACIAS

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