EFECTOS TÉCNICO- ECONÓMICOS DE LA INTEGRACIÓN DE ENERGÍA …cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_pag_web_pub... · 2017, para gestionar la variabilidad de la ERNC para montos

EFECTOS TÉCNICO-

ECONÓMICOS DE LA

INTEGRACIÓN DE ENERGÍA

EÓLICA Y SOLAR EN EL SING:

ESCENARIO AÑO 2017

ESTUDIO 2015

CDEC-SING C0029/2015

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CONTROL DE DOCUMENTO

REVISADO POR:

Nombre Cargo

Daniel Salazar J. Director de Operación y Peajes

Patricio Valenzuela V. Jefe Departamento de Operación

REALIZADO POR:

Nombre Cargo

Juan Avalos V. Ingeniero Investigación y Desarrollo

Ricardo Gálvez C. Ingeniero Investigación y Desarrollo

Cristhoper Leyton R. Ingeniero Investigación y Desarrollo

Felipe Salinas B. Ingeniero Investigación y Desarrollo


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CONTENIDO

1. RESUMEN EJECUTIVO 4

1.1 CONTEXTO 4 1.2 OBJETIVO 4 1.3 ALCANCE 4 1.4 RESULTADOS 7 1.5 CONCLUSIONES 10 1.6 RECOMENDACIONES 11

2. ANTECEDENTES 12

2.1 ESTADO ACTUAL 12 2.2 ESCENARIO AL AÑO 2017 13 2.3 DESAFÍOS EN LA INTEGRACIÓN DE ERNC 14

3. METODOLOGÍA 16

3.1 ESCENARIOS 16 3.2 METODOLOGÍA 17

4. RESULTADOS Y ANÁLISIS 20

4.1 RESERVA EN GIRO 20 4.2 PRE-DESPACHO 22 4.2.1 GENERACIÓN POR TECNOLOGÍA 22 4.2.2 PARTIDAS UNIDADES GENERADORAS 23 4.2.3 HORAS OPERACIÓN Y MÍNIMO TÉCNICO 24 4.2.4 RESERVA PRIMARIA 25 4.2.5 RESERVA SECUNDARIA 27 4.2.6 COSTOS DE OPERACIÓN 28 4.2.7 INTERCONEXIÓN SADI 31 4.3 REGULACIÓN PRIMARIA 33 4.4 REGULACIÓN SECUNDARIA 36

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 40

5.1 CONCLUSIONES 40 5.2 RECOMENDACIONES 41

BIBLIOGRAFÍA 42

6. ANEXO 43

6.1 ESCENARIOS 43 6.2 PERFILES DE GENERACIÓN 48 6.3 RESERVA EN GIRO 56 6.4 PREDESPACHO 58 6.5 REGULACIÓN PRIMARIA 61 6.6 REGULACIÓN SECUNDARIA 63


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1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1 Contexto De acuerdo a la Ley 20.698 Chile tiene como meta producir el 20% de su energía al 2025 a partir de fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC). Para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) esta meta representa un desafío importante pues su matriz energética está compuesta principalmente por generadores a vapor-carbón, unidades poco flexibles para enfrentar demanda o generación variable debido a su bajo rango de regulación, bajas rampas de generación y tiempos de encendido/apagado de larga duración. Además, siendo el SING un sistema mediano y aislado, con consumos eminentemente industriales (90%), actualmente presenta dificultades para realizar un adecuado control de frecuencia, condición que podría empeorar ante una integración importante de ERNC. Si bien, las condiciones actuales de operación podrían imponer limitaciones para integrar montos importantes de ERNC, se visualizan nuevos escenarios de operación en el corto y mediano plazo, como la interconexión con otros sistemas eléctricos y la implementación de un control automático de generación (AGC por sus siglas en inglés), que podrían facilitar la integración de ERNC.

1.2 Objetivo El presente estudio tiene como objetivo evaluar la capacidad del parque generador del SING, previsto al año 2017, para gestionar la variabilidad de la ERNC para montos de integración de energía solar y eólica entre un rango desde 11% a 18% respecto a la energía prevista generar en dicho año, respectivamente. Para estos efectos, se actualiza el estudio “Efectos Técnico-Económico de la Integración Eólica y Solar en el SING – 2012”, teniendo como foco el desempeño en el control de frecuencia, el régimen operativo del parque generador convencional y los costos globales de operación, para un horizonte anual.

1.3 Alcance El presente estudio considera 5 escenarios con participación de generación renovable que abarcan entre 922 y 1452 [MW], considerando un mix de generación de 90% solar - 10% eólico y 70% solar - 30% eólico. En la Tabla 1 se describe la proporción de integración de ERNC en energía y potencia, según tecnología y proporción total de energía respecto a la generación convencional del SING, para los distintos escenarios analizados. Asimismo, para efectos de contar con una línea de comparación se ha incluido un caso base - ficticio - que no considera participación de ERNC en la matriz energética del SING para el año 2017.

Escenario

Capacidad instalada de ERNC

[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

Tabla 1. Montos de ERNC de escenarios estudiados

En cuanto a las interconexiones del SING con otros sistemas eléctricos, teniendo en cuenta los antecedentes disponibles durante el período de desarrollo del presente estudio, entre otros, aspectos técnicos, tecnología, posibles montos de intercambio y plazos de implementación previstos, los escenarios con interconexión evaluados sólo consideran la interconexión con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Por otro lado, se considera que el control secundario de frecuencia (CSF) es realizado por un AGC, lo


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anterior en función de los plazos que contempla el trabajo que se encuentra desarrollando el CDEC-SING para dar cumplimiento a las exigencias establecidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) relativas a esta herramienta.

Respecto de los análisis realizados, en el presente estudio se evalúan los siguientes aspectos:

a) Requerimientos de reserva en giro. b) Efecto en el pre-despacho: costo de operación sistémico y cambios en el régimen operativo de

generadores convencionales. c) Influencia en la inercia sistémica y respuesta primaria de frecuencia. d) Análisis de la regulación secundaria de frecuencia.


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A efectos de observar las diferencias en cuanto al alcance y metodologías, en la Tabla 2 se compara el Estudio ERNC realizado el año 2012 con el actual.

Aspecto Estudio ERNC 2012 Estudio ERNC 2015

Horizonte de análisis Año 2014 Año 2017

Pre-despacho Casos particulares Optimización anual

Resolución pre-despacho [hora] 1 4

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

Mix ERNC evaluada por tecnología, solar/eólico [%]

0/100; 50/50; 60/40; 100/0 90/10; 70/30

Número de perfiles de distintas zonas meteorológicas [solar/eólico]

3/2 4/2

Característica de perfiles fotovoltaicos

Sin seguimiento Seguimiento en un eje

Disponibilidad de combustible U16: Disponibilidad de gas sin restricción. CTM3, CC1 y CC2: Disponibles sólo con diesel.

U16, CC1, CC2 y Kelar: Disponibilidad de gas sin restricción.

Determinación de reserva en giro Requerimiento mínimo 30 [MW], incrementa reserva en giro sólo para casos más exigentes.

A través de un análisis estadístico de gradientes de

demanda neta1, con horizonte anual, se determina

un requerimiento único para cada escenario.

Control secundario de frecuencia (CSF)

1) Capacidad del parque convencional de gestionar variabilidad en 24 hr.

2) Modelos dinámicos genéricos de los generadores convencionales.

3) Modelo de AGC simplificado en Matlab.

4) Simulación con AGC sólo en casos más exigentes.

1) Capacidad del parque convencional de gestionar los gradientes más altos de los escenarios en 15 min.

2) Modelos dinámicos específicos de unidades generadoras convencionales (base de datos en DIgSILENT del SING).

3) Modelo de AGC específico desarrollado en DigSilent.

4) Simulación con AGC para todos los escenarios.

Control primario de frecuencia (CPF) Fuera del alcance del Estudio Análisis del CPF ante desconexión de unidad generadora para distintos escenarios de integración.

Interconexión SING-SADI Fuera del alcance del Estudio

1) Pre-despacho: Exportación fija de 250 [MW] y variable de 0 a 250 [MW] correlacionada con la generación fotovoltaica.

2) CPF: Efecto del aumento de inercia y regulación primaria impuesta por el SADI.

3) CSF: Efecto en el CSF y la desviación de intercambios.

Efecto cambio régimen operativo Fuera del alcance del Estudio Análisis del régimen operativo de unidades convencionales en cuanto a colocación, partidas y detenciones.

Tabla 2. Comparación Estudio ERNC 2012 - Estudio ERNC 2015

1 Se entiende por demanda neta la diferencia entre la demanda bruta y la generación ERNC sistémica.


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1.4 Resultados Considerando el escenario de desarrollo previsto al año 2017, teniendo como base la predicción de demanda de largo plazo, la expansión de la transmisión del SING, el desarrollo del parque generador - según lo previsto en [1] - y los montos de integración considerados en cada escenario, se obtuvieron los siguientes resultados:

a) La reserva en giro requerida por el sistema aumenta entre 2 y 3 veces, para una integración ERNC de 11% y 18%, respectivamente, con respecto a un caso base sin la participación de estas tecnologías. Sin embargo, en todos los casos estudiados la reserva en giro útil, resultante de los pre-despachos, aumenta en forma natural como consecuencia de las características de los perfiles de demanda neta y las restricciones de tiempos mínimos de operación/detención de las unidades a carbón, lo que se traduce en que la restricción de reserva en giro se activa menos de un 7,4% en el caso más exigente de los escenarios analizados, en cuanto a requerimientos de reserva. Como efecto se evidencia un incremento de las horas de operación a mínimo técnico de estos generadores. Conforme a los resultados obtenidos, los requerimientos de reserva en giro para cubrir la variabilidad del recurso ERNC se prevé no representarían un desafío adicional para planificar y operar el sistema.

b) De acuerdo con los escenarios analizados, si bien la reserva primaria e inercia del SING disminuye a media que aumenta la cantidad de ERNC incorporada al sistema, esta disminución resulta marginal para niveles de integración entre un 13% y 18%, ya que, producto de las restricciones operativas del parque generador a carbón -tiempos mínimos de operación y mínimo técnico-, sólo se requiere el retiro de 1 a 3 unidades convencionales, con respecto a un caso base sin ERNC. Por lo tanto, debido a la presencia de un número importante de generadores convencionales, que se mantienen en servicio aún en condiciones de máxima generación ERNC, el SING mantiene un buen desempeño ante una desconexión de una unidad generadora convencional.

c) Conforme a los resultados obtenidos de los pre-despachos realizados, el costo medio de operación del sistema resultante, entendido éste como el cociente entre el costo de operación (monto que resulta de valorizar la energía generada por las unidades a su costo variable) y la energía total generada por el sistema en el horizonte anual de evaluación, disminuye en promedio en un rango entre un 12% y 20% para los casos analizados respecto a un caso sin ERNC. Si bien, es esperable que la incorporación de un bloque de energía de bajo costo permita disminuir el costo global de operación resultante del pre-despacho, esta integración modifica el régimen operativo de las unidades convencionales, aumentando el movimiento de unidades y principalmente el número de partidas/detenciones, pudiendo algunas unidades de ciclo de combinado a gas natural tener una partida y detención diaria en los meses de verano para los escenarios de mayor integración. El régimen de partidas/detenciones de los generados a gas natural, fenómeno denominado en la literatura como “Cycling”, aumenta como resultado de la interacción de los perfiles ERNC estudiados con el parque generador convencional, lo que se traduce en encendidos de estas unidades durante la noche y detenciones durante el día. Este mayor régimen de operación, podría implicar un aumento del Costo Variable No Combustible (CVNC) de estas unidades flexibles, principalmente debido a una menor colocación de energía y en menor grado producto de un aumento del valor presente de los costos de mantenimiento por adelanto de los períodos de mantenimiento en el ciclo operativo. Dicho efecto, se evidenció en la evaluación de un caso ejemplo, tomando como referencia el ciclo combinado con mayor exigencia en cuanto al régimen de partidas y detenciones, para el cual se calculó la actualización del CVNC, según el régimen anual de operación obtenido de las simulaciones y conforme al procedimiento actual y costos de


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mantenimiento informados a la fecha. En este caso ejemplo, se obtuvo que el CVNC podría aumentar entre 1,6 y 2,8 veces para los distintos escenarios analizados, respecto del caso base sin ERNC. Cabe destacar que la colocación de energía disminuye entre 35% y 63% para los distintos escenarios en contraste con un aumento del valor presente de los costos de mantenimiento que alcanza como máximo un 10% respecto al caso base sin ERNC. Conforme a los resultados obtenidos de este caso ejemplo, el beneficio del costo medio de operación del sistema, obtenido de los pre-despachos anuales simulados, disminuiría por el efecto de las partidas y detenciones de los generadores convencionales. Por otro lado, el reconocimiento de este mayor costo de operación de las unidades flexibles, vía la actualización e incremento del CVNC, podría dejar fuera del despacho económico a estas unidades, las cuales resultan claves para gestionar grandes bloques de ERNC.

d) Considerando las características del SING, la implementación de un AGC es fundamental para cumplir con los estándares de seguridad y calidad de servicio, debido principalmente a la variabilidad de la demanda y restricciones del parque térmico. De igual forma, para los escenarios futuros analizados que consideran una penetración ERNC importante, se producen variaciones de potencia impuestas por el recurso renovable que vuelven impracticable el CSF manual, pues es necesaria la acción conjunta de 2 o más unidades dependiendo del tipo de tecnología consignada a la regulación. Cabe destacar que, aún cuando el AGC mejora significativamente el desempeño del CSF, debido a las características propias de este sistema de control, 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, a efectos de que la frecuencia promedio en 15 minutos se encuentre en la banda de 49,8 – 50,2 [Hz] luego del comienzo de la rampa. Conforme a esto, la tasa de toma de carga conjunta mínima que deberá implementarse en el SING, dependerá de condiciones esperadas y de los criterios y políticas que establezcan estudios específicos para el diseño de un AGC para el SING, donde se deberá tomar en cuenta las unidades generadoras que podrían ser habilitadas para participar en el AGC.

e) Para los escenarios de integración ERNC analizados, la interconexión SING-SADI presenta los siguientes efectos en el SING:

i. Al considerar una exportación permanente de 250 MW hacia el SADI, disminuye el número de partidas y detenciones de generadores a gas natural. Sin perjuicio de esto, el número de partidas de unidades a carbón con mayor costo variable de operación, que son menos requeridas ante un escenario sin interconexión, aumenta debido al incremento de demanda que introduce esta exportación. No obstante lo anterior, si se considera un intercambio variable y correlacionado con la inyección de ERNC, las partidas y detenciones, tanto para los generadores a gas natural como a carbón, disminuyen respecto de los casos sin intercambio y con intercambio constante.

ii. La interconexión SING-SADI aumenta la inercia y reserva primaria del sistema interconectado en forma importante, lo que permite que el sistema mantenga elevados niveles de seguridad ante los eventos de falla estudiados, lo que se observa como un aumento de la máxima potencia de generación a desconectar sin desconexión de carga.

iii. Los desafíos de CSF del SING se transforman en un desafío para el control del intercambio programado para la interconexión, dado que la frecuencia presenta un comportamiento estable dentro de la banda que exigen la NT, condición impuesta por la inercia del SADI; al respecto, la tasa de toma de carga conjunta mínima del AGC, requerida para controlar la interconexión, dependerá de las políticas de operación en cuanto al margen de desviación


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de flujo aceptable que se establezca para una operación interconectada entre el SING y el SADI.

En la Tabla 3 se muestra un resumen con los resultados de los aspectos clave analizados en el presente estudio. En ella se han incorporado los 5 escenarios con el SING aislado y 2 escenarios que contemplan la interconexión con el SADI (con intercambio constante y variable) con la misma capacidad instalada del escenario E1. Los valores entregados en la tabla indican la proporción en que varía cada escenario respecto del caso base sin ERNC, para cada aspecto analizado. En función de lo anterior, se establece un grado de complejidad de cada escenario, el cual refleja qué tan desafiante puede ser la integración ERNC considerada tomando en cuenta los aspectos claves definidos.

Tabla 3. Resumen de resultados de variables claves respecto del caso base

Al respecto, se evidencia que el escenario que posee un menor grado de complejidad es el escenario que considera la interconexión con el SADI con intercambio variable, donde la integración masiva de ERNC no implicaría un aumento significativo de exigencias para la operación del SING e incluso se ve aumentado el margen de seguridad del sistema. En contrapartida, se encuentra el escenario E3 - el de mayor monto de penetración ERNC - con el SING aislado, en el cual las exigencias para la gestión de la operación representan un mayor desafío.

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


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1.5 Conclusiones

a) Bajo los análisis y resultados obtenidos en el presente estudio, se prevé que el SING es capaz de gestionar montos importantes de ERNC si los supuestos de mejora, en cuanto a flexibilidad y desarrollo de expansión del sistema considerado en el estudio, se concretan en el mediano plazo. Sin embargo, todos los escenarios poseen un grado de complejidad que se incrementa a medida que aumenta la participación de ERNC, por lo que resulta necesario mantener un monitoreo permanente del recurso ERNC y anticiparse a los escenarios futuros a efectos de identificar oportunidades de mejora en cuanto a políticas operativas, herramientas de gestión de la operación y metodologías de predicción.

b) 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. En particular la flexibilidad que presentan las turbinas a gas, permiten una complementariedad con el recurso ERNC, toda vez que es posible sacarla fuera de servicio durante el día y despacharlas en la noche.

c) Dependiendo de la magnitud del régimen operativo al cual se vean sometidas las tecnologías más flexibles, estas unidades podrían quedar fuera del despacho económico producto de una actualización por aumento del CVNC, que reconozca los efectos de menor colocación y mayor frecuencia de mantenimientos. Conformes a esto, y dada la importancia de contar con estas tecnologías en el despacho, se prevé necesario evaluar mecanismos que permitan reconocer y asignar los costos asociados al régimen de “Cycling” que se presente en éstas unidades generadoras, evitando incrementar el CVNC y de esta manera asegurar su despacho diario. Una alternativa a evaluar es establecer un Servicio Complementario que remunere este servicio, a efectos de incentivar la flexibilidad del parque generador.

d) Si bien, la incorporación de montos importantes de ERNC disminuyen el costo global de operación del SING resultante del pre-despacho, debido a la incorporación de un bloque de energía de bajo costo, este beneficio se vería disminuido producto de los efectos que impone la inyección ERNC en el régimen de mantenimientos de las unidades más flexibles y adicionalmente por una eventual activación de la restricción de tasa de toma y disminución de carga, la que para el caso de mayor integración considerado se activa menos del 11% del tiempo.

e) La interconexión con el SADI permitiría aumentar los niveles de seguridad, en particular respecto a la estabilidad de frecuencia. Por otro lado, Un nivel de transferencia dinámica entre SING-SADI que coincida con la variabilidad de la generación ERNC en el SING, permitiría mitigar los efectos operativos que el recurso solar y eólico impone al parque generador convencional del SING.

f) Los resultados de este estudio, en cuanto al aporte de la interconexión SING-SADI, podrían ser extrapolables, en cierta medida, en cuanto a aporte inercial y control de variabilidad. Sumado a esto, mantener una interconexión simultánea con el SIC-SING-SADI se prevé mejoraría las condiciones de seguridad vía una complementariedad de dichos sistemas permitiendo gestionar una integración importante de ERNC en el SING.


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1.6 Recomendaciones A partir de los resultados obtenidos en el presente estudio, se identifican algunas iniciativas y nuevos focos de análisis, que permitan seguir indagando en los efectos de una integración masiva de ERNC en el SING, y de cómo preparar al CDEC para gestionar una operación segura y eficiente ante los nuevos escenarios. Entre los aspectos relevantes se destacan:

a) Analizar el efecto en la operación de las desviaciones de generación de centrales ERNC con respecto a su predicción de manera de dimensionar su impacto sobre los requerimientos de reserva. Asimismo, estudiar mecanismos y metodologías para la gestión y corrección de las predicciones de ERNC que envían los Coordinados, a efectos de introducir mejoras vía una predicción sistémica del CDEC-SING, que recoja las condiciones de emplazamiento, distribución y características de todo el recurso ERNC.

b) Mejorar las herramientas para la operación, conforme al estado del arte y mejores prácticas, con el objetivo de mantener un monitoreo permanente del comportamiento de la Demanda Neta, y de esta manera corregir desviaciones que se produzcan en la operación en tiempo real.

c) En cuanto al AGC, realizar estudios específicos para establecer lógicas de operación y tasas de toma de carga conjuntas mínimas, considerando escenario futuros previstos. Seleccionar unidades generadoras del SING candidatas a ser habilitadas para el CSF y participar en un AGC, de manera de asegurar la existencia de un conjunto de unidades alternativas para lograr las tasas de toma y bajada de carga efectivas mínimas requeridas para gestionar los montos de integración ERNC previstos. Por otro lado, revisar la necesidad de implementar restricciones de tasa mínima de toma y bajada de carga en el pre-despacho, ante montos de integración importante, a efectos de asegurar la presencia de las unidades necesarias para cumplir con la tasa mínima de toma y bajada de carga conjunta del AGC.

d) 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, de manera de garantizar las presencia de unidades flexibles en el despacho.

e) Realizar estudios similares de largo plazo, que entreguen señales al desarrollo del sistema de transmisión.


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2. ANTECEDENTES

2.1 Estado actual Las instalaciones que conforman el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se ubican en el extremo norte de Chile. Éstas cubren una superficie de 185,142 km

2, equivalente al 24,5% del territorio

continental, donde reside un 6,3% de la población del país. La demanda se compone en un 90% de consumo industrial asociado a la gran minería y un 10% residencial. En la Tabla 4 se presentan los principales datos de operación del sistema al año 2014:

Variable Valor

Capacidad instalada [MW] 4.970

Generación Anual [TWh] 17,67

Demanda máxima bruta2 [MW] 2.195

Generación máxima bruta [MW] 2.363

Tabla 4. Datos de operación [2]

En la Figura 1 se presenta la capacidad instalada por tipo de tecnología a la fecha:

Figura 1. Capacidad instalada actual por tipo de generación

En la Figura 1 se observa que el SING es un sistema eléctrico que dispone de recursos de generación en su mayoría térmicos. Sumado a lo anterior, en los últimos años ha existido una escasa disponibilidad de gas natural, lo que ha ocasionado un despacho principalmente a base de centrales vapor-carbón. Este tipo tecnología presentan restricciones operativas que implican una menor flexibilidad del parque generador,

2 La demanda máxima bruta se obtiene como la generación bruta menos los consumos propios de las centrales.

Fotovoltaico0.7%

Otros0.6%

Eólico1.9%

Diesel7.7%

Carbón44.4%

Gas natural44.7%


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debido a que poseen limitados rangos de regulación, bajas tasas de toma y bajada de carga y restricciones de tiempos mínimos de operación/detención elevados.

Sumado a lo anterior, existen otras características que imposibilitan contar con un desempeño del control de frecuencia óptimo, como son: una demanda que presenta variaciones importantes en intervalos de tiempo intra-horarios que obedecen a la particularidad industrial-minera y un CSF realizado de forma manual que involucra retardos de comunicación e intervención propias de acciones humanas.

En relación con los requerimientos para garantizar una operación segura y eficiente, en el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas del año 2014 del CDEC-SING [3], se establece lo siguiente:

a) El requerimiento de reserva en giro del sistema es de 70 [MW] para subir generación y 116 [MW] para bajar generación.

b) El requerimiento de tasa mínima de subida/bajada de carga es de 2,7 [MW/min]. c) El requerimiento de reserva primaria del sistema es de 79 [MW] en contingencia y 24 [MW] en

estado normal.

Cabe señalar que, estos valores son utilizados actualmente como requerimientos por la DO para realizar la programación de corto plazo (PCP) para el SING, los cuales ingresan como una restricción al problema de optimización.

2.2 Escenario al año 2017 La demanda de energía y potencia utilizada en el presente informe considera como base lo informado por los Clientes del SING y que fue utilizada en el Informe de expansión sistema de transmisión SING [1]. Al respecto, la demanda de potencia máxima y energía al año 2017 corresponde a 2.545 [MW] y 21 [TWh], respectivamente. En anexo, sección 6.1, se muestran las instalaciones consideradas conforme a [1].

Por otro lado, de acuerdo a lo descrito en el informe de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de 2014 [4], en la Tabla 5 se muestra los proyectos de generación que entrarían en operación para el año 2017.

Proyecto Tipo Potencia [MW]

Kelar Ciclo combinado 2TG+1TV 517

Cochrane Vapor carbón 2TV 472

ERNC Fotovoltaico 466

Termosolar 110

Tabla 5. Proyectos de generación 2015-2017

Conforme a lo anterior, en la Figura 2 se presenta la capacidad instalada por tecnología prevista al año 2017. Se observa un aumento en las tecnologías a base de recursos renovables, principalmente en base a generación solar fotovoltaica, mientras que la generación convencional mantiene una proporción similar a la actual entre vapor carbón y gas natural.


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Figura 2. Capacidad instalada proyectada al año 2017 por tipo de tecnología

Por otro lado, si se consideran aquellos proyectos de generación renovable informados al CDEC-SING con estudios de evaluación de impacto ambiental (EIA) aprobados, existen cerca de 3.000 [MW] en carpeta de los cuales un 70% son solares fotovoltaicos, el 30% restante en su mayoría corresponden a parques eólicos [5]. Por esta razón, el presente estudio se enfoca en analizar los efectos que podría tener una integración a gran escala de ERNC en el SING, con un desarrollo enfocado principalmente en energía solar fotovoltaica y en menor medida eólica.

Por otro lado, además de los cambios en su matriz de generación existen otras modificaciones previstas para el año 2017 que podrían alterar la actual operación del sistema:

a) Implementación de un AGC, herramienta clave para mejorar y hacer más eficiente el CSF. De acuerdo a la NTSyCS [6], el CDEC y los Coordinados cuentan con un plazo máximo de 3 años para su implementación a partir de Julio del año 2014, por lo que para el año 2017 se prevé contar con esta herramienta.

b) Interconexión con el SADI, a través de la línea existente Andes – Salta 345 kV. Cabe señalar que, el SADI es un sistema con un tamaño del orden de 10 veces el tamaño del SING, con una demanda máxima cercana a 24.000 [MW] [7].

2.3 Desafíos en la integración de ERNC La integración de ERNC a un sistema eléctrico, principalmente las de generación variable como son la eólica y fotovoltaica, poseen ciertas características técnicas que modifican la operación de un sistema eléctrico. La experiencia internacional, muestra que entre estas características se encuentran: variaciones intra-horarias en la generación, gradientes elevados de generación, incertidumbre en la generación prevista, nulo aporte de inercia en el sistema, menor aporte ante bajadas de tensión, entre otros.

Termosolar1.7%

Fotovoltaico7.9%

Otros0.4%

Eólico1.4%

Diesel5.8%

Carbón40.9%

Gas natural41.8%


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Considerando estas características, la integración masiva de ERNC ha significado un desafío importante para los operadores de sistemas eléctricos. Cada operador ha estudiado aspectos particulares de interés conforme a la realidad propia del sistema que opera. Sin embargo, existen temáticas que en los últimos años han sido analizadas con mayor atención, entre los cuales se destacan:

a) Regulación primaria: efecto en la inercia y reserva primaria del sistema [8]-[9]. b) Regulación secundaria: requerimientos de reserva en giro y manejo de rampas de generación [10]-

[11]. c) Efecto en ciclos operativos de las unidades convencionales; costos de mantenimiento y emisiones

(Cycling) [12]. d) Capacidad del sistema de transmisión [10]-[11]. e) Integración de predicciones de generación ERNC en el predespacho y en la operación en tiempo

real [10]-[11]. f) Estabilidad de voltaje y requerimientos ante huecos de tensión (fault ride trough) [10].

En el presente estudio se analizan aspectos relacionados con los puntos a), b) y c) bajo los siguientes enfoques:

a) El SING es un sistema mediano aislado que se caracteriza por tener unidades generadoras de tamaño importante respecto al tamaño del sistema. La integración de ERNC podría reemplazar y retirar unidades generadoras convencionales que aportan inercia y reserva primaria al sistema, disminuyendo el desempeño de la regulación primaria.

b) Actualmente, la generación a carbón representa cerca de un 90% de la generación anual. Estas unidades se caracterizan por tener un rango de regulación bajo, donde la mayoría se encuentra cerca de la cota inferior del rango 30-100 MW, lo cual significa que el sistema requiere tener varias unidades despachadas para mantener los requerimientos de reserva en giro. Asimismo, estos generadores comúnmente tienen tasas de subida/bajada de carga bajas, entre 0,75 y 5 MW/min, encontrándose la mayoría de las unidades generadoras en el límite inferior de este rango. Por tanto, la capacidad del sistema para enfrentar rampas de generación variable se encuentra limitada por la baja velocidad de regulación secundaria del parque convencional.

c) Por otro lado, dichas unidades a carbón poseen otras restricciones operativas como tiempos mínimos de encendido/apagado, tiempos mínimos de operación (entre 24 y 120 horas de tiempo mínimo de operación/detención) y por lo tanto poseen menos flexibilidad en comparación con unidades de ciclo combinado o hidráulicas. Es por esto que la integración masiva de generación variable en el sistema, podría resultar en un gran número de partidas y detenciones de los generadores más flexibles como ciclos combinados, lo que podría tener un efecto sobre el ciclo de mantenimiento de cada unidad.

Conforme a lo anterior, el presente estudio busca evaluar la capacidad del parque convencional del SING previsto al año 2017, para gestionar una integración importante de ERNC, y los efectos sobre la operación del SING y sobre el régimen operativo de dichas unidades.


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3. METODOLOGÍA

En esta sección se describe en términos generales la metodología y consideraciones utilizadas en los distintos análisis. Mayores antecedentes se detallan en el anexo, sección 6. 3.1 Escenarios En la Figura 3 se describen los 5 escenarios establecidos para la evaluación, que representan diferentes desarrollos ERNC para el año 2017. Con el fin de abarcar distintas montos de penetración y matriz energética, los escenarios se definen en función de dos criterios combinados: (i) monto de capacidad ERNC instalada, evaluando 900, 1200 y 1500 [MW]; (ii) por proporción solar/eólico, evaluando 90% Solar, 10% eólico y 70% solar, 30% eólico. Asimismo, a efectos de tener una base de comparación para el resto de los escenarios, se incluye un caso ficticio sin capacidad instalada ERNC (E0).

Figura 3. Escenarios a evaluar

Estos montos de capacidad ERNC instalada se basan en los proyectos utilizados en la Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING [1], donde las zonas de desarrollo abarcan Pampa Camarones, Pozo Almonte, San Pedro, Crucero, según se describe en un mapa geográfico en anexo sección 6.2 del presente documento. En la Tabla 6 se muestra la potencia instalada en detalle por escenario considerando las centrales actuales ERNC del SING. Cabe señalar que, los escenarios con participación de ERNC se encuentran caracterizados de acuerdo a lo siguiente:

a) En términos de la energía entre 11 y 18%: energía anual generada por ERNC vs energía anual generada por el SING.

b) En términos de potencia entre 30 y 49%: potencia inyectada ERNC vs potencia generada por el SING, de forma simultánea.

El detalle de los proyectos considerados para cada escenario se presenta en el anexo, sección 6.1.


17

Escenario Capacidad instalada

(MW)

Capacidad Fotovoltaico

(%)

Capacidad Termosolar

(%)

Capacidad Eólica

(%)

Penetración en energía

(%)

Máxima penetración instantánea

(%)

E0 0 0 0 0 0 0

E1 936,5 78,6 11,7 9,6 11 30

E2 1231,5 75,6 8,9 15,4 15 40

E3 1451,5 79,3 7,5 13,1 18 49

E4 921,5 68,5 0 31,5 13 33

E5 1236,5 61,8 8,3 29,7 16 41

Tabla 6. Capacidad ERNC instalada por escenario

3.2 Metodología Para cada escenario se realizan 4 análisis relacionados con los aspectos mencionados en la sección 2.3:

a) Requerimientos de reserva en giro b) Pre-despacho c) Regulación primaria de frecuencia d) Regulación secundaria de frecuencia

En primer lugar, se construyen perfiles de generación ERNC para un año con resolución 1 dato/10 min, los cuales son púbicos del Ministerio Energía [13]. Las centrales de generación ERNC de cada escenario se agrupan por zonas geográficas de acuerdo a las zonas con disponibilidad de datos meteorológicos. Es así como, para parques fotovoltaicos se utilizan datos de radiación obtenidos de 4 estaciones meteorológicas, y para generadores eólicos datos de velocidad de viento de 2 estaciones meteorológicas. Estos perfiles del recurso primario se transforman a potencia eléctrica considerando curvas de potencia de un generador solar fotovoltaico con seguimiento en un eje y la curva de una turbina eólica de velocidad variable. El detalle de las zonas y del tratamiento de los perfiles se presenta en el anexo, sección 6.2. Por otro lado, se toma el registro histórico de la demanda del sistema para el año 2013, con resolución de 1 dato/1 min. Esta serie de datos se escala por un factor que representa el aumento proyectado de demanda al año 2017 [1].

Los perfiles de demanda y generación ERNC se restan para obtener una serie de tiempo que corresponde a la demanda neta (net load) que enfrentaría el parque generador convencional. La demanda neta es utilizada para determinar los requerimientos de reserva en giro, mediante la metodología descrita en el anexo, sección 6.3. El resultado de este análisis entrega el monto de reserva secundaria que ingresa como una restricción al pre-despacho, y la velocidad de rampas (o gradiente) a analizar en el estudio de regulación secundaria de frecuencia. Es importante destacar que, dado que los escenarios de integración ERNC presentan una gran proporción de energía solar, la metodología utilizada corresponde a un análisis determinístico, donde sólo se considera la reserva capaz de enfrentar la variabilidad intra-horaria de generación y no se incluye un análisis del efecto de las desviaciones de las predicciones de generación/demanda respecto a las mediciones obtenidas en la realidad, lo que resulta relevante y prioritario analizar ante montos importantes de generación eólica.


18

Para realizar simulaciones de pre-despacho anual se utilizan los perfiles de generación ERNC promediando los datos intra-horarios para obtener la potencia disponible horaria de cada central generadora ERNC. Considerando la demanda proyectada y los perfiles ERNC se realiza una optimización que considera restricciones de transmisión, tiempos mínimos de operación y detención, potencia máxima y mínima, costos de partida y detención, consumos específicos, costos variables no combustibles, requerimiento mínimo de reserva primaria y en giro específica para cada escenario. Todas las simulaciones consideran un programa de mantenimiento mayor de las unidades a gas y carbón de gran tamaño. Más detalles de la modelación se presentan en el anexo, sección 6.4. A partir de la optimización se obtiene: generación por tipo de tecnología, cantidad de partidas y detenciones de generadores convencionales, reserva primaria y en giro disponible, horas de operación y a mínimo técnico anuales, costo de operación y, en caso de existir, vertimiento de generación renovable para cada escenario analizado. Por otra parte, para el escenario E1 se ha simulado una variante que considera la exportación constante de 250 [MW] durante todo el año al SADI y una exportación variable entre 0 y 250 [MW] correlacionada con la generación ERNC, para evaluar la influencia de la interconexión en el régimen operativo en el parque generador del SING. Los resultados del pre-despacho entregan condiciones de operación para los estudios de regulación primaria y secundaria.

Para el estudio de regulación primaria se simula para cada escenario una condición de operación tipo, la cual corresponde al momento en que se dispone de mayor cantidad de generación renovable de forma simultánea en el año. Se realizan simulaciones electromecánicas y se observa la respuesta de la frecuencia del sistema ante la desconexión de una unidad de tamaño estándar del SING (150 [MW]). Como indicadores se registra la inercia sistémica, la tasa de cambio de la frecuencia en los primeros instantes posteriores a la falla y la frecuencia mínima post-perturbación. Asimismo, se aumenta el monto de potencia a desconectar y se registra el máximo valor antes que la frecuencia luego de la perturbación incursione a 49 [Hz]. Estos análisis son repetidos para los escenarios con el SING interconectado con el SADI, donde se añade como variable de interés la desviación de potencia a través de la línea que une ambos sistemas. El detalle de la metodología se presenta en el anexo, sección 6.5.

El estudio de regulación secundaria consiste en realizar simulaciones de 15 minutos de rampas de demanda neta. En este intervalo de tiempo no existen recursos adicionales a la reserva en giro para el CSF salvo la reserva primaria mínima de 70 [MW] y esquemas de desconexión automática de carga (EDAC), los cuales operan a partir de 49 [Hz] [14]. Dado que en el pre-despacho no se incluye una restricción de velocidad mínima de los generadores a ser despachados, la tasa de toma de carga del AGC depende de las unidades que mantengan reserva en giro. Por esta razón, se simula un AGC con distintas tasas de toma de carga y como resultado se obtiene la frecuencia promedio en 15 minutos. Este análisis se repite para el SING interconectado con el SADI, donde se añade como variable de interés la desviación de potencia a través de la línea que une ambos sistemas. En base a estos resultados se determina la tasa de toma de carga conjunta mínima que debe mantener el AGC para enfrentar cambios en la demanda neta. El detalle de la metodología se presenta en el anexo, sección 6.6.


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En la Figura 4 se resume la metodología general utilizada:

Figura 4. Esquema de metodología utilizada


20

4. RESULTADOS Y ANÁLISIS

En esta sección se presentan los resultados del estudio, los cuales han sido agrupados en los 4 análisis descritos en la sección 3. 4.1 Reserva en giro Con la metodología descrita en el anexo, sección 6.3, se obtienen los requerimientos de reserva en giro por escenario y se presentan en la Tabla 7. Esta misma información es mostrada en la Figura 5 en términos del porcentaje de energía a base de ERNC integrada al sistema.

Escenario Requerimiento

de Reserva [MW]

E0 60

E1 115

E2 140

E3 172

E4 110

E5 130

Tabla 7. Reserva en giro

Figura 5. Reserva en giro v/s energía ERNC

Al respecto, se observa que el requerimiento de reserva en giro aumenta a medida que se integra más ERNC al sistema, casi triplicándose respecto del escenario sin renovables al integrar un 18% de generación renovable. Como la variabilidad eólica no está directamente correlacionada con la solar fotovoltaica, la generación eólica compensa parte de la variabilidad solar fotovoltaica, lo que se traduce en un requerimiento menor de reserva en giro en ambos escenarios que tienen mayor participación eólica (E4 y E5) respecto de sus casos con similar penetración ERNC (E1 y E2). Esto no implica que para todo monto de integración eólica se reduzca la variabilidad del sistema, pues esta situación podría invertirse al aumentar la capacidad instalada eólica en relación a la solar. Además del requerimiento de reserva en giro, se estudia la variabilidad de la demanda neta en distintas ventanas de tiempo entre 1 y 15 minutos. Al respecto, la variabilidad en ventanas de tiempo de 1 minuto da cuenta de variaciones rápidas del recurso renovable, mientras que la variabilidad en intervalos de 10 o 15 minutos da cuenta de variaciones sostenidas de la generación ERNC en el rango de tiempo del CSF. Estos resultados son presentados en la Figura 6, en la cual es posible observar que, para todos los escenarios, a medida que se considera ventanas de tiempo más pequeñas se tiene un aumento en la variabilidad de la demanda neta. Desde el punto de vista del control de frecuencia, esta información puede ser interpretada

Caso Base

E1

E2

E3

E4

E5

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 2.5 5 7.5 10 12.5 15 17.5

Res

erva

[M

W]

Energía [%]

90/10 70/30


21

como la tasa de toma de carga conjunta mínima necesaria para mantener el desbalances de generación/carga en cada escala de tiempo.

Figura 6. Tasa de variación de demanda neta v/s ventana de

tiempo

Escenario Tasa de toma de

carga mínima teórica [MW/min]

E0 3,4

E1 7,6

E2 9,4

E3 11,3

E4 7,1

E5 8,3

Tabla 8. Tasa de variación de demanda neta

Asimismo, en la Figura 6 se observa que las tasas de variación de la demanda neta aumentan a medida que aumenta la capacidad instalada de generación renovable. En la Tabla 8 se muestra la tasa de variación de la demanda neta, que correspondería a la velocidad mínima de reserva para los distintos escenarios, entendida como la variabilidad para una ventana de 15 minutos. Es posible observar que para el escenario sin generación renovable la variabilidad de la demanda es de 3,4 [MW/min], lo cual está en el orden de magnitud de las tasas de toma/bajada de carga de generadores vapor-carbón del sistema. Sin embargo, para los montos de integración ERNC estudiados se producen tasas de variación que están en el orden de magnitud de unidades de ciclo combinado o una combinación de unidades a vapor-carbón.

Como se describe con mayor detalle en anexo, sección 6.3, la variabilidad menor a 10 minutos es ficticia pues la resolución de los datos ERNC es de 10 min/dato. Por esta razón, se observa que todas las curvas de los escenarios se acercan a un mismo punto al reducir la ventana de tiempo. Este punto corresponde a la variabilidad propia de la demanda, ya que es la única serie de tiempo registrada con esta resolución. Dada esta consideración, se debe estudiar la variabilidad real cada 1 minuto, pues será la regulación primaria de frecuencia la que responda a estas variaciones. Para esto, se utilizan datos de generación reales de los parques solares y eólicos conectados actualmente al SING. La metodología para incluir estos datos en los perfiles ERNC de los escenarios se presenta en el anexo, sección 6.3. En la Figura 7 se comparan los resultados anteriores al incluir datos con resolución cada 1 minuto para los casos 90/10, marcados con un asterisco (*).

0

5

10

15

20

25

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Var

iab

ilid

ad [

MW

/min

]

Ventana de tiempo [min]

E0 E1 E2 E3 E4 E5


22

Figura 7. Velocidad reserva incluyendo variabilidad real

De la Figura 7 se concluye que la variabilidad aumenta al incluir datos reales de generación (ver anexo, sección 6.3), sin embargo, en el escenario de mayor participación ERNC (E3) esta variabilidad sólo aumenta un 30% respecto al escenario sin generación renovable (E0), lo que no es un aumento significativo en comparación con lo que ocurre en ventanas de 15 minutos donde esta relación es de 3 veces aproximadamente. Esto se debe a que en escalas de tiempo menores las variaciones de la demanda y de las ERNC se compensan en mayor medida.

4.2 Pre-despacho En la presente sección se muestran los resultados de los pre-despachos anuales desarrollados para cada escenario analizado, conforme a la metodología planteada en la sección 3.

4.2.1 Generación por tecnología

En la Tabla 9 se presenta la energía anual generada por tipo de tecnología, en donde se observa que la generación en base a combustibles fósiles (carbón y gas) varía en un rango entre un 76% (E3) y un 98% (E0), por lo que para el año 2017 se estima que estos tipos de tecnologías mantengan una importante presencia en el abastecimiento de la demanda del SING. Sin perjuicio de esto, se evidencia que prácticamente toda la energía ERNC, considerada en los distintos escenarios, logra ser incorporada al sistema en función de la flexibilidad de las unidades generadoras a gas natural que se prevé operen en el año de análisis y de algunas unidades generadoras a carbón que varían su generación durante el día, haciendo posible seguir el comportamiento de la demanda neta de cada escenario. La generación a gas natural se concentra básicamente en los grandes ciclos combinados que poseen un precio de gas competitivo con el carbón (ver anexo, sección 6.4) y una flexibilidad importarte (no poseen tiempos mínimos de operación y detención), lo cual se traduce en que su generación siga a la demanda neta, incluso saliendo de servicio dependiendo de las condiciones de demanda y generación disponibles.

0

5

10

15

20

25

0 1 2 3 4 5

Vel

oci

dad

res

erva

[M

W/m

in]

Ventana de tiempo [min]

E0 E1 E1* E2

E2* E3 E3*


23

Tecnología E0 E1 E2 E3 E4 E5

Carbón 72,45 64,08 62,67 62,39 66,53 63,04

Gas natural 26,23 19,03 16,33 13,72 19,24 15,18

Diesel 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0

Fotovoltaico 0 9,55 12,04 14,92 8,20 9,56

Eólico 0 1,46 3,08 3,08 4,71 6,34

Termosolar 0 4,55 4,55 4,55 0 4,56

Otros 1,31 1,32 1,32 1,32 1,32 1,32

Tabla 9. Generación anual por tecnología (%)

En particular, para las unidades generadoras a carbón se identifican en general tres tipos de comportamientos a lo largo del año:

a) Por una parte, existen unidades que prácticamente todo el año, son despachadas a potencia máxima con un pequeño número de horas en que disminuyen su potencia.

b) En segundo lugar, se encuentran aquellas unidades que son despachadas en potencias que fluctúan su máximo y mínimo técnico, siguiendo la curva de demanda neta del SING, esto implica que estas unidades se encuentran sometidas a variaciones en su despacho durante gran parte del día. Esta modulación evita que estas unidades salgan de servicio.

c) Finalmente, existe un tercer grupo de unidades generadoras a carbón que son puestas en servicio en un número reducido de horas al año y a valores cercanos a su mínimo técnico. Cabe destacar que, este tercer grupo de unidades corresponden a aquellas unidades a carbón más caras dentro de la lista de mérito.

El aporte del diesel es casi nulo, despachando algunos motores en aquellas épocas del año en que unidades de gran tamaño se encuentran en mantenimiento mayor y en aquellas horas en donde el aporte de las ERNC es mínimo.

4.2.2 Partidas unidades generadoras

En general, la cantidad de partidas de unidades a carbón no presentan gran dispersión entre los escenarios con participación de ERNC (E1 al E5), visualizando un incremento promedio de 2,6 veces entre estos escenarios y el escenario E0, lo que se observa en la Tabla 10. Al respecto, se mantiene la cantidad de partidas de unidades a carbón para igual monto de penetración ERNC, sin importar el porcentaje de energía eólica de cada escenario, dado que en general ésta no es coincidente con la fotovoltaica. En particular, las unidades a carbón que se ven sometidas a una mayor cantidad de partidas al año, son un subconjunto de unidades de costo variable más elevado (dentro de su tecnología), las cuales operan un número menor de horas al año, despachándose preferentemente a mínimo técnico.

Para el caso de las unidades a gas natural, éstas presentan una mayor cantidad de partidas al año en comparación con las unidades a carbón, aún cuando el número total de unidades de esta tecnología es mucho menor al de unidades a carbón, existiendo un incremento considerable de partidas a medida que aumenta el porcentaje de integración ERNC. Para los escenarios E1 al E5, en promedio se incrementan 4,2 veces las partidas de unidades a gas natural respecto al escenario E0 (ver Tabla 10). Lo anterior, obedece a que al aumentar la inserción ERNC, la demanda neta a suministrar disminuye y, dada las características de los ciclos combinados (gran tamaño y flexibilidad), permiten que éstos puedan salir de servicio de manera


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más fácil que las unidades a carbón que poseen mayores restricciones operativas. Como es de esperar, este efecto ocurre en aquellas horas en que el recurso renovable es mayor, reintegrándose estas unidades al sistema en aquellas horas en que la demanda neta aumenta. Esto permite que unidades a carbón, menos flexibles en cuanto a sus tiempos mínimos de operación y detención, permanezcan en servicio, convirtiendo a las unidades a gas natural agentes indispensables al momento de enfrentar la variabilidad del recurso eólico y solar.

Tecnología E0 E1 E2 E3 E4 E5 Carbón 27 57 73 80 70 74 Gas natural

81 181 328 636 132 427 Tabla 10. Partidas anuales por tecnología

4.2.3 Horas operación y mínimo técnico

Para efectos de visualizar el cambio en el régimen operativo de las unidades convencionales, en la Figura 8 se presentan las horas de operación (HO) y horas a mínimo técnico (HMT) para las unidades generadoras a carbón y gas natural.

Se observa que al integrar ERNC al SING las HMT de las unidades a carbón se incrementan, disminuyendo las HO anuales de esta tecnología. Al comparar los casos E0, E1, E2 y E3, se observa que a medida que aumenta la integración de ERNC también aumentan las HMT de los generadores a carbón, debido a que sus restricciones de tiempos mínimos de operación y detención, hacen que estas unidades no salgan de servicio. Es decir, si bien se reduce el porcentaje de generación a carbón, no se reduce considerablemente el número de unidades que se encuentran en servicio. Esto conlleva a que las horas a mínimo técnico se incrementan a más del doble en el escenario E1, respecto al escenario E0, pudiendo aumentar a 3 veces para el escenario de mayor penetración E3.

En el escenario E4 se observa un aumento en las HO de las unidades a carbón por sobre todos los escenarios que consideran integración de ERNC, esto se debe a que dicho caso no contempla el funcionamiento de la planta Termosolar (ver Tabla 9). Cabe destacar que, si se compara el escenario E1 con el E4, las HMT se incrementa solo un 2,4% en el E4, debido a que el monto de ERNC a integrar es del mismo orden para ambos escenarios.


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Figura 8. Horas de operación (HO) y horas a mínimo técnico (HMT) por tipo de tecnología

Para las unidades a gas natural, la inclusión de ERNC en el SING implica un aumento considerable de las HMT, a la vez que se reducen las HO anuales. Es importante destacar, que a medida que aumenta la capacidad instalada de ERNC la relación entre las HMT y las HO no varía significativamente, debido a que la disminución de horas de operación se debe principalmente al paso desde una condición de mínimo técnico a la de apagado. Es decir, el régimen operativo de los ciclos combinados se modifica a medida que aumenta la penetración ERNC, debido a que mientras mayor es el aporte de ERNC, la generación de los ciclos combinados debe acoplarse a la demanda neta del sistema, haciendo que con mayor frecuencia se requiera retirar de servicio a este tipo de unidades flexibles, implicando de esta manera una disminución de las HO de las unidades a gas natural.

4.2.4 Reserva primaria

En la Tabla 11 se presenta la reserva primaria promedio por escenario. Se observa que ésta es mayor a los requerimientos mínimos establecidos para cada escenario (ver anexo, sección 6.5), sin embargo ésta disminuye conforme aumenta la penetración de ERNC. Lo anterior es producto que la centrales ERNC reemplazan unidades convencionales como resultado del proceso de optimización para el abastecimiento de la demanda.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

E0 E1 E2 E3 E4 E5

Horas de operación (hr/1000)

Carbón

MT

HO

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

E0

E1

E2

E3

E4

E5


Gas natural

MT

HO


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Escenario Promedio

[MW] Máximo

[MW] Mínimo [MW]

Tiempo a mínima reserva [%]

E0 138 153 102 7,9

E1 131 156 78 0,1

E2 125 158 70 0,2

E3 116 153 70 3,8

E4 134 154 80 0,3

E5 121 157 70 0,5

Tabla 11. Reserva primaria del SING

Así también, se aprecia que solo en tres de los escenarios analizados se activa la restricción de reserva primaria, alcanzando el nivel mínimo de reserva primaria requerida, 70 [MW], variando sólo entre un 0,2 y 3,8% el tiempo del año en que se activo dicha restricción. Al respecto, se evidencia que en general no resulta complejo cumplir con la reserva primaria mínima exigida y como consecuencia no es necesaria generación forzada de unidades para poder cumplir este requerimiento de reserva.

De los análisis se observa que el valor máximo de reserva primaria para todos los casos es levemente superior a los 150 [MW]. En los escenarios con generación renovable, esta condición de reserva se observa en las horas de noche en que no se tiene aporte de las centrales solares fotovoltaicas y la generación de centrales eólicas es menor, por lo que el sistema requiere la presencia de centrales convencionales para abastecer la demanda.

En la Figura 9 se muestra una curva de duración de la reserva primaria para cada escenario analizado. Al respecto, se observa que a medida que las ERNC van aumentando su participación en el parque generador del SING, existe una disminución en los montos de reserva primaria. Se destaca que para un caso sin generación renovable (E0), el valor mínimo de reserva alcanza los 102 [MW], disminuyendo este valor entre 22 y 32 [MW] para los escenarios de integración estudiados.

Figura 9. Curva de duración de la reserva primaria para cada escenario

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Res

erva

pri

mar

ia M

W

% E0 E1 E2 E3 E4 E5


27

Para el escenario E4 se observa que algunos periodos del año registra una reserva mayor a E1, aunque consideren montos similares de integración ERNC, debido a que este no contempla la operación de la planta termosolar, lo que permite incorporar unidades convencionales una mayor parte del año. Cabe señalar que, estas simulaciones no contemplan un aporte a la regulación primaria de la unidad termosolar, lo cual representa un escenario conservador considerando que este tipo de unidades podrían realizar un aporte a dicha regulación. Lo anterior explica la disminución del monto de reserva primaria disponible en el sistema entre los escenarios E0 y E1, debido a que dicha diferencia debería ser menor si se considerara el aporte de esta unidad generadora.

Si bien, de los resultados se puede inferir que bajo los escenarios de integración de ERNC analizados, los despachos resultantes sacan de servicio unidades convencionales, en comparación con el escenario sin ERNC, dados los tiempos mínimos de operación y detención de las unidades a carbón, este reemplazo resulta moderado. En efecto, al comparar los casos E2 y E3 con respecto a E0, la reserva primaria disminuye en promedio 13 y 22 [MW], esto significa que la generación renovable ha reemplazado en promedio entre una y dos unidades convencionales, respectivamente. Comparando el escenario E5 con E0, se observa una disminución de la reserva primaria de 17 [MW] promedio, lo que se traduce en desplazar prácticamente dos unidades convencionales promedio. De la misma manera, al comparar el escenario E5 con E2, se observa que la reserva primaria es menor al integrar mayor generación eólica, debido a que los perfiles de generación utilizados integran más energía en horas de la noche, lo cual hace que en promedio hayan sido desplazadas entre una y dos unidades convencionales respecto de E0.

4.2.5 Reserva secundaria

La reserva secundaria promedio es mayor a los requerimientos mínimos establecidos para cada escenario (ver Tabla 7), según se muestra en Tabla 12. Lo anterior es producto del aumento de horas a mínimo técnico o a niveles bajos de potencia, del parque generador convencional a lo largo del año, acción necesaria para integrar estas nuevas tecnologías al SING y, al mismo tiempo, cumplir con las restricciones operacionales del parque generador convencional.

Escenario Promedio

[MW] Máximo

[MW] Mínimo [MW]

Tiempo a mínima reserva [%]

E0 219 569 60 4,2

E1 456 1047 115 6,3

E2 448 1131 140 4,6

E3 429 1117 172 6,7

E4 464 1143 110 4,3

E5 391 1079 130 7,4

Tabla 12. Reserva secundaria del SING

Como se desprende de la Tabla 12, en todos los escenarios analizados se alcanza el nivel mínimo de reserva secundaria requerida (ver Tabla 7) variando entre un 4,2 y 7,4% el tiempo del año en que se alcanzó dicho valor. Conforme a lo anterior, y observando los pequeños porcentajes de tiempo en que se activa esta restricción, es posible concluir que para el proceso de optimización no es una gran dificultad cumplir con la reserva secundaria mínima exigida. Asimismo, al integrar ERNC se aprecia que la reserva secundaria


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aumenta en promedio entre 1,8 y 2,1 veces la reserva del sistema respecto el escenario E0, lo cual se debe a las restricciones de tiempos mínimos de operación y detención de las unidades a carbón que impiden sacarlas de servicio.

En la Figura 10 se presentan las curvas de duración de la reserva secundaria para cada uno de los escenarios analizados, donde se aprecia que para los escenarios que consideran una participación de ERNC poseen a lo largo de año una reserva superior a la obtenida para el escenario E0. Se observa que el escenario E4 presenta algunos valores de reserva secundaria superior al resto de los escenarios, lo cual se debe a que al no contar con la planta termosolar permite despachar en ciertos periodos unidades convencionales adicionales.

Figura 10. Curva de duración de la reserva secundaria

4.2.6 Costos de operación

En la Tabla 13 se presentan los costos medios de operación, entendido éste como el cociente entre el costo de operación (monto que resulta de valorizar la energía generada por las unidades a su costo variable) y la energía total generada por el sistema en el horizonte anual de evaluación, para cada escenario analizado. Al respecto, se observa una disminución de ellos en un rango que varía entre un 12% (para el E4) y un 20% (para el E3) respecto del escenario E0. Se evidencia una menor disminución de costos para el escenario E4 debido a que no se dispone de la planta termosolar, por lo que el incremento de la participación de generadores convencionales hace aumentar los costos del sistema.

E0 E1 E2 E3 E4 E5

Costo medio de operación [USD/MWh] 42,27 36,24 34,76 33,77 37,35 34,43

Tabla 13. Costo medio de operación de cada escenario

60

260

460

660

860

1060

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

MW

% E0 E1 E2 E3 E4 E5


29

Figura 11. Costos medios de operación mensual del SING

En la Figura 11 se presentan los costos medios de operación a lo largo del año. Al respecto, se observa que para el escenario E0 éstos se mantienen prácticamente constantes, debido a que salvo las modificaciones impulsadas por el programa de mantenimiento mayor considerado (ver anexo, sección 6.4), el parque generador convencional que opera se mantiene casi inalterable durante el año. En general, para todos los escenarios en análisis, se nota un aumento en los costos medios de operación en el mes de febrero, debido que se registra una disminución del recurso solar. Para el caso de los meses de mayo a agosto, los costos medios se incrementan debido a que en ese periodo se realizan los mantenimientos de un ciclo combinado de gran tamaño, de una unidad a carbón que opera como unidad de base del sistema y, sumado a lo anterior, el recurso solar disminuye en dicho periodo del año. De igual forma, se observa un aumento de costos al finalizar el año debido a que la demanda del SING se prevé aumente en dicha época del año.

Sin embargo, el aumento de la penetración de ERNC en el SING conlleva que, a medida que ésta se incrementa también lo hace la cantidad de partidas en el año de los ciclos combinados y de algunas unidades a carbón, principalmente aquellas que aportan una menor cantidad de energía anual y que, en general, son despachadas a niveles cercanos a su mínimo técnico (ver Tabla 10). Conforme a esto, y como resultado de un régimen operativo más exigente, se prevé un incremento en el costo variable no combustible (CVNC), producto del adelanto del mantenimiento mayor de las unidades generadoras por efecto del cambio en el régimen operativo. En efecto, debido a que la mayoría de las unidades térmicas han informado su CVNC, considerando requerimientos de mantenimiento mayor, según régimen de operación actual, la modificación del régimen de operación podría finalmente influir e incrementar el costo variable de de las unidades, con lo que el beneficio en cuanto a la disminución del costo medio de operación sería menor al obtenido en las simulaciones.

4.2.6.1 Efectos económicos en régimen operativo de unidades convencionales

De acuerdo a los resultados obtenidos en las simulaciones del pre-despacho anual, de todas las unidades despachadas en cada escenario sólo dos unidades de ciclo combinado y una unidad turbina gas están sometidas a un régimen de partidas y detenciones de manera significativa.

32.00

34.00

36.00

38.00

40.00

42.00

44.00 U

SD/M

Wh

E0 E1 E2 E3 E4 E5


30

Al respecto, y como ejemplo para estimar el aumento del CVNC producto de las partidas y detenciones, se determinaron las horas equivalentes de operación (HEO) de uno de los ciclos combinados sometidos a éste régimen, conforme a la metodología descrita en [15] y conforme a los costos actualmente declarados por las empresas. Esta metodología permite internalizar las partidas en la realización de un ciclo operativo de mantenimiento de la unidad generadora. Conforme a lo anterior, en la

Figura 12 se muestra la estimación en la variación del CVNC respecto al caso sin ERNC, para el ciclo

combinado seleccionado, para los diferentes escenarios de penetración. Al respecto, se aprecia que el CVNC - entendido éste como el cuociente entre el valor presente de costos que varían con la producción de energía eléctrica y que no están asociados al consumo de combustible (por ejemplo, costos de un ciclo operativo de mantenimiento, insumos y monitoreo ambiental) y la energía generada - aumenta entre 1,6 y 2,8 veces respecto al caso sin ERNC, conforme aumenta la integración de ésta.

Cabe señalar que producto de la menor colocación del gas natural, el efecto de las partidas y detenciones en cada escenario sólo aumenta las HEO entre 3% y 60% respecto del caso sin ERNC. Este aumento de las HEO implica que se adelantarían los mantenimientos considerados en un ciclo operativo de mantenimiento mayor, (menor tiempo entre Overhaul) aumentando el valor presente de éstos en un 10% en el peor caso. El detalle de las HEO y reducción de los ciclos operativos se resume en la Tabla 14.

Por otra parte, la reducción respecto al caso sin ERNC de la energía generada dentro de un ciclo operativo está entre 35% y 63%. De acuerdo a lo anterior, se observa que el aumento del CVNC se debe principalmente a la reducción de energía generada debido a la menor colocación del gas natural.

Figura 12. Análisis de CVNC en Ciclo Combinado

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0

Caso base-0% E1-11% E4-13% E2-15% E5-16% E3-18%

Ho

ras

Fact

or

de

var

iaci

ón

Escenarios

HO Partidas en HO CVNC ∆ VP Energía CO ∆ VP Costos CO


31

Escenario HEO/HO ∆% HEO Reducción Ciclo Operativo [meses]

E1-11% 1,101 3,5 1

E4-13% 1,680 60,6 13

E2-15% 1,535 16,6 5

E5-16% 1,882 19,7 6

E3-18% 1,998 30,1 8

Tabla 14. Resumen HEO/HO de cada escenario y variación de HEO y reducción del ciclo operativo respecto al caso sin ERNC

En cuanto a las unidades de carbón, del resultado de las simulaciones se obtienen partidas y detenciones pero que obedecen solo a situaciones específicas y no a un régimen permanente de operación. No obstante lo anterior, se constató que un conjunto de unidades a carbón tiene variaciones permanentes entre potencia máxima y mínima que puede causar un desgaste anticipado de la unidad generadora y por lo tanto un eventual del régimen de mantenimiento de la unidad. Al respecto, cabe destacar que conforme al estado del arte, no ha sido posible encontrar evidencia de alguna norma específica que establezca una metodología para estimar los efectos de dicho régimen, como lo son las HEO para las partidas y detenciones de turbinas a gas.

Sin perjuicio de lo anterior, la estimación aquí realizada relativa a un ciclo combinado, considera los costos de un programa de mantenimiento estándar de un ciclo combinado que responde a un régimen operativo actual. Sin embargo, una estimación más precisa de los costos de partidas y detenciones y de las variaciones de potencia máxima y mínima debe considerar información específica del diseño, historia operativa, eventual aumento de la tasa de salida forzada de cada unidad generadora y otras actividades de mantenimiento que a la fecha no han sido requeridas. Por otra parte, según [16] el efecto de este tipo de régimen operativo no es inmediato, sino que puede tomar varios años para que se produzca un desgaste efectivo en las unidades generadoras. En este sentido, el avance hacia procedimientos de operación y mantenimientos más exhaustivos y preventivos han sido claves para mitigar el desgaste en las unidades generadoras [17].

Finalmente, el régimen de partidas/detenciones de los generados a gas natural y variaciones entre potencia máxima y mínima de las unidades vapor carbón son un resultado de la flexibilidad aportada por estos generadores para absorber la variabilidad de las ERNC. Por lo tanto, la disponibilidad de dicha flexibilidad es clave para una integración segura y eficiente de estas tecnologías. Conforme a esto, se abre la discusión respecto a la necesidad de establecer mecanismos que permitan reconocer y asignar los costos de las partidas y detenciones de estas unidades flexibles, evitando modificar el CVNC de dichas unidades a efectos de asegurar su despacho según orden económico. Al respecto, una alternativa a evaluar es un esquema de Servicios Complementarios que incentive esta flexibilidad en el parque generador.

4.2.7 Interconexión SADI

A continuación, se presentan los resultados obtenidos al considerar un intercambio de 250 [MW] con el SADI. En primer lugar, se considera un intercambio constante de 250 [MW] y luego, como sensibilidad, se analiza un intercambio variable entre 0 y 250 [MW] correlacionado con la generación ERNC.

Cuando se considera un intercambio constante de 250 [MW] desde SING a SADI y se compara el escenario E1 con y sin esta exportación, se identifica un aumento de un 13% y 16 % en la energía en base de carbón y gas, respectivamente, debido al aumento de demanda que introduce el escenario de interconexión, aspecto que se observa en el aumento de las horas de operación y energía anual de estas tecnologías (ver Tabla 15 y


32

Figura 13). Por otra parte, como resultado de aumentar la demanda, el costo medio de operación anual aumenta de manera acotada, incrementándose en un 3% con respecto al caso E1.

Tecnología E1 E1-SADI

Carbón 13,56 15,32

Gas natural 4,03 4,68

Diesel 0,00 0,00

Fotovoltaico 2,02 2,02

Eólico 0,31 0,31

Termosolar 0,96 0,96

Otros 0,28 0,28

Costo medio de operación 36,24 37,32

Tabla 15. SING-SADI - Generación anual por tecnología [TWh] y costo medio de operación [USD/MWh]

Figura 13. SING - Horas de operación (HO) y horas a mínimo técnico (MT) para cada tipo de tecnología

En la Tabla 16 se aprecia el aumento promedio de la reserva primaria, tanto máxima como mínima, lo cual se explica en que al aumentar la demanda en 250 [MW] (exportación constante) se utiliza en promedio el equivalente una unidad a carbón adicional comparado al caso E1, por tanto la reserva primaria aumenta para todas las condiciones de operación. Por otra parte, no se aprecian cambios significativos en cuanto a la reserva secundaria que dispone el sistema, solo disminuye levemente el tiempo en el año en que la reserva secundaria alcanza el mínimo exigido para el escenario E1.

Escenario Promedio [MW] Máximo [MW] Mínimo [MW] Casos mínima reserva [%]

E1 131 156 78 0,1

E1-SADI 141 164 88 0,1

Tabla 16. SING-SADI - Características reserva primaria

Escenario Promedio [MW] Máximo [MW] Mínimo [MW] Casos mínima reserva [%]

E1 456 1047 115 6,3

E1-SADI 454 1043 115 5,5

Tabla 17. SING-SADI - Características reserva secundaria

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Carbón - E1

Carbón E1-SADI

Gas - E1

Gas - E1-SADI


MT

HO


33

Considerar un intercambio constante con el SADI se traduce en un aumento de demanda total del SING, lo cual posibilita que la demanda neta del SING establezca una condición operacional diferente respecto al escenario E1 para las unidades convencionales. Lo anterior implica que los ciclos combinados del sistema disminuyan sus partidas y detenciones levemente. No obstante, la cantidad de partidas y detenciones de generadores a carbón más caras del sistema aumenta casi al doble, debido a que éstas son despachadas alternadamente para crear espacio en las horas en que existen recursos renovables y así facilitar la integración de ERNC. Cabe señalar que, estas unidades a carbón de CV mayor tenían una colocación bastante baja para el caso E1, por lo que ahora comienzan a despacharse en mayor medida implicando una mayor cantidad de partidas y detenciones (ver Tabla 18).

Tecnología E1 E1-SADI E1-SADI-variable

Carbón 57 100 50

Gas natural 181 150 69

Tabla 18. SING-SADI - Partidas anuales por tecnología

Con el fin de analizar un requerimiento de intercambio al SADI variable durante el día, se realiza una sensibilidad a la exportación asignando un intercambio que privilegie la exportación de energía en aquellas horas del día en que el SING cuente con aporte de generación de las centrales de ERNC, conforme a la Figura 14. Como se muestra en la Tabla 18, se observa que este régimen operacional representa una exigencia menor exigencia para las unidades convencionales del SING, lo cual se refleja en la disminución de la cantidad de partidas anuales que registran las unidades a carbón y gas natural. Dicha variación corresponde a una disminución al 50% y 46% para las unidades a carbón y gas natural, respectivamente, respecto de la cantidad de partidas registradas para el escenario de intercambio constante.

Figura 14. Demanda horaria SADI

Esto permite concluir que en presencia de una integración de ERNC considerable, no solo el monto del intercambio con otros sistemas eléctricos implica una modificación del régimen operativo de las unidades convencionales, sino que también es importante el hecho de considerar una exportación variable durante el día, permitiendo que la integración de ERNC y la exportación de energía se realice de tal manera que impacte en menor medida en la el régimen operacional de las unidades convencionales del parque generador convencional del SING.

4.3 Regulación primaria En la presente sección se muestran los resultados del análisis de regulación primaria conforme a la metodología descrita en el anexo, sección 6.5. El análisis comprende, para cada uno de los escenarios, la desconexión intempestiva de una unidad generadora vapor-carbón tipo del sistema de 150 [MW]. De

0

100

200

300

0 4 8 12 16 20 24

MW

Hora del día


34

acuerdo a los análisis realizados, y como se muestra en la Figura 18 y Figura 16, la frecuencia mínima (o Nadir) luego de la contingencia disminuye a medida que existe una mayor penetración de generación renovable en el sistema, debido a que esta generación renovable reemplaza y retira generación convencional y por lo tanto disminuye la inercia del sistema. Esto se observa al comparar los escenarios E0, E1, E2 y E3, tanto con el SING aislado como interconectado con el SADI.

Sin embargo, esto no ocurre al comparar los escenarios E0 al E1 con el SING aislado. La razón obedece a que en el escenario E1 prácticamente todo el parque generador se encuentra en mínimo técnico, por lo que las unidades presentan una mejor respuesta, mientras que en el escenario E0 prácticamente todas las unidades generadoras están a potencia nominal, por lo que se posee una menor reserva y desempeño. Por otro lado, en el escenario E1 existe una unidad adicional de concentración solar, tecnología que es capaz de aportar inercia al SEP, mejorando este desempeño. Cabe destacar que, cuando se analizan los escenarios con el SING interconectado al SADI, los escenarios E0 y E1 presentan una tendencia distinta, es decir, ahora el Nadir es superior para el escenario sin generación renovable (E0), lo cual se debe a que como se comentó anteriormente, este escenario posee menor reserva y desempeño, por lo que el control primario de frecuencia es realizado por el SADI. Esto se ve reflejado en los flujos de potencia por la interconexión SING-SADI mostrados en la Figura 17, donde es posible apreciar que el aporte del SADI después de 60 segundos llega a 125 [MW], aproximadamente el doble que el resto de escenarios.

Figura 15. Respuesta de la frecuencia para los distintos escenarios con SING aislado

Figura 16. Respuesta de la frecuencia para los distintos escenarios con SING interconectado con

SADI

Asimismo, es posible observar un aporte importante en términos de aumentar el margen de estabilidad de frecuencia cuando el SING se conecta con un sistema eléctrico de gran tamaño como es el SADI. En este sentido, y como se muestra en la Figura 16, una vez ocurrida la contingencia, la frecuencia mínima del SING es bastante superior a los escenarios con el SING aislado, encontrándose en torno 49,8 [Hz] para todos los escenarios con generación ERNC. Lo anterior, se evidencia también en la Figura 18 desde el punto de vista de la inercia del sistema

3, donde se observa que la inercia aportada por el SADI permite que se aumente la

inercia del sistema SING-SADI del orden de 10 veces aproximadamente respecto del SING aislado.

3 La inercia del sistema es entendida como


35

Figura 17. Flujo por la línea de interconexión SING-SADI

Figura 18. Nadir e Inercia sistémica para los distintos escenarios

El aporte de inercia del SADI es analizado desde otro punto de vista en la Figura 19, en la que se aprecia el ROCOF (Rate of Change of Frequency). Este indicador refleja la velocidad en que cae la frecuencia los primeros instantes luego de la contingencia. Al respecto, es posible evidenciar que el ROCOF aumenta a medida que existe una mayor penetración de generación renovable en el sistema. Asimismo, se observa que los escenarios con el SING aislado poseen un ROCOF casi 3 veces mayor que los escenarios con operación interconectada entre SING-SADI.

Finalmente, se realiza una sensibilidad relativa a aumentar el nivel de despacho de la unidad generadora a desconectar. De acuerdo a esto, en la Figura 20 es posible observar el máximo monto en MW posible de desconectar de forma intempestiva antes que la frecuencia alcance los 49 [Hz]. Al respecto, se evidencia que el caso más crítico corresponde al escenario E3, en el cual con sólo 170 [MW] de potencia desconectada la frecuencia incursiona a este umbral. Cabe señalar que, en la figura solo se muestran los escenarios del SING aislado, debido a que cuando el SING se encuentra interconectado con el SADI, es posible admitir la contingencia de la unidad generadora más grande del SING (400 [MW]) sin que la frecuencia incursione a valores cercanos a 49 [Hz]. Sin embargo, para esto último es necesario tener en consideración que la protección para la línea 345 kV Andes - Salta está ajustada para operar cuando el flujo por dicha línea sea 380 [MW] en 5 segundos, por lo que se debe evaluar este aspecto en particular a efectos de considerar el aporte del SADI en una contingencia.

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

Ine

rcia

sis

tém

ica

[s]

Na

dir

[H

z]

Desconexión de unidad de 150 MW

Inercia (en base 1000 MVA) Frecuencia mínima


36

Figura 19. ROCOF para los distintos escenarios.

Figura 20. Máxima desconexión antes de llegar a los 49 [Hz] para los escenarios con SING aislado.

Cabe destacar que, solo se realiza este análisis para los escenarios E0, E1, E2 y E3, es decir, solo para escenarios con 10% de penetración eólica (en potencia), y no para los E4 y E5 que poseen 30% de penetración eólica. Esto obedece a que estos últimos escenarios poseen una penetración ERNC similar a los escenarios E1 y E2, respectivamente, diferenciándose solo en la proporción entre fotovoltaico y eólico. Por este motivo, y dado que ambas tecnologías de forma natural no aportan inercia al SEP, los resultados en cuanto al margen de estabilidad de frecuencia serían muy similares ya que la inercia del sistema sería la misma. Sin embargo, a pesar de que se espera que el comportamiento de la frecuencia sea similar para los escenarios con similar penetración ERNC pero con distinta tecnología (fotovoltaica o eólica), las medidas que pueden ayudar a mejorar la situación pueden ser distintas. Para el caso de centrales eólicas, a través de su control, podrían lograr aportar la energía cinética de sus partes rotantes y así mejorar el aporte inercial del sistema. En el caso de centrales fotovoltaicas, dado que de forma natural no tienen energía almacenada a través de partes rotantes, es más complejo este sistema y por lo tanto dependerían de baterías que puedan realizar este aporte de potencia en contingencias. Cabe señalar que, este análisis es realizado para eventos solo de subfrecuencia debido a que actualmente la NTSyCS indica que ante sobrefrecuencias los parques eólicos y fotovoltaicos deberán contar con un Controlador de Frecuencia/Potencia a efectos de participar en el CPF en sobrefrecuencias. Por otro lado, la NTSyCS no contempla la participación en el CPF ante subfrecuencias para centrales fotovoltaicas y eólicas, no obstante, a medida que el nivel de penetración pueda ir aumentando y reduciéndose la inercia del sistema, es necesario estudiar la factibilidad de que este tipo de tecnologías puedan aportar lo máximo de sus capacidades, a efectos de mejorar el desempeño del sistema ante contingencias.

4.4 Regulación secundaria De acuerdo a los resultados obtenidos del análisis descrito en la sección 4.1, se ha establecido un requerimiento de reserva en giro y una tasa de toma de carga mínima que debe cumplir el sistema para mantener compensar la variabilidad de la demanda neta. Sin embargo, como fue descrito en la sección 4.2, el pre-despacho no considera como restricción esta tasa de toma de carga conjunta mínima, por lo que no necesariamente este requisito es cumplido en todo momento. En la Figura 21 se presenta la curva de duración de la tasa de toma de carga conjunta del AGC disponible (aporte de todo el parque generador del SING que posee reserva en giro) en cada pre-despacho obtenido, con respecto al requerimiento de tasa mínima definida en cada escenario. Asimismo, en la Tabla 19 se presenta el porcentaje de tiempo anual que el SING tendría una reserva en giro con una tasa de toma de carga conjunta menor al mínimo definido por

-0.25

-0.2

-0.15

-0.1

-0.05

0

E0 E1 E2 E3 E0_SADI E1_SADI E2_SADI E3_SADI

RO

CO

F [H

z/s]

Desconexión de unidad de 150 MW

0

50

100

150

200

250

300

E0 E1 E2 E3

Máxima desconexión


37

escenario. El detalle del cálculo de la tasa conjunta que tendría el AGC se presenta en el anexo, sección 6.6. Este análisis se ha realizado para los escenarios E0, E1, E2 y E3 para evaluar la influencia del aumento de capacidad instalada ERNC.

Figura 21. Curva de duración tasa de toma de carga conjunta

E0 E1 E2 E3

1,8 6,3 8,7 10,4

Tabla 19. Porcentaje de tiempo en que la tasa de toma de carga conjunta está bajo el mínimo (%)

En la Figura 21 se observa al comparar el caso E0 con el E1, que la integración de generación renovable aumenta la tasa de toma de carga conjunta disponible en el sistema. Esto se debe a que la mayoría de las unidades comienzan a operar bajo su potencia máxima, por lo cual existen más recursos en el sistema para aumentar la generación. Sin embargo, a partir de cierto monto de integración la disponibilidad de tasa de toma de carga conjunta disminuye conforme aumenta la capacidad instalada de ERNC (casos E2 y E3 respecto E1), lo que se debe a que, en promedio, disminuyen las horas de operación de las unidades a gas natural que tienen tasas de toma de carga significativamente mayores a las unidades vapor-carbón.

Por otro lado, como se observa en la Tabla 19, al no incorporar la restricción de tasa de toma de carga conjunta mínima en el pre-despacho, los casos que incumplirían con esta restricción aumentan conforme incrementa la integración de ERNC, pudiendo alcanzar un 10,4% del tiempo para el escenario de mayor penetración. Cabe destacar que, estos resultados son optimistas, pues consideran que todo el parque generador a carbón y a gas con reserva en giro está habilitado para participar en el AGC. Por esta razón, a medida que aumenta la integración de ERNC, se debe estudiar la factibilidad de incluir la restricción de tasa de toma de carga conjunta mínima en el pre-despacho, considerando aquellas unidades habilitadas para participar del AGC.

0 5

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

0 20 40 60 80 100

Tasa

co

nju

nta

[M

W/m

in]

Tiempo (%)

E0 E0_min E1 E1_min

E2 E2_min E3 E3_min


38

En esta sección se evalúa la capacidad de regulación secundaria del SING al enfrentar distintos gradientes de demanda neta con distintas tasas de toma de carga conjunta del AGC. El análisis consiste en aplicar el mayor gradiente de demanda neta de cada escenario y estudiar la respuesta del sistema con un AGC que posee distintas capacidades de tasas de toma de carga conjunta. Cabe señalar que, actualmente la NTSyCS considera que el AGC debe mantener una tasa de toma de carga conjunta mínima de 4 [MW/min], sin embargo, esta tasa podría resultar insuficiente para mantener la frecuencia dentro de la banda de la NTSyCS (49,8 – 50,2 [Hz]) al enfrentar los gradientes presentados en la Tabla 8. Las simulaciones de 15 minutos consideran los gradientes máximos de demanda neta de cada escenario y cómo éstos son enfrentados para distintas tasas de toma de carga conjunta del AGC. Como resultado de lo anterior, se obtiene la frecuencia promedio en ese intervalo de tiempo para cada escenario y cada tasa de toma de carga conjunta del AGC (ver Tabla 20). Luego se realizan las mismas simulaciones considerando al SING interconectado con el SADI, donde se añade como variable de interés la desviación promedio del flujo por la interconexión en los 15 minutos (ver Tabla 22). En función de estas simulaciones, se establece una tasa de toma de carga conjunta mínima que considera los siguientes criterios: 1) que la frecuencia promedio esté dentro de banda NTSyCS para el análisis de SING aislado, y 2) que el promedio de desviación del intercambio sea menor a 40 [MW], el cual se justifica de la multiplicación de 200 [mHz] (banda NTSyCS) con 200 [MW/Hz] (constante BIAS del AGC) para el SING interconectado con el SADI. En ambas tablas, los valores entregados en rojo muestran tasas de toma de carga conjunta del AGC que no cumplen con los criterios descritos anteriormente.

Escenarios – Gradientes de demanda neta [MW/min]

Tasa de toma de carga conjunta [MW/min]

Tasa de toma de carga mínima para el AGC [MW/min] 4 7 11 15

E0 – 3,4 49,89 49,95 49,97 49,97 4

E1 – 7,6 EDAC 49,64 49,92 49,93 11

E2 – 9,4 EDAC 49,43 49,74 49,90 15

E3 – 11,3 EDAC EDAC 49,53 49,87 15

E4 – 7,1 49,46 49,70 49,92 49,93 11

E5 – 8,3 EDAC 49,56 49,87 49,93 11

Tabla 20. SING – Frecuencia promedio 15 min (Hz). Valores por debajo de 49,8 Hz en rojo

De la Tabla 20 se concluye que realizar la regulación secundaria con unidades de baja velocidad puede activar desprendimiento de carga, además de consumir la reserva primaria en condiciones normales de operación. Por otro lado, la restricción de 4 [MW/min] es suficiente para mantener la frecuencia dentro de la banda sólo para el caso sin generación renovable, siendo necesario aumentar esta restricción a medida que aumenta la participación de este tipo de tecnologías. Para los escenarios E2 y E3, la tasa de toma de carga conjunta podría ser más difícil de conseguir, pues en las horas de mayor generación renovable podrían salir alguna(s) unidad(es) del despacho, en particular ciclos combinados que tienen las mayores tasas de toma de carga. Por esta razón, incluir como restricción en el pre-despacho la tasa de toma de carga mínima del AGC podría ser una opción a efectos de garantizar dicha tasa. Cabe destacar que, para todos los escenarios que incluyen ERNC la regulación secundaria realizada de forma manual es impracticable, aún con un ciclo combinado en servicio pues las acciones de control se ejercen en tiempos mayores a 10 minutos.


39

Escenarios – Gradiente de demanda neta [MW/min]

Tasa de toma de carga conjunta [MW/min]

Tasa de toma de carga mínima para el AGC [MW/min] 4 7 11 15

E0 – 3,4 6,9 3,8 3,8 3,8 4

E1 – 7,6 36,9 23,0 10,2 10,2 4

E2 – 9,4 50,4 36,1 13,4 13,4 7

E3 – 11,3 64,4 50,1 29,3 16,7 11

E4 – 7,1 33,2 19,4 9,4 9,4 4

E5 – 8,3 42,1 27,9 11,5 11,4 7

Tabla 21. SING-SADI - Desviación en MW de intercambio en 15 minutos según velocidad de AGC. Valores por sobre 25 [MW] en rojo

Debido a la inercia y regulación primaria del SADI, el problema de frecuencia del SING interconectado con el SADI se transforma en un problema en la desviación del intercambio programado entre ambos sistemas. Una velocidad baja de regulación de 4 [MW/min] lleva a la desviación promedio del intercambio de 64,4 [MW], monto que representa un 17% de desviación con respecto a la máxima trasferencia actual de la línea (380 [MW]). Por tanto, aún cuando el sistema esté interconectado debe mantener una restricción de tasa de toma de carga conjunta mínima, la cual dependerá de las políticas de operación que se establezcan entre el intercambio de ambos países.


40

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones a) Bajo los análisis y resultados obtenidos en el presente estudio, se prevé que el SING es capaz de

gestionar montos importantes de ERNC si los supuestos de mejora, en cuanto a flexibilidad y desarrollo de expansión del sistema considerado en el estudio, se concretan en el mediano plazo. Sin embargo, todos los escenarios poseen un grado de complejidad que se incrementa a medida que aumenta la participación de ERNC, por lo que resulta necesario mantener un monitoreo permanente del recurso ERNC y anticiparse a los escenarios futuros a efectos de identificar oportunidades de mejora en cuanto a políticas operativas, herramientas de gestión de la operación y metodologías de predicción.

b) 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. En particular la flexibilidad que presentan las turbinas a gas, permiten una complementariedad con el recurso ERNC, toda vez que es posible sacarla fuera de servicio durante el día y despacharlas en la noche.

c) Dependiendo de la magnitud del régimen operativo al cual se vean sometidas las tecnologías más flexibles, estas unidades podrían quedar fuera del despacho económico producto de una actualización por aumento del CVNC, que reconozca los efectos de menor colocación y mayor frecuencia de mantenimientos. Conformes a esto, y dada la importancia de contar con estas tecnologías en el despacho, se prevé necesario evaluar mecanismos que permitan reconocer y asignar los costos asociados al régimen de “Cycling” que se presente en éstas unidades generadoras, evitando incrementar el CVNC y de esta manera asegurar su despacho diario. Una alternativa a evaluar es establecer un Servicio Complementario que remunere este servicio, a efectos de incentivar la flexibilidad del parque generador.

d) Si bien, la incorporación de montos importantes de ERNC disminuyen el costo global de operación del SING resultante del pre-despacho, debido a la incorporación de un bloque de energía de bajo costo, este beneficio se vería disminuido producto de los efectos que impone la inyección ERNC en el régimen de mantenimientos de las unidades más flexibles y adicionalmente por una eventual activación de la restricción de tasa de toma y disminución de carga, la que para el caso de mayor integración considerado se activa menos del 11% del tiempo.

e) La interconexión con el SADI permitiría aumentar los niveles de seguridad, en particular respecto a la estabilidad de frecuencia. Por otro lado, Un nivel de transferencia dinámica entre SING-SADI que coincida con la variabilidad de la generación ERNC en el SING, permitiría mitigar los efectos operativos que el recurso solar y eólico impone al parque generador convencional del SING.

f) Los resultados de este estudio, en cuanto al aporte de la interconexión SING-SADI, podrían ser extrapolables, en cierta medida, en cuanto a aporte inercial y control de variabilidad. Sumado a esto, mantener una interconexión simultánea con el SIC-SING-SADI se prevé mejoraría las condiciones de seguridad vía una complementariedad de dichos sistemas permitiendo gestionar una integración importante de ERNC en el SING.


41

5.2 Recomendaciones A partir de los resultados obtenidos en el presente estudio, se identifican algunas iniciativas y nuevos focos de análisis, que permitan seguir indagando en los efectos de una integración masiva de ERNC en el SING, y de cómo preparar al CDEC para gestionar una operación segura y eficiente ante los nuevos escenarios. Entre los aspectos relevantes se destacan:

a) Analizar el efecto en la operación de las desviaciones de generación de centrales ERNC con respecto a su predicción de manera de dimensionar su impacto sobre los requerimientos de reserva. Asimismo, estudiar mecanismos y metodologías para la gestión y corrección de las predicciones de ERNC que envían los Coordinados, a efectos de introducir mejoras vía una predicción sistémica del CDEC-SING, que recoja las condiciones de emplazamiento, distribución y características de todo el recurso ERNC.

b) Mejorar las herramientas para la operación, conforme al estado del arte y mejores prácticas, con el objetivo de mantener un monitoreo permanente del comportamiento de la Demanda Neta, y de esta manera corregir desviaciones que se produzcan en la operación en tiempo real.

c) En cuanto al AGC, realizar estudios específicos para establecer lógicas de operación y tasas de toma de carga conjuntas mínimas, considerando escenario futuros previstos. Seleccionar unidades generadoras del SING candidatas a ser habilitadas para el CSF y participar en un AGC, de manera de asegurar la existencia de un conjunto de unidades alternativas para lograr las tasas de toma y bajada de carga efectivas mínimas requeridas para gestionar los montos de integración ERNC previstos. Por otro lado, revisar la necesidad de implementar restricciones de tasa mínima de toma y bajada de carga en el pre-despacho, ante montos de integración importante, a efectos de asegurar la presencia de las unidades necesarias para cumplir con la tasa mínima de toma y bajada de carga conjunta del AGC.

d) 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, de manera de garantizar las presencia de unidades flexibles en el despacho.

e) Realizar estudios similares de largo plazo, que entreguen señales al desarrollo del sistema de transmisión.


42

BIBLIOGRAFÍA

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[6] CNE, «NTSyCS,» Julio 2014.

[7] CAMMESA, «BOLETÍN INFORMATIVO SEMANAL PARA OPERADORES DEL SADI,» [En línea]. Available: http://portalweb.cammesa.com/default.aspx. [Último acceso: Enero 2015].

[8] EIRGRID, All island TSO facilitation of renewables studies, 2010.

[9] CAISO, Frequency response study, 2011.

[10] EXETER, review of international experience integrating variable energy generation, 2007.

[11] GE Energy Consulting, PJM Renewable integration study, 2014.

[12] NREL, The western wind and solar integration study phase 2, 2013.

[13] Ministerio de energía, «Renovables no convencionales,» 2014. [En línea]. Available: http://antiguo.minenergia.cl/.

[14] CDEC-SING, Octubre 2014. [En línea]. Available: http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_edac_pub.rpt_vcarga_frec.

[15] CDEC-SING, «Procedimiento DO “Información de Costo Variable No Combustibles”,» 2013.

[16] EPRI Electric Power Research Institute, «Damage to Power Plants Due to Cycling,» 2001.

[17] D. L. N. K. Jaquelin Cochran, «Flexible Coal: Evolution from Baseload to Peaking Plant,» Denver, 2013.

[18] ABENGOA, Proyecto CD-110 MW, presentación a CDEC-SING, Julio 2014.

[19] P. Norgaard, A multi-turbine power curve approach, Marzo 2004.

[20] CNE, «Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio,» Santiago de Chile, Julio de 2014.

[21] CDEC-SING, «CDEC-SING N° 0613/2014, Previsión de energía y potencia de largo plazo de los consumos del SING,» 2014.


43

6. ANEXO

En esta sección se describe en detalle la metodología utilizada en el estudio.

6.1 Escenarios En la Tabla 22 se presentan las obras de generación convencional utilizadas, en la Tabla 23 las obras de transmisión con decreto incorporadas y en Tabla 24 las propuestas en [1].

Obra Características Año

Cochrane Vapor carbón 2x236 [MW] 2016

Kelar Ciclo combinado 2+1, 517 [MW] 2016

Tabla 22. Generación convencional


Ampliación SE Lagunas 220 kV Banco de condensadores de 60 MVAr 2015

S/E Seccionadora Nueva Encuentro 220 kV A 20 km de encuentro para ambas líneas Atacama - Encuentro 2015

Ampliación S/E Encuentro 220 kV Aumento de capacidad de línea 2x220 Crucero-Encuentro 2016

Nueva Línea 2x220 kV Encuentro - Lagunas Primer circuito 2017

Línea 2x220 kV Encuentro - Lagunas (*) Segundo circuito 2017

Tabla 23. Transmisión y compensación con decreto. (*) En proceso de publicación de decreto.


Compensación capacitiva S/E Domeyko 80 MVA SVC 2015

S/E Kapatur

Conexión de central Kelar mediante seccionamiento ambos circuitos línea 2x220 kV Angamos - Laberinto 2016

Seccionamiento O'Higgins Seccionamiento ambos circuitos línea 2x220 kV Atacama-Domeyko a 75 km de Atacama. 2016

Nueva línea 2x220 kV O'Higgins - Domeyko C1 365 MVA 2016

Nueva línea 2x220 kV Cóndores - Pozo Almonte C1 180 MVA 2016

Nueva línea 2x220 kV Pozo Almonte - Parinacota C1 180 MVA 2016

Nueva línea 2x220 kV Kapatur - O'Higgins 2x700 MVA 2017

Tabla 24. Transmisión y compensación propuesta en [1] Para la construcción de escenarios se ha utilizado la información disponible en [1] y se modifica la fecha de entrada de proyectos ERNC para cumplir con la capacidad instalada definida en la Figura 3. Para la conexión de los proyectos se ha verificado que exista capacidad en las barras en que se conectan y que puede evacuarse su potencia con las obras propuestas en [1]. Al mismo tiempo, estos proyectos se han agrupado por zonas para construir un perfil de generación. En las Tabla 25-Tabla 29 se presentan los proyectos ERNC por escenario:


44

Nombre Año Potencia

[MW] Curva de

generación Barra conexión

El Águila 2015 2 Pampa Camarones El Águila 066

La Huayca 2015 9 Pozo Almonte Pozo Almonte 066

Pozo Almonte Solar 2 2015 7,5 Pozo Almonte Pozo Almonte 066

Pozo Almonte Solar 3 2015 16 Pozo Almonte Pozo Almonte 066

Valle de los Vientos 2015 90 Calama Calama 110

Arica Solar 1 2015 18 Pampa Camarones Parinacota 066

San Pedro de Atacama I(') 2015 17 San Pedro Calama 220

San Pedro de Atacama III(') 2015 30 San Pedro Calama 220

San Pedro de Atacama IV(') 2015 24 San Pedro Calama 220

La Huayca 2 2015 21 Pozo Almonte Pozo Almonte 066

Maria Elena 2015 72 Crucero Lagunas 220

PV_Arica 2015 35 Pampa Camarones Parinacota 220

PV_Encuentro(*) 2015 60 Crucero Nueva Encuentro 220


PV_Lagunas 2015 70 Crucero Lagunas 220

PV_Pozo 2015 60 Pozo Almonte Pozo Almonte 220

PV_Calama 2016 30 San Pedro Calama 220


PV_Condores 2016 40 Pozo Almonte Cóndores 220



Planta Solar Cerro Dominador 2018 110 TV convencional Encuentro 220

Total

936,5 Tabla 25. E1


45


[MW] Curva de
























PV_Nueva_Encuentro 2018 60 Crucero Nueva Encuentro 220

Eolico_Calama 2019 100 Calama Calama 220




Total

1231,5 Tabla 26. E2


46


[MW] Curva de





























PV_Andes 2020 100 San Pedro Andes 220



Total

1451,5 Tabla 27. E3


47


[MW] Curva de






















Eolico_Calama 2021 100 Calama El Abra 220

Total

921,5 Tabla 28. E4


48


[MW] Curva de

























Eolico_Calama 2021 100 Calama El Abra 220

Eolico_Lagunas* 2023 100 Calama Calama 220

Total

1236,5 Tabla 29. E5

6.2 Perfiles de generación Los perfiles de generación ERNC se crean a partir de datos obtenidos en [13]. Para radiación solar se utilizan las estaciones de Pampa Camarones, Pozo Almonte, San Pedro, Crucero y para velocidad de viento Calama Norte y Calama Oeste. Los datos utilizados son anuales con una resolución de un dato cada 10 minutos. Para el caso de la central de concentración solar Cerro Dominador, se ha estimado que su capacidad de almacenamiento (18 hr) y su área reflectora (1.470.000 m

2) es suficiente para mantener potencia constante

durante todo el año con la radiación registrada en su ubicación [18]. Por esto se considera como una turbina a vapor despachable y no se incluye en el análisis de variabilidad.


49

Los datos de radiación solar global con seguimiento en un eje se transforman a potencia eléctrica en por unidad según la siguiente fórmula:

Donde es la radiación nominal de un panel fotovoltaico, comúnmente 1000 W/m2, es la radiación

registrada por la estación en el tiempo t, es la eficiencia del inversor considerada como un 97% y es la pérdida por la curva V-I real del panel y son las pérdidas por temperatura. Estos últimos parámetros han sido ajustados de forma empírica para obtener un factor de planta anual de 0.31 en Pozo Almonte, valor registrado en los proyectos PAS2 y PAS3 ubicados en esta zona. Se ha escogido el mínimo entre el valor calculado y 1, pues se asume que la potencia máxima que puede entregar el inversor es 1 en p.u. De esta manera se obtiene un perfil solar fotovoltaico para cada zona definida del SING, y al multiplicar la potencia nominal de cada proyecto por esta curva de generación se obtiene el perfil de cada parque presentado en la Tabla 25 y Tabla 29.

Los datos de velocidad de viento han sido procesados mediante el software windographer®, a través de la curva de máxima potencia de un generador eólico de velocidad variable. Este perfil corresponde al de una sola turbina lo cual amplifica considerablemente la variabilidad de un parque eólico real, llamado efecto parque [19]. En la Figura 22 se muestra el efecto parque en la central Valle de los Vientos de 90 [MW], dónde se presenta la potencia en p.u. de las nueve ramas (E) que conforman el parque y la potencia en p.u. de salida del mismo (Total). Se observa que el perfil de generación que enfrenta el sistema presenta una variabilidad mucho menor al de cada rama individual, las cuales están compuestas de 5 turbinas cada una.


50

Figura 22. Efecto parque Valle de los Vientos

Para representar este fenómeno en el estudio se utilizan datos de 2 estaciones meteorológicas cercanas y se promedian para obtener una curva de generación equivalente en Calama. Esta caracterización será un peor caso comparado a la integración de parques eólicos mayores y es una representación extremadamente simple del fenómeno real.

De acuerdo a los perfiles ERNC y las zonas descritas anteriormente, a continuación se muestran gráficamente los escenarios evaluados con sus respectivos proyectos ERNC considerados. En cada escenario se muestra la capacidad instalada de cada central ERNC.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Po

ten

cia

[p.u

.]

Datos cada 15 minutos

E1 E2 E3 E4 E5

E6 E7 E8 E9 Total


51

Figura 23. Centrales ERNC escenario E1 (936,5 MW)

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 Cóndores (40)

Zona Arica 90 MW

Zona Pozo Almonte –Cóndores 213,5 MW

Zona Lagunas 140 MW

Zona Crucero –Encuentro 302 MW

Zona Calama 191 MW


52


Salta

Cóndores

Cerro Colorado

Chapiquiña

Arica

Parinacota

Angamos

Norgener

Tocopilla


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


Línea en 345 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 (190)

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


Central Eólica

ATACAMA


PV Arica (123)


CRUCERO

PV Lagunas (140)

PV Cóndores (80)

Zona Arica 125 MW


Zona Lagunas 140 MW


Zona Calama 291 MW


53

Figura 25. Centrales ERNC escenario E3 (1451,5MW)

Salta

Cóndores

Cerro Colorado

Chapiquiña

Arica

Parinacota

Angamos

Norgener

Tocopilla


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


Línea en 345 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


Central Eólica

ATACAMA


PV Arica (123)


CRUCERO

PV Lagunas (140)

PV Cóndores (80)

PV Andes (100)

Zona Arica 125 MW


Zona Lagunas 140 MW


Zona Calama 291 MW

Zona Andes 100 MW


54


Salta

Cóndores

Cerro Colorado

Chapiquiña

Arica

Parinacota

Angamos

Norgener

Tocopilla


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


Línea en 345 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


Central Eólica

ATACAMA


PV Arica (53)

PV Encuentro (120)

CRUCERO

PV Lagunas (70)

PV Cóndores (40)

Zona Arica 55 MW


Zona Lagunas 70 MW


Zona Calama 391 MW


55


Salta

Cóndores

Cerro Colorado

Chapiquiña

Arica

Parinacota

Angamos

Norgener

Tocopilla


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


Línea en 345 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


Central Eólica

ATACAMA


PV Arica (88)


CRUCERO

PV Lagunas (140)

PV Cóndores (40)

Eólico Lagunas (100)

Zona Arica 90 MW


Zona Lagunas 240 MW


Zona Calama 391 MW


56

6.3 Reserva en giro El objetivo es determinar el monto de reserva en giro en MW y velocidad mínima de la reserva en [MW/min] requeridos por el sistema para compensar la variabilidad medida en 15 minutos. Para esto se generan perfiles anuales de demanda neta que consideran la variabilidad tanto de la demanda como de la generación renovable. Se utilizan datos de demanda cada 1 minuto, y datos de radiación y velocidad de viento cada 10 minutos para distintas áreas del SING.

De acuerdo a lo anterior, se analizan las variaciones de la demanda neta en intervalos de tiempo de 15 minutos (intervalo requerido para el CSF [20]). Esta información es ordenada y clasificada generando una función de distribución de probabilidad discreta , y una función de distribución acumulada . Para asegurar la cobertura de la mayor parte de los datos estadísticos de la demanda neta, se utiliza un intervalo de confianza mínimo tal que:

La NTSyCS establece que el sistema debe mantener la frecuencia en una condición normal de operación (49.8 – 50.2 [Hz]) un del tiempo [6], por lo que en este análisis se considera un intervalo de confianza .

Para incluir datos con resolución menor a 10 minutos de la generación ERNC se sigue la siguiente metodología. En primer lugar se obtienen datos reales de generación de 5 meses de medición para las centrales solares fotovoltaicas PAS2 y PAS3 y del parque eólico Valle de los Vientos (VdV) con resolución de 1 min/dato. En la Figura 28 se presenta un ejemplo de los datos medidos de la generación total de PAS2 y PAS3 en p.u, y en la Figura 29 la generación total de Valle de los Vientos.

Figura 28. PAS2 y PAS3

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Po

ten

cia

[p.u

.]

Datos cada 1 minuto


57

Figura 29. VdV

Luego, de estos perfiles se obtiene la desviación estándar σ en p.u. respecto de la potencia baso de las centrales, lo cual se muestra en la Tabla 30.

Perfil σ [p.u.] [MW]

Fotovoltaico 0,0205 23,5

Eólico 0,0118 90

Tabla 30. Desviación estándar

Finalmente, el valor de los datos ahora con resolución de 1 minuto en base a perfiles de 10 minutos se calcula como:

Donde;

: potencia cada 1 minuto.

χ: variable aleatoria normal de media móvil que cambia cada 10 minutos µ, con una desviación estándar .

Además, los parámetros de esta variable aleatoria se definen como:

Donde;

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Po

ten

cia

[p.u

.]

Datos cada 1 minuto


58

: potencia cada 10 minutos de la suma de todos los perfiles obtenidos en la sección 6.2

: suma de variables aleatorias independientes con una base de MW, la cual depende del tipo de perfil a calcular como fue presentado en la Tabla 30.

El valor de depende de la cantidad de parques de potencia en cada escenario y para cada tipo de tecnología, pues se ha supuesto que la variabilidad a 1 minuto calculada de los perfiles reales de generación no es escalable. A modo de ejemplo se presenta este cálculo para el escenario E1:

Donde es la potencia instalada solar fotovoltaica en el escenario E1.

6.4 Predespacho Se realizan simulaciones de predespacho anual en el software PLEXOS®, versión 6.302 x64 Edition. Estas simulaciones resuelven predespachos semanales, traspasando las condiciones iniciales entre cada predespacho, siendo cada día representado por bloques de cuatro horas.

La modelación en Plexos® incorpora características del sistema de transmisión, generación y demanda del SING, a continuación se detallan los principales aspectos de la base de datos utilizada.

a) Transmisión: al sistema de transmisión existente a la fecha, se incorporaron todas aquellas obras nuevas y de ampliación que se prevé se encuentren en explotación al año 2017, incluyendo para cada una de estas las capacidades de transmisión asociadas. En particular, se incorporaron las obras detalladas en la Tabla 23 y Tabla 24 del anexo 6.1.

b) Generación: al parque generador disponible a la fecha del presente, se incorporaron las centrales convencionales que se encontrarían en operación comercial al año 2017, ver Tabla 22, y aquellas centrales ERNC que se consideraron para la confección de cada escenario, ver anexo 6.1.

Para cada generador se incorporó su potencia máxima y mínima, consumos específicos y costo variable no combustible especificado en [4]. Así también, en el caso de los generadores convencionales, se incluyeron los tiempos mínimos de operación y detención declarados por los Coordinados y las consideraciones utilizadas para el cálculo y modelación de los costos de partidas y detenciones de este tipo de unidades, siendo éstas las mismas utilizadas en la programación de corto plazo que desarrolla el CDEC-SING.

En función de los mantenimientos mayores efectivamente realizados, se elaboró un programa de mantenimiento mayor (MM) anual característico para las unidades a gas y carbón de gran tamaño para el sistema. Para aquellas unidades nuevas, se definió un mantenimiento de características similares al de unidades comparables dentro del sistema. Las fechas de mantenimiento consideradas para cada unidad se presentan en la Tabla 31.


59

Unidad Fecha MM Unidad Fecha MM

NTO1 05/11 - 29/11 U14 26/04 - 15/06

NTO2 31/08 - 23/09 U15 23/01 - 09/03

CTA 08/04 - 23/04 U16 24/03 - 07/04

ANG1 10/12 - 31/12 CC1 01/01 - 04/02

ANG2 21/07 - 17/08 CC2 01/10 - 04/11

CTTAR 01/10 - 27/10 CTH 23/06 - 14/07

CTM1 20/07 - 10/08 COC1 01/06 - 21/06

CTM2 04/01 - 23/01 COC2 03/03 - 23/03

U13 10/08 - 12/09 Kelar 03/05 - 06/06

Tabla 31. Programa de mantenimiento mayor año 2017. Las unidades CTM3, U10 y U11 se han considerado indisponibles para todo el horizonte de optimización que contempla cada escenario, conforme fuera informado por su propietario. c) Precios combustibles: Los precios de combustibles para las unidades de generación están basados

en los precios proyectados en [4]. Sin embargo, el precio de gas para el ciclo combinado Kelar ha sido igualado al precio proyectado para la unidad U16 de E-CL, bajo el supuesto de que dicha central podría obtener precios similares. Lo anterior da como resultado la siguiente lista de mérito (ver Tabla 32):


60

Configuraciones CV [USD/MWh] Configuraciones CV [USD/MWh]

ANG2 38,89 TG1A + TG1B + TV1C (Diesel) 180,21

CTTAR 39,05 TG2A + TG2B + TV2C (Diesel) 180,21

U15 40,22 MAIQ 185,45

ANG1 40,30 TG1A + 0,5 TV1C (Diesel) 187,47

NTO2 40,60 TG2A + 0,5 TV2C (Diesel) 187,47

NTO1 41,00 MIMB 192,15

CTM2 41,28 ZOFRI_7-12 235,14

U14 41,69 U16-TG + U16-TV (Diesel) 236,32

CTM1 42,62 GMAR 238,23

CTH 44,54 ESTANDARTES 238,43

CTA 45,70 MIIQ 241,40

KELAR 2TG + TV 45,74 M2AR 242,80

U16-TG + U16-TV 45,92 M1AR 243,53

U13 45,98 TG3 (Diesel) 244,09

KELAR 1TG + 0,5 TV 46,62 INGENOVA 246,87

U12 47,97 TECNET 1_6 249,04

COCHRANE I 48,86 SUIQ 260,19

COCHRANE II 48,86 ZOFRI_2-5 272,25

TG3 (Gas Natural) 74,04 ZOFRI_1-6 275,25

TG1A + TG1B + TV1C 84,57 CUMMINS 287,59

TG2A + TG2B + TV2C 84,57 TGIQ 293,99

TG1A + 0,5 TV1C 86,23 TGTAR 299,28

TG2A + 0,5 TV2C 86,23 TG1 309,12

INACAL 153,71 TG2 309,12

SUTA 155,82 DEUTZ 315,95

MSIQ 161,28

Tabla 32. Lista de mérito considerada. d) Demanda SING: La demanda por barra utilizada se basa en la proyección informada por los

Coordinados en respuesta a [21].

e) Reservas SING: Se definieron restricciones de valores mínimos de reserva primaria y en giro. Para la reserva primaria se definió un requerimiento fijo de 70MW y para la reserva en giro se utilizaron los valores calculados para cada escenario evaluado, especificados en la Tabla 7.


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6.5 Regulación primaria Para realizar este análisis se trabaja sobre la Base de Datos del SING disponible en la página web del CDEC-SING [2] y se realiza una actualización de ésta considerando las nuevas unidades generadoras, proyectos de demanda y nuevas instalaciones en transmisión proyectadas al año 2017. Al respecto, se realizan simulaciones electromecánicas en el tiempo mediante el software DigSilent y se observa la respuesta en frecuencia del sistema ante la desconexión intempestiva de una unidad generadora del sistema. La condición de operación a evaluar corresponde al momento en que se dispone de la mayor cantidad de generación renovable de forma simultánea en el año.

En primer lugar, se considera una unidad generadora vapor-carbón tipo de 150 [MW] y se registra el comportamiento de la frecuencia luego de la perturbación para todos los escenarios a evaluar. Luego, se realiza una sensibilidad la cual consiste en aumentar iterativamente el nivel de despacho de la unidad generadora a desconectar a efectos de observar el máximo monto en MW posible de desconectar de forma intempestiva antes que la frecuencia alcance los 49 [Hz]. Cabe destacar que, se considera este umbral como un límite de estabilidad de frecuencia debido a que, actualmente, el primer escalón del EDAC se encuentra ajustado para operar en dicho valor.

En general, gran parte del tiempo en el SING existe al menos una unidad generadora en mantenimiento, por lo que en estas simulaciones se considera, para todos los escenarios, una misma unidad de tecnología vapor-carbón en mantenimiento y así poder comparar los resultados entre sí.

De acuerdo a lo anterior, se evalúa el desempeño del sistema considerando el momento de máxima penetración renovable y se utilizan los siguientes indicadores:

a) Inercia sistémica (s): Suma de las inercias de todas las unidades del sistema antes de la desconexión de la unidad generadora en base común de 1.000 [MVA].

b) ROCOF (Hz/s): Tasa de cambio de la frecuencia en los primeros instantes luego de la desconexión de la unidad generadora (Rate Of Change Of Frequency).

c) Nadir (Hz): Frecuencia mínima obtenida luego de la desconexión de la unidad generadora. d) Máxima desconexión (MW): Monto máximo a desconectar para que la frecuencia del sistema

incursione a los 49 [Hz].

Asimismo, este análisis es realizado para el SING aislado y para el SING interconectado con el SADI (SING-SADI) para evaluar el efecto de la interconexión sobre la el aporte inercial y la regulación primaria. Para este último análisis, el SADI es modelado concentrado en S/E Cobos del SADI considerando 3 centrales generadoras diferentes que reconocen la inercia y tecnología de los generadores del SADI. Al respecto, se utilizan tres tecnologías que corresponden a las más abundantes en el SADI, las cuales son: ciclo combinado, que posee una participación cercana al 70%; hidráulica, que posee una participación del orden de 25% y; nuclear, que posee una participación del orden de 5%.

Los pre-despachos utilizados para los distintos escenarios se muestran en la Tabla 33. Cabe señalar que, los pre-despachos son los mismos para los escenarios con SING aislado y SING SADI, debido a que en este análisis se considera un flujo por la interconexión igual a 0.


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Unidades P_E0 [MW] P_E1 [MW] P_E2 [MW] P_E3 [MW]

ANG1 263.0 148.6 150.0 150.0

ANG2 263.0 150.0 219.7 150.0

CAVA 3.1 3.1 3.1 3.1

CHAP 6.4 6.4 6.4 6.4

COC1 150.0 150.0 150.0 0.0

COC2 215.3 150.0 0.0 0.0

CTA 157.0 100.0 100.0 100.0

CTH 158.0 100.0 100.0 100.0

CTM1 149.0 90.0 90.0 90.0

CTM2 154.0 90.0 90.0 90.0

CTTAR 140.0 100.0 100.0 100.0

KEL TG1 45.0 45.0 0.0 0.0

KEL TG2 45.0 45.0 0.0 0.0

KEL TV 60.0 60.0 0.0 0.0

NTO1 0.0 0.0 0.0 0.0

NTO2 135.0 65.0 65.0 65.0

PAM 17.5 17.5 17.5 17.5

U12 80.0 50.0 0.0 0.0

U13 80.0 50.0 50.0 0.0

U14 122.0 75.0 75.0 75.0

U15 116.0 75.0 75.0 75.0

U16 250.0 159.0 159.0 231.3

Cerro Dominador 0.0 110.0 110.0 110.0

Eólico Calama 0.0 0.0 79.8 79.8

Eq_Gen_1-5 0.0 36.6 39.9 39.9

Eq_Gen_6-9 0.0 29.3 31.9 31.9

PV Calama 220 0.0 95.5 94.3 94.5

PV Cóndores 220 0.0 37.8 74.7 74.9

PV Encuentro 0.0 113.5 168.1 224.6

PV Lagunas 220 0.0 134.3 132.6 132.9

PV Lagunas 220 E1 0.0 66.2 65.4 65.5

PV Parinacota 066 0.0 18.9 18.7 18.7

PV Parinacota 220 0.0 33.1 65.4 65.5

PV Parinacota 220 E1 0.0 33.1 32.7 32.8

PV Pozo Almonte 066 0.0 50.6 50.0 50.1

PV Pozo Almonte 220 0.0 113.5 168.1 224.6

PV Andes 0.0 0.0 0.0 93.6

Tabla 33. Pre-despachos utilizados para los escenarios para análisis de CPF.


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6.6 Regulación secundaria Para analizar el desempeño del CSF, en primera instancia se analiza la tasa de toma de carga conjunta disponible que tendría el SING en 15 minutos, en base a los resultados que entrega el predespacho. Para cada unidad que disponga de reserva en giro como resultado de la optimización, se calcula su contribución a la tasa de toma de carga conjunta en 15 minutos según:

Donde i es el generador para el cual se realiza el cálculo, h es el bloque de optimización, es la tasa de toma de carga declarada del generador i y es la reserva en giro disponible del generador i en el bloque

de optimización h. Luego, la suma de para todos los generadores es la tasa de toma de carga conjunta

disponible para cada bloque de optimización. Estos resultados se ordenan en una curva de duración, la cual se presenta en la Figura 21. En la Tabla 34 se presenta la tasa de toma de carga por cada generador que puede mantener reserva en giro en el sistema.

Unidades

Tasa de toma de carga

(MW/min)

ANG1 2

ANG2 2,35

COC1 2

COC2 2

CTA 1

CTH 1

CTM1 3

CTM2 3

CTTAR 0,75

KELAR 1+1 7,7

KELAR 2+1 15,5

NTO1 3

NTO2 3

U12 4

U13 4

U14 5

U15 5

U16 11,5

Tabla 34. Tasa de toma de carga por generador

El estudio de regulación secundaria se ha enfocado en analizar la velocidad mínima necesaria en el AGC para mantener la frecuencia en la banda de regulación según escenario. Para esto se ha supuesto que el

sistema cuenta con un AGC con las siguientes características (ver Figura 30):


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Figura 30. Esquema AGC

a) Medidas: Se utiliza la medida de frecuencia de la subestación Crucero, actual punto de referencia utilizado por el centro de despacho de carga (CDC). La potencia de intercambio con el SADI se mide en la barra Andes 345 kV posterior al condensador serie, en el paño que mira hacia la barra Salta 345 kV. Una medida negativa indica que el SING importa desde el SADI (y viceversa).

b) Controlador: Este bloque es el encargado de calcular la potencia necesaria ( ) a modificar en el sistema para mantener el intercambio y la frecuencia en sus valores programados. El cálculo de la potencia involucra un retardo en las señales de comunicación, una banda muerta ajustable según requerimientos del operador, un factor BIAS para la frecuencia (B) y de relevancia del intercambio (G), un filtro pasabajo para evitar consignas asociadas a cambios rápidos de la frecuencia que corresponden a la regulación primaria y un controlador PI con limitación en la actuación (Pmax/Pmin).

Figura 31. Controlador AGC

c) Consignas: Es el bloque encargado de repartir la señal de potencia bruta del AGC ( ) en consignas individuales para las unidades que participan del CSF, según una lógica previamente programada. El diagrama de bloques de esta función se presenta en la siguiente figura:

2. Controlador

1. Medidas

Pi

3. Consignas

4. Generadores

Pi

Pi

2.2 Banda Muerta 2.3 Factor 2.4 Filtro 2.5 Controlador PI y Limitador 2.1 Retardo


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Figura 32. Consignas AGC

d) Generadores: Este bloque corresponde al modelo dinámico de cada unidad y recibe las señales del AGC, a la vez que retroalimenta con la reserva disponible para subir/bajar para nuevos cambios de consigna.

Los diagramas de bloques mencionados se implementan en la base de datos de DIgSILENT del SING y los parámetros se presentan en la Tabla 35.

Parámetro Valor

Banda muerta frecuencia - fdb (Hz) 0

Banda muerta potencia - Pdb (MW) 1

Respuesta característica sistema - B (MW/Hz) 200

Relevancia intercambio - G 1

Filtro de actuación - Ta (s) 100

Potencia máxima/mínima orden AGC - Pmax,Pmin (MW)

Reserva en giro por escenario

Constante proporcional/integral - Kp, Ki 1, 0.01

Retardo señales - T (s) 4

Ciclo de cálculo AGC - Discretización (s) 4

Tabla 35. Parámetros AGC

Para las simulaciones se utilizan 3 elementos ficticios que representan:

a) Una unidad que realiza la regulación secundaria, con tasas de toma de carga que puede variar entre 2 y 15 MW/min y puede proveer toda la reserva asignada por cada escenario.

b) Una unidad equivalente que realiza la regulación primaria, con un control por estatismo tal que entrega 70 MW cuando la frecuencia alcanza los 49 Hz y posee una banda muerta de 25 mHz. Esta

3.3 Discretización 3.1 Participación 3.2 Reserva

3.4 Toma de carga


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corresponde a la situación más exigente que podría enfrentar el SING y se aplica para todos los escenarios bajo estudio.

c) Una carga que representa descenso de generación renovable, con rampas que dependen del escenario bajo estudio.

En base a esto, las simulaciones de los distintos escenarios corresponden a un sistema con la misma inercia, dos unidades ficticias y una carga equivalente. Cada escenario enfrenta una rampa asociada a la Tabla 8 durante los 15 minutos, y se cambia la velocidad de la unidad en regulación secundaria para determinar el desempeño de la regulación.

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