EFECTOS TÉCNICO- ECONÓMICOS DE LA INTEGRACIÓN DE

EFECTOS TÉCNICOECONÓMICOS DE LA
INTEGRACIÓN DE ENERGÍA
EÓLICA Y SOLAR EN EL SING:
ESCENARIO AÑO 2017
ESTUDIO 2015
CDEC-SING C0029/2015
CONTROL DE DOCUMENTO
REVISADO POR:
Nombre
Cargo
Daniel Salazar J.
Director de Operación y Peajes
Jefe Departamento de Operación
Patricio Valenzuela V.
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
2
CDEC-SING C0029/2015
CONTENIDO
1. RESUMEN EJECUTIVO
4
1.1 CONTEXTO
1.2 OBJETIVO
1.3 ALCANCE
1.4 RESULTADOS
1.5 CONCLUSIONES
1.6 RECOMENDACIONES
4
4
4
7
10
11
2. ANTECEDENTES
12
2.1 ESTADO ACTUAL
2.2 ESCENARIO AL AÑO 2017
2.3 DESAFÍOS EN LA INTEGRACIÓN DE ERNC
12
13
14
3. METODOLOGÍA
16
3.1 ESCENARIOS
3.2 METODOLOGÍA
16
17
4. RESULTADOS Y ANÁLISIS
20
4.1 RESERVA EN GIRO
4.2 PRE-DESPACHO
4.2.1 GENERACIÓN POR TECNOLOGÍA
4.2.2 PARTIDAS UNIDADES GENERADORAS
4.2.3 HORAS OPERACIÓN Y MÍNIMO TÉCNICO
4.2.4 RESERVA PRIMARIA
4.2.5 RESERVA SECUNDARIA
4.2.6 COSTOS DE OPERACIÓN
4.2.7 INTERCONEXIÓN SADI
4.3 REGULACIÓN PRIMARIA
4.4 REGULACIÓN SECUNDARIA
20
22
22
23
24
25
27
28
31
33
36
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
40
5.1 CONCLUSIONES
5.2 RECOMENDACIONES
40
41
BIBLIOGRAFÍA
42
6. ANEXO
43
6.1 ESCENARIOS
6.2 PERFILES DE GENERACIÓN
6.3 RESERVA EN GIRO
6.4 PREDESPACHO
6.5 REGULACIÓN PRIMARIA
6.6 REGULACIÓN SECUNDARIA
43
48
56
58
61
63
3
CDEC-SING C0029/2015
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
E1
E2
E3
E4
E5
Capacidad
Capacidad
Capacidad Capacidad Penetración
instalada
Fotovoltaico Termosolar
Eólica
en energía
de ERNC
[%]
[%]
[%]
[%]
[MW]
937
78,6
11,7
9,6
11
1232
75,6
8,9
15,4
15
1452
79,3
7,5
13,1
18
922
68,5
0
31,5
13
1237
61,8
8,3
29,7
16
Tabla 1. Montos de ERNC de escenarios estudiados
Máxima
penetración
instantánea
[%]
30
40
49
33
41
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
4
CDEC-SING C0029/2015
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.
5
CDEC-SING C0029/2015
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 [%]
Número de perfiles de distintas zonas
meteorológicas [solar/eólico]
0/100; 50/50; 60/40; 100/0
90/10; 70/30
3/2
4/2
Característica
fotovoltaicos
Sin seguimiento
Seguimiento en un eje
U16: Disponibilidad de gas sin restricción.
CTM3, CC1 y CC2: Disponibles sólo con
diesel.
U16, CC1, CC2 y Kelar: Disponibilidad de gas sin
restricción.
Requerimiento mínimo 30 [MW],
incrementa reserva en giro sólo para
casos más exigentes.
A través de un análisis estadístico de gradientes de
de
perfiles
Disponibilidad de combustible
Determinación de reserva en giro
1)
Control secundario de frecuencia
(CSF)
2)
3)
4)
Control primario de frecuencia (CPF)
Capacidad del parque convencional
de gestionar variabilidad en 24 hr.
Modelos dinámicos genéricos de los
generadores convencionales.
Modelo de AGC simplificado en
Matlab.
Simulación con AGC sólo en casos
más exigentes.
Fuera del alcance del Estudio
1
demanda neta , con horizonte anual, se determina
un requerimiento único para cada escenario.
1)
2)
3)
4)
Capacidad del parque convencional de gestionar
los gradientes más altos de los escenarios en 15
min.
Modelos dinámicos específicos de unidades
generadoras convencionales (base de datos en
DIgSILENT del SING).
Modelo de AGC específico desarrollado en
DigSilent.
Simulación con AGC para todos los escenarios.
Análisis del CPF ante desconexión de unidad
generadora para distintos escenarios de integración.
1)
Interconexión SING-SADI
Fuera del alcance del Estudio
Efecto cambio régimen operativo
Fuera del alcance del Estudio
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.
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.
6
CDEC-SING C0029/2015
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
7
CDEC-SING C0029/2015
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 predespachos 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
8
CDEC-SING C0029/2015
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.
Aspectos claves
Escenario
Capacidad
instalada de
ERNC [MW]
Partidas
Tasa de toma
Requerimiento
Costo medio de
Gradiente de
anuales de
de carga
de reserva en
operación
demanda neta mínima del
generadores
giro
promedio
convencionales
AGC
CVNC
Potencia
Horas a
máxima a
mínimo técnico
desconectar
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
Complejidad
global
escenario
Grado
Complejidad
Alto
Bajo
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.
9
CDEC-SING C0029/2015
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.
10
CDEC-SING C0029/2015
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.
11
CDEC-SING C0029/2015
2. ANTECEDENTES
2.1 Estado actual
Las instalaciones que conforman el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se ubican en el
2
extremo norte de Chile. Éstas cubren una superficie de 185,142 km , 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
2
Demanda máxima bruta [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:
Fotovoltaico
0.7%
Otros
0.6%
Eólico
1.9%
Diesel
7.7%
Gas natural
44.7%
Carbón
44.4%
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.
12
CDEC-SING C0029/2015
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
Kelar
Cochrane
ERNC
Tipo
Potencia [MW]
Ciclo combinado 2TG+1TV
517
Vapor carbón 2TV
472
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.
13
CDEC-SING C0029/2015
Termosolar
1.7%
Fotovoltaico
7.9%
Otros
0.4%
Eólico
1.4%
Diesel
5.8%
Gas natural
41.8%
Carbón
40.9%
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.
14
CDEC-SING C0029/2015
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.
15
CDEC-SING C0029/2015
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.
16
CDEC-SING C0029/2015
Escenario
E0
E1
E2
E3
E4
E5
Capacidad
instalada
(MW)
0
936,5
1231,5
1451,5
921,5
1236,5
Capacidad
Fotovoltaico
(%)
Capacidad
Termosolar
(%)
Capacidad
Eólica
(%)
Penetración
en energía
(%)
0
0
0
78,6
11,7
9,6
75,6
8,9
15,4
79,3
7,5
13,1
68,5
0
31,5
61,8
8,3
29,7
Tabla 6. Capacidad ERNC instalada por escenario
0
11
15
18
13
16
Máxima
penetración
instantánea
(%)
0
30
40
49
33
41
3.2 Metodología
Para cada escenario se realizan 4 análisis relacionados con los aspectos mencionados en la sección 2.3:
a)
b)
c)
d)
Requerimientos de reserva en giro
Pre-despacho
Regulación primaria de frecuencia
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.
17
CDEC-SING C0029/2015
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.
18
CDEC-SING C0029/2015
En la Figura 4 se resume la metodología general utilizada:
Figura 4. Esquema de metodología utilizada
19
CDEC-SING C0029/2015
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.
Requerimiento
Escenario
de Reserva
[MW]
E0
60
E1
115
E2
140
E3
172
E4
110
E5
130
Tabla 7. Reserva en giro
Reserva [MW]
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.
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
E3
E2
E5
E1
E4
Caso Base
0
2.5
5
7.5
10
12.5
15
17.5
Energía [%]
90/10
70/30
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
20
CDEC-SING C0029/2015
como la tasa de toma de carga conjunta mínima necesaria para mantener el desbalances de
generación/carga en cada escala de tiempo.
Variabilidad [MW/min]
25
20
15
10
5
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Ventana de tiempo [min]
E0
E1
E2
E3
E4
E5
Tasa de toma de
Escenario
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
Figura 6. Tasa de variación de demanda neta v/s ventana de
tiempo
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 (*).
21
CDEC-SING C0029/2015
25
Velocidad reserva [MW/min]
20
15
10
5
0
0
1
2
3
4
5
Ventana de tiempo [min]
E0
E1
E1*
E2*
E3
E3*
E2
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.
22
CDEC-SING C0029/2015
Tecnología
E0
E1
E2
E3
E4
Carbón
72,45 64,08 62,67 62,39 66,53
Gas natural
26,23 19,03 16,33 13,72 19,24
Diesel
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
Fotovoltaico
0
9,55
12,04 14,92
8,20
Eólico
0
1,46
3,08
3,08
4,71
Termosolar
0
4,55
4,55
4,55
0
Otros
1,31
1,32
1,32
1,32
1,32
Tabla 9. Generación anual por tecnología (%)
E5
63,04
15,18
0
9,56
6,34
4,56
1,32
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
23
CDEC-SING C0029/2015
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
81
181 328 636 132
427
naturalTabla 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.
24
CDEC-SING C0029/2015
Carbón
E5
E4
E3
E2
E1
E0
MT
HO
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Horas de operación (hr/1000)
Gas natural
E5
E4
E3
E2
E1
E0
MT
HO
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Horas de operación (hr/1000)
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.
25
CDEC-SING C0029/2015
Escenario
E0
E1
E2
E3
E4
E5
Promedio
Máximo
Mínimo
Tiempo a mínima
[MW]
[MW]
[MW]
reserva [%]
138
153
102
7,9
131
156
78
0,1
125
158
70
0,2
116
153
70
3,8
134
154
80
0,3
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.
160
Reserva primaria MW
150
140
130
120
110
100
90
80
70
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
E0
E1
E2
E3
E4
E5
Figura 9. Curva de duración de la reserva primaria para cada escenario
26
100
%
CDEC-SING C0029/2015
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
E0
E1
E2
E3
E4
E5
Promedio
[MW]
Máximo
[MW]
Mínimo
[MW]
Tiempo a mínima
reserva [%]
219
569
60
456
1047
115
448
1131
140
429
1117
172
464
1143
110
391
1079
130
Tabla 12. Reserva secundaria del SING
4,2
6,3
4,6
6,7
4,3
7,4
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
27
CDEC-SING C0029/2015
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.
1060
MW
860
660
460
260
60
0
10
E0
20
30
E1
40
50
E2
60
E3
70
80
E4
90
E5
100
%
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
Costo medio de operación [USD/MWh] 42,27 36,24 34,76 33,77
Tabla 13. Costo medio de operación de cada escenario
28
E4
37,35
E5
34,43
CDEC-SING C0029/2015
44.00
USD/MWh
42.00
40.00
38.00
36.00
34.00
32.00
E0
E1
E2
E3
E4
E5
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.
29
CDEC-SING C0029/2015
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.
3.0
2.8
2.6
2.4
2.2
2.0
1.8
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
16000
14000
12000
10000
8000
6000
Horas
Factor de variación
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.
4000
2000
0
Caso base-0%
E1-11%
E4-13%
E2-15%
E5-16%
E3-18%
Escenarios
HO
Partidas en HO
CVNC
∆ VP Energía CO
Figura 12. Análisis de CVNC en Ciclo Combinado
30
∆ VP Costos CO
CDEC-SING C0029/2015
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
31
CDEC-SING C0029/2015
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]
Gas - E1-SADI
Gas - E1
MT
Carbón E1-SADI
HO
Carbón - E1
0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
Horas de operación (hr/1000)
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
E1
E1-SADI
Escenario
E1
E1-SADI
Promedio [MW]
Máximo [MW]
Mínimo [MW]
Casos mínima reserva [%]
131
156
78
0,1
141
164
88
0,1
Tabla 16. SING-SADI - Características reserva primaria
Promedio [MW] Máximo [MW] Mínimo [MW] Casos mínima reserva [%]
456
1047
115
6,3
454
1043
115
5,5
Tabla 17. SING-SADI - Características reserva secundaria
32
CDEC-SING C0029/2015
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.
300
MW
200
100
0
0
4
8
12
16
Hora del día
20
24
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
33
CDEC-SING C0029/2015
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 SINGSADI 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
3
de la inercia del sistema , 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
34
CDEC-SING C0029/2015
50
160.00
140.00
120.00
100.00
80.00
60.00
40.00
20.00
0.00
Nadir [Hz]
49.8
49.6
49.4
49.2
49
48.8
Inercia (en base 1000 MVA)
Figura 17. Flujo por la línea de interconexión SINGSADI
Inercia sistémica [s]
Desconexión de unidad de 150 MW
Frecuencia mínima
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.
35
CDEC-SING C0029/2015
Desconexión de unidad de 150 MW
Máxima desconexión
0
300
E0
E1
E2
E3
E0_SADI E1_SADI E2_SADI E3_SADI
250
ROCOF [Hz/s]
-0.05
200
-0.1
150
-0.15
100
50
-0.2
0
E0
-0.25
E1
E2
E3
Figura 20. Máxima desconexión antes de llegar a
los 49 [Hz] para los escenarios con SING aislado.
Figura 19. ROCOF para los distintos escenarios.
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
36
CDEC-SING C0029/2015
Tasa conjunta [MW/min]
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.
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0
20
40
60
80
100
Tiempo (%)
E0
E0_min
E1
E1_min
E2
E2_min
E3
E3_min
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.
37
CDEC-SING C0029/2015
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
Tasa de toma de
conjunta [MW/min]
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.
38
CDEC-SING C0029/2015
Escenarios – Gradiente de demanda
neta [MW/min]
Tasa de toma de carga conjunta Tasa de toma de
[MW/min]
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.
39
CDEC-SING C0029/2015
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.
40
CDEC-SING C0029/2015
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.
41
CDEC-SING C0029/2015
BIBLIOGRAFÍA
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[2] CDEC-SING, «www.cdec-sing.cl,» [En línea].
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[4] CNE, Fijación de precios de nudo de corto plazo, Octubre 2014.
[5] S. d. E. Ambiental, «SEA,» [En línea]. Available: http://www.sea.gob.cl/. [Último acceso: Agosto 2014].
[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
http://antiguo.minenergia.cl/.
no
convencionales,»
[14] CDEC-SING,
Octubre
2014.
[En
línea].
sing.cl/pls/portal/cdec.pck_edac_pub.rpt_vcarga_frec.
2014.
Available:
[En
línea].
Available:
http://cdec2.cdec-
[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.
42
CDEC-SING C0029/2015
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
Cochrane
Kelar
Características
Vapor carbón 2x236 [MW]
Ciclo combinado 2+1, 517 [MW]
Tabla 22. Generación convencional
Año
2016
2016
Obra
Ampliación SE Lagunas 220 kV
Características
Banco de condensadores de 60 MVAr
A 20 km de encuentro para ambas líneas Atacama S/E Seccionadora Nueva Encuentro 220 kV
Encuentro
Aumento de capacidad de línea 2x220 CruceroAmpliación S/E Encuentro 220 kV
Encuentro
Nueva Línea 2x220 kV Encuentro - Lagunas
Primer circuito
Línea 2x220 kV Encuentro - Lagunas (*)
Segundo circuito
Tabla 23. Transmisión y compensación con decreto. (*) En proceso de publicación de decreto.
Obra
Compensación capacitiva S/E Domeyko
Características
80 MVA SVC
Conexión
de
central
Kelar
mediante
seccionamiento ambos circuitos línea 2x220 kV
S/E Kapatur
Angamos - Laberinto
Seccionamiento ambos circuitos línea 2x220 kV
Seccionamiento O'Higgins
Atacama-Domeyko a 75 km de Atacama.
Nueva línea 2x220 kV O'Higgins - Domeyko C1
365 MVA
Nueva línea 2x220 kV Cóndores - Pozo Almonte C1
180 MVA
Nueva línea 2x220 kV Pozo Almonte - Parinacota C1
180 MVA
Nueva línea 2x220 kV Kapatur - O'Higgins
2x700 MVA
Tabla 24. Transmisión y compensación propuesta en [1]
Año
2015
2015
2016
2017
2017
Año
2015
2016
2016
2016
2016
2016
2017
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:
43
CDEC-SING C0029/2015
Año
Potencia
[MW]
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
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
Parinacota 220
Nueva
Encuentro
220
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_Pozo
2016
60
Pozo Almonte
Pozo Almonte 220
PV_Condores
2016
40
Pozo Almonte
Cóndores 220
PV_Arica
2017
35
Pampa Camarones
Parinacota 220
2017
70
Crucero
Lagunas 220
2018
110
TV convencional
Encuentro 220
Nombre
PV_Lagunas
Planta
Solar
Dominador
Total
Curva de
generación
Barra conexión
Cerro
936,5
Tabla 25. E1
44
CDEC-SING C0029/2015
Año
Potencia
[MW]
Curva de
generación
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
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
Parinacota 220
Nueva
Encuentro
220
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_Pozo
2016
60
Pozo Almonte
Pozo Almonte 220
PV_Condores
2016
40
Pozo Almonte
Cóndores 220
PV_Arica
2017
35
Pampa Camarones
Parinacota 220
2017
70
Crucero
Lagunas 220
2018
110
TV convencional
PV_Nueva_Encuentro
2018
60
Crucero
Encuentro 220
Nueva
Encuentro
220
Eolico_Calama
2019
100
Calama
Calama 220
PV_Arica
2019
35
Pampa Camarones
Parinacota 220
PV_Pozo
2019
60
Pozo Almonte
Pozo Almonte 220
PV_Condores
2019
40
Pozo Almonte
Cóndores 220
Nombre
PV_Lagunas
Planta
Solar
Dominador
Total
Barra conexión
Cerro
1231,5
Tabla 26. E2
45
CDEC-SING C0029/2015
Año
Potencia
[MW]
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
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
Parinacota 220
Nueva
Encuentro
220
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_Pozo
2016
60
Pozo Almonte
Pozo Almonte 220
PV_Condores
2016
40
Pozo Almonte
Cóndores 220
PV_Arica
2017
35
Pampa Camarones
Parinacota 220
2017
70
Crucero
Lagunas 220
2018
110
TV convencional
PV_Nueva_Encuentro
2018
60
Crucero
Encuentro 220
Nueva
Encuentro
220
Eolico_Calama
2019
100
Calama
Calama 220
PV_Arica
2019
35
Pampa Camarones
Parinacota 220
PV_Pozo
2019
60
Pozo Almonte
Pozo Almonte 220
PV_Condores
2019
40
Pozo Almonte
Cóndores 220
PV_Andes
2020
100
San Pedro
PV_Nueva_Encuentro
2020
60
Crucero
Andes 220
Nueva
Encuentro
220
PV_Pozo
2020
60
Pozo Almonte
Pozo Almonte 220
Nombre
PV_Lagunas
Planta
Solar
Dominador
Total
Curva de
generación
Barra conexión
Cerro
1451,5
Tabla 27. E3
46
CDEC-SING C0029/2015
Año
Potencia
[MW]
Curva de
generación
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
San Pedro de Atacama
I(')
2015
San Pedro de Atacama
III(')
2015
San Pedro de Atacama
IV(')
2015
18
Pampa Camarones
Parinacota 066
17
San Pedro
Calama 220
30
San Pedro
Calama 220
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
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
Parinacota 220
Nueva
Encuentro
220
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_Pozo
2016
60
Pozo Almonte
Pozo Almonte 220
PV_Condores
2016
40
Pozo Almonte
Cóndores 220
Eolico_Calama
2019
100
Calama
Calama 220
Eolico_Calama
2021
100
Calama
El Abra 220
Nombre
Total
921,5
Tabla 28. E4
47
Barra conexión
CDEC-SING C0029/2015
Año
Potencia
[MW]
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
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
PV_Encuentro(*)
2015
60
Crucero
Parinacota 220
Nueva
Encuentro
220
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_Pozo
2016
60
Pozo Almonte
Pozo Almonte 220
2016
40
Pozo Almonte
Cóndores 220
2018
110
TV convencional
Encuentro 220
PV_Arica
2017
35
Pampa Camarones
Parinacota 220
PV_Lagunas
2017
70
Crucero
Lagunas 220
Eolico_Calama
2019
100
Calama
Calama 220
Eolico_Calama
2021
100
Calama
El Abra 220
Eolico_Lagunas*
2023
100
Calama
Calama 220
Nombre
PV_Condores
Planta
Solar
Dominador
Total
Curva de
generación
Barra conexión
Cerro
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
2
almacenamiento (18 hr) y su área reflectora (1.470.000 m ) 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.
48
CDEC-SING C0029/2015
Los datos de radiación solar global con seguimiento en un eje se transforman a potencia eléctrica en por
unidad según la siguiente fórmula:
2
Donde
es la radiación nominal de un panel fotovoltaico, comúnmente 1000 W/m ,
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.
49
Potencia [p.u.]
CDEC-SING C0029/2015
1.00
0.90
0.80
0.70
0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
0.00
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Datos cada 15 minutos
E1
E2
E3
E4
E5
E6
E7
E8
E9
Total
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.
50
CDEC-SING C0029/2015
PERÚ
Chapiquiña
Quiani
Parinacota
Pukará
Chinchorro
El Águila (2)
Zona Arica 90 MW
CD. Arica
Arica PV Arica (88)
Dolores
PAS (23,5)
Cerro Colorado
La Huayca (30)
PV Pozo Almonte (120)
Pacífico
CD. Iquique
Iquique
Pozo Almonte
Cóndores
Cerro Dragón Hospicio
BOLIVIA
Tamarugal
PACÍF ICO
PV Cóndores (40)
OCÉAN O
Zona Pozo Almonte –
Cóndores 213,5 MW
HMC
Palafitos
PV Lagunas (140)
LAGUNAS
REFERENCIAS
Collahuasi
TARAPACÁ
Nudos Troncales
Quebrada Blanca
N. Victoria
Zona Lagunas 140 MW
Subestación
Central Térmica
Central Hidroeléctrica
El Abra
María Elena (72)
Radomiro Tomic
Norgener
Barriles La Cruz
Tocopilla
El Loa
Salar
Línea en 345 kV
Chuquicamata
Tamaya
ENCUENTRO
Línea Troncal en 220 kV
Ministro Hales
Línea en 110 kV
Calama
Valle de los Vientos (90)
MIRAJE
Líneas Menores
Spence
Angamos
Andina
Hornitos
Mejillones
Atacama
Esperanza
Capricornio
Lomas Bayas
ATACAMA
Mantos Blancos
Desalant
La Portada
Antofagasta
Esmeralda
Centro
Sur
Zona Calama 191 MW
San Pedro Solar I-IV (101)
Sierra Gorda El Tesoro
Chacaya
Mejillones
El Cobre
Gaby
LABERINTO
Minsal
Oeste
NUEVA ZALDIVAR
O‘HIGGINS
Andes
Zaldívar
Uribe
Llanos
Palestina
Coloso
Zona Crucero –
Encuentro 302 MW
Línea en 220 kV
Cerro Dominador (110)
PV Encuentro (120)
Cochrane
Central Solar
Central Eólica
CRUCERO
DOMEYKO
Alto Norte
ARGENTINA
Escondida
P. Óxidos
Sulfuros
OGP1
Laguna Seca
Salta
Figura 23. Centrales ERNC escenario E1 (936,5 MW)
51
CDEC-SING C0029/2015
PERÚ
Chapiquiña
Quiani
Parinacota
Pukará
Chinchorro
El Águila (2)
Zona Arica 125 MW
CD. Arica
Arica PV Arica (123)
Dolores
PAS (23,5)
Cerro Colorado
La Huayca (30)
PV Pozo Almonte (180)
Pacífico
CD. Iquique
Iquique
HMC
Palafitos
BOLIVIA
Tamarugal
PACÍF ICO
PV Cóndores (80)
OCÉAN O
Zona Pozo Almonte –
Cóndores 313,5 MW
Pozo Almonte
Cóndores
Cerro Dragón Hospicio
PV Lagunas (140)
LAGUNAS
REFERENCIAS
Collahuasi
TARAPACÁ
Nudos Troncales
Quebrada Blanca
N. Victoria
Zona Lagunas 140 MW
Subestación
Central Térmica
Central Hidroeléctrica
El Abra
Radomiro Tomic
Central Solar
María Elena (72)
Norgener
Barriles La Cruz
Tocopilla
El Loa
CRUCERO
Central Eólica
Salar
Línea en 345 kV
Chuquicamata
Tamaya
ENCUENTRO
Línea Troncal en 220 kV
Ministro Hales
Línea en 220 kV
Cerro Dominador (110)
PV Encuentro (180)
Línea en 110 kV
Calama
Valle de los Vientos (190)
MIRAJE
Cochrane
Líneas Menores
Spence
Angamos
Andina
Hornitos
Mejillones
Atacama
Esperanza
Capricornio
Lomas Bayas
ATACAMA
Mantos Blancos
Desalant
La Portada
Antofagasta
Esmeralda
Centro
Sur
Zona Calama 291 MW
San Pedro Solar I-IV (101)
Sierra Gorda El Tesoro
Chacaya
Mejillones
El Cobre
Gaby
LABERINTO
Minsal
Oeste
NUEVA ZALDIVAR
O‘HIGGINS
Andes
Zaldívar
Uribe
Llanos
Palestina
Coloso
Zona Crucero –
Encuentro 362 MW
DOMEYKO
Alto Norte
ARGENTINA
Escondida
P. Óxidos
Sulfuros
OGP1
Laguna Seca
Salta
Figura 24. Centrales ERNC escenario E2 (1231,5 MW)
52
CDEC-SING C0029/2015
PERÚ
Chapiquiña
Quiani
Parinacota
Pukará
Chinchorro
El Águila (2)
Zona Arica 125 MW
CD. Arica
Arica PV Arica (123)
Dolores
PAS (23,5)
Cerro Colorado
La Huayca (30)
PV Pozo Almonte (240)
Pacífico
CD. Iquique
Iquique
HMC
Palafitos
BOLIVIA
Tamarugal
PACÍF ICO
PV Cóndores (80)
OCÉAN O
Zona Pozo Almonte –
Cóndores 373,5 MW
Pozo Almonte
Cóndores
Cerro Dragón Hospicio
PV Lagunas (140)
LAGUNAS
REFERENCIAS
Collahuasi
TARAPACÁ
Nudos Troncales
Quebrada Blanca
N. Victoria
Zona Lagunas 140 MW
Subestación
Central Térmica
Central Hidroeléctrica
El Abra
Radomiro Tomic
Central Solar
María Elena (72)
Norgener
Barriles La Cruz
Tocopilla
El Loa
CRUCERO
Central Eólica
Salar
Tamaya
ENCUENTRO
Atacama
Línea en 110 kV
MIRAJE
Valle de los Vientos (90)
Eólico Calama (100)
Líneas Menores
Zona Calama 291 MW
San Pedro Solar I-IV (101)
Sierra Gorda El Tesoro
Chacaya
Esperanza
Capricornio
Lomas Bayas
ATACAMA
Mejillones
Mantos Blancos
Desalant
La Portada
Antofagasta
Esmeralda
Centro
Sur
Zona Crucero –
Encuentro 422 MW
Línea en 220 kV
Calama
Spence
Angamos
Andina
Hornitos
Mejillones
Línea Troncal en 220 kV
Ministro Hales
Cerro Dominador (110)
PV Encuentro (240)
Cochrane
Línea en 345 kV
Chuquicamata
El Cobre
Gaby
LABERINTO
NUEVA ZALDIVAR
O‘HIGGINS
Minsal
Oeste
Andes
Zona Andes 100 MW
PV Andes (100)
Zaldívar
Uribe
Llanos
Palestina
Coloso
DOMEYKO
Alto Norte
ARGENTINA
Escondida
P. Óxidos
Sulfuros
OGP1
Laguna Seca
Salta
Figura 25. Centrales ERNC escenario E3 (1451,5MW)
53
CDEC-SING C0029/2015
PERÚ
Chapiquiña
Quiani
Parinacota
Pukará
Chinchorro
El Águila (2)
Zona Arica 55 MW
CD. Arica
Arica PV Arica (53)
Dolores
PAS (23,5)
Cerro Colorado
La Huayca (30)
PV Pozo Almonte (120)
Pacífico
CD. Iquique
Iquique
HMC
Palafitos
BOLIVIA
Tamarugal
PACÍF ICO
PV Cóndores (40)
OCÉAN O
Zona Pozo Almonte –
Cóndores 213,5 MW
Pozo Almonte
Cóndores
Cerro Dragón Hospicio
PV Lagunas (70)
LAGUNAS
REFERENCIAS
Collahuasi
TARAPACÁ
Nudos Troncales
Quebrada Blanca
N. Victoria
Zona Lagunas 70 MW
Subestación
Central Térmica
Central Hidroeléctrica
El Abra
Radomiro Tomic
Central Solar
María Elena (72)
Norgener
Barriles La Cruz
Tocopilla
El Loa
CRUCERO
Central Eólica
Salar
Línea en 345 kV
Chuquicamata
Tamaya
ENCUENTRO
Línea Troncal en 220 kV
Ministro Hales
Línea en 220 kV
PV Encuentro (120)
Línea en 110 kV
Calama
MIRAJE
Cochrane
Valle de los Vientos (90)
Eólico Calama 1 (100)
Eólico Calama 2 (100)
Spence
Angamos
Andina
Hornitos
Mejillones
Atacama
Zona Calama 391 MW
Esperanza
Capricornio
Lomas Bayas
ATACAMA
Mantos Blancos
Desalant
La Portada
Antofagasta
Esmeralda
Centro
Sur
Líneas Menores
San Pedro Solar I-IV (101)
Sierra Gorda El Tesoro
Chacaya
Mejillones
El Cobre
Gaby
LABERINTO
Minsal
Oeste
NUEVA ZALDIVAR
O‘HIGGINS
Andes
Zaldívar
Uribe
Llanos
Palestina
Coloso
Zona Crucero –
Encuentro 192 MW
DOMEYKO
Alto Norte
ARGENTINA
Escondida
P. Óxidos
Sulfuros
OGP1
Laguna Seca
Salta
Figura 26. Centrales ERNC escenario E4 (921,5 MW)
54
CDEC-SING C0029/2015
PERÚ
Chapiquiña
Quiani
Parinacota
Pukará
Chinchorro
El Águila (2)
Zona Arica 90 MW
CD. Arica
Arica PV Arica (88)
Dolores
PAS (23,5)
Cerro Colorado
La Huayca (30)
PV Pozo Almonte (120)
Pacífico
CD. Iquique
Iquique
HMC
Palafitos
BOLIVIA
Tamarugal
PACÍF ICO
PV Cóndores (40)
PV Lagunas (140)
LAGUNAS
REFERENCIAS
Eólico Lagunas (100)
Collahuasi
TARAPACÁ
Zona Lagunas 240 MW
Nudos Troncales
Quebrada Blanca
N. Victoria
Subestación
Central Térmica
Central Hidroeléctrica
El Abra
Radomiro Tomic
Central Solar
María Elena (72)
Barriles La Cruz
Norgener
OCÉAN O
Zona Pozo Almonte –
Cóndores 213,5 MW
Pozo Almonte
Cóndores
Cerro Dragón Hospicio
CRUCERO
El Loa
Tocopilla
Central Eólica
Salar
Atacama
Línea en 110 kV
Valle de los Vientos (90)
Eólico Calama 1 (100)
Eólico Calama 2 (100)
MIRAJE
Zona Calama 391 MW
Esperanza
Capricornio
Lomas Bayas
ATACAMA
Mantos Blancos
Desalant
La Portada
Antofagasta
Esmeralda
Centro
Sur
Líneas Menores
San Pedro Solar I-IV (101)
Sierra Gorda El Tesoro
Chacaya
Mejillones
El Cobre
Gaby
LABERINTO
NUEVA ZALDIVAR
O‘HIGGINS
Minsal
Oeste
Andes
Zaldívar
Uribe
Llanos
Palestina
Coloso
Zona Crucero –
Encuentro 302 MW
Línea en 220 kV
Calama
Spence
Angamos
Andina
Hornitos
Mejillones
Línea Troncal en 220 kV
Ministro Hales
Cerro Dominador (110)
PV Encuentro (120)
Cochrane
Línea en 345 kV
Chuquicamata
Tamaya
ENCUENTRO
DOMEYKO
Alto Norte
ARGENTINA
Escondida
P. Óxidos
Sulfuros
OGP1
Laguna Seca
Salta
Figura 27. Centrales ERNC escenario E5 (1236,5 MW)
55
CDEC-SING C0029/2015
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
.
Potencia [p.u.]
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.
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
200
400
600
800
1000
Datos cada 1 minuto
Figura 28. PAS2 y PAS3
56
1200
1400
Potencia [p.u.]
CDEC-SING C0029/2015
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Datos cada 1 minuto
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;
57
.
CDEC-SING C0029/2015
: 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
perfil a calcular como fue presentado en la Tabla 30.
MW, la cual depende del tipo de
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.
58
CDEC-SING C0029/2015
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):
59
CDEC-SING C0029/2015
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.
60
CDEC-SING C0029/2015
6.5 Regulación primaria
Para realizar este análisis se trabaja sobre la Base de Datos del SING disponible en la página web del CDECSING [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 (SINGSADI) 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.
61
CDEC-SING C0029/2015
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.
62
CDEC-SING C0029/2015
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.
Tasa de toma
de carga
Unidades
(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):
63
CDEC-SING C0029/2015
Pi
Pi
Pi
1. Medidas
3. Consignas
2. Controlador
4. Generadores
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).
2.1 Retardo
2.2 Banda Muerta
2.3 Factor
2.4 Filtro
2.5 Controlador PI y Limitador
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:
64
CDEC-SING C0029/2015
3.1 Participación
3.3 Discretización
3.2 Reserva
3.4 Toma de carga
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
Banda muerta frecuencia - fdb (Hz)
Banda muerta potencia - Pdb (MW)
Respuesta característica sistema - B (MW/Hz)
Relevancia intercambio - G
Filtro de actuación - Ta (s)
Potencia máxima/mínima orden AGC - Pmax,Pmin
(MW)
Constante proporcional/integral - Kp, Ki
Retardo señales - T (s)
Ciclo de cálculo AGC - Discretización (s)
Tabla 35. Parámetros AGC
Valor
0
1
200
1
100
Reserva en giro por
escenario
1, 0.01
4
4
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
65
CDEC-SING C0029/2015
c)
corresponde a la situación más exigente que podría enfrentar el SING y se aplica para todos los
escenarios bajo estudio.
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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