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IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO COMO UNA SOLUCIÓN OPORTUNA PARA LA OPERACIÓN DEL SIN
Edison Cardona RendónCarlos Eduardo Borda
XM
Servicios del Almacenamiento en Sistemas Eléctricos
SERVICIOS PARA EL SISTEMA DE
POTENCIA
Desplazamiento de carga - curva diaria
Suministro de capacidad
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
Regulación de frecuencia
Reserva rodante, fría y suplementaria
Control de voltaje
Arranque en negro
Otros servicios relacionados (ERNC)
SERVICIOS A LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSMISIÓN
Diferir expansión de transmisión
Aliviar congestiones en transmisión
SERVICIOS PARA INFRAESTRUCTURA DE DISTRIBUCIÓN
Diferir expansión en distribución
Soporte de voltaje
SERVICIOS DE GESTIÓN DE
DEMANDA DEL USUARIO
Calidad de potencia
Confiabilidad potencia
Desplazamiento de carga usuario final
Control de demanda pico
*Fuente: DOE/EPRI 2013 Electricity Storage Handbook – SANDIA - NRECA
Análisis preliminar de posibilidades de uso de las
diferentes aplicaciones para resolver
problemas del sistema.
Identificar los diferenciales de precios entre diferentes periodos, que ameriten integrar almacenamiento para desplazar consumos y aplanar
las curvas de carga.
Identificar posibilidades de suministro de capacidad durante periodos críticos
Identificar posibilidades de reducir o eliminar restricciones en transmisión
Expectativas de integración de plantas de generación con fuente primaria variable (FERNC), identificando la variabilidad esperada de la
potencia a producir.
Identificar alternativas puntuales de suministro de servicios complementarios identificando las alternativas regulatorias y de
remuneración.
Estudios requeridos para proponer un proyecto de almacenamiento
An
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)
Situación actual Atlántico
Subestación 220 kV
Subestación 110 kV
Subestación 34.5 kV
Retrasos en construcción
infraestructura en Atlántico
Innumerables
restricciones y condiciones
de riesgo:
Alta Generación forzada
Baja flexibilidad operativa
Baja confiabilidad
Baja seguridad de la red
Múltiples esquemas
suplementarios
Riesgo de DNA ante N-1
Almacenamiento de energía para alivio de congestionesCaso Atlántico: Congestiones en los circuitos de 110 kV
ESPS
ESPS
ESPS
ESPS
ESPS
ESPS
ESPS
ESPS
ESPS
Centro - B2
Centro - B1
Oasis - B2
Oasis - B1
Riomar - B2Riomar - B1
Flores II 110 - B2
Flores I 110 - B2
Flores II 110 - B1
Flores I 110 - B1
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Cordialidad 110
Centro 110
Oasis 110
Malambo 110
Term
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Flores 220
Veinte Julio 110
Tebsa 220
Tebsa 110
Silencio 110
Sabanalarga 220
Nv Barranquilla 220
Salamina EC 110Salamina EC 110Salamina EC 110Salamina EC 110
Nv Brrquilla 11..
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Sabanalarga 110
Nv Baranoa 110
Union 34.5
Las Flores 34.5
Union 110
Silencio 34.5
El Rio 110
Juan Mina 110
Flores4
Verifica Especifico
RedPrincipalOri
GCM 220-110
Bolivar 66
109 .761 .00
-22.01
Flo res 44502
232 .021 .05
-21.76
230 .501 .05
-19.91
230 .801 .05
-20.10
111 .931 .02
-21.52
TEBSA456154
Flo res 112921
Brrqu illa00
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Sabanalarga - Tebsa 2 220
Sabanalarga - Tebsa 1 220
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El Rio - Oasis 1 110
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¿Es posible disminuir congestiones mediante inyección de
potencia?
¿Cuáles son los puntos
más efectivos para
inyección de potencia?
¿De que magnitud debe
ser la inyección de
potencia?
Supuestos (Escenarios y Entrada de proyectos)
Demanda del año 2020.
• Periodos 4, 7, 12, 15 y 20
Topología STN área Caribe
• Se consideran en operación UPME03 de 2014 (Red Ituango) y UPME 05 de 2014
(Cerro - Chinú 500kV y Chinú –Copey 500 kV)
Topología subárea Atlántico:
• Se considera en servicio la subestación Caracolí STN y Caracolí STR. (Junio 2018).
• No se consideran en operación los proyectos Flores – Oasis - Centro 110 kV, Tebsa
– Unión 2 110 kV, Estadio 110 kV, Magdalena 110 kV.
Restricciones de seguridad del área Caribe:
• Limite de importación de 2300 MW en red de 500 kV y mínimo 6 unidades
equivalentes de generación en demanda máxima.
Evolución costos de restricciones 2014-2017
[Millones de pesos]
Reconciliaciones positivas y Restricciones
Reconciliaciones negativas
Flores 4Flores 1
Teb
sa
Almacenamiento de energía para alivio de congestionesCaso Atlántico: Congestiones en los circuitos de 110 kV
Metodología alivio de congestiones ejemplo caso Atlántico¿Cómo escoger los mejores puntos para la inyección de potencia?
Problema de optimización en el cual se modela la carga de los equipos en función de las inyecciones de potencia,para encontrar los puntos más eficientes. Del mismo modo da un indicio de la cantidad en MW necesaria paraaliviar las sobrecargas.
Factores de sensibilidad lineal:Power Transfer Distribution Factor (PTDF)
Line Outage Distribution Factor (LODF): 𝑃𝑙𝑃i
Almacenamiento de energía para alivio de congestiones
Dimensionamiento de energía menor
Menor número de ciclos de carga y descarga
Menores pérdidas de energía por eficiencia de los ciclos
Menor espacio necesario para su instalación
Menor costo de inversión y Mantenimiento (CAPEX y OPEX)
Operación algo compleja
Dimensionamiento de energía mayor
Mayor número de ciclos de carga y descarga (uno al día)
Mayores pérdidas de energía por eficiencia
Mayor espacio necesario para su instalación
Mayor costo de inversión y Mantenimiento (CAPEX y OPEX)
Operación muy simple
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Resultados Atlántico
Subestación 220 kV
Subestación 110 kV
Subestación 34.5 kV
Subestación MW
Centro 110 kV 22
Oasis 110 kV 22
Las Flores 34.5 kV 16
TOTAL 60
Representación mínima de la región segura de operación
Producción Gen 1 [MW]
Pro
du
cció
n G
en 2
[M
W]
Sin contingencia la carga de líneas y transformadores debe ser inferior al valor nominal. Con criterio deconfiabilidad N-1, la carga de líneas y transformadores debe ser inferior al valor de emergencia.
GAPSRepresentación mínima de la región segura de operación
Battery Energy Storage System
Función objetivo
Representación mínima de la región segura de operación
Sin contingencia la carga de líneas y transformadores debe ser inferior al valor nominal. Con criterio deconfiabilidad N-1, la carga de líneas y transformadores debe ser inferior al valor de emergencia.
GAPSRepresentación mínima de la región segura de operación
Battery Energy Storage System
Función objetivo
Producción Gen 1 [MW]
Pro
du
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n G
en 2
[M
W]
Representación mínima de la región segura de operación
Sin contingencia la carga de líneas y transformadores debe ser inferior al valor nominal. Con criterio deconfiabilidad N-1, la carga de líneas y transformadores debe ser inferior al valor de emergencia.
GAPSRepresentación mínima de la región segura de operación
Battery Energy Storage System
Función objetivo
Producción Gen 1 [MW]
Pro
du
cció
n G
en 2
[M
W]
∆𝐺1
∆𝐺2* El incremento del tamaño en la región segura de operación depende del tamaño y ubicación del BESS y de las restricciones de red del área
Incorporación de la representación mínima de la región segura de operación de Atlántico en el modelo de despacho
Periodo
1
2
3
45
6
78
9
10
11
1213
14
1516
17
18
19
2021
22
23
24
Menor distancia Euclidiana del vector de demandas de la
subárea
5representaciones
mínimas de la región segura
24representaciones
mínimas de la región segura. Una
por periodo
Incorporación de la representación mínima de la región segura de operación de Atlántico en el modelo de despacho económico
Una representación mínima de la región segura de operación
por periodo
Modelosin BESS
Modelocon BESS
Despacho económico sin BESS
Despacho económico con BESS
Modelado de la región segura de operación mediante restricciones adicionales al problema deoptimización. Sensibilidad de contar o no con BESS. Modificación de restricciones de intercambioentre áreas y de unidades mínimas. Sensibilidad de oferta de precios. Sensibilidad en varios díasde operación.
Estimación de beneficios en reducción de restricciones por la incorporación de baterías en Atlántico
Modelosin Baterías
(BESS)
Modelocon Baterías
(BESS)
Costo de Restricciones sin BESS
Costo de Restricciones con BESS
Estimación de beneficios por reducción de
restricciones al agregar baterías
Estimación de costos de restricciones
considerando la sensibilidad de precios
de oferta para varios días de operación
Ofertas de Tebsa y Flores
Vs. Precio Bolsa
Febrero 14 de 2017Mayo 17 de 2017Julio 18 de 2017
Ofertas (últimos 10 años)
% de Horas
Flores en mérito 7%Tebsa en mérito 11%Ambas en mérito 28%
Ninguna en mérito 54%
Estimación de beneficios de la instalación de baterías, considerando la diferencia en el costo total del despacho económico
Condición de Oferta (Tebsa y Flores Vs Precio de Bolsa)
% Ocurrenci
a 2010-2017
Beneficios de las Baterias (Millones de pesos por dia)
Beneficios de las Baterias (Millones de pesos por año)
Feb 14 de 2017
May 17 de 2017
Jul 18 de 2017
Feb 14 de 2017
May 17 de 2017
Jul 18 de 2017
Ninguna en merito (Caso Original) 54% 378 615 1.383 63.362 103.151 231.942
Flores en mérito 7% 67 52 960 1.514 1.187 21.797
Tebsa en mérito 11% 1.089 1.668 1.699 39.020 59.731 60.853
Ambas en merito 28% 348 147 283 30.185 12.727 24.557
TOTAL (Millones de pesos / año) 134.081 176.796 339.148
TOTAL (Millones de dólares / año) 44,69 58,93 113,05
Sensibilidad de beneficios
Análisis de sensibilidadesTodos los días del año Sin Domingos
MCOP MU$D MCOP MU$D
Caso más pesimista (52COPM) por día por todo el año
19.076 6 16.351 5
Caso pesimista ambas fuera de merito el 54% de los días
73.922 25 63.362 21
Caso de beneficio mínimo esperado 206.262 69 176.796 59
Valor de la inversión y supuestos análisis Beneficio / Costo
Propuestade valor
• Costo de la Batería:
• Asumiendo un total de 60 MW/120 MWh de sistemas de baterías distribuidasen tres subestaciones, son suficientes para aliviar las congestiones del área de Barranquilla con un costo de USD$60M.
• Se assume un WACC de 11.5%, y costos AOM anuales para las baterías de U$D15/kWh
• Se assume una vida útil de las baterías de 15 años.
AnálisisBeneficio/Costo:
Caso:
Caso mas pesimista sin domingos 5.45 5.45
Caso mas pesimista todos los dias 6.36 6.36
Caso pesimista ambas fuera de merito el 54% de los dias (Sin domingos) 21.21 21.21
Caso pesimista ambas fuera de merito el 54% de los dias 24.64 24.64
Base Feb 14 44.69 44.69
Base Mayo 17 58.93 58.93
Caso de beneficio mínimo esperado sin domingos 58.93 58.93
Caso de beneficio mínimo esperado 68.75 68.75
Base Julio 18 113.05 113.05
Beneficios [MU$D/Año]
Beneficios por restricciones
Indicadores Financieros – Todos los casos
Caso: Beneficios
[MU$D/Año]
Beneficos
netos año
VNA - Inversión a 15
años [MU$D]
ROI
[Años]TIR Real
TIR
NominalB/C
Caso mas pesimista sin
domingos 5.45 4.55 28.16- 13.19 2% 5% 0.53
Caso mas pesimista todos los
dias 6.36 5.46 21.80- 10.99 4% 7% 0.64
Caso pesimista ambas fuera
de merito el 54% de los dias
(Sin domingos) 21.21 20.31 82.10 2.95 33% 37% 2.37
Caso pesimista ambas fuera
de merito el 54% de los dias 24.64 23.74 106.10 2.53 39% 43% 2.77
Base Feb 14 44.69 43.79 246.39 1.37 73% 78% 5.11
Base Mayo 17 58.93 58.03 346.02 1.03 97% 103% 5.77
Caso de beneficio mínimo
esperado sin domingos 58.93 58.03 346.02 1.03 97% 103% 6.77
Caso de beneficio mínimo
esperado 68.75 67.85 414.73 0.88 113% 119% 7.91
Base Julio 18 113.05 112.15 724.68 0.53 187% 196% 12.08
RIESGOS - SOLUCIONES
1. Reducción de demanda en riesgo ante contingencias
2. Flexibilidad operativa de la generación de Tebsa y Flores
3. Reducción de restricciones – Generación de seguridad
4. Posibilidad de beneficios adicionales por regulación de voltaje, frecuencia y
DNA.
Conclusiones y Recomendaciones
1. Tecnología de almacenamiento con baterías es madura y presenta crecimientosimportantes en su uso.
2. Existen múltiples aplicaciones de almacenamiento en sistemas de potencia, quepermiten reducir restricciones y aumentar la flexibilidad de la operación.
3. Con la incorporación de 60MW/120MWh de baterías, repartidas en las subestacionesCentro 110 kV, Flores 34.5 kV y Oasis 110 kV se logra una reducción importante enrestricciones y los riesgos, permitiendo optimizar el uso de los recursos de un sistema depotencia.
4. Los beneficios de la incorporación de baterías en Atlántico podrían representar unbeneficio entre 5 y 113 millones de dólares al año, dependiendo de los diferentesescenarios.
5. Considerando solamente beneficios por reducción de restricciones, el periodo derecuperación de la inversión puede estar entre 0.5 y 13 años.
6. Particularmente para el caso de beneficio mínimo esperado, o mayor probabilidadde ocurrencia, se presenta una relación Beneficio / Costo de 7.9 y el retorno de lainversión se logra en 0.88 años.
Conclusiones y Recomendaciones
Aunque en la valoración económica de beneficios, solamente se consideran los
beneficios de la instalación de baterías para actuación ante contingencias en la red
de transmisión de área, también deben considerarse los beneficios por la reducción
de los riesgos de Demanda No Atendida y los servicios que típicamente puede
prestar un equipo BESS (Battery Energy Storage System) como pueden ser control
de voltaje, control primario y secundario de frecuencia, restablecimiento, soporte de
reservas con la integración de generación renovable, entre otros, que pueden llegar
a ser de gran importancia para el área Caribe y particularmente para Barranquilla.
Expectativas de operación de las baterías
La instalación de 60 MW/120 MWh de baterías:
Se busca una reducción importante enrestricciones y los riesgos, permitiendo optimizarel uso de los recursos de un sistema de potencia.
Ante la ocurrencia de contingencias – disparos de líneas de 110 kV o 34.5 kV del área de Atlántico y la
ocurrencia de sobrecarga en los equipos restantes del área, se debe realizar una reducción de las
sobrecargas resultantes, mediante la inyección de potencia de las baterías, evitando el disparo por
sobrecarga y permitiendo un tiempo suficiente (2 horas) para realizar alguna de las siguientes
maniobras operativas:
1. Cierre de la línea desconectada
2. Realizar cambios en la generación potencia en las plantas Tebsa y Flores
3. Realizar desconexión preventiva de demanda
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