Upload
lamtram
View
225
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
EXPERIENCIA EN EL SIC EN LA CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE CENTRALES ERNC
Andrés Salgado R.Director Técnico Ejecutivo CDEC SIC
Santiago, lunes 18 de abril de 2016
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN
SITUACIÓN ACTUAL
RESUMEN
PROYECTOS Y CONEXIONES
ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
Brasil Argentina Chile Paraguay Perú Ecuador Uruguay Bolivia
MW
Capacidad Instalada Demanda Máxima
SOLAR Y EÓLICO EN SUDAMÉRICA
3
Brasil Argentina Chile Paraguay Perú Ecuador Uruguay Bolivia
% Eólico + Solar 6,0% 0,6% 7,7% 0,0% 3,0% 0,0% 22,7% 0,2%
SOLAR Y EÓLICO EN SUDAMÉRICA
4
Hidro
Eólico
Solar
Térmico
Perú
Bolivia
Argentina
Uruguay
Paraguay
BrasilEcuador
Chile
0,2%
2,2%
2,2%
50,9%
35,3%
8,8%0,4%
SING
Hidroeléctrica Eólico Solar
Carbón Gas Natural Derivados Petróleo
Cogeneración
Potencia Bruta Instalada: 4.162 MW
40,5%
5,1%3,6%
16,0%
16,8%
15,4%2,6%
SIC
Hidroeléctrica Eólico SolarCarbón Gas Natural Derivados PetróleoBiomasa
Potencia Bruta Instalada: 16.112 MW
PRINCIPALES SISTEMAS INTERCONECTADOS DE CHILE
CARACTERÍSTICAS DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN EL SIC
6
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
II III IV V XIII VI VII VIII IX XIV X
570 MW
MW
Termoeléctrica Hidroeléctrica Eólica Solar
18%
18% de la capacidad instalada del SIC corresponde a hidroelectricidad ubicada en la VIII Región.
98%98% de la capacidad instalada en centrales solares se ubica en la III Región
75%75% de la capacidad instalada en centrales eólicas se ubica en la IV Región de Coquimbo
Potencia Bruta Instalada:
16.112 MW
Centrales térmicas se ubican principalmente en las III, V y XIII Regiones.
PROYECTOS EN CONSTRUCCIÓN2016
7
0
100
200
300
400
500
600
II III IV V XIII VI VII VIII IX XIV X
MW
Termoeléctrica Hidroeléctrica Eólica Solar
75%591 MW solares adicionales en la III Región
Proyectos en construcción:
933 MW
Potencia Bruta Instalada considerando proyectos en construcción:
17.045 MW
*Según Catastro de Nuevos Proyectos Abril 2016. No considera PMGD. Incluye proyectos con fecha de puesta en servicio hasta el año 2021.
CATASTRO DE NUEVOS PROYECTOS
8
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
II III IV V XIII VI VII VIII IX XIV X
MW
Termoeléctrica Hidroeléctrica Eólica Solar
75%Proyectos en construcción muestran un incremento de 2418 MW de centrales solares en el norte del SIC
*Según Catastro de Nuevos Proyectos Abril 2016. No considera PMGD. Incluye proyectos con fecha de puesta en servicio hasta el año 2021.
Totalidad de proyectos en catastro:
7.666 MW
Potencia Bruta Instalada considerando proyectos en catastro :
24.711 MW
Se proyectan cerca de 1000 MW eólicos en el sur del SIC
771 MW en la zona central
CRECIMIENTO DEL APORTE ERNC EN EL SIC
9
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
88 MW171 MW
259 MW378 MW
482 MW630 MW
835 MW
1.479 MW
2.125 MW
Centrales ERNC Centrales ERNC Acumulado
ERNC acreditado calculado de acuerdo a la terminología asociada a la aplicación de la Ley Nº 20.257.
CONTENIDO
10
SITUACIÓN ACTUAL
RESUMEN
PROYECTOS Y CONEXIONES
ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC
INTRODUCCIÓN
CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DE ERNC EN EL SIC
• Limitaciones en la transmisión
• Reducciones de generación solar y eólica
• Desafíos del pronóstico de los recursos solares y eólicos
11
-10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
USD
/MW
h
Hora
Zona Centro (A. JAHUEL 220 kV) Zona Norte (D.ALMAGRO 220 kV)
Zona Norte (P.AZUCAR 220 kV)
Costos Marginales 12 de abril de 2016
REDUCCIONES DE GENERACIÓN ERNCCENTRO DE DESPACHO DE ERNC
12Se incluyen reducciones San Andrés-Cardones
REDUCCIONES DE GENERACIÓN SOLAR Y EÓLICA
13Fuente: Panel de Control de Desempeño Febrero 2016 (www.cdecsic.cl)
SITUACIÓN ACTUAL
14
• Las restricciones de transmisión obedecen al lento desarrollo de estos proyectos.
• Dado el alto componente hidroeléctrico del SIC y su flexibilidad, ha sido posible aumentar la componente ERNC del sistema. Sin embargo, existen problemas en la zona norte debido a restricciones de transmisión y falta de flexibilidad de las centrales convencionales.
• El desarrollo de pronósticos se encuentra en un proceso de constante aprendizaje y se han desarrollado los primeros diagnósticos, que permiten optimizar la operación.
Transmisión Troncal
1 año 2 años 3 años 4 años 5 años 6 años
SolarEólica
TérmicaHidráulica
• Proyectos de transmisión llegan mas tarde que la entrada de centrales ERNC
MÉRITO DE PREDICCIONES EÓLICAS
• Para el corto plazo (1 a 3 horas) el pronóstico por persistencia es mejor que el pronóstico entregado por las empresas.
15
0
1
2
3
4
5
6
7
8
PR
ON
ÓST
ICO
REAL
Pronóstico empresa con horizonte de 1 hora
0
2
4
6
8
10
12
0 2 4 6 8 10 12
PR
ON
ÓST
ICO
REAL
Pronóstico por persistencia con horizonte de 1 hora
0
1
2
3
4
5
6
7
8
PR
ON
ÓST
ICO
REAL
Pronóstico empresa por el programa diario
0
2
4
6
8
10
12
0 2 4 6 8 10 12
PR
ON
ÓST
ICO
REAL
Pronóstico por persistencia diaria para el programa diario
• Con respecto al programa diario, es mejor utilizar la información entregada por el operador que usar pronóstico por persistencia (copiar el día anterior).
MÉRITO DE PREDICCIONES SOLARES
16
• La variabilidad del recursoeólico en ventanas de tiempolargas (desde un par de horashasta varios días) lleva a quela predicción por persistenciano sea recomendable.
• En general el pronósticoagregado presenta mejoresindicadores que lospronósticos de cada centralindividualmente.
Fuente: El mérito de cada pronóstico se realiza en base al cálculo del índice de desempeño RECMN y la siguiente fórmula:
𝑀é𝑟𝑖𝑡𝑜 =𝑅𝐸𝐶𝑀𝑁𝑝𝑒𝑟𝑠𝐷 − 𝑅𝐸𝐶𝑀𝑁𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎
𝑅𝐸𝐶𝑀𝑁𝑝𝑒𝑟𝑠𝐷∙ 100%
CONTENIDO
17
ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC
RESUMEN
PROYECTOS Y CONEXIONES
INTRODUCCIÓN
SITUACIÓN ACTUAL
ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC
18
• Se ha trabajado recogiendo la experiencia internacional en materia de renovables.
• Se ha realizado trabajo conjunto con el Ministerio de Energía, ambos CDEC y GIZ (Sociedad Alemana de Cooperación Internacional):
– Llevar un registro detallado de vertimientos de ERNC.– Aumentar la frecuencia de los pronósticos. Se recomienda cada 15 minutos.– Análisis post-operativo de cada CDEC para el proveedor del servicio.– Redundancia de pronósticos, contratar un proveedor propio.
• Auditoría a Centrales Térmicas 2014-2015-2016.
– Apunta a obtener mayor flexibilidad.
• Automatismo Zona Norte:
– Recomendación nace el año 2013 a partir del “Estudio de Operación de la Zona Norte del SIC en el Período 2014-2017 Resumen y Recomendaciones”.
– Coordinación de convenio entre Guacolda y 20 empresas con ERNC de la Zona Norte.– Implementación de la Fase 3 del Automatismo (EDAG Zona Norte).
GIZ: Deutsche Gesellschaft fürInternationale Zusammenarbeit
AUTOMATISMO ZONA NORTE
Fase 1 (implementada): Automatismo limita la sobrecarga de la línea Maitencillo–Nogales 220 kV y permite una transferencia de 240 MW.
Fase 2 (2015): Aumenta la capacidad operacional de la línea a 380 MW.
Fase 3 (2016): Se agrega la generación ERNC
• Algoritmo reduce generación cuando se produce una sobrecarga en estado normal en alguno de los tramos de 220 KV o cuando hay una falla de uno de los circuitos, desconectando generación de acuerdo a la siguiente prioridad:
Eólicos → Solares → Convencionales (Guacolda)
240 MW
Convencional: 1.576 MWERNC: 692 MW
800 MW
Automatismo Fase 1
AUTOMATISMO ZONA NORTE
Fase 1 (implementada): Automatismo limita la sobrecarga de la línea Maitencillo–Nogales 220 kV y permite una transferencia de 240 MW.
Fase 2 (2015): Aumenta la capacidad operacional de la línea a 380 MW.
Fase 3 (2016): Se agrega la generación ERNC
• Algoritmo reduce generación cuando se produce una sobrecarga en estado normal en alguno de los tramos de 220 KV o cuando hay una falla de uno de los circuitos, desconectando generación de acuerdo a la siguiente prioridad:
Eólicos → Solares → Convencionales (Guacolda)
380 MW
Convencional: 1.851 MWERNC: 1.329W
800 MW
Automatismo Fase 3
AUTOMATISMO ZONA NORTE
21Nota: Estimación representada como promedio de bloques de 8 horas.
• Ahorros estimados para los productores por operación del automatismo durante el 2015: 10,3 Millones de USD.
• 115,6 GWh dejaron de verterse debido a la implementación de este automatismo.
CONTENIDO
PROYECTOS Y CONEXIONES
RESUMEN
INTRODUCCIÓN
SITUACIÓN ACTUAL
ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC
DETERMINACIÓN DE LOS PUNTOS DE CONEXIÓN AL STT
• El alto incremento de proyectos renovables, ha significado un fuerte aumento en las solicitudes de conexión al SIC.
• A partir de las modificaciones normativas del 2014, la decisión de aceptar la conexión de proyectos al Sistema Troncal debe cumplir con tanto con restricciones técnicas como criterios económicos.
• Los CDEC tienen las facultades para evaluar y aprobar cada punto de conexión intermedio en tramos del sistema troncal.
• La metodología establecida y su aplicación a los tramos del SIC deben ser consideradas por los desarrolladores de nuevos proyectos.
23
• La Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) revisa al menos una vez al año los criterios utilizados para la determinación de los Puntos de conexión y desarrolla seminarios técnicos para dar a conocer estos criterios.
SOLICITUDES DE PUNTO DE CONEXIÓN
24
• Solicitudes 2015: 12 app
• Solicitudes en lo que va del 2016: 5
• Criterios para la definición de Área de Conexión Óptima:– Criterios económicos: se evalúa el costo que significa la conexión para el
sistema troncal versus el costo que tendría para el desarrollador.
– Criterios de capacidad de transmisión (limitación operativa): la conexión no debe generar reducción de capacidad de transmisión en el tramo
– Posibilidad de desarrollo: se evalúa un punto óptimo para la conexión conjunta de proyectos que estén en Catastro.
• Actualmente, se está trabajando en una metodología para seccionar circuitos en líneas de 500 kV que será incluida en la nueva versión del informe:– Se deben considerar cambios en compensaciones reactivas diseñadas para
líneas del 500 kV sin seccionamientos.Ejemplo de tramo troncal con 7
proyectos catastrados.
OTROS DOCUMENTOS Y ESTUDIOS PARA FACILITAR EL PROCESO DE CONEXIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES:
• Otros documentos publicados para facilitar el proceso de conexión de nuevas instalaciones:– Guía de Cálculo de Capacidad Técnica
– Guía de nuevas conexiones.
– Criterios acceso abierto de acceso para el diseño de Subestaciones.
– Guía de Criterios de Diseño de las Nuevas Subestaciones Eléctricas que Seccionan el Sistema de Transmisión Troncal.
– Implementación Plataforma DPD .
• Estudios:
• - Adicionalmente a los estudios realizados a la fecha, se está en etapa de desarrollo de un estudio ampliado de integración de ERNC, post interconexión capacidad, flexibilidad, modos de operación, planificación, variabilidad.
25
CONTENIDO
26
RESUMEN
NUEVOS PROYECTOS Y CONEXIONES
INTRODUCCIÓN
SITUACIÓN ACTUAL
ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC
RESUMEN
27
• Chile ha avanzado y avanza fuertemente en una matriz ERNC, principalmente solar y eólica.
• Sin embargo, la velocidad de puesta en servicio de estos proyectos ha ido mas lenta que el desarrollo en transmisión.
• Los actuales desarrollos en transmisión permitirán un mejor aprovechamiento de la generación ERNC.
• Se han implementado automatismos y se trabaja en mejorar los pronósticos eólicos y solares.
• Se crea el Centro de Despacho de Energías Renovables.
• Dada el alto número de proyectos se han implementado criterios de conexión y diseño de subestaciones para conectarse al sistema troncal.
• Adicionalmente, se efectúan reuniones periódicas con desarrolladores para coordinar las diferentes actividades que son exigencias a nuevos proyectos.
• El desafío futuro es juntar las experiencias del SIC y SING en esta materia considerando el proceso de integración e interconexión.
Gracias
@CDECSIC
www.cdecsic.cl