Impacto de los Sistemas de Almacenamiento de …...2019/01/14 · Impacto de los Sistemas de Almacenamiento de Energía en la Operación del Sistema Eléctrico Nacional Ernesto Huber

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Impacto de los Sistemas de Almacenamiento de

Energía en la Operación del Sistema Eléctrico

Nacional

Ernesto Huber

Coordinador Eléctrico Nacional

www.coordinador.cl

Agenda

❑ Sistema Eléctrico Chileno

❑ Sistemas de Almacenamiento de Energía: Hidro, BESS

❑ Condiciones de Operación del Sistema

❑ Desafíos “futuros”

❑ Comentarios finales

3www.coordinador.cl Coordinamos la Energía de Chile@coord_electrico YouTube Linkedin

NATIONAL ELECTRIC COORDINATOR: CHILEAN ISO

Chile has a long

electric grid


Chile in comparison


Electric Systems – TotalNational System (2018)

• Installed Capacity: 24,487 MW (+3.2%)

• Energy Generated: 76,526 GWh (+3.1%)

• Peak Demand: 10,570 MW (+3.6%)

• ISO: Coordinador Eléctrico Nacional

11

SEN

3.100 km

Capacity & energy by fuel type

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Thermal Hydro Solar Wind Geothermal

Installed capacity MW Energy generated GWh

www.coordinador.cl

Agenda


❑ Sistemas de Almacenamiento de Energía: Hidro,

BESS





Sistemas de Almacenamiento de Energía

Embalse

Volante de inercia

Bancos de baterías

Concentrador Solar

Almacenamiento mediante

Centrales de bombeo


(*)

• Laja: considera la energíagenerada por la serie El Toro,Antuco, Rucúe y Quilleco.

• La Invernada: considera laenergía generada por la serieCipreses, Isla, Curillinque yLoma Alta.

• Colbún: considera la energíagenerada por la serie Colbún,Machicura y San Ignacio.

0

1000

2000

3000

4000

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6000

7000

8000

9000

10000

(GW

h)

ENERGÍA EMBALSADA EN EL SEN 1994-2018 (*)

LAJA (*)

LA INVERNADA (*)

COLBUN (*)

RAPEL

CHAPO

RALCO

EMBALSE MELADO

EMBALSE PANGUE

Embalses - Almacenamiento de Energía


Energía Afluente - Almacenamiento de Energía

Escasez hídrica

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10.000

15.000

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30.000

35.000

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0-6

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4

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6

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7

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8

[GWh]

AÑO HIDROLÓGICO

Energía afluente anual al Sistema

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5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

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5

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9

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5

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4

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2

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4

07-0

8

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3

62-6

3

16-1

7

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7

68-6

9

98-9

9

[GWh]

AÑO HIDROLÓGICO

Energía afluente anual al Sistema

18-19

82%

Pbb.Exc

1 0www.coordinador.cl Coordinamos la Energía de Chile@coord_electrico YouTube Linkedin

Necesidad de BESS en el SEN (previos a la interconexión – año 2007)

Nace como una necesidad particular en el Sistema Interconectado del Norte Grande considerando

• Baja capacidad de aporte de las unidades carboneras al CPF (entre 1 y 3 MW/min)

• Tasas de variación de demanda de hasta 12 MW/min

Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías - BESS


Uso de BESS en el SEN


Requerimientos SING al año 2007

➢ Todas las unidades deben asegurar su

aporte al CPF, comprometido según

tecnología.

➢ Para eso las unidades generadores deben

operar a una capacidad máxima menor a

la capacidad nominal.

➢ Estudio establece que para garantizar el

aporte de CPF:

▪ Unidades térmicas a carbón deben

mantener al menos un 7% de reserva

en giro.

▪ Ciclos Combinados deben mantener

entre un 10 a 15% de reserva en giro

para evitar restricción por activación

del control de temperatura.

Res_Primaria

Res_Giro_Util

Capacidad utilizada Mín. Técnico

Despacho actual

Potencia Máxima de Despacho

Potencia Máxima (Nominal)

Reserva Total

Res_Pronta

Res_Detenida_CP

Reserva pronta disponible en tiempos de 0 a 15 minutos

Reserva fría disponible en tiempos de 15 a 120 minutos

Reserva F/S

RG para CSF

RG para garantizar CPF

(7 al 15 % )

Nivel 0

Rango regulación

Oportunidad para reemplazar el aporte al CPF, a través del BESS, logrando subir el

despacho máximo desde el 93% al 96% para el caso de unidades carboneras.



B E S S e n e l S E N

BESS Cochrane 20

MW(octubre 2016)

BESS Angamos 20

MW(febrero 2012)

BESS Andes 12,8

MW(marzo 2009)

BESS Arica 2

MW(en pruebas)

1 3www.coordinador.cl Coordinamos la Energía de Chile@coord_electrico YouTube Linkedin 13

Principales características de los BESS instalados

BESS COCHRANE

Ajuste S/E Angamos S/E Andes S/E Cochrane

Frec. Activación UF [Hz] 49,8 49,8 49,6

Frec. Desactivación UF [Hz] 49,9 49,9 49,7

Frec. Activación OF [Hz] 50,3 50,3 50,4

Frec. Desactivación OF [Hz] 50,1 50,1 50,3

Estado de Carga SOC 75% (5MWh) 75% (3,2MWh) 75% (5MWh)

Etapas y capacidad 10 eq., 2 MW c/u 8 eq., 1,6 MW c/u 10 eq. 2 MW c/u

Inyección de potencia 20 MW@15 min 12,8 MW@15 min 20 MW @ 15 min

Absorción de potencia 20 MW@ 3 min 12,8 MW@3 min 20 MW@ 3 min


Respuesta de los BESS – Casos reales 1

49,30

49,50

49,70

49,90

50,10

50,30

50,50

50,70

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

17:2

1:0

0

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2:0

0

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2:3

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0

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0

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1:0

0

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0

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3:3

0

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4:0

0

Fre

cu

en

cia

[H

z]

Po

ten

cia

Acti

va [

MW

]

Aporte BESS vs Tiempo

BESS ANGAMOS

BESS ANDES

BESS COCHRANE

Frecuencia

Salida intempestiva CTA 140 MW

09/08/2016 17:22:00 (pre-interconexión)



Salida intempestiva Central Cochrane 200

MW

12/08/2016 16:10:00 (pre-interconexión)

49,30

49,50

49,70

49,90

50,10

50,30

50,50

50,70

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

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10,00

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20,00

25,00

16:0

9:0

0

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9:3

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0

16:1

0:3

0

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0

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1:3

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2:0

0

16:1

2:3

0

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0

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4:0

0

16:1

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0

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0

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5:3

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0

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0

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1:0

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16:2

2:0

0

Fre

cu

en

cia

[H

z]

Po

ten

cia

Acti

va [

MW

]


BESS ANGAMOS

BESS ANDES

BESS COCHRANE

Frecuencia



Sobrefrecuencia pérdida de 800 MW aprox

07/11/2018 17:21:00

49,1

49,3

49,5

49,7

49,9

50,1

50,3

50,5

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50,9

-25

-20

-15

-10

-5

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5

10

15

20

25

17:20:00 17:27:12 17:34:24 17:41:36 17:48:48 17:56:00

Fre

cuen

cia [

Hz[

Po

ten

cia

Acti

va [

MW

]


BESS ANGAMOS

BESS ANDES

BESS COCHRANE

Frecuencia



Salida intempestiva Central IEM 381 MW

03/12/2018 05:40:00

49,3

49,5

49,7

49,9

50,1

50,3

50,5

50,7

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

5:37:00 5:38:26 5:39:53 5:41:19 5:42:46 5:44:12 5:45:38

Fre

cu

en

cia

[H

z[

Po

ten

cia

Acti

va [

MW

]


BESS ANGAMOS

BESS ANDES

BESS COCHRANE

Frecuencia

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Agenda





❑ Comentarios Finales

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Interconexión en 500 kVhasta S/E N. Cardones

Tx.max (sist.500kV)=200 MW


Noviembre-Diciembre 2017

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Interconexión en 500 kVhasta S/E N. Maitencillo



Enero - Abril 2018

www.coordinador.cl

Interconexión en 500 kVhasta S/E Pan de Azúcar



Mayo 2018


Restricciones de Transmisión

Fuente: Resumen Ejecutivo Operación, 5 de septiembre de 2018

Zona Norte

Chico:

D.Almagro -

Los Vilos

Dda: 900 MW

-1.000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

LosChangos500->Cumbres500 PAzucar220->Sur

0

500

1.000

1.500

2.000

Norte de P. de Azúcar

Pasadas Térmico Eólicas Solar

Zona Norte

Grande: Arica

– CumbresDda: 2500 MW

900 MW

400 MW

Nuevos

Mínimos

Técnicos

Reducción

Z.Norte:

700 MW

aprox.

SEN:

>1200

MW

Automatismo

Zona Norte


Los desafíos continúan

Fuente: Resumen Ejecutivo Operación, 5 de septiembre de 2018

- Aún falta capacidad

de Tx para integración

de ER-V

- GNL inflexible

- Escenarios de baja

demanda

- Restricciones de

seguridad: reserva,

inercia, control de

potencia reactiva


Power System Transformation: VRE

CHILE

~ 12%

North SEN

~ 30 - 40%


Eclipse Solar Total – La Serena, Chile 02.07.2019

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:00

Gen

era

ció

n [

MW

]

Efectos Previstos del Eclipse en Generación PV

PV 02-07-2019

Efecto Eclipse

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Agenda







Capacidad Instalada: ER-V


Demanda Prevista 2021

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Pote

nci

a [M

W]

Tiempo[h]

NCRE Law+30%. NCRE Law Demand Net demand Net demand +30%

3600 MW

En 2 horas la demanda netadecrece:800 MW (NCRE según Ley)y 1.200 MW (NCRE Ley+30%)

En 4 horas la demanda netaaumenta:1.600 MW (NCRE según Ley)y 2.400 MW (NCRE Ley+30%)


SISTEMAS DE

ALMACENAMIENTOFLEXIBILIDAD

Desafíos para la Integración de ERV


ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA

Potencia

generada

Tiempo

Tiempo

Generación Consumo

Perfil de generación con bajo factor de planta

Disminución de potencia máxima e

incremento del factor de planta

Generación inyectada por el

generador al consumo

Almacenamiento

(+) descarga

(–) carga

Potencia neta

-

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Agenda






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Oportunidad para Sist.Almacenamiento:

Resiliencia del Sistema Eléctrico Terremoto: 27 de

febrero de 2010 • Richter 8.8; 03:34 hrs.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Demanda [MW] 27/02/2010

Incendios: verano 2016-2017

Sequía: desde 2010-2018…hasta...

PRS

Operación IslaMicroredes

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En el Futuro Cercano…

• Mercado de SSCC: Oportunidad para ER.

• Primeras Pruebas de SSCC con una Planta

FV 141 MW, construido sobre la experiencia

de California (CAISO, NREL, First Solar).

• Generación Distribuida: Micro redes

• Sistemas de Almacenamiento: BESS, PSH

• HVDC

• Resonancia Subsíncrona

• Descarbonización de la Red Eléctrica

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Impacto de los Sistemas de Almacenamiento de

Energía en la Operación del Sistema Eléctrico

Nacional

Ernesto Huber

Coordinador Eléctrico Nacional

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