Flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional: Desafíos y oportunidades desde la Coordinación del Sistema

Transcripción

1 Flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional: Desafíos y oportunidades desde la Coordinación del Sistema CONGRESO BIENAL INTERNACIONAL 2017: Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios

2 Contexto Integración de ERNC y Flexibilidad

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7 CARACTERÍSTICAS TECNOLOGÍA ERNC (EÓLICO Y SOLAR FV) RECURSO PRIMARIO 1 o Estocástico (incertidumbre) o Variable en el tiempo y entre zonas o Nulo o bajo aporte de inercia TECNOLOGICO 2 o Bajo aporte de corriente de cortocircuito o Potencial para proveer SSCC o Tamaño modular/escalable LOCALIZACIÓN 3 o Tiempos de construcción menores a desarrollos de nueva transmisión o Concentración

8 RECURSO DE FLEXIBILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL GENERACIÓN TRANSMISIÓN DEMANDA FLEXIBLE INTERCONEXIONEMERCADO S OTROS SISTEMAS (GAS, TRANSPORTE, OTROS) Max Hidroeléctricas Bajo Ciclos combinados enmallamiento Pasiva SING-SADI ~200 MW Ausencia de incentivos Sin integración

9 Requerimientos de flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional

10 IMPACTOS EN LA OPERACIÓN: FLEXIBILIDAD Día de Verano Año 2021 Día de Invierno Año 2021

11 FLEXIBILIDAD: TEMPORAL Y ESPACIAL (Año 2021) ERNC HIDRO TÉRMICO OTROS DEMANDA

12 REGIMEN OPERATIVO DEL PARQUE TÉRMICO Partidas/Paradas y rampas (MW/min) GNL Carbón

13 VARIACIÓN INTRA-DIA DE INERCIA Demanda neta mínima Crucero Zona norte Chacay a 1,61 Demanda neta alta 2,18 Los Changos Nueva Cardones 0,33 0,60 Nueva Maitencill o Polpaico Zona centro Rap el 0,58 1,18 Alto Jahuel Ancoa Charrúa 1,31 Zona sur Puerto Montt 0,21 Hsistémica=4,05 [s] 2,16 0,26 Hsistémica=6,38 [s]

14 Acciones del Coordinador Eléctrico Nacional

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19 IMPLEMENTACIÓN DE CONTROL AUTOMATICO DE GENERACIÓN (AGC) Operación SING sin AGC (8-22 de Mayo) Sin AGC la frecuencia no lograba mantenerse dentro de la banda de ±0.2 Hz el 97% del tiempo (NT). Con AGC el control de frecuencia ha cumplido con creces la NT con cumplimientos diarios históricos de 99.84% del tiempo. Se observa que la media de frecuencia con AGC se encuentra en los 50 Hz. Frecuencia: 50 Hz Operación SIG con AGC (10-24 de Julio)

20 IMPLEMENTACIÓN DE CONTROL AUTOMATICO DE GENERACIÓN (AGC) Operación SIC sin AGC (8-22 de Mayo) Frecuencia: 50 Hz Operación SIC con AGC (10-24 de Julio) Sin AGC se cumple la NT, producto de la capacidad de regulación las unidades hidráulicas El AGC, ha logrado disminuir la banda de desviación de frecuencia y ha permitiendo gestionar en forma más eficiente los recursos de CSF vía el uso del DE.

21 Próximos pasos del Coordinador en materia de Flexibilidad

22 DESAFÍOS EN LA COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA (CHT) Centrales hidroeléctricas de embalse serán una fuente relevante de flexibilidad operativa para gestionar escenarios con altos niveles de generación ERNC. Dicha fuente podría ser sólo aparente de no contar con disponibilidad hídrica.

23 DESAFÍOS EN LA COORDINACIÓN HIDRO-TÉRMICA (CHT) Nuevas orientaciones Aporte de centrales de embalse para cubrir mayores requerimientos de flexibilidad (representación cronológica). Menor disponibilidad de recursos hídricos (cambio climático). Disponibilidad del sistema de transmisión para transportar grandes flujos de energía. Determinar costos sombra de la inflexibilidad de corto plazo en el valor del agua embalsada. Línea 1: Revisión del problema CHT a resolver Levantamiento del problema de optimización (revisión de restricciones existentes y nuevas, así como su modelación) Propuesta de estrategia para resolver nueva versión del problema de CHT. Proceso de selección de herramienta de optimización y desarrollo de interfaces y aplicaciones. Línea 2: Pronósticos de caudales CP y LP Nuevas metodologías de pronósticos de caudales de corto y largo plazo. Mejoramiento sistemas de información de caudales.

24 NUEVO SISTEMA DE PRONÓSTICO DE CAUDALES (ABRIL 2018) Proyecciones Meteorológicas A Lluvia y temperatura Proyecciones Meteorológicas B Lluvia y temperatura Data histórica Caudales, lluvia y temperatura Modelo hidrológico físico Cuenca I Modelo hidrológico físico Cuenca II Modelo hidrológico físico Cuenca n Generación de escenarios para cada etapa del horizonte de optimización Módulo de Coordinación Hidro-térmica o Basado en un modelo hidrológico físico internacional que permite internalizar la topología de las cuencas. o Uso de modelos meteorológicos para anticipar crecidas. o Generación de escenarios para modelar incertidumbres (lluvias y temperaturas). o Pronósticos con frecuencia y resolución diaria para facilitar una operación más segura y más óptima del Sistema Eléctrico Nacional.

25 DESAFÍOS EN LA COORDINACIÓN DE CORTO PLAZO - SSCC Situación futura Situación actual Respuesta inercial Control primario de frecuencia Control secundario Control secundario de de frecuencia frecuencia Nuevos requerimientos, categorías y proveedores de SSCC. Reserva en giro y reserva fría Control rápido de frecuencia Gestionar variabilidad demanda neta e intercambios Capacidades individuales y requerimientos sistémicos (Por ej: reservas zonales) Restitución de reservas Rampa (MW/min) para cambios profundos en la demanda neta Licitaciones y subastas Mantener flujos en transmisión bajo valores límites pre-contingencia T T+1 seg T+2 seg T+20 seg Respuesta natural unidades generadoras T+120 seg Controladores (MW/hz) descentralizados T+5 min T+15 min Control centralizado (Ej: AGC) T+30 min Control manual T+60 min Optimización (Despacho económico)

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27 DESAFÍOS EN LA COORDINACIÓN DE CORTO PLAZO SSCC Nuevas orientaciones Mejorar representación de restricciones técnicas existentes y nuevas. Aumento de requerimientos, categorías y proveedores de SSCC. Asignación de SSCC mediante subastas. Incorporación de nuevas tecnologías (almacenamiento) Mayor frecuencia de adaptaciones del parque generador. Línea 1: modelamiento Procesos de rampas Nuevas tecnologías Mayor granularidad (intra-hora) Nuevas restricciones (inercia, restricciones ambientales, requerimientos zonales) Co-optimización (capacidades individuales y precios de SSCC) Línea 2: Corrección óptima de desbalances generación-demanda Integración de herramientas de optimización con aplicaciones de red (EMS: estimador de estados,análisis de contingencias, entre otros).

28 COMENTARIOS FINALES o La dinámica (horaria, diaria, anual) del Sistema Eléctrico Nacional se prevé siga cambiando producto de mayores fuentes de variabilidad e incertidumbre en la generación (ERNC, hidro) y demanda, implicando mayores requerimientos de flexibilidad. o Ante la creciente necesidad de flexibilidad del Sistema Eléctrico, el Coordinador a implementado nuevas reglas de operación, herramientas y auditorías para una gestión más eficiente de los recursos flexibles. o Adicionalmente, se han desarrollado estudios y análisis para identificar y priorizar nuevos desafíos operativos y sus soluciones. o La adaptación de las herramientas de optimización y sus datos de entrada serán cruciales para asegurar una operación flexible, bajo estándares de seguridad y eficiencia.

29 EJES DE TRANSFORMACIÓN e I2D Ejes de TRANSFORMACIÓN Investigación Desarrollo Innovación Infraestructura y servicios: Digitalización - Sistemas de comunicaciones- Big Data - Inteligencia Artificial Red del Futuro

30 Flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional: Desafíos y oportunidades desde la Coordinación del Sistema CONGRESO BIENAL INTERNACIONAL 2017: Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios