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CDEC SING Patricio Valenzuela Mayo 2015
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CENTRO DE DESPACHOECONÓMICO DE CARGA SISTEMA INTERCONECTADO NORTE GRANDE
Efectos Técnico-Económicos dela Integración de Energía Eólica ySolar en el SING - Escenario año2017
Patricio Valenzuela V.
CDEC-SING
1
Evaluar la capacidad que tendría el SING el 2017para gestionar una integración masiva de ERNC,considerando para ello la topología prevista parael parque convencional, expansión del sistemade transmisión y demanda esperada, y teniendocomo foco el desempeño en el control defrecuencia, régimen operativo del parquegenerador convencional y costos globales deoperación.
Objetivo
3
Aspecto Estudio ERNC 2012 Estudio ERNC 2015 Pre-despacho Casos particulares Optimización anual
(optimización de 3 días)
AGC Modelo simplificado (Matlab - uninodal)
Modelo Específico (DigSilent -BD SING)
Solo algunos casos Todos los escenarios
CPF X √
Interconexión SING-SADI X √
Efecto cambio régimen operativo X √
Horizonte 2014 2017
Generación Máxima Bruta [MW] 2450 2750
Crecimiento de la Capacidad del Parque convencional [MW]
0989
(kelar 517 y Cochrane 472)
Penetración ERNC evaluada [MW] 150-750 900-1500
Comparación estudio ERNC 2012 v/s 2015
Escenarios analizados
EscenarioCapacidad instalada
[MW]
Capacidad Fotovoltaico
[%]
CapacidadTermosolar
[%]
CapacidadEólica
[%]
Penetración en energía
[%]
Máxima penetración instantánea
[%]E1 (*) 937 78,6 11,7 9,6 11 30
E2 1232 75,6 8,9 15,4 15 40E3 1452 79,3 7,5 13,1 18 49E4 922 68,5 0 31,5 13 33E5 1237 61,8 8,3 29,7 16 41
6
METODOLOGÍA
7
Demanda
netaGeneración
Frecuencia del SING
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0 24.0
Pote
ncia
[MW
]
Tiempo [h]
Demanda neta
Caso base E1 E2 E3 E4 R5E5
Análisis realizados: •Requerimientos de reserva en giro.•Efecto en el pre-despacho: costo de operación sistémico y cambios en el régimen operativo de generadores convencionales.•Influencia en la inercia sistémica y respuesta primaria de frecuencia.•Análisis de la regulación secundaria de frecuencia.
METODOLOGÍA
Análisis estadístico paradeterminar la reserva paraenfrentar la variabilidad.
Optimización de la operacióndel sistema con horizonteanual, resolviendo problemassemanales, utilizando bloquesde 4 horas (mediante Plexos).
Desconexión de unidadesgeneradoras convencionalesconsiderando máximapenetración instantánea deERNC (mediante DigSilent).
Rampas de máximas dedemanda neta de cadaescenario, con AGC con dedistintas velocidades (medianteDigSilent).
8
METODOLOGÍA
RESERVA EN GIRO
Debido a perfiles de demanda neta y las restricciones propias del parque a carbón (tiempos mínimos deoperación/detención) los requerimientos de RG son cubiertos en forma natural por el parque convencional queno sale de servicio.
Requerimiento de reserva en giro(RG) aumenta entre 2 y 3 veces, conrespecto al caso base.
Restricción de RG se activa menosdel 8% del tiempo para los escenarioevaluados, como resultado del pre-despacho.
Resultados
Caso base
E1
E2
E3
E4E5
0
50
100
150
200
0 2,5 5 7,5 10 12,5 15 17,5Re
qu
eri
mie
nto
de
re
serv
a [M
W]
Energía [%]
90/10 70/30
10
INERCIA Y RESERVA PRIMARIA
La inercia y reserva primaria disminuyen de forma marginal (UUGG en su mayoría permanecen en servicio),debido a las restricciones operativas del parque generador a carbón.
Se requiere el retiro de sólo 1 a 3 unidades convencionales con respecto a un caso base.
No se evidencia un deterioro importante del desempeño del SING, en el control de frecuencia, ante eventos dedesconexión de una unidad generadora convencional.
EscenarioReserva primaria promedio obtenida del pre-despacho
[MW]Caso base 138
E1 131E2 125E3 116E4 134E5 121
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
49.1
49.15
49.2
49.25
49.3
49.35
49.4
49.45
49.5
49.55
49.6
Caso base E1 E2 E3
Ine
rcia
sis
tém
ica
[s]
Nad
ir [
Hz]
Desconexión de unidad de 150 MW
Inercia (en base 1000 MVA) Frecuencia mínima
Resultados
11
CONTROL DE FRECUENCIA SECUNDARIO
Resultados
E0
E1E2
E3
0
2
4
6
8
10
12
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
Tasa
de
to
ma
de
car
ga
req
ue
rid
a 1
5 m
in.
[MW
/min
]
Penetración Energía ERNC [%]
1 ge
ne
rado
r carbó
n
Rango de tasa según tecnología para CSF
2 ge
ne
rado
res carb
ón
1 ge
ne
rado
r gas natu
ral
AG
C 2
o m
ás gen
erad
ore
s
EscenariosVariabilidad de la
demanda neta esperada
[MW/min] (*)
Tasa de toma de carga conjunta
mínima del AGC [MW/min]
Caso base 3,4 4E1 7,6 11E2 9,4 15E3 11,3 15E4 7,1 11E5 8,3 11
Actualmente, un AGC es fundamental para cumplir con los estándares deseguridad y calidad de servicio.
Bajo una integración de ERNC importante, el CSF manual se tornaimpracticable.
La tasa de toma de carga conjunta mínima del parque generador consignadoal AGC debe ser mayor que la variabilidad de la demanda neta esperada.
(*) Variabilidad calculada en intervalos de 15 minutos. Variabilidad actual de la demanda neta del SING es de 2,7 MW/min (Fuente: Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas)
12
PRE-DESPACHO
Estacionalidad de los costosresultantes.
El costo medio de operación anualdisminuye respecto al caso base.
Análisis no considera efecto delmayor régimen de partidas ydetenciones de unidadesconvencionales.
EscenariosCosto medio de
operación [USD/MWh]
Costo medio de operación respecto
caso base [%]Caso base 42,3 100 %
E1 36,2 86 %E2 34,8 82 %E3 33,8 80 %E4 37,4 88 %E5 34,4 81 %
32,0034,00
36,00
38,00
40,00
42,00
44,00
USD
/MW
h
Caso base E1 E2 E3 E4 E5
Resultados
0
100
200
300
400
500
600
700
E0 E1 E2 E3 E4 E5
Can
tid
ad d
e p
arti
das
Escenario
Carbón Gas natural
13
PARTIDAS Y DETENCIONES
Cambio del régimen operativo.
Aumento del número de partidas/detenciones deunidades convencionales (C.C. podrían tener unapartida y detención diaria en los casos de mayorintegración ERNC).
Resultados
Evaluación de caso Ejemplo:• C.C según régimen operativo resultante delpre-despacho.•Actualización del CVNC, conforme aprocedimiento actual y costos de MMinformados.
0
100
200
300
400
500
600
700
E0 E1 E2 E3 E4 E5
Can
tid
ad d
e p
arti
das
Escenario
Carbón Gas natural
14
INTERCONEXION SING - SADI
Interconexión con transferencia permanente, disminuye el número de partidas y detenciones de generadores a gasnatural, pero aumenta el número de partidas/detenciones de unidades a carbón con mayor costo variable.
Interconexión variable y correlacionada con la inyección de ERNC, las partidas y detenciones, tanto para losgeneradores a gas natural como a carbón, disminuyen.
Tecnología E1 E1-SADI-constante E1-SADI-variable
Carbón 57 100 50
Gas natural 181 150 69
0.0020.0040.0060.0080.00100.00120.00140.00160.00
48.8
49
49.2
49.4
49.6
49.8
50
Ine
rcia
sis
tém
ica
[s]
Nad
ir [
Hz]
Desconexión de unidad de 150 MW
Inercia (en base 1000 MVA) Frecuencia mínima
La interconexión con el SADI aumenta lainercia y reserva primaria del sistemainterconectado, lo que permite que elsistema mantenga elevados niveles deseguridad ante los eventos de falla
estudiados.
Resultados
15
Los desafíos de CSF del SING se transforman en un desafío para el control del intercambio programado.
La tasa de toma de carga conjunta mínima del AGC requerida para controlar la interconexión dependerá de las
políticas de operación que se establezcan para una operación interconectada del SING y el SADI.
EscenariosVariabilidad de la
demanda neta esperada
[MW/min]
Desvío del intercambio programado [MW]
AGC de4 MW/min
AGC de7 MW/min
AGC de11 MW/min
AGC de15 MW/min
Caso base 3,4 6,9 3,8 3,8 3,8
E1 7,6 36,9 23,0 10,2 10,2
E2 9,4 50,4 36,1 13,4 13,4
E3 11,3 64,4 50,1 29,3 16,7
E4 7,1 33,2 19,4 9,4 9,4
E5 8,3 42,1 27,9 11,5 11,4
(*) En rojo: Desvíos de intercambio mayores a 20 MW
Resultados
16
INTERCONEXION SING - SADI
TABLA RESUMEN
EscenarioCapacidad
instalada de ERNC [MW]
Aspectos claves
Partidas anuales de
generadores convencionales
Requerimiento de reserva en
giro
Gradiente de demanda neta
Tasa de toma de carga
mínima del AGC
Costo medio de operación promedio
CVNCPotencia máxima a
desconectar
Horas a mínimo técnico
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
Grado Complejidad
Bajo
Alto
Complejidadglobal
escenario
El escenario que considera interconexión con el SADI y flujo variable, representa menor complejidad paragestionar la variabilidad.
En contrapartida, se encuentra el escenario E3 - el de mayor monto de penetración ERNC con el SING aislado (sininterconexión con el SADI) - , en el cual existen aspectos principalmente de régimen operacional del parquegenerador que pueden ser críticos.
(*) Factor del CVNC referencia de la evaluación sobre una unidad particular
Resultados
(*)
17
• El SING podría gestionar montos de ERNC evaluados, considerando el desarrollo ymejoras previstas para el sistema en el mediano plazo.
• La flexibilidad de unidades generadoras es clave para absorber la variabilidad de laDemanda Neta (Demanda menos ERNC) resultante y permitir una integración ERNCsegura y eficiente.
• Incrementar el CVNC de unidades flexibles, producto del régimen operativo, podríadejarlas F/S, por lo que dicha flexibilidad debiera considerarse como un servicio.
• La interconexión con el SADI permitiría aumentar los niveles de seguridad.
• Transferencias dinámicas entre SING-SADI, coincidentes con la inyección ERNC en elSING, permitiría mitigar los impactos operativos de esta inyección.
• Los resultados de este estudio, en cuanto al aporte de la interconexión SING –SADI,podrían ser extrapolables, en cierta medida, a los resultados que se podrían obtenera la interconexión HVAC con el SIC.
CONCLUSIONES
19
• Monitoreo permanente de la Demanda Neta y desarrollar modelo de predicción ERNCa nivel sistémico (corregir desadaptaciones) .
• Evaluar incorporar nuevas restricciones en el pre-despacho (tasa mínima de toma ybajada de carga predictibilidad en la determinación de reservas).
• Definir unidades convencionales candidatas a realizar CSF vía AGC establecer lógicasde operación para el AGC, garantizando desempeño.
• Seguimiento al régimen operativo de unidades convencionales identificar eventualesefectos sobre las políticas de mantenimiento y costos asociados evaluarmecanismos que incentiven una mayor flexibilidad vía reconocimiento del servicio deCycling.
• Realizar estudios similares de largo plazo, que entreguen señales de desarrollo óptimodel sistema de transmisión.
RECOMENDACIONES
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