Análisis de impacto sobre el SIC de generación eólica en la zona de Taltal

Transcripción

1 Estudio Análisis de impacto sobre el SIC de generación eólica en la zona de Taltal INFORME FINAL Solicitado por Ministerio de Energía Elaborado por: Fundación para la Transferencia Tecnológica Santiago, abril de 2010

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3 Índice 1 Resumen Análisis de recurso viento Análisis de resultados Antecedentes generales Objetivos y Alcances Metodología Visión general del problema de inserción de generación eólica Propuesta metodológica para el estudio eólico del SIC Validación de información base y modelos Validación del sistema base Estudio del recurso eólico Generación de escenarios y evaluación de planes Sistema base del SIC y de escenarios Validación de sistema base Descripción de la Base de Datos 250 barras 2015 Y Obras de Generación Obras de Generación eólica Obras de Transmisión SIC Norte, descripción Resultados obtenidos para estudio de recurso viento Comportamiento eólico estacional Perfiles representativos por zona Correlación entre zonas de medición Escenarios plausibles de perfiles conjuntos Análisis estáticos Caso base Escenario Alternativo Expansión del Sistema de Transmisión desde Quillota al norte frente a nuevas entradas de centrales eólicas en S/E Paposo Análisis dinámico Supuestos del análisis dinámico

4 8.2 Definición de escenarios para análisis dinámico Cálculo de punto de quiebre Taltal Caso Base Cálculo de punto de quiebre Taltal Escenario Alternativo Análisis de resultados Resumen de estudios de expansión Peajes Referencias Anexo 1 - Plan de Obras, Informe precio de Nudo de Anexo 2 Reagrupación de cargas modelo de 250 barras Anexo 3 Escenarios de viento para simulaciones estacionarias Análisis estadísticos Bloques de generación eólica para demanda media y máxima Anexo 4 Detalles sobre despachos considerados para simulaciones dinámicas Anexo 5 Simulaciones dinámicas y cálculo de peajes

5 Índice de Ilustraciones Figura 1.1. Metodología aplicada al análisis de escenarios Figura 1.2. Comportamiento conjunto del viento (Taltal, Cebada Costa, Loma de Hueso y Lengua de Vaca) Figura 1.3. Perfiles característicos para Taltal (izquierda) y Lengua de Vaca (derecha) Figura 2.1. Detalle de la zona de Taltal del SIC Figura 4.1. Ámbitos de desarrollo Figura 4.2. Enfoque temporal de herramientas de planificación en sistemas eléctricos Figura 4.3.Requerimientos de conexión a redes eléctricas según NTSC Figura 4.4. Propuesta metodológica para análisis de impacto de generación eólica en SIC Figura 4.5. Diagrama de bloques de un aerogenerador conectado a la red Figura 4.6. Cualidades de los dos tipos de generadores eólicos modelados Figura 4.7. Parque eólico con generador de inducción a velocidad fija Figura 4.8. Parque eólico con generador de inducción doblemente alimentado de velocidad variable Figura 4.9. Modelos de aerogeneradores implementados en plataforma Digsilent Figura Diagrama de componentes de un generador eólico doblemente alimentado Figura 4.11.Esquema de validación base de datos 250 nodos Figura Metodología general del estudio del recurso eólico y su inserción en el marco del proyecto Figura Proceso de datos de viento Figura Efecto de la densidad en la curva de potencia Figura Definición de zonas conjuntas (caso ejemplo) Figura Proceso de correlación entre zonas de medición por estación eólica predeterminada Figura 4.17.Demanda máxima media horaria mensual del SIC Figura Horas donde se registraron las demandas máximas mensuales Figura Explicación del gráfico de caja Figura Gráficos de caja para la hora 22 del mes de Noviembre Figura Escenarios de simulación estacionaria e inserción de viento Figura Determinación de escenarios Figura 6.1. Comportamiento eólico estacional, Taltal, mástil D Figura 6.2. Comportamiento eólico estacional La Cebada Costa Figura 6.3. Variabilidad estacional para la estación Loma del Hueso Figura 6.4. Variabilidad estacional para la estación Lengua de Vaca Figura 6.5. Comportamiento conjunto del viento (4 zonas simultáneas) Figura 6.6. Perfiles de generación para la estación Figura 6.7. Perfiles de generación para la estación Figura 6.8. Perfiles de generación para la estación Figura 6.9. Perfiles de generación para la estación Figura Perfiles de generación para la estación Figura Perfiles de generación para la estación Figura Perfiles de generación para la estación Figura Perfiles de generación para la estación Figura 7.1. Diagrama unilineal SIC Norte Caso Base Figura 7.2. Duración de flujos en SIC-Norte sin inyección en Taltal, Figura 7.3. Duración de flujos en SIC-Norte con inyección en Taltal por un parque de 300 MW, Figura 7.4. Frecuencia de violación del límite por inyección en Taltal (290 MW), Izquierda gráfico completo. Derecha zoom de la zona límite superior

6 Figura 7.5. Duración de flujos en SIC-Norte sin inyección en Taltal, Figura 7.6: Duración de flujos en SIC-Norte con inyección en Taltal por un parque de 320 MW, Figura 7.7. Flujo anual por línea Paposo Diego de Almagro Figura 7.8. Flujo anual por línea Paposo Diego de Almagro con Eólico Taltal Figura 7.9. Flujo anual por línea Diego de Almagro-Carrera Pinto Figura Flujo anual por línea Diego de Almagro-Carrera Pinto con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Carrera Pinto-Cardones Figura Flujo anual por línea Carrera Pinto-Cardones con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Cardones-Maitencillo Figura Flujo anual por línea Cardones-Maitencillo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Punta Colorada-Pan de Azúcar Figura Flujo anual por línea Punta Colorada-Pan de Azúcar con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Pan de Azúcar-Las Palmas Figura Flujo anual por línea Pan de Azúcar-Las Palmas con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Las Palmas-Los Vilos Figura Flujo anual por línea Las Palmas-Los Vilos con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Los Vilos-Nogales Figura Flujo anual por línea Los Vilos-Nogales con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Nogales-Quillota Figura Flujo anual por línea Nogales-Quillota con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Paposo Diego de Almagro caso base Figura Flujo anual por línea Paposo Diego de Almagro con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Diego de Almagro-Carrera Pinto Figura Flujo anual por línea Diego de Almagro-Carrera Pinto con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Carrera Pinto-Cardones Figura Flujo anual por línea Carrera Pinto-Cardones con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Cardones-Maitencillo Figura Flujo anual por línea Cardones-Maitencillo con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Punta Colorada-Pan de Azúcar Figura Flujo anual por línea Punta Colorada-Pan de Azúcar con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Pan de Azúcar-Talinay Figura Flujo anual por línea Pan de Azúcar-Talinay con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Talinay -Los Vilos Figura Flujo anual por línea Talinay -Los Vilos con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Los Vilos-Nogales Figura Flujo anual por línea Los Vilos-Nogales con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Nogales-Quillota Figura Flujo anual por línea Nogales-Quillota con Eólico Taltal 01 y Figura Flujo anual por línea Paposo Diego de Almagro caso alternativo Figura Flujo anual por línea Paposo Diego de Almagro caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Diego de Almagro-Carrera Pinto caso alternativo Figura Flujo anual por línea Diego de Almagro-Carrera Pinto caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Carrera Pinto-Cardones caso alternativo Figura Flujo anual por línea Carrera Pinto-Cardones caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Cardones-Maitencillo caso alternativo Figura Flujo anual por línea Cardones-Maitencillo caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Punta Colorada-Pan de Azúcar caso alternativo

7 Figura Flujo anual por línea Punta Colorada-Pan de Azúcar caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Pan de Azúcar- Talinay caso alternativo Figura Flujo anual por línea Pan de Azúcar- Talinay caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Talinay -Los Vilos caso alternativo Figura Flujo anual por línea Talinay-Los Vilos caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Los Vilos-Nogales caso alternativo Figura Flujo anual por línea Los Vilos-Nogales caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Nogales-Quillota caso alternativo Figura Flujo anual por línea Nogales-Quillota caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Paposo Diego de Almagro caso alternativo Figura Flujo anual por línea Paposo Diego de Almagro caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Diego de Almagro-Carrera Pinto caso alternativo Figura Flujo anual por línea Diego de Almagro-Carrera Pinto caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Carrera Pinto-Cardones caso alternativo Figura Flujo anual por línea Carrera Pinto-Cardones caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Cardones-Maitencillo caso alternativo Figura Flujo anual por línea Cardones-Maitencillo caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Punta Colorada-Pan de Azúcar caso alternativo Figura Flujo anual por línea Punta Colorada-Pan de Azúcar caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Pan de Azúcar- Talinay caso alternativo Figura Flujo anual por línea Pan de Azúcar- Talinay caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Talinay -Los Vilos caso alternativo Figura Flujo anual por línea Talinay-Los Vilos caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Los Vilos-Nogales caso alternativo Figura Flujo anual por línea Los Vilos-Nogales caso alternativo con Eólico Taltal Figura Flujo anual por línea Nogales-Quillota caso alternativo Figura Flujo anual por línea Nogales-Quillota caso alternativo con Eólico Taltal Figura Diagrama unilineal SIC Norte Escenario Alternativo Figura Duración de flujos en SIC-Norte con inyección en Taltal por un parque de 285 MW, Escenario alternativo Figura Duración de flujos en SIC-Norte con inyección en Taltal por un parque de 315 MW, Escenario alternativo Figura 8.1. Despacho 90 MW eólico en Taltal sin compensación Figura 8.2. Despacho 150 MW eólico en Taltal con compensación 120 MVAR Figura 8.3. Despacho 200 MW eólico en Taltal con compensación 320 MVAR Figura 8.4. Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal = 290MW, año Figura 8.5. Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal=260MW, año Figura 8.6. Despacho 370 MW eólico en Taltal, contingencia Maitencillo-Cardones Figura 8.7. Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal = 350MW, año Figura 8.8. Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal = 320MW, año Figura 8.9. Despacho Taltal 490MW, contingencia D. Almagro - Cardones

8 Figura Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal=460MW, año Figura Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal=260MW, año Figura Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal=230MW, año Figura Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal=390MW, año Figura 8.14 Comportamiento de tensión después de falla para subescenario 2, Taltal=370MW, año Figura Flujos de potencia en tramos troncal, contingencia Canela Los Vilos

9 Índice de Tablas Tabla 1. Equivalentes de generadores eólicos Tabla 2. Datos obtenidos demanda máxima del SIC Tabla 3. Centrales eólicas consideradas para escenario alternativo Tabla 4. Validación modelo, comparación flujo de potencia Tabla 5. Perfil de tensión y ángulo de nodos Troncales SIC Norte Tabla 6. Niveles de Corto Circuito SIC Norte Tabla 7. Crecimiento de la demanda en el SIC Tabla 8. Obras de generación en construcción no consideradas Tabla 9. Obras de generación recomendadas no consideradas Tabla 10. Detalles de los proyectos eólicos en construcción y los recomendados incluidos en el modelo Tabla 11. Parámetros del generador de inducción Tabla 12. Detalles de los proyectos en trasmisión incluidos en el modelo Tabla 13. Descripción enlaces SIC Norte Tabla 14. Descripción básica de transformadores SIC Norte Tabla 15. Descripción básica de generadores SIC Norte Tabla 16. Variables atmosféricas determinadas para lugares de medida Tabla 17. Resumen de estaciones eólicas Tabla 18. Resultados de la correlación para las zonas aledañas a Taltal año Tabla 19. Correlación entre las 3 zonas evaluadas año Tabla 20. Correlación entre Lengua de Vaca y Taltal año Tabla 21. Estaciones conjuntas para las zonas de Lengua de Vaca y Taltal Tabla 22. Demanda y viento en Demanda máxima al año Tabla 23. Demanda y viento en Demanda máxima al año Tabla 24. Demanda y viento en Demanda máxima al año Tabla 25. Demanda y Viento para generación máxima en Taltal y Lengua de Vaca Tabla 26. Demanda y viento para generación máxima eólica conjunta Tabla 27. Porcentajes de generación por escenario - mes en distintos bloques de demanda.. 74 Tabla 28. Restricciones del sistema de transmisión al año Tabla 29. Restricciones del sistema de transmisión al año 2015 y Tabla 30. Generación del parque eólico Taltal Tabla 31. Plan de Obras Recomendado para Plan Alternativo Año Tabla 32: Plan de Obras Recomendado para Plan Alternativo Año Tabla 33. Potencia eólica instalada adicional considerada en barras troncales Tabla 34 Plan de obras de transmisión según precio nudos octubre Tabla 35. Plan de obras de generación para zona norte del SIC Tabla 36. Proyección de la demanda máxima y margen de capacidad instalada Tabla 37. Plan de obras de transmisión para escenario con centrales eólicas en Paposo Tabla 38. Descripción subescenarios Tabla 39. Resumen de resultados de máximos niveles de penetración Tabla 40. Prorratas y pagos SIC-Norte año Parte A Tabla 41. Prorratas y pagos SIC-Norte año Parte B Tabla 42. Prorratas y pagos SIC-Norte año 2015 Plan Alternativo. Parte A Tabla 43. Prorratas y pagos SIC-Norte año 2015 Plan Alternativo. Parte B Tabla 44. Prorratas y pagos SIC-Norte año 2015 Plan Alternativo. Parte C Tabla 45. Prorratas y pagos SIC-Norte año Parte A Tabla 46. Prorratas y pagos SIC-Norte año Parte B Tabla 47. Prorratas y pagos SIC-Norte año 2020 Plan Alternativo. Parte A

10 Tabla 48. Prorratas y pagos SIC-Norte año 2020 Plan Alternativo. Parte B Tabla 49. Prorratas y pagos SIC-Norte año 2020 Plan Alternativo. Parte C Tabla 50. Estimación de peaje a Pagar por Centrales Eólicas en Taltal en miles USD año Tabla 51. Estimación de peaje a pagar por Plan Alternativo Centrales Eólicas en Taltal en miles USD año Tabla 52. Estimación de peaje a Pagar por Centrales Eólicas en Taltal en miles USD año Tabla 53. Estimación de peaje a Pagar por Plan Alternativo Centrales Eólicas en Taltal en miles USD año

11 1 Resumen El sistema interconectado central (SIC) se caracteriza por ser de tipo hidrotérmico. Su dependencia de los combustibles fósiles y del recurso hídrico, hacen que los precios de energía varíen en forma importante dependiendo de los precios internacionales de los combustibles y de la hidrología imperante. Esta dependencia es mitigable, entre otras medidas, diversificando la matriz de generación mediante la utilización de recursos energéticos renovables autóctonos. De acuerdo a estudios de la CNE, el potencial eólico técnicamente desarrollable es de miles de MW, localizados en una serie de zonas específicas. La penetración de generación eólica dependerá de las evaluaciones económicas de los agentes privados, pero también de la capacidad del sistema eléctrico de acoger dichos medios de generación. Asimismo, se ha detectado una zona de alto potencial eólico ubicada en las cercanías de Taltal, la que podría aportar importantes montos de energía en el extremo norte del SIC. Lo anterior hace necesario analizar el impacto sobre el SIC de un eventual desarrollo eólico en esta zona. La metodología general concebida para desarrollar esta evaluación consiste de tres etapas fundamentales: 1. Creación de base de datos y validación de sistema utilizado. Se presenta la descripción de sistema de 250 barras adaptado y su validación, descrita en detalle en el capítulo 5 de este informe. 2. Análisis del recurso viento. Se obtienen perfiles característicos de generación eólica por parque y se evalúa la correlación entre parques ubicados en IV Región y la zona de Taltal. 3. Generación de escenarios y evaluación de planes. Esta etapa comprende el análisis de dos escenarios propuestos: Caso base: este escenario consiste en analizar la capacidad del sistema de permitir generación eólica en Taltal (barra Paposo 220) considerando como expansión el plan de obras propuesto en la fijación de precios de nudo de Octubre de Escenario alternativo: en este escenario se realiza el mismo análisis del caso anterior pero considerando un plan de expansión alternativo debido a penetración de generación eólica en la III y IV región (barras Punta Colorada y Talinay). En esta etapa se determinan los puntos de quiebre del sistema (máxima capacidad de penetración en Taltal sin realizar modificaciones) para generación eólica en Taltal en los dos escenarios. Asimismo, una vez determinados estos límites se evalúa y comparan con el caso base sin penetración eólica los cargos por peajes asociados a uso del sistema troncal. La siguiente figura ejemplifica la metodología propuesta en este estudio.

12 Información base Desarrollo de base de datos Plan de Obras Gx, Tx Precio de Nudo CNE 2009 Plan de Obras Gx Escenario Alternativo definido por ME. Estudio económico estático Planificación de Tx Troncal Estudios estáticos y dinámicos Cálculo punto de quiebre de penetración eólica en Taltal Horizonte Cálculo punto de quiebre de penetración eólica en Taltal Horizonte Desarrollo de base de datos Definición de escenario de penetración eólica adicional en Taltal Definición de escenario de penetración eólica adicional en Taltal Estudios estáticos y dinámicos Expansión óptima Tx troncal para nuevo escenario Expansión óptima Tx troncal para nuevo escenario Análisis de resultados Figura 1.1. Metodología aplicada al análisis de escenarios. 1.1 Análisis de recurso viento En síntesis los resultados más significativos obtenidos para el análisis del recurso viento se presentan a continuación. En primer lugar se evalúa el comportamiento del recurso viento para las zonas Cebada Costa, Lengua de Vaca, Loma de Hueso y Taltal. Dicho comportamiento se resume en la siguiente figura. 12

13 Figura 1.2. Comportamiento conjunto del viento (Taltal, Cebada Costa, Loma de Hueso y Lengua de Vaca) Una vez obtenidos los comportamientos se procede a definir perfiles de generación característicos por parque mediante un mecanismo de agrupamiento que origina dos perfiles para cada uno de ellos. A continuación se muestran los perfiles obtenidos para Lengua de Vaca y Taltal. Figura 1.3. Perfiles característicos para Taltal (izquierda) y Lengua de Vaca (derecha) El análisis de correlación entre los parques de régimen costero (Cebada Costa, Lengua de Vaca y Loma de Hueso) muestra que esta supera el 50% para el horizonte de tiempo evaluado (todo el año 2007). Estos resultados permiten simplificar el estudio, tomando una zona como representativa del conjunto. Se escoge para estos efectos la potencia obtenida en Lengua de Vaca y se trabaja con esta zona en representación de las 3, correlacionándola con Taltal. Realizado el análisis de correlación entre estas dos zonas se obtienen escenarios de producción eólica para estudios estáticos como el que se describe en la siguiente Tabla. 13

14 Porcentajes de generación por escenario - mes en distintos bloques de demanda. ESCENARIO Bloque DMAX Bloque Dmedia 1 Lengua de Lengua de Taltal Taltal Vaca Vaca % % % % Pinstalada Pinstalada Pinstalada Pinstalada ENE FEB MAR ABR MAYO JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC Asimismo, se definen escenarios para análisis dinámicos, en este caso se define la generación eólica máxima conjunta como el caso más crítico a considerar. La descripción de dicho escenario se muestra en la siguiente Tabla. Demanda y viento para generación máxima eólica conjunta. GENERACION Lengua de Vaca Taltal CONJUNTA DEMANDA Probabilidad Promedio % Máximo % Promedio % Máximo % Promedio % Máximo % % Dmax Ocurrencia % ESC ESC ESC ESC Nota: Los sub-escenarios reseñados en la primera columna se describen en detalle en el capítulo 6 de este documento. 1.2 Análisis de resultados En la siguiente tabla se resume los resultados de aplicar la metodología presentada en la Figura 4.22 en función de los estudios estáticos y dinámicos presentados en las secciones precedentes. 14

15 Resumen de resultados de máximos niveles de penetración Sistema de Tranmisión 4º circuito desde Nogales hasta Talinay 1x400 MVA 5º circuito desde Nogales hasta Talinay 1x400 MVA 4º circuito desde P. de Azucar 4º circuito desde P. Colorada Talinay 1x250 MVA P. de Azucar 1x250 MVA 5º circuito Cardones Maitencillo 1x250 MVA Año Punto de quiebre "peor caso", Central ciclocombinado Taltal fuera de servicio Punto de quiebre, Central ciclo combinado Taltal a mínimo técnico (40 MW, una TG) Punto de quiebre expansión óptima Nº 1, compensación 120 MVAr en D. Almagro Punto de quiebre expansión óptima Nº 2, instalación de circuitos. Para todos los casos TG Taltal a 40 MW 60 MW Límite por problemas de estabilidad de tensión 260 MW de inyección eólica en Taltal. Límite por problemas de estabilidad de tensión 150 MW de inyección eólica en Taltal. Límite por estabilidad de tensión 3º circuito D. Almagro Cardones 200 MVA 370 MW de inyección eólica en Taltal.Límite por estabilidad de tensión Caso Base Plan óptimo de expansión Informe Precio de Nudo octubre MW Límite por problemas de estabilidad de tensión 320 MW de inyección eólica en Taltal. Límite por problemas de estabilida de tensión 150 MW de inyección eólica en Taltal. Límite por estabilidad de tensión 3º circuito D. Almagro Cardones 200 MVA 460 MW de inyección eólica en Taltal. Límite por estabilidad de tensión 60 MW Límite por problemas de estabilidad de tensión 230 MW de inyección eólica en Taltal. Límite por problemas de estabilidad de tensión 150 MW de inyección eólica en Taltal. Límite por estabilidad de tensión 3º circuito D. Almagro Cardones 200 MVA. 3º circuito Quillota Nogales 225 MVA 370 MW de inyección eólica en Taltal. Límite por estabilidad de tensión Escenario Alternativo Caso Base + modificaciones 60 MW Límite por problemas de estabilidad de tensión No considerado ya que para 60 MW de inyección en S/E Paposo el enlace Nogales Quillota opera con sobrecarga. 60 MW de inyecciòn eólica en Taltal. La disminuciòn se explica por el aumento de generación eólica en la 4ª región y la compensación pierde efectividad 3º circuito D. Almagro Cardones 200 MVA 3º circuito Quillota Nogales 225 MVA 150 MW de inyección eólica en Taltal Límite por no cumplir criterio N 1 Canela Los Vilos y Los Vilos Nogales Los resultados muestran que el punto de quiebre para el peor caso (condición de operación sin generación térmica en Paposo) no dependen del año de estudio ni del plan elegido (Caso base o Escenario Alternativo). Se constata que el problema esencial es un problema de regulación de tensión (reactivos) en la zona norte. Este problema es subsanable con medidas operativas, como es la operación a mínimo técnico de la central Taltal en la barra Paposo. A través de este medio se logran niveles de penetración de hasta 320 MW. Este no es el caso de la situación plan alternativo 2020, donde el límite corresponde a una sobrecarga en los circuitos. Respecto de los escenarios de expansión de la transmisión para alcanzar niveles de penetración por sobre los puntos de quiebre, se proponen dos estrategias: Compensación reactiva en la barra Diego de Almagro. Incorporación de circuitos adicionales. De esta forma se alcanza un nivel máximo de penetración de 460 MW para el año 2020 considerando el caso base. Cabe señalar que los desarrollos eólicos en la IV región se plantean, desde el punto de vista de niveles de penetración, como una barrera al desarrollo eólico en la zona de Taltal. Sin embargo, 15

16 este escenario puede cambiar en la medida que se considere la expansión del troncal en el Norte del SIC a través de un corredor paralelo en 500 kv. Este escenario no es evaluado en el estudio. El conjunto de antecedentes que dan lugar a la tabla resumen presentada se encuentra en los anexos Peajes De acuerdo a los objetivos planteados en el estudio se solicita evaluar económicamente los requerimientos técnicos que impone sobre el sistema de transmisión, un crecimiento significativo y localizado de la capacidad instalada basada en el SIC norte. En este sentido, las secciones anteriores se plantearon los siguientes aspectos económicos: Respuesta económica de la variación del plan de obras de generación para el escenario alternativo de desarrollo eólico propuesto por el ME. Estudio económico estático para la planificación de la expansión del sistema troncal del escenario alternativo de desarrollo eólico propuesto por el ME. Expansiones óptimas para el caso base y escenario alternativo del sistema de transmisión troncal en ejercicios de penetración eólica en la zona de Taltal por sobre los niveles alcanzados como puntos de quiebre. Lo anterior involucra la incorporación de equipos de compensación (en torno a USD /MVAr) y circuitos adicionales en 220 kv en tramos específicos. Adicionalmente se ha planteado estimar el efecto de redistribución de los peajes de generación en la zona norte del sistema troncal producto de la inserción de energía eólica en los distintos escenarios. Para este efecto, se ha seguido la siguiente metodología: Asignación de VI y COMA de todos os tramos del sistema troncal norte de acuerdo a información disponible de las revisiones anuales del ETT a cargo del CDEC-SIC. Despachos para distintas condiciones de operación (meses, bloques, hidrologías) de los estudios OSE del cálculo de precios de nudo de Octubre de Para el caso base, sin generación eólica, los despachos son copiados directamente. Para el caso de generación eólica, corresponden a despachos modificados con criterio de operación económica. De acuerdo a la normativa, las asignaciones de peajes de generación del sistema troncal (fuera de AIC) sólo consideran las situaciones de flujo en que este se dirige hacia el AIC. En caso contrario, la asignación es nula, es decir, a los consumos. Los GGDF son calculados para condición de operación, lo que corresponde a 12 x 2 x 51 condiciones de operación, es decir Se estudian los siguientes cuatro casos: o Año 2015 Caso Base (con y sin generación eólica 150 MW) o Año 2020 Caso Base (con y sin generación eólica 300 MW) o Año 2015 Escenario Alternativo (con y sin generación eólica 150 MW) o Año 2020 Escenario Alternativo (con y sin generación eólica 300 MW) 16

17 Se estima para un parque eólico de 150 MW en Taltal un pago por el uso de sistema de transmisión troncal no AIC un monto que está en el rango de [ ] millones de dólares anuales para el año 2015 y [ ] millones de dólares anuales para el año 2020, dependiendo del desarrollo eólico en la II y IV región. Cabe destacar que el menor peaje en 2015, debido a ingresos tarifarios en el tramo D. Almagro C. Pinto, se acompaña de un menor precio en la barra D. Almagro por congestión de la línea en dirección sur (exportación al SIC), reduciendo también los ingresos globales de las centrales en Paposo. 17

18 2 Antecedentes generales El sistema interconectado central (SIC) se caracteriza por ser de tipo hidrotérmico. Su dependencia de los combustibles fósiles y del recurso hídrico, hacen que los precios de energía varíen en forma importante dependiendo de los precios internacionales de los combustibles y de la hidrología imperante. Esta dependencia es mitigable, entre otras medidas, diversificando la matriz de generación mediante la utilización de recursos energéticos renovables autóctonos. A lo anterior se suma el hecho de que Chile presenta buenos potenciales energéticos renovables no convencionales (ERNC) dentro de los cuales se destaca el recurso eólico. Desde la promulgación de la Ley , que operará a partir del primero de enero de 2010, se han desarrollado diversos proyectos eólicos, varios de ellos en operación, otros en construcción y una gran cantidad en estudio o en proceso de evaluación ambiental. Por otra parte, de acuerdo a estudios de la CNE, el potencial eólico técnicamente desarrollable es de miles de MW, localizados en una serie de zonas específicas. Sin embargo, es difícil establecer la velocidad con la que crecerá la capacidad de generación basada en este recurso. La penetración dependerá de las evaluaciones económicas de los agentes privados, pero también de la capacidad del sistema eléctrico de acoger dichos medios de generación. En este contexto, se ha detectado una zona de alto potencial eólico ubicada en las cercanías de Taltal, la que podría aportar importantes montos de energía en el extremo norte del SIC. Lo anterior hace necesario analizar el eventual impacto sobre el SIC de un eventual desarrollo eólico en esta zona. El estudio planteado en esta propuesta aborda distintos aspectos técnicos y económicos a ser considerados para la integración de energía eólica en la zona de Taltal, la que se detalla en la Figura 2.1.

19 Figura 2.1. Detalle de la zona de Taltal del SIC Se aprecia que en la zona predominan los consumos mineros y que el sistema de transmisión posee una estructura eminentemente radial. Predomina un sistema energizado en 220 kv con ramificaciones en un nivel de tensión de 154 kv. Los consumos más relevantes de ciudades corresponden a Copiapó, Caldera, Chañaral y Taltal, siendo todos ellos comparativamente bajos en relación a los consumos industriales. 19

20 3 Objetivos y Alcances En el contexto antes señalado, para el estudio propuesto se definen los siguientes objetivos: Objetivo General Contar con un análisis de los impactos que producirá el crecimiento de la capacidad instalada basada en energía eólica, localizado en la zona de Taltal, sobre el Sistema Interconectado Central (SIC). Objetivos específicos 1. Evaluación de la capacidad del sistema de transmisión del SIC de acoger el desarrollo eólico de Taltal en base al plan de expansión óptimo del sistema de transmisión troncal del SIC: Capacidad eólica admisible Análisis sobre el uso y sobre la congestión de las redes de transmisión. Escenarios de costos de transmisión en la actualidad y en mediano plazo. 2. Evaluación del cumplimiento de la norma técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Alcance 3. Evaluar económicamente los requerimientos técnicos que impone sobre el sistema de transmisión, un crecimiento significativo y localizado de la capacidad instalada basada en el SIC norte: Refuerzos de líneas de transmisión existentes. Implementación de nuevas líneas de transmisión Eventuales restricciones en el despacho económico. Requerimientos de sistema de compensación para aquellos parques que tecnológicamente no estarían cumpliendo con los requisitos de la norma de Seguridad y Calidad de Servicio. Adicionalmente al desarrollo eólico de Taltal, el estudio tiene en cuenta por lo menos el desarrollo eólico, actual y probable, en la costa sur de la región de Atacama y en la costa de la región de Coquimbo. El análisis sobre el impacto en las redes de transmisión abarca fenómenos transitorios y de régimen estacionario. Se analizan los efectos de distintos niveles de penetración eólica en la zona de Taltal y el impacto técnico económico en las redes de transporte asociadas. En la determinación de los requisitos técnicos necesarios, se contemplan las diversas tecnologías en aerogeneradores, los sistemas de compensación y tecnologías relativas a las redes de transmisión. 20

21 En concordancia con el objetivo general del estudio se considerarán los escenarios propuestos por CNE de desarrollo del parque generador eólico en el SIC norte. 21

22 4 Metodología 4.1 Visión general del problema de inserción de generación eólica El fenómeno de integración masiva de generación eólica en los sistemas eléctricos ha tomado relevancia a nivel internacional en los últimos 10 años, planteando grandes desafíos de tipo técnico y económico. En la figura 4.1 se muestran los distintos ámbitos de desarrollo de este proceso: Integración masiva de energía eólica Política Elementos económicos Aspectos ambientales Factibilidad técnica Análisis estacionario Análisis dinámico Figura 4.1. Ámbitos de desarrollo El alcance del estudio planteado se concentra en los estudios de factibilidad técnica, incorporando elementos de análisis de los efectos económicos de la integración de energía eólica. No se consideran como parte del estudio aspectos de desarrollo de políticas y elementos de análisis de efectos ambientales. Por su parte, los estudios de factibilidad técnica involucran dos familias de estudios de carácter técnico: Análisis de tipo estacionario, donde intervienen aspectos económicos a ser considerados en la modelación. Análisis de tipo dinámico, que si bien pueden desarrollarse en un contexto económico, se concentran estudiar aspectos técnicos puros de la integración de energía eólica en una red eléctrica. Desde el punto de vista de las herramientas de análisis a utilizar, las dimensiones señaladas anteriormente pueden ser visualizadas desde el enfoque del horizonte temporal a analizar, de acuerdo a la figura 4.2: 22

23 seg. min. días/ sem. año plan Simulación dinámica: Estabilidad Flujos de potencia, despachos económicos: Modificación de reservas de potencia del sistema, costos marginales. Predespacho de unidades: costos y reservas. Coordinación hidrotérmica: precios, planificación de la operación. Expansión generación/transmisión: decisiones de expansión por parte de los distintos agentes. Figura 4.2. Enfoque temporal de herramientas de planificación en sistemas eléctricos Para cada uno de los horizontes de análisis, las herramientas y modelos matemáticos requeridos son específicos. Mientras en el corto plazo se requiere de modelos capaces de realizar simulaciones en el dominio del tiempo, a través de ecuaciones diferenciales y algebraicas, en el largo plazo, los modelos de expansión resuelven problemas de optimización entero mixto de gran escala. 4.2 Propuesta metodológica para el estudio eólico del SIC Supuestos de la propuesta metodológica Se describen a continuación los criterios adoptados por el equipo consultor para la elaboración de una propuesta metodológica de análisis de impacto de generación eólica en el SIC Norte. Horizonte de planificación de 10 años (con estudios en detalle de los años 2010, 2015 y 2020), teniendo en cuenta el crecimiento esperado del SIC. El año 2010 se utilizará para validar la base de datos y definirá el caso base según el informe de precio nudo de octubre 2009 [1]. Para el periodo de planificación mencionado, se considerarán los planes alternativos de expansión del sistema en generación, transmisión y grandes consumos 1 de acuerdo a estudios anteriores realizados por la Comisión 2 (en particular, planes de expansión óptima del SIC). Se definirá un número acotado de escenarios específicos para los estudios dinámicos y de dimensionamiento del sistema. Dos escenarios de generación hidráulica (años secos y húmedo) y condiciones de demanda máxima. Se definirán los puntos de inyección de energía eólica en Taltal de acuerdo a las zonas con potencial entregadas por la CNE, considerando para cada punto desde un mínimo de inyección hasta el máximo del potencial declarado. 1 Con énfasis en el sector industrial-minero de la zona norte del SIC. 2 Se estima que solo un 25 % de las obras consideradas en el plan de expansión podría afectar la modelación de los parques eólicos, como por ejemplo el transformador proyectado en Charrúa. 23

24 Expansión eólica en zona Taltal y escenario alternativo en Región de Coquimbo: el nuevo plan de obras de generación (desplazamiento de otras tecnologías) se obtendrá ajustando la entrada de los proyectos del caso base por criterio de energía disponible equivalente. Para el caso base, la expansión eólica de las zonas entre Tongoy y Los Vilos, junto con Punta de Choros, se supondrá de acuerdo a lo descrito en el informe de precio de nudo. La penetración eólica para los niveles de este estudio no cambia en forma significativa la expansión del sistema de transmisión troncal área de influencia común y resto del subsistema sur. Las tecnologías de generación eólica a considerar serán de velocidad variable con capacidad Fault Right Through (FRT). La adopción de este supuesto obedece a que de acuerdo con lo fijado en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Suministro (NTSCS, Artículo 3-8) 3 [2] los requerimientos impuestos significan una alta inversión adicional para tecnologías de velocidad fija, haciéndolas más costosas que optar la tecnología de velocidad variable. En la figura 4.3 se ilustra los requisitos de operación impuestos en la Norma para generadores en caso de presencia de caídas de tensión. Figura 4.3.Requerimientos de conexión a redes eléctricas según NTSC Propuesta metodológica En la figura 4.4 se muestra el diagrama que ejemplifica la propuesta metodológica concebida para realizar el estudio. Como base de ello y de acuerdo a los supuestos descritos con anterioridad, se toma como información base la última fijación de precios de nudo vigente, siendo para este caso la de Octubre de 2009 [1]. Una vez confeccionada la base de datos correspondiente de construye el caso base (2010) complementado con obras no incluidas en la 3 Durante el periodo transitorio posterior a la ocurrencia de la falla, el parque eólico no deberá absorber reactivos con tensiones inferiores a 0,9 en p.u. en el punto de conexión al Sistema de Transmisión. 24

25 última fijación de precios de nudo que así considere la Comisión. Este caso se ajusta mediante la calibración de la base de datos y se dispone entonces a pasar a las siguientes etapas. Se generan diferentes escenarios 4 de penetración eólica para los años 2015 y 2020, para cada uno de ellos se evalúan los planes de transmisión troncal asociados bajo un criterio de análisis estático. Una vez se cuenta con los planes de transmisión se realiza el correspondiente chequeo de cumplimiento de la NTSCS mediante evaluación de contingencias y cumplimiento de criterio N-1. Si este análisis indica que dicho plan debiera ser reformulado, se realizan los cambios correspondientes y se realiza el chequeo de Norma de nuevo hasta que se logre cumplir con los estándares fijados en la normativa. Finalmente, para cada plan se estima la variación en costos de peajes respecto del caso base y otros indicadores económicos del sistema como: costos marginales y costos medios de operación. Es importante notar que previo a la generación de escenarios de penetración eólica existe un pre procesamiento de información relacionada a las mediciones de viento entregadas por CNE, lo que permite obtener perfiles de generación eólica y definir parques tipo. Asimismo, este análisis permite identificar fenómenos de correlación entre los parques eólicos considerados en este estudio. Figura 4.4. Propuesta metodológica para análisis de impacto de generación eólica en SIC. A continuación se describirán en mayor detalle cada una de las etapas consideradas en la propuesta metodológica mostrada en la Figura Validación de información base y modelos Criterios generales 4 Los escenarios considerados por el equipo consultor se describen en detalle más adelante. 25

26 Para efectos de realizar la modelación tanto estática como dinámica del Sistema Interconectado Central en los distintos escenarios que contempla en estudio, se utilizó la herramienta computacional Digsilent V , que en detalle permite: Determinar flujos de potencia dados los despachos a estudiar. Modelar el comportamiento transitorio del sistema ante las contingencias a analizar. Posibilidad de representar y modelar casi la totalidad de los elementos y controladores que conforman un sistema eléctrico de potencia hoy en día. Dada la cantidad de contingencias y escenarios que se deben estudiar tanto en flujos estáticos como en modelaciones dinámicas y con el objeto de disminuir los tiempos de simulación, se realizó una reducción del modelo del Sistema Interconectado Central (SIC) a una base acotada de 250 barras 5 (o nodos). Los criterios de disminución son principalmente: Simplificación de sistemas radiales de sub-transmisión, obteniendo un equivalente eléctrico conectado a SS/EE de mayor nivel de tensión. Simplificación de sistemas radiales de enlaces de generadores de baja potencia de corto-circuito, conectándolos directamente en barras de 220 kv del Sistema de Transmisión Troncal, respetando la conversión de los parámetros eléctricos 6. Para generadores de potencia media y gran potencia de Corto Circuito se respeta la modelación de sus enlaces ya que una modificación atenta contra los niveles de cortocircuito, relevante en los estudios transitorios. No se realizan simplificaciones en el sistema Troncal, ya que permiten verificar el comportamiento de las variables eléctricas en cada zona del sistema eléctrico en estudio, representando así un testigo de la zona bajo la influencia del nodo Troncal y punto de flujo de potencia activa y reactiva con las zonas aledañas al sub-sistema. Se conservan los modelos dinámicos de las máquinas generadoras y sus controlares, ya que no se reduce el número de equipos presentes. Se conservan los elementos en derivación y compensadores estáticos de reactivos en barras contiguas al Sistema de Transmisión Troncal. Con respecto a las cargas se agrupan por sectores y se modelan conectadas conectan en barras de mayor tensión. Para los sistemas de sub-transmisión se conservan los transformadores de 110 kv con sus sistemas ULTC (Under Load Tap Changer) Cargas Desde el punto de vista de las cargas se separaran en consumos residenciales R e Industriales I, los que se diferencian por la variación de potencia activa P y reactiva Q dada la tensión en el punto de conexión. Las siguientes expresiones determinan el comportamiento de las cargas: P = Po (V/Vo) n ; Q = Qo(V/Vo) n donde: V = voltaje aplicado Vo = voltaje nominal n = coeficiente de dependencia 5 La licencia Digsilent que posee UNTEC tiene la capacidad de modelar hasta 250 nodos. 6 No existen grandes distorsiones ya que solo existe una diferencia de potencia de Corto Circuito al omitir el transformador elevador. Sin embargo lo anterior solo se aplica en algunos generadores de baja potencia en el SIC, que no tiene gran peso en el aporte de potencia de Corto Circuito. 26

27 Po,Qo = niveles de potencia nominales de las cargas. Ambos consumos se diferencian por su comportamiento dinámico frente a las variaciones de tensión, siendo caracterizados por los siguientes factores: -Residenciales, con factores de dependencia de voltaje n P = 1,3 y n Q = 3,0 -Industriales, con factores de dependencia de voltaje n P = 0,18 y n Q = 0,6 Lo anterior permite una buena representación de las cargas del sistema bajo análisis tanto estático como dinámico Modelación de Generadores Eólicos El modelo de un aerogenerador conectado a un sistema eléctrico de potencia debe incluir la dinámica del sistema desde el viento incidente sobre el rotor de la turbina hasta el punto de conexión con la red donde se entrega la energía generada. La figura 6 muestra un esquema general del diagrama de bloques para un aerogenerador conectado a un sistema eléctrico de potencia. El diagrama consiste en un modelo mecánico, aerodinámico y eléctrico, junto con el modelo de la red y del sistema de control. El modelo eléctrico interactúa con el sistema de control, con el modelo de la red de distribución, con el control del ángulo de paso de las aspas 7 y con el modelo mecánico. Concretamente, entrega la velocidad del generador ω Gen al control del ángulo de las aspas y al modelo mecánico, para recibir a su vez la potencia en el eje de alta velocidad ( P t ) desde éste último. El modelo mecánico interactúa a su vez con el modelo aerodinámico entregándole la velocidad de la turbina ω Tur y recibiendo desde éste la potencia capturada desde el viento incidente ( P Tur ). Son también señales de entrada al modelo aerodinámico la velocidad del viento y el ángulo de paso del control de las aspas del aerogenerador ( β ). Figura 4.5. Diagrama de bloques de un aerogenerador conectado a la red. 7 Pitch control en inglés. 27

28 En la Figura 4.5 se omiten detalles del sistema de control debido a que éste variará dependiendo de si el generador es uno de inducción directamente conectado a la red o uno de inducción doblemente alimentado de velocidad variable. Para la modelación de los parques eólicos, se consideraron dos tipos de generadores: Generadores con máquina de inducción de rotor jaula de ardilla, con apoyo de compensación estática de reactivos. Generadores con máquina de inducción de rotor bobinado doblemente alimentado. Las diferentes cualidades y topologías que tiene cada uno se muestran en las figuras 4.6 a 4.8: Figura 4.6. Cualidades de los dos tipos de generadores eólicos modelados Figura 4.7. Parque eólico con generador de inducción a velocidad fija 28

29 Figura 4.8. Parque eólico con generador de inducción doblemente alimentado de velocidad variable. Los modelos de ambas configuraciones fueron desarrolladas en Digsilent especialmente para este estudio, las cuales se muestran en la figura 4.9. Rotor jaula de ardilla Rotor bobinado, doble alimentado Figura 4.9. Modelos de aerogeneradores implementados en plataforma Digsilent. Para cada una de las tecnologías se confeccionó un bloque que representa un grupo de generadores funcionando en paralelo. Estos bloques se describen en la tabla 1. 29

30 Tabla 1. Equivalentes de generadores eólicos. Grupos equivalentes de Generadores Eólicos Tecnología Potencia de cada Número de unidades en tensión unidad paralelo [kv] Jaula de ardilla 5 MW Doblemente alimentado 5 MW Para el caso de los generadores con jaula de ardilla, el modelo considera la incorporación de un SVC (Static VAr Compensator) que permite apoyar, en entrega de reactivos, a la unidad eólica durante contingencias de cortocircuito en puntos eléctricamente cercanos a la unidad. En el caso de los generadores doblemente alimentados o DFIG (Doubly-fed induction generator), el modelo considera dos conversores unidos por un bus en corriente continua. Uno de ellos conectado a la red por medio de un reactor y el otro alimenta el rotor por medio de escobillas o sistema de anillos deslizantes. La modelación de este tipo de generadores es de mayor complejidad por tener elementos de control basados en electrónica de potencia, a continuación se muestran sus principales componentes. Figura Diagrama de componentes de un generador eólico doblemente alimentado. La respuesta dinámica de cada uno de los modelos fue verificada considerando un cortocircuito trifásico en la barra de conexión de 220 kv, cuya duración es de t = 0,5 [s] con un tiempo de despeje de t = 0,15 [s], es decir un tiempo total de t = 0,65 [s] de falla total. Lo anterior supera con holgura los tiempos de despeje que se ejecutan para este tipo de fallas en un sistema real. 30