EFECTOS TÉCNICO-ECONÓMICOS DE LA INTEGRACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA Y SOLAR EN EL SING ESTUDIO 2012

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1 CDEC-SING C-82/212 EFECTOS TÉCNICO-ECONÓMICOS DE LA INTEGRACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA Y SOLAR EN EL SING ESTUDIO 212 Autor DO del CDEC-SING Fecha Creación Correlativo CDEC-SING C-82/212 Versión 1.

2 CDEC-SING C-82/212 CONTENIDO CONTENIDO 2 1. RESUMEN OBJETIVO Y ALCANCE METODOLOGÍA RESULTADOS Y CONCLUSIONES DEL DESEMPEÑO DEL SISTEMA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN RECOMENDACIONES 9 2. ASPECTOS GENERALES CONTEXTO OBJETIVO Y ALCANCE ANTECEDENTES DEL SING CONSIDERACIONES DEL ESTUDIO METODOLOGÍA ESCENARIOS DE PENETRACIÓN DE ERNC COSTOS VARIABLES SUPUESTOS BASE MARGENES TEORICOS DE RESERVA RESERVA EN GIRO MÁXIMA TEÓRICA RESERVA DETENIDA RÁPIDA TEÓRICA RESERVA PRIMARIA COMENTARIOS TRATAMIENTO DEL RECURSO ERNC Y DEMANDA RECURSO ERNC CONSIDERADO DATOS DE VIENTO DATOS DE RADIACIÓN SELECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PERFILES UN PUNTO DE CONEXIÓN TRES PUNTOS DE CONEXIÓN TRATAMIENTO RECURSO RENOVABLE Y DEMANDA SIMULACIONES DEFINICIONES PARA LA MODELACIÓN RESTRICCIONES DE RESERVA CONTROL DE FRECUENCIA 32 Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 2 de 121

3 CDEC-SING C-82/ MODELACIÓN DEL PRE-DESPACHO DISPONIBILIDAD DEL PARQUE GENERADOR RESULTADO DE SIMULACIONES CAPACIDAD DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ANÁLISIS ÚNICO PUNTO DE CONEXIÓN ESCENARIOS EN TRES PUNTOS DE CONEXIÓN CONCLUSIONES MÁRGENES TEÓRICOS DE RESERVA DEL RECURSO ERNC DESEMPEÑO DEL SING DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL COSTO DE OPERACIÓN RECOMENDACIONES REFERENCIAS ANEXOS SIMULACIONES ÚNICO PUNTO DE CONEXIÓN TRES PUNTOS DE CONEXIÓN DESCRIPCIÓN DEL MODELO ADRF UTILIZADO DATOS DE RECURSO RENOVABLE DATOS DEL RECURSO EÓLICO DATOS DE RECURSO FOTOVOLTAICO FACTORES DE INCLINACIÓN INFORMACIÓN SISTEMA DE TRANSMISIÓN AUMENTO DE CAPACIDAD NUEVOS CIRCUITOS COSTOS VARIABLES UTILIZADOS. 12 Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 3 de 121

4 CDEC-SING C-82/ RESUMEN 1.1 Objetivo y alcance El presente informe tiene por objetivo evaluar la capacidad y restricciones del SING para gestionar generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables de característica variable, bajo condiciones normales de operación 1. En particular, se analiza la capacidad del parque generador para controlar la frecuencia, la capacidad del sistema de transmisión para admitir nuevas inyecciones de generación y los costos de operación, ante la incorporación de tecnologías basadas en recurso eólico y solar (fotovoltaica) en el SING. Para estos efectos, el estudio contempla el desarrollo de simulaciones estáticas y dinámicas, teniendo en consideración la variabilidad prevista para los recursos renovables analizados, las variaciones de la demanda y las características técnicas del SING. Se evalúan distintos escenarios de penetración de Energía Renovable No Convencional (ERNC) para las condiciones operacionales previstas para los años 213 y Metodología En una primera etapa se determina la reserva de generación para control secundario de frecuencia teórico- disponible en el SING, lo que permite dimensionar las restricciones que impone el parque generador previsto al año 214 producto de sus condiciones técnicas operativas y de esta manera establecer los montos máximos de penetración de generación renovable a evaluar en el presente estudio. Luego, a partir de las mediciones de viento y radiación disponibles en el Ministerio de Energía [1], se evalúa el comportamiento de la generación eólica y fotovoltaica, considerando distintos escenarios de penetración de ERNC en el SING, desde 15 hasta 75 de capacidad instalada. Finalmente, en función de los escenarios definidos, se desarrollaron simulaciones de pre-despacho, de respuesta de frecuencia ante las variaciones que presenta el recurso renovable y análisis de flujo de potencia del SING, para evaluar tanto la capacidad del sistema para admitir aumentos de generación y gestionar el recurso ERNC, como los costos de operación asociados, según emplazamientos y montos considerados. 1.3 Resultados y conclusiones Los resultados obtenidos de los análisis realizados en el contexto del presente estudio, el cual se focaliza en la problemática del SING hacia el 214, evidencian que las características técnicas del parque generador del SING impone ciertas restricciones para efectos de gestionar grandes bloques de energía de característica variable, en particular, la energía proveniente del recurso eólico. Asimismo, los análisis muestran que en presencia de ERNC, se registra un cambio en el régimen operativo del parque convencional, aumentando los movimientos desde el nivel de despacho mínimo a despacho máximo, y de partidas y detenciones de las unidades. 1 No considera contingencias en el sistema. 2 Se refiere a evitar la operación de EDAC. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 4 de 121

5 CDEC-SING C-82/212 Estas restricciones obedecen principalmente a limitaciones técnicas que presenta la mayor parte del parque generador, en cuanto a bajos rangos de regulación y bajas tasas de toma y bajada de carga, y en segundo lugar, a la ausencia de herramientas que permitan realizar un control más eficiente para la operación en tiempo real, tales como modelos predictivos y herramientas de despacho (AGC, entre otros), en particular, considerando la variabilidad intra-horaria del recurso renovable analizado, que se suma a la variabilidad de la demanda industrial del SING. A partir del procesamiento de las mediciones del recurso solar y eólico (mediciones con resolución de 1 minutos para un horizonte de un año), se constata que la generación fotovoltaica presenta baja variabilidad y un perfil diario estable durante el año, mientras que la generación eólica registra alta variabilidad con un comportamiento estacional que presenta perfiles diarios diferentes dentro del mes. De acuerdo a esto, se evidencia que los desafíos operacionales y el costo global de operación del SING, dependen tanto del monto de penetración de ERNC, de la combinación de emplazamiento de ambos recursos renovables, como de la característica o perfil considerado, en particular para la generación eólica. Al respecto, se observa la conveniencia de contar con una integración de las ERNC más distribuida que concentrada. Por otro lado, se observa que al considerar perfiles que resultan de un promedio horarios de mediciones, no se logran evaluar las rápidas variaciones de potencia que presenta el recurso eólico, las cuales se producen en el rango de minutos (incluso a nivel segundos [2]), sub-dimensionando el problema de gestión del recurso variable. Es así como el pre-despacho a nivel horario resulta insuficiente para detectar los requerimientos de reservas, y se confirma la necesidad de establecer estos requerimientos en forma externa, para que ingresen como restricción (dato de entrada) al problema de pre-despacho, habiendo tomado en consideración la variación intra-horaria de la generación eólica y solar. Al respecto, el estudio considera tres zonas de emplazamiento de energía eólica y solar, estableciendo escenarios de penetración de bloques de 15, escalándolos hasta alcanzar 75 instalados, valor máximo de penetración que resulta de considerar la capacidad de reserva teórica- máxima del SING, para control secundario de frecuencia, disponible en un tiempo menor a 3 minutos. Considerando los perfiles del recurso renovable evaluado, se observan variaciones máximas efectivas del orden de 46 y gradientes de bajada que alcanzaron valores de hasta 9.24 /min. Las zonas consideradas, corresponden a Calama Oeste y Sierra Gorda para emplazamientos de generación eólica, y San Pedro de Atacama, Pozo Almonte y zona Crucero- Encuentro para el caso de energía fotovoltaica. La Tabla 1 muestra los escenarios evaluados con sus respectivos puntos de conexión y emplazamientos. Calama 22 kv Crucero -Encuentro 22 kv Pozo Almonte 11 kv Total Año Eólico [] (Calama Oeste) Solar [] (S.P. Atacama) Eólico [] (Sierra Gorda) Solar [] (Crucero) Solar [] (Pozo Almonte) ERNC [] Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Tabla 1: Escenarios de ERNC Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 5 de 121

6 CDEC-SING C-82/212 De acuerdo a estos escenarios definidos y considerando las actuales políticas de operación, se realizan diferentes simulaciones. La Tabla 2 describe algunos casos seleccionados para efectos de reflejar bajo qué escenarios de penetración de ERNC el sistema logra gestionar el recurso renovable en forma segura y eficiente. Asimismo, describe los casos en que el sistema no logra mantener las condiciones de seguridad y calidad de servicio, según el criterio definido en el presente estudio. Para ello, se utilizan dos perfiles característicos del comportamiento mensual de la generación eólica, esto es: a) C1: baja variabilidad y alto factor de planta, el cual se presenta con mayor frecuencia, y b) C2: alta variabilidad y bajo factor de planta, el cual se presenta con menor frecuencia. Para el caso de generación fotovoltaica, se utiliza un perfil único. Cumplimiento técnico Escenario Cluster Eólico [] Solar [] Seguridad 2 Calidad de Servicio 3 1 C1 15 Cumple Cumple C2 15 Cumple No cumple 2-15 Cumple Cumple 3 4 C Cumple Cumple C Cumple No cumple C1 3 No cumple No cumple C2 3 Cumple No cumple 5-45 No cumple No cumple 6 C Cumple No cumple C Cumple No cumple Tabla 2: Resumen resultados simulaciones cumplimiento técnico Conforme a los resultados anteriores, se determinan los requerimientos necesarios, en cuanto a reserva y herramientas de despacho (AGC), para mejorar el desempeño del SING y gestionar el total de energía disponible según escenarios definidos. La Tabla 3 describe dichos requerimientos y costo de operación asociados. 2 Se refiere a evitar la operación de EDAC. 3 Se refiere a no sobrepasar la banda de frecuencia según lo establecido por la NT en su artículo 5-31 [5]. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 6 de 121

7 CDEC-SING C-82/212 Escenario Cluster Eólico [] Solar [] Requerimiento para cumplir los criterios de seguridad y calidad de servicio definidos Reserva en giro Costo operación con AGC Mínima [] ERNC 4 C Menor 1 C Requerido Mayor Menor 3 4 C Menor C Requerido Mayor C Requerido Menor C Mayor Menor 6 C Requerido Menor C Requerido Menor Tabla 3: Resumen resultados simulaciones requerimientos Del desempeño del sistema De la Tabla 3, se observa que los escenarios de mayor penetración de ERNC considerados, presentan un mayor desafío de operación para el SING y requieren tomar medidas que permitan gestionar la variabilidad de las ERNC mitigando los efectos sobre el sistema. Estas medidas se refieren a incrementar los montos de reserva en giro y en algunos casos contar con una herramienta de control automático de generación (AGC) que permita cumplir con los objetivos de seguridad y calidad de servicio. Las restricciones del SING se observan principalmente cuando se considera indisponibilidad de alguna de las dos unidades de ciclo combinado que cuentan con mayor reserva en giro, y mayores tasas de toma y bajada de carga, características requeridas para gestionar las variaciones que presenta el recurso renovable que se analiza en el presente estudio. En cuanto a la variabilidad de los recursos renovables, los emplazamientos considerados para las ERNC, en algunos casos permiten cierta compensación entre las fuentes de energía renovable consideradas, mitigando en algún grado los efectos de los gradientes de bajada y subida del recurso eólico producto del ingreso de generación fotovoltaica. No obstante, estas compensaciones no resultan suficientes para los montos de penetración y distribución considerados en el presente estudio, como para permitir mitigar completamente la variabilidad del recurso eólico. Se observa que la generación eólica presenta mayores desafíos para el SING, respecto a la generación fotovoltaica, en particular el cluster (C2), que corresponde al perfil de mayor variabilidad intra-horaria y que en general presenta menores factores de planta promedio, respecto al cluster (C1) que corresponde al perfil de menor variabilidad intra-horaria y que en general presenta factores de planta más elevados (ver Tabla 18 y Tabla 19, en Anexo 9.3). La diferencia de los factores de planta, los cuales varían estacionalmente, explica las diferencias de costos de operación en cada uno de los casos. 4 Se refiere a la comparación con el caso sin ERNC, incluyendo los requerimientos de reserva adicional para cumplir los criterios de seguridad y calidad de servicio. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 7 de 121

8 CDEC-SING C-82/212 Sin perjuicio de esto, cabe señalar que para el caso de incorporación de dos bloques de 15 de generación eólica, considerando el cluster C2 y dada la variabilidad intra-horaria de este perfil, se produce una compensación entre ambos parques eólicos que mejora la condición del sistema, respecto a evaluar el mismo caso pero utilizando el cluster C1, lo que se observa en el escenario 4 de la Tabla 2. En este caso, los desafíos operativos se trasladan a la necesidad de respaldar mayores montos de generación del recurso ERNC, aumentando los requerimientos de reserva en giro. Si bien, en algunos casos el sistema es capaz de controlar la salida de generación eólica y fotovoltaica, mediante reserva disponible para control primario y secundario de frecuencia, el sistema no siempre es capaz de recuperar esa reserva en forma rápida, dado que no cuenta con suficiente reserva fría en unidades rápidas que puedan aportar energía en minutos. Lo anterior implica que el SING podría quedar en una condición vulnerable por un tiempo prolongado, lo que podría ser resuelto sólo en un rango de tiempo entre 1 y 3 horas, mediante el despacho de turbinas a gas de ciclos combinados. Conforme a lo anterior, se evidencia que resulta esencial contar con unidades flexibles, con capacidad de partida y detención rápida, y contar con modelos de predicción confiables que permitan anticiparse a la variabilidad de los recursos, tomando acciones tempranas en cuanto al despacho de unidades. Asimismo, dada la variabilidad del recurso renovable descrita, y con el objetivo de evitar condiciones de vulnerabilidad en el sistema, se visualiza como requerimiento prioritario contar con herramientas de operación en tiempo real con resolución de minutos, que permitan tomar acciones preventivas en forma rápida y de esta forma minimizar las acciones correctivas, las que se ven limitadas por las restricciones del parque generador. En ausencia de herramientas de control automático de generación y flexibilidad del parque según lo requerido, se prevé la necesidad de establecer límites máximos a los gradientes de subida y bajada del recurso renovable, para los escenarios de mayor variabilidad, de manera de garantizar la seguridad y eficiencia del SING, lo que dependerá de la combinación de generación de la ERNC y emplazamiento final de estos proyectos, así como de la disponibilidad de las unidades que cuentan con mayor reserva en giro, y tasas de toma y bajada de carga. De esta manera y bajo los supuestos y alcances establecidos en el presente estudio, al año 214 se prevé factible gestionar escenarios de penetración de ERNC que van desde los 15 eólicos de capacidad instalada, hasta los 3, requiriendo controlar en los casos de mayor variabilidad los gradientes de subida y bajada del recurso eólico. Asimismo, se prevé factible gestionar 3 de generación eólica y fotovoltaica, donde al menos el 5% corresponda a generación fotovoltaica, sin necesidad de restringir los gradientes de variación del parque eólico. En el caso de incorporar sólo energía fotovoltaica (sin seguimiento) se prevé factible gestionar un monto de hasta 45 de capacidad instalada. Niveles de inserción ERNC mayores a los antes indicados, requieren contar con herramientas de control automático de generación, lo cual no se prevé pueda estar disponible antes del año Del sistema de transmisión Respecto a las condiciones y capacidades del sistema de transmisión, bajo condiciones normales de operación del sistema de transmisión 5, éste no presenta mayores inconvenientes para incorporar energía renovable en los montos considerados en este estudio. No obstante, para el escenario que considera 5 Se refiere a que no considera desconexión programadas o producto de contingencias. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 8 de 121

9 CDEC-SING C-82/212 módulos solares de 15 conectados en las barras Calama 22 kv, Crucero 22 kv y Pozo Almonte 11 kv, los análisis de flujo de potencia realizados, dan cuenta de una restricción de transformación en S/E Pozo Almonte. Por otro lado, bajo condiciones de mantenimiento en uno de los circuitos de la Línea 22 kv Crucero- Encuentro, se evidencia una sobrecarga en el circuito que queda en servicio. Una situación similar se registra para la Línea 11kV Salar km6. Cabe destacar que, si el parque eólico considerado en la zona Crucero Encuentro se conecta a S/E Encuentro en lugar de S/E Crucero, la restricción descrita para la Línea 22 kv Crucero-Encuentro desaparece. Esto confirma la conveniencia de considerar S/E Encuentro como punto de conexión de futuros proyectos de generación, lo que entre otras cosas permitiría mejorar las condiciones de confiabilidad del SING De los costos de operación En relación con la evaluación de costos globales de operación, en la mayoría de los pre-despachos desarrollados con el perfil ERNC de menor variabilidad y mayor factor de planta (perfil eólico C1), se observa que la incorporación de ERNC genera un beneficio económico para el sistema. No obstante, para los pre-despachos desarrollados con el perfil ERNC de mayor variabilidad y menor factor de planta (perfil eólico C2), el costo de operación aumenta acercándose a los costos calculados sin considerar el aporte de generación de ERNC, llegando incluso a valores mayores al de una operación sin el recurso renovable. Esto se debe a los mayores requerimientos de reserva para mejorar el control de frecuencia del sistema y al menor factor de planta de este perfil. Cabe destacar que los análisis realizados en el contexto y alcance del presente estudio, no consideran los efectos del cambio de régimen operativo sobre la disponibilidad de las unidades y sobre los costos variables no combustibles, producto del aumento de la frecuencia de los mantenimientos de las unidades convencionales. 1.4 Recomendaciones Los resultados del presente estudio permiten evidenciar la necesidad de priorizar acciones en los siguientes aspectos: a) Buscar la manera de flexibilizar las actuales restricciones del parque generador, teniendo presente que en un sistema térmico como el SING, la penetración de ERNC a gran escala depende de la factibilidad de contar con tecnología flexible en cuanto a márgenes de reserva, y tasas de toma y bajada de carga. b) Conforme a las restricciones del parque generador dimensionadas en el presente estudio, se deben establecer límites máximos a los gradientes de subida y bajada de las ERNC que permitan una incorporación segura y eficiente de estas tecnologías en el mediano plazo. Estos valores dependerán de las características y emplazamientos de los proyectos que se desarrollen. c) Desarrollar herramientas y procedimientos para predicción de los recursos renovables y despacho (AGC, monitoreo meteorológico, entre otros), que permitan tomar acciones preventivas de despacho, evitando en lo posible acciones correctivas, de manera de garantizar la seguridad del sistema y mitigar eventuales condiciones de vulnerabilidad. d) Establecer requerimientos de reserva en giro horaria, como restricción al problema de predespacho, conforme a las predicciones de los recursos renovables para el día siguiente, considerando en todo momento las eventuales variaciones de potencia intra-horaria. En particular, Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 9 de 121

10 CDEC-SING C-82/212 evaluar la factibilidad y conveniencia de establecer requerimientos de reserva variable en el horizonte de programación, en función de los perfiles y montos de penetración previstos. e) Profundizar los análisis, incorporando entre otros aspectos: Desarrollar análisis de estabilidad angular y de tensión, para establecer desempeño del SING ante contingencias y revisar la factibilidad de definir índices que den cuenta de la inercia mínima que debe tener el sistema para establecer límites de máxima penetración según este parámetro. Desarrollar estudios de estabilidad de pequeña señal para evaluar el desempeño del sistema en presencia de las ERNC. Desarrollar análisis de la característica estocástica del recurso ERNC, para determinar los efectos sobre la operación, y especificar los requerimientos técnicos de las herramientas de predicción a implementar en el SING. Asimismo, evaluar la conveniencia de implementar metodologías de pre-despacho estocástico. Evaluar los efectos del régimen operativo previsto para el parque convencional, en presencia de ERNC. En particular revisar los cambios sobre el programa de mantenimiento mayor y cómo éste afecta la suficiencia y el costo global operación. Evaluar alternativas que permitan mejorar el desempeño del sistema, en cuanto a control de frecuencia y eficiencia, a través de sistemas de almacenamiento de energía y gestión de la demanda. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 1 de 121

11 CDEC-SING C-82/ ASPECTOS GENERALES. 2.1 Contexto La madurez que en la última década han experimentado las Energías Renovables No Convencionales, en adelante ERNC, ha implicado que los países que apostaron por el desarrollo de estas tecnologías, motivados por la preocupación del medio ambiente, estén buscando nuevos mercados que les permita seguir desarrollando su industria en pos de cumplir con los compromisos que han adquirido en base a dichas motivaciones. Chile, al igual que otros países de la región, representa un mercado atractivo para la incorporación de las ERNC, debido a que en toda su extensión geográfica dispone de gran cantidad de recursos naturales, lo que hace prever una incorporación significativa de estas tecnologías en el largo plazo, como aporte principal a la diversificación de la matriz energética. Dado los recursos naturales disponibles en el Norte del país, en particular los recursos asociados a los niveles de radiación solar y vientos presentes en la zona, sumado a la característica industrial de los consumos del Sistema Interconectado Norte Grande (SING) proveniente principalmente del sector minero, se prevé una incorporación significativa de las ERNC en dicha zona, como fuente de energía eléctrica y también en los procesos productivos de la gran Minería. Si bien, no se prevé una penetración a gran escala de estas tecnologías en el corto plazo, dadas las características técnicas del SING, eminentemente térmico, se requiere estudiar la capacidad del sistema y preparar al SING para incorporar los proyectos que se implementen en el mediano y largo plazo, manteniendo los estándares de calidad y seguridad de servicio. De esta manera, el presente estudio, se enmarca en el contexto del proyecto Plan de Integración ERNC al SING, bajo el cual se prevé la realización periódica de estudios que den cuenta de las capacidades del sistema y mejoras posibles de implementar, con el objeto de permitir una incorporación segura y eficiente de las ERNC al SING. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 11 de 121

12 CDEC-SING C-82/ Objetivo y Alcance Partiendo de la base del estudio Efecto Técnico-Económico de la Integración de energía Eólica en el SING, emitido por la Dirección de Operación del CDEC-SING, en adelante DO, a solicitud de la Comisión Nacional de Energía mediante carta CNE N 36 del 3 de junio de 211, el presente estudio tiene por objetivo evaluar el desempeño del SING para gestionar las ERNC de característica variable considerando un horizonte de evaluación hasta el año 214, de manera de analizar mayores montos de penetración de energía renovable y así determinar las capacidades y restricciones que podría presentar el SING para gestionar dicho recurso en los próximos años. Conforme a mediciones del recurso renovable disponible en el Ministerio de Energía [1], se desarrollan análisis estáticos y dinámicos para condiciones normales de operación, considerando la variabilidad prevista para los recursos renovables, las variaciones de demanda y las características técnicas del SING. Se evalúan distintos escenarios de penetración de energía eólica y fotovoltaica en módulos de 15 hasta alcanzar 75 instalados, que inyectan energía en la zona de Crucero Encuentro, Calama 22 kv y Pozo Almonte 11 kv. En función de estos escenarios, se realizó un análisis técnico y económico de la capacidad del SING para gestionar los recursos renovables. 2.3 Antecedentes del SING De acuerdo a la información que dispone el CDEC-SING, de aquí al año 214 no se prevén cambios significativos del parque generador del SING en cuanto a tecnologías convencionales. Conforme a esto, las características del parque generador actual del SING no sufrirán cambios relevantes que impliquen adaptar las condiciones de operación para gestionar el recurso de generación variable que introducen algunas ERNC. Se hace necesario entonces, mantener un constante monitoreo, evaluación, y búsqueda de mejoras, tanto en las políticas de operación como en las herramientas utilizadas en el CDEC-SING, que permitan enfrentar una eventual penetración relevante de energía variable en los próximos años. En efecto, dada las características técnicas del parque generador del SING, el margen de reserva en giro resulta limitado en cuanto a monto y velocidad de respuesta, tal como se muestra en la figura siguiente. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 12 de 121

13 CDEC-SING C-82/212 Ilustración 1: Reservas y tasas de toma de carga de las unidades del SING La Ilustración 1, permite visualizar los limitados márgenes de reserva en giro disponibles en la mayoría de las unidades del SING, los que resultan de considerar el rango de operación entre nivel de mínimo técnico y despacho máximo. Asimismo, se observa que esta reserva en giro en la mayoría de los casos posee bajas tasas de toma de carga. La limitada capacidad de regulación y baja velocidad de respuesta de esta reserva, representa una clara restricción operativa que es necesario evaluar y atender con el objetivo de buscar alternativas que flexibilicen la operación y permitan mantener las condiciones de seguridad actuales considerando la incorporación de energía variable. Adicionalmente, se debe considerar que en el SING se realiza un control secundario de frecuencia manual, por lo que se prevé que la implementación de un AGC (Automatic Generation Control) permitiría mejorar la efectividad del control de frecuencia, evitando los retardos de comunicación e intervención humana, lo que resulta crucial para efectos de mantener un eficiente control de frecuencia. Sin embargo, el aporte de la implementación de un AGC siempre estará limitado a las características y capacidades reales del parque generador, el que no se verá modificado dentro del horizonte considerado en este estudio. Por otro lado, es importante señalar que si bien la demanda del CDEC-SING tiene una característica plana comparada con una demanda residencial, ésta presenta desviaciones importantes 6 respecto a la previsión informada por los Coordinados, que sumadas a la variabilidad del recurso ERNC dificultan su predicción y hacen compleja la operación en tiempo real del SING. En efecto, tanto la demanda del SING como la generación eólica representan un problema estocástico de difícil predictibilidad que imponen un desafío mayor de predicción. 6 Promedio de desviación absolutas mayores al 4%, producto de que el consumo es industrial en un 9% aproximadamente. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 13 de 121

14 CDEC-SING C-82/ CONSIDERACIONES DEL ESTUDIO 3.1 Metodología Para efectos de cumplir los objetivos planteados, el estudio se desarrolló en tres etapas, según lo siguiente: a) Primera etapa: Márgenes de reserva rápida teórico En un primer análisis, se determinó el límite superior teórico de la reserva del SING, considerando para esto las características técnicas de las unidades generadoras y bajo el supuesto que todas ellas estuvieran operando a nivel de mínimo técnico. Sumado a lo anterior, se determinó el monto de reserva disponible en unidades de partida rápida, que es posible despachar en tiempos menores a 15 y 3 minutos. Si bien este monto de reserva se considera teórico, dado que actualmente, bajo un despacho económico, la mayoría de las unidades que se encuentran en servicio están operando a su potencia máxima de despacho, este valor permite tener una referencia de la capacidad límite del SING en cuanto a reserva rápida para toma de carga y su velocidad de respuesta o tiempo en el cual esta reserva se encontraría disponible. Asimismo, dada la variabilidad y baja predictibilidad de algunas ERNC, este monto resulta teórico, toda vez que el sistema no sólo debe tener capacidad para tomar carga sino también para bajar carga. Sin perjuicio de esto, el valor determinado en este análisis permite tener una referencia, de la restricción que imponen las características técnicas del parque generador. Conforme a los valores de reserva teóricos obtenidos, se determina el monto máximo de penetración de ERNC a analizar en el presente estudio. b) Segunda etapa: Análisis recurso renovable y su relación con la demanda. Se desarrolla un análisis detallado de la variabilidad del recurso eólico y solar para el horizonte de un año, conforme a mediciones públicas disponibles. Para efectos de conocer el comportamiento anual de estos recursos, se establece una clusterización evaluando cada mes, de manera de representar el comportamiento de la ERNC para un horizonte de un año. Cabe destacar que el análisis de estas simulaciones toma especial relevancia, considerando los fenómenos intrahorarios que presenta la generación de características variable, a lo que se suma la variabilidad de la demanda, según se explica en el punto 5.3. De acuerdo a lo anterior, en esta etapa se define una metodología que considera el efecto combinado de la variabilidad de la demanda y de los recursos renovables, estableciendo para estos efectos, la variable demanda neta como la demanda bruta menos la generación que aportan los recursos renovables, previstos en el sistema. De esta manera, la demanda neta refleja las características de la demanda que abastecerían las unidades convencionales del sistema. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 14 de 121

15 CDEC-SING C-82/212 c) Tercera etapa: Simulaciones En esta tercera etapa de simulaciones, se realizan análisis estáticos y dinámicos que resultan relevantes a efectos de determinar la capacidad del sistema para gestionar la ERNC de característica variable. Los análisis se focalizan en tres aspectos que se describen a continuación: Pre-despacho: se efectúan simulaciones de pre-despacho con la herramienta Plexos, para estudiar los efectos de la variabilidad del recurso renovable en la programación de la operación de corto plazo de las unidades del SING, en adelante PCP. De esta manera, y en función de los escenarios de penetración descritos en 3.2, se obtuvieron distintos casos de operación y sus costos asociados, incluyendo análisis de sensibilidad de requerimientos adicionales de reserva para control primario y secundario de frecuencia. Desempeño control de frecuencia: en función de los pre-despachos desarrollados se seleccionaron escenarios que permitieran evaluar el desempeño del sistema a efectos de gestionar el recurso de generación variable y mantener un adecuado control de frecuencia. Se analizan los efectos considerando una regulación de frecuencia manual y posteriormente se evalúa la ventaja que tendría la implementación de un AGC a efectos de mejorar la respuesta ante variaciones de frecuencia. Sobrecargas sistema de transmisión: los análisis realizados corresponden a la evaluación de sobrecargas del sistema de transmisión producto de la incorporación de generación de ERNC en el sistema. Estos análisis si bien se realizan para condiciones normales de operación, es decir, considerando disponibilidad completa del sistema de transmisión, también se realizan análisis de sensibilidad que consideran mantenimientos de líneas de transmisión que resultan de interés revisar. 3.2 Escenarios de penetración de ERNC Con foco en el mediano plazo y considerando escalamiento en módulos de 15 de generación eólica y fotovoltaica, se establecieron distintos escenarios de emplazamiento de proyectos ERNC en el SING, que combinan tecnología fotovoltaica y eólica. Para establecer los puntos de conexión al sistema de transmisión, y en consideración al régimen de acceso abierto vigente, se identificaron las subestaciones troncales y de subtransmisión del SING más cercanas a las estaciones de medición seleccionadas para este estudio, según se indica en Tabla 14 y Tabla 2 de Anexos y 9.3.2, respectivamente. De acuerdo a lo anterior, para el recurso eólico de Calama Oeste, se considera como punto de conexión la S/E Calama 22 kv. Para el caso del recurso eólico de Sierra Gorda, se considera como punto de conexión la Zona Crucero-Encuentro. Asimismo, para el recurso solar de San Pedro de Atacama, Pozo Almonte y Crucero, se consideran como punto de conexión Calama 22 kv, Pozo Almonte 11 kv y Zona Crucero Encuentro, respectivamente. La Tabla 4, resume los escenarios y puntos de conexión considerados. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 15 de 121

16 CDEC-SING C-82/212 Demanda Calama 22 kv Crucero -Encuentro 22 kv Pozo Almonte 11 kv Total año Eólico [] (Calama Oeste) Solar [] (S.P. Atacama) Eólico [] (Sierra Gorda) Solar [] (Crucero) Solar [] (Pozo Almonte) ERNC [] Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Tabla 4: Escenarios de penetración de ERNC considerados. Respecto a la zona Crucero Encuentro, se considera el punto de conexión Crucero 22 kv, dado que la estación de medición del recurso solar se encuentra emplazada en Crucero. No obstante, dicha subestación actualmente no presenta disponibilidad para incorporar nuevos paños, razón por la cual, en los análisis de capacidad de transmisión se considera un caso adicional de conexión de ERNC en S/E Encuentro, la que cuenta con mejores condiciones para emplazar nuevos proyectos de generación. 3.3 Costos variables Para efectos del análisis, se consideraron los costos variables del parque generador convencional, que estuvieron vigentes el 1 de junio de 212 (ver Anexo 9.6). 3.4 Supuestos base Teniendo en cuenta que el objetivo del presente estudio es evaluar la capacidad del SING para gestionar energía eléctrica proveniente de recurso solar y eólico, bajo las condiciones previstas en los años 213 y 214, los supuestos y consideraciones parten de la base de la información disponible en la DO que ha sido entregada por las empresas generadoras y desarrolladores de proyectos ERNC. Para efectos del presente estudio, se establecieron las siguientes consideraciones y supuestos generales: a) Horizonte de evaluación: periodo b) Condiciones de demanda: para efectos de estimar las condiciones de demanda para el horizonte de evaluación considerado, se utilizó el crecimiento de demanda de clientes actuales y nuevos consumos, según previsión de demandas utilizada en del Informe Propuesta de Expansión Sistema de Transmisión Troncal, septiembre 212 [3]. Conforme a esto, la demanda máxima neta prevista para los año 213 y 214, es del orden de 227 y 229, respectivamente. De acuerdo a esto, se prevé un requerimiento de generación máxima bruta del orden de 225 y 245, para los años 213 y 214, respectivamente. c) Expansión del sistema de transmisión: se han incorporado los proyectos de transmisión que se prevé se encuentren en servicio en el horizonte de evaluación, de acuerdo a las recomendaciones Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 16 de 121

17 CDEC-SING C-82/212 del Informe Propuesta de Expansión Sistema de Transmisión Troncal, septiembre 212 [3] y según los proyectos informados por los propietarios del sistema de transmisión adicional y subtransmisión, cuyo detalle se encuentra en el Anexo 9.5. En resumen, las obras consideradas son las siguientes: Ampliaciones: o Línea 22 kv Crucero Lagunas N 1 o Línea 22 kv Crucero Lagunas N 2 o Línea 22 kv Encuentro Collahuasi, Circuito N 1 Nuevas obras o Línea 22 kv Encuentro Collahuasi, Circuito N 2 o Línea 22 kv Salar Calama d) Parque generador convencional: conforme a la información disponible en el CDEC-SING, se considera que el parque generador actual no sufre modificaciones en cuanto a la incorporación de nuevas unidades generadoras convencionales. Para representar la operación del parque generador, se considera como condición normal de operación la indisponibilidad de unidades generadoras por Mantenimiento Mayor conforme a registros de la operación real del SING. Para esto, se seleccionó un programa diario como caso base, emitido por la DO durante el presente año, a partir del cual se definieron distintos escenarios de operación en función del emplazamiento del recurso renovable y disponibilidad del parque convencional, según se indica en el punto Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 17 de 121

18 CDEC-SING C-82/ MARGENES TEORICOS DE RESERVA Considerando que no se prevé la incorporación de nuevas unidades convencionales al SING de aquí al horizonte de evaluación, y en función de los parámetros técnicos de las unidades generadoras actualmente en operación en el SING, se determinan tres parámetros que resultan claves para gestionar el recurso renovable de característica variable y realizar un control de frecuencia eficiente. Estos parámetros corresponden a la reserva en giro, reserva primaria y reserva fría rápida, esta última conforme a las unidades convencionales presentes en el SING y que son capaces de partir en tiempos menores a 15 minutos. 4.1 Reserva en giro máxima teórica Se define como reserva en giro de una unidad generadora, al monto de potencia que existe entre la potencia activa máxima de despacho disponible ( y la consigna de generación de potencia activa ( ) a la cual la unidad se encuentre operando sincronizada al sistema. En base a lo anterior, la reserva en giro total del sistema se determina según la siguiente ecuación: Para efectos de determinar la reserva en giro máxima teórica, se consideran todas las unidades del SING en servicio a mínimo técnico, bajo lo cual el valor total de es 3355 brutos, mientras que el valor de 153 brutos. es de 232 brutos. Conforme a esto, el valor reserva en giro máxima teórica es Cabe señalar, que no se consideran aportes de reserva en giro de motores dado que estos operan mayoritariamente a potencia máxima y sus rangos de regulación son pequeños. Asimismo, resulta de interés revisar los tiempos en los cuales esta reserva teórica estaría disponible, para lo cual se utilizan las tasas de toma de carga nominal de cada unidad. De acuerdo a esto, es posible representar la toma de carga de la reserva en giro teórica calculada, en función del tiempo, según muestra la Ilustración 2. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 18 de 121

19 Potencia Generada CDEC-SING C-82/212 Generación Minutos Ilustración 2: Incremento de Generación v/s Tiempo U16-TG+U16-TV U15 U14 U13 U12 U11 U1 TGTAR TGIQ TG3 TG2A+TG2B+TV2C TG2 TG1A+TG1B+TV1C TG1 NTO2 NTO1 CTTAR CTM3-TG+CTM3-TV CTM2 CTM1 CTH CTA ANG2 ANG1 Se observa en la Ilustración 2, que la reserva en giro teórica que es posible alcanzar en los primeros 1 minutos, es del orden de 57. La evolución de esta reserva se aprecia en la Ilustración 3. Ilustración 3: Evolución de la Reserva en Giro Disponible. A medida que aumenta el uso de la generación disponible, la pendiente de la potencia generada disminuye, lo que significa que el sistema va perdiendo velocidad de toma carga, según se observa en la Ilustración 4. De esta manera, para contar con la reserva en giro teórica total se necesitan 59 minutos. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 19 de 121

20 CDEC-SING C-82/212 Ilustración 4: Evolución de la Tasa de toma de carga La principal razón del comportamiento de la tasa de toma de carga obtenida, se debe a que inicialmente las unidades del tipo Turbinas a Gas (TG s) suben de forma rápida a tasas que llegan a los 1 /min. Lo anterior, se traduce en que al inicio la tasa de toma de carga del SING alcanzaría un valor de 116 /min, como se muestra en la Ilustración 4. Esta capacidad de tasa de toma de carga, va decayendo a medida que estas TG s logran su potencia máxima, momento en el cual dejan de aportar reserva en giro. En la actualidad y dada la cantidad de unidades en servicio necesarias para cubrir la demanda, bajo un despacho económico, la reserva en giro del SING alcanza valores que bordean los 3-7. En general, es frecuente que en hora punta se active la restricción sistémica de reserva en giro de 3, es decir, que la reserva en giro disponible alcance un valor de 3. Cabe destacar que la reserva en giro depende de las unidades que se encuentren realizando control secundario de frecuencia, por lo que el monto disponible varía entre los diversos escenario que se pueden presentar. Conforme a esto, aún cuando se prevé un aumento de demanda al año 214, la reserva en giro seguirá dependiendo de las unidades que se encuentren regulando y de la restricción de reserva en giro sistémica que se imponga en la operación, por lo que se prevé que bajo un despacho económico, en el año 214 se podrían dar los mismo valores promedios actuales. 4.2 Reserva detenida rápida teórica Se considera como reserva detenida rápida a la cantidad de generación disponible que no se encuentre sincronizada al sistema y que pueda lograr la sincronización en períodos de tiempo menores a 15 minutos. Para estos efectos, el tiempo de partida considerado, se mide a contar de la orden de despacho hasta la sincronización efectiva de la unidad. La Tabla 5 muestra las unidades que pueden actualmente sincronizar en tiempos menores a 15 y 3 minutos. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 2 de 121

21 CDEC-SING C-82/212 Unidad Reserva de Partida Rápida en menos de 3 minutos. [] Reserva de Partida Rápida en menos de 15 minutos. [] CUMMINS 1 1 DEUTZ 2 2 GMAR 8 8 M1AR 3 3 M2AR 3 3 MAIQ 6 - MIIQ 3 - MIMB MSIQ 6 - SUIQ 4 4 TG TG TG TGIQ 19 - TGTAR ZOFRI_ ZOFRI_ ZOFRI_ Total Tabla 5: Reserva de partida rápida. Los montos de reserva de partida rápida pueden variar considerablemente en la operación real dependiendo de la disponibilidad de estas unidades y de su estado operativo según requerimiento del SING. En particular, estas unidades son requeridas ocasionalmente en horas punta o en los casos en que se activa la restricción de transmisión de la zona norte [4] en los casos de indisponibilidad de la unidad CTTAR, dado que la mayoría de estas unidades se ubican en dicha zona. No obstante lo anterior, se considera que el año 214 esta restricción no debiera estar activa, lo que dependerá del incremento de demanda de los consumos de la zona. 4.3 Reserva Primaria Se considera como reserva primaria, al monto de potencia disponible en forma instantánea, que entregan las unidades que se encuentran en servicio, para control primario de frecuencia, conforme a lo establecido en la NT. El monto de reserva primaria que se considera aporta cada unidad al sistema, se indica en la Tabla 6. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 21 de 121

22 CDEC-SING C-82/212 Unidad Reserva Primaria [] ANG1 7 7 ANG2 7 CTA 5 CTH 5 CTM1 5 CTM2 12 CTM3-TG 11 CTTAR 7 NTO1 8 5 NTO2 5 TG1 8 TG1A 16 TG1B 16 TG2 8 TG2A 11 TG2B 11 TG3 1 TGIQ 5 TGTAR 5 U1 5 U11 5 U12 8 U13 6 U14 1 U15 1 U16-TG 14 Total 217 Tabla 6: Aporte al control primario de frecuencia. Según se indica en la Tabla 6, la reserva primaria del SING alcanzaría un total de 217. Sin embargo, en el pre-despacho y en la operación real, el valor de la reserva primaria depende de las unidades despachadas. En la actualidad y dada la cantidad de unidades en servicio necesarias para cubrir la demanda, la reserva primaria se encuentran en torno a los 9-1. Considerando el crecimiento de demanda previsto para el 214, los montos de reserva primaria se prevé aumentarían a valores cercanos a Comentarios Si bien, los montos máximos teóricos de reservas para control secundario de frecuencia del SING, se obtuvieron de una operación que no representa un despacho seguro y económico, dichos valores permiten establecer el escenario de máxima penetración ERNC para efectos de evaluar el desempeño del SING. 7 Considerando la operación de los equipos BESS, las unidades ANG1 y ANG2 pueden entregar 1 de respuesta primaria c/u. 8 Considerando la operación de los equipos BESS, las unidades NTO1 y NTO2 pueden entregar 5 de respuesta primaria c/u. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 22 de 121

23 CDEC-SING C-82/212 En efecto, el monto máximo de penetración de energía renovable considerado en el presente estudio, alcanzó un valor de 75, aproximación que resulta de sumar la reserva en giro teórica máxima disponible en 1 minutos (57 ) y la reserva detenida rápida disponible en un tiempo menor o igual a 3 minutos (175 ). Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 23 de 121

24 : :4 1:2 2: 2:4 3:2 4: 4:4 5:2 6: 6:4 7:2 8: 8:4 9:2 1: 1:4 11:2 12: 12:4 13:2 14: 14:4 15:2 16: 16:4 17:2 18: 18:4 19:2 2: 2:4 21:2 22: 22:4 23:2 CDEC-SING C-82/ TRATAMIENTO DEL RECURSO ERNC Y DEMANDA 5.1 Recurso ERNC considerado Para efectos del presente estudio, se analizó la variabilidad del recurso eólico y solar conforme a datos públicos disponibles en el Ministerio de Energía [1]. Estos datos poseen una resolución de 1 minutos, lo que ha permitido conocer las variaciones de potencia intra-horaria del recurso renovable. Si bien existen estudios internacionales que indican que las fluctuaciones de potencia del recurso ERNC, en particular del recurso eólico, ocurren en una escala de tiempo muy pequeña (15 segundos) [2], a efectos de predecir cambios y tomar acciones de despacho, la resolución de 1 minutos de los datos permite dimensionar las gradientes de subida y bajada de los parque eólicos y fotovoltaicos, lo que representa una aproximación válida a efectos de predecir las condiciones operacionales esperadas en el corto plazo. La Ilustración 5 siguiente, muestra como ejemplo el caso de un perfil de viento registrado cada 1 minutos v/s el mismo perfil considerando el promedio horario. En ella, es posible observar que el promedio horario no da cuenta de variaciones importantes que se produzcan en tiempos iguales o menores a 1 minutos Perfil de Generación Calama Oeste de Julio Cluster 2 Valor 1 min Promedio horario Hora Ilustración 5: Perfil de Generación Calama Oeste de Julio Cluster 2. El estudio considera mediciones de radiación y viento con resolución de 1 minutos para el horizonte de un año, de manera de evaluar eventuales diferencias estacionales que se podrían producir e identificar los perfiles característicos del recurso solar y eólico para cada mes. En el caso del recurso eólico, de toda la información disponible, se seleccionan las zonas donde las estaciones de medición de viento están ubicadas a una altura cercana a la altura prevista para el emplazamiento de las turbinas. De esta manera, se elige las estaciones ubicadas a 8 metros de altura, que permiten registrar los eventuales cambios de flujo del viento. En el caso del recurso solar, se considera como escenario de mayor probabilidad el emplazamiento de parques fotovoltaicos sin seguimiento. De acuerdo a esto, se utilizaron los datos de medición de radiación solar global en superficie horizontal (GHI). Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 24 de 121

25 CDEC-SING C-82/ Datos de viento Conforme a lo indicado en el punto anterior, se escogen 2 estaciones de medición, que poseen una resolución de 1 minutos a una altura de medición de 8 [m], denominadas Sierra Gorda y Calama Oeste, que se encuentran cerca de S/E Crucero 22 kv y Calama 22 kv, respectivamente, eventuales puntos de conexión (PC) de parques eólicos. Para efectos de evaluar la disponibilidad de potencia en función del comportamiento del viento en cada zona y cada mes, los datos de velocidad de viento son procesados a través de una turbina clase III, marca Vestas, modelo V9-2. Esta turbina tiene características compatibles con las condiciones geográficas y de viento registradas en las zonas donde se encuentran las estaciones de medición. De esta forma es posible obtener los perfiles de potencia eólica para los módulos de 15 (75 turbinas de 2 ) considerando las condiciones geográficas de los emplazamientos, según se observa en Anexo Al respecto, la Ilustración 6 muestra que Calama Oeste posee una mayor presencia del recurso eólico entre los meses de Mayo a Octubre, a excepción de Julio, con factores de planta superiores al 37% y con porcentajes de tiempo a potencia nominal por sobre un 14%. Además, se observa que en el mes de Febrero se tiene casi un 3% del tiempo con potencia nula, lo que equivale al mes del año con menor factor de planta con un valor cercano al 2%. En la Ilustración 7 el caso de Sierra Gorda, se tiene una mayor presencia del recurso eólico entre los meses de Mayo a Septiembre con factores de planta superiores al 37 % y con porcentajes de tiempo a potencia nominal por sobre un 14 %. Además, se observa que en el mes de Febrero se tiene aproximadamente un 35 % del tiempo con potencia nula lo que equivale al mes del año con menor factor de planta, con un valor cercano al 13 %. Ilustración 6: Factor de planta Calama Oeste. Ilustración 7: Factor de planta Sierra Gorda. Teniendo en cuenta lo anterior, se generaron perfiles diarios de potencia eólica para todo el año con resolución de 1 minutos. En función de estos perfiles, se realizó una clusterización, escogiendo dos perfiles que representan y caracterizan la totalidad de los perfiles del mes (ver Anexo 9.3.1). De los análisis se puede apreciar que al ponderar el factor de planta en función de la frecuencia de ocurrencia de cada cluster, el factor de planta resultante como promedio ponderado resulta mayor al que se obtiene considerando sólo el viento promedio para obtener dicho factor. En efecto, el factor de planta promedio ponderado resulta de 38% y 4% para Sierra Gorda y Calama Oeste, respectivamente, mientras que el factor obtenido desde el viento promedio es de 32% y 33%, según se observa en Anexo Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 25 de 121

26 CDEC-SING C-82/212 Conforme a lo anterior, y dada la característica estocástica de los recursos renovables, la presencia de los distintos perfiles de viento, podrían implicar un efecto de disminución o aumento de los gradientes de subida y bajada de dichos recursos en la operación real. Bajo los supuestos establecidos en este estudio, resulta de interés revisar los peores escenarios de variabilidad del recurso ERNC que se podrían presentar en el SING. Para esto, se calculan los gradientes de subida y bajada de generación eólica, considerando la ocurrencia simultánea de distintas combinaciones de cluster de los meses de junio y julio. Asimismo, conforme a los emplazamientos seleccionados, se evalúa el efecto combinado del recurso solar con el recurso eólico, según tratamiento descrito en el punto Datos de radiación En el caso del recurso solar, los datos disponibles también poseen una resolución de 1 minutos. De éstos, se escogen tres estaciones de medición denominadas Pozo Almonte, San Pedro de Atacama y Crucero, las que se encuentran cercanas a las SSEE Pozo Almonte 11 kv, Calama 22 kv y Crucero 22 kv, respectivamente, eventuales puntos de conexión (PC) de parques fotovoltaicos. Cabe destacar que estos datos son medidos en superficie horizontal y han sido corregidos mediante el uso de factores de inclinación, según se explica en Anexo 9.4. Con estos perfiles de radiación (en [W/m 2 ]) se escalan los datos de manera de que la máxima radiación de un emplazamiento corresponda a la potencia máxima nominal del parque fotovoltaico. Para este caso se considera que esta potencia corresponde a 15 por cada central fotovoltaica. Teniendo en cuenta lo anterior, se generan perfiles diarios de potencia del parque fotovoltaico para todo el año. Finalmente se escoge un perfil diario ( cluster ) que representa y caracteriza la totalidad de los perfiles del mes (ver Anexo 9.3.2). Con los datos anuales en términos de potencia del parque fotovoltaico, es posible calcular los factores de planta para las tres potenciales centrales, obteniendo valores anuales de 23.8%, 25.3 % y 25.3 % para San Pedro de Atacama, Pozo Almonte y Crucero, respectivamente. 5.2 Selección y evaluación de Perfiles Se seleccionaron los escenarios más desfavorables en cuanto a gradientes de subida y bajada así como de variabilidad diaria. De acuerdo a esto, se seleccionan como perfiles representativos los cluster 1 (C1) del mes de junio y cluster 2 (C2) del mes de julio para el caso eólico (ver Anexo 9.3.1). En el caso solar, los perfiles resultantes tienen un comportamiento similar entre los meses analizados, por lo que se seleccionó sólo un cluster. Estos perfiles se muestran en Ilustración 8, Ilustración 9 e Ilustración 1 siguientes: Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 26 de 121

27 : :5 1:4 2:3 3:2 4:1 5: 5:5 6:4 7:3 8:2 9:1 1: 1:5 11:4 12:3 13:2 14:1 15: 15:5 16:4 17:3 18:2 19:1 2: 2:5 21:4 22:3 23:2 : :5 1:4 2:3 3:2 4:1 5: 5:5 6:4 7:3 8:2 9:1 1: 1:5 11:4 12:3 13:2 14:1 15: 15:5 16:4 17:3 18:2 19:1 2: 2:5 21:4 22:3 23:2 CDEC-SING C-82/ Perfiles eólicos con "cluster" Sierra Gorda Calama Total Ilustración 8: Perfiles Eólicos Cluster 1 seleccionados. 3. Perfiles eólicos con "cluster" Sierra Gorda Calama Total 5.. Ilustración 9: Perfiles Eólicos Cluster 2 seleccionados. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 27 de 121

28 CDEC-SING C-82/ Perfiles solares San Pedro Crucero Pozo Almonte 2 : 2:24 4:48 7:12 9:36 12: 14:24 16:48 19:12 21:36 : hh:mm Ilustración 1: Perfiles solares seleccionados. A efectos de determinar la condición más desfavorable que se podría presentar bajo las mediciones consideradas, se evaluaron los gradientes de subida y bajada desde las mediciones de intervalos de 1 minutos y de más de una hora, resultantes de las combinaciones de perfiles y para distintos emplazamientos, según se describe en el punto y Un punto de conexión La Tabla 7 muestra los máximos aumentos esperados de potencia (Max), máximas disminuciones de potencia (Min) y el máximo absoluto de los anteriores (Max Abs), en intervalos sucesivos de 1 minutos. A partir de estos datos, se estiman los gradientes de subida o bajada por minuto. C. Oeste SP Atacama Combinación Combinación Casos Eólico (C1) Eólico (C2) Solar Solar + Eólico (C1) Solar + Eólico (C2) Max [] Min [] Max Abs[] Gradiente [/min] Tabla 7: Desviaciones en intervalos de 1 minutos, un sólo punto de conexión. De la Tabla 7 se observa que, considerando un sólo punto de emplazamiento con el perfil Eólico C2, se obtiene el comportamiento del recurso renovable más desfavorable. No obstante, el C2 se presenta con menor frecuencia (ver detalles en Anexo 9.3.1). En la Tabla 8 se muestran las mayores variaciones de potencia activa de los parques eólicos, pero registradas con una resolución horaria. Estas variaciones de potencia son cercanas a los valores nominales de los parques, sin embargo, dado que se produce en un tiempo superior al caso anterior, gradiente de subida o bajada resulta menor (ver detalles en Anexo 9.3.1). Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 28 de 121

29 : :4 1:2 2: 2:4 3:2 4: 4:4 5:2 6: 6:4 7:2 8: 8:4 9:2 1: 1:4 11:2 12: 12:4 13:2 14: 14:4 15:2 16: 16:4 17:2 18: 18:4 19:2 2: 2:4 21:2 22: 22:4 23:2 CDEC-SING C-82/212 C. Oeste SP Atacama Combinación Combinación Casos Eólico (C1) Eólico (C2) Solar Solar + Eólico (C1) Solar + Eólico (C2) P inicial [] P final [] T inicial [hh:mm] 9:2 16:2 14:1 15:1 16:2 T final [hh:mm] 11:4 17:5 17:4 17:4 17:4 Diferencia P [] Diferencia T [hh:mm] 2:2 1:3 3:3 2:3 1:2 Gradiente [/min] Tabla 8: Desviaciones en intervalos de horas, un sólo punto de conexión. De los datos analizados, para un solo punto de conexión, se desprende que las variaciones intra-horarias representan impactos mayores (alcanzando gradientes de hasta 5.92 /min), en comparación con los grandes bloques de subida y bajada, los cuales se producen en un tiempo mayor (alcanzando gradientes de hasta 2.1 /min), lo que resulta clave considerar para efectos de no subestimar los requerimientos de reserva Tres puntos de conexión En forma similar al punto anterior, considerando los tres emplazamientos seleccionados y para distintos escenarios de coincidencia, se determinan las variaciones máximas de potencia (Max), máximas disminuciones de potencia (Min) y el máximo absoluto de los anteriores (Max Abs), en intervalos sucesivos de 1 minutos, desde lo cual se calcularon los gradientes de subida o bajada de carga por minuto. Si bien el efecto distribuido permite en algunos casos compensar la variabilidad del recurso eólico, logrando como resultado una disminución de carga menos pronunciada, en otros casos las pendientes intra-horarias son significativas como muestra la Ilustración 11: 45. Perfil ERNC con "cluster" Sierra Gorda Calama Oeste Crucero Pozo Almonte San Pedro de Atacama Total Ilustración 11: Perfiles mes de junio. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 29 de 121

30 CDEC-SING C-82/212 Para determinar las pendientes intra-horarias considerando emplazamientos distribuidos en módulos de 15, se establecieron los siguientes escenarios: Escenarios Parque Solar Parque Eólico Instalado Total Combinados Instalado Calama Oeste Sierra Gorda Instalado en las 3 zonas Cluster 1 Cluster 2 Cluster 1 Cluster 2 ERNC C Eólico C Solar ERNC C Eólico C Tabla 9: Escenarios de emplazamiento y coincidencia de cluster En función de estos escenarios de emplazamiento, las gradientes de variabilidad del recurso ERNC obtenidas se muestran en la tabla a continuación: Casos ERNC C1 Eólico C1 Solar ERNC C2 Eólico C2 Max [] Min [] Max Abs [] Gradiente [/min] Tabla 1: Desviaciones en intervalos de 1 minutos, más de una zona de conexión Al igual que en el caso de un punto de conexión, en estos escenarios los máximas gradientes de subida o bajada se producen cuando se considera el C2, en especial para el perfil de viento registrado en Calama Oeste. Se observa que los gradientes de subida o bajada aumentan respecto al caso único punto de conexión, alcanzando valores de 9.24 /min aproximadamente. La tabla siguiente muestra las variaciones de potencia de los parques eólicos, de mayor penetración, las cuales se registran en rangos de tiempo mayores (horas). Casos ERNC C1 Eólico C1 Solar ERNC C2 Eólico C2 P inicial [] P final [] T inicial [hh:mm] 15: 9: 14:3.7 16:2 T final [hh:mm] 17:5 11:4 17:5.8 2: Diferencia P [] Diferencia T [hh:mm] 2:5 2:4 3:2.2 3:4 Gradiente [/min] Tabla 11: Desviaciones en intervalos de horas, más de una zona de conexión Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 3 de 121

31 : 1:4 3:2 5: 6:4 8:2 1: 11:4 13:2 15: 16:4 18:2 2: 21:4 23:2 : 1:4 3:2 5: 6:4 8:2 1: 11:4 13:2 15: 16:4 18:2 2: 21:4 23:2 CDEC-SING C-82/212 Al igual que en el caso de un punto de conexión, se observa que los gradientes de subida y bajada del recurso renovable, resultan menores cuando se analizan los bloques que registran una mayor profundidad de variación, debido a que estas variaciones ocurren en un período de tiempo mayor. 5.3 Tratamiento recurso renovable y demanda Para efectos de facilitar los análisis de la variabilidad del recurso renovable y de la demanda, ambos fenómenos pueden ser representados como un sólo efecto sobre el sistema, lo que permite reflejar los acoplamientos y desacoplamiento que se producen entre las previsiones de demanda del sistema y las previsiones de disponibilidad de generación del recurso renovable. De acuerdo a lo anterior, el presente estudio considera el efecto combinado de la variabilidad de la demanda y de la ERNC, definiendo la demanda neta como la demanda bruta menos la generación que aportan las ERNC. De esta manera, la demanda neta refleja las características de la demanda que abastecerían las unidades convencionales del sistema, según la ecuación siguiente: Demanda Neta = Demanda Bruta Generación eólica La metodología descrita en el párrafo anterior, permite reflejar el efecto que la variabilidad del recurso renovable introduce sobre el sistema, a través de modificar los requerimientos de demanda. Como ejemplo, la Ilustración 12 e Ilustración 13 muestran un caso de 3 eólicos y otro caso con 3 eólicos y 15 de generación fotovoltaica, respectivamente. En éstos, se aprecia que la demanda neta presenta una mayor variabilidad con cambios importantes en los gradientes de subida y bajada, y en los valores mínimos y máximos, lo cual debe ser absorbido por unidades generadoras convencionales. 24, 23, 22, 21, 2, 19, 2 Parques eólicos de 15 instalados 4, 3, 2, 1, ERNC Demanda Sistema Demanda Neta Potencia ERNC 24, 23, 22, 21, 2, 19, 2 Parques eólicos de 15 y 1 Parque solar de 15 4, 3, 2, 1, ERNC Demanda Sistema Demanda Neta Potencia ERNC 18,, 18,, horas Ilustración 12: Efectos de la generación ERNC en la demanda Neta. Generación y recurso ERNC típico mes de junio horas Ilustración 13: Efectos de la generación ERNC en la demanda Neta. Generación y recurso ERNC típico mes de junio Ambos casos ejemplo, representan un desafío en cuanto a gestión de la demanda neta, dadas las características técnicas del parque generador convencional del SING. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 31 de 121

32 CDEC-SING C-82/ SIMULACIONES 6.1 Definiciones para la modelación Las simulaciones se iniciaron sobre un caso base considerando las actuales políticas de operación. A medida que fue requerido, se realizaron sensibilidades aumentando los requerimientos de reserva, como restricciones de acoplamiento (o sistémicas) en el problema de optimización Restricciones de reserva Como caso base, se utilizaron las restricciones de reserva sistémicas para control primario y secundario de frecuencia vigentes en el SING. Estas restricciones están destinadas a amortiguar las variaciones instantáneas de carga del sistema, con el objetivo de mantener la frecuencia dentro de los rangos que exige la NT. Conforme a esto, las restricciones de reserva para control primario y secundario de frecuencia consideradas en el estudio son las siguientes: a) Monto de reserva primaria mínima en el sistema de 7 b) Monto de reserva en giro mínima en el sistema de Control de frecuencia Para determinar el impacto de las ERNC en el control de frecuencia, se ha utilizado el modelo de control de frecuencia ADRF (Análisis y Desempeño Regulación de Frecuencia), el cual es empleado por la Dirección de Operación del CDEC-SING, para el análisis en estudios relacionados, tales como: Control Automático de Generación, y Control de Frecuencia y Determinación de reservas. En el Anexo 9.2 se describe las características el modelo ADRF. Como criterio de desempeño de la frecuencia se utilizó la banda de 49.8 a 5.2 Hz de acuerdo a lo indicado en el artículo 5-31 de la NT Modelación del pre-despacho Actualmente, el pre-despacho diario se simula con una resolución de bloques de 4 horas. Con el objetivo de visualizar el efecto de las variaciones horarias del recurso renovable en el balance de potencia del sistema, se modificó la resolución utilizada actualmente en el pre-despacho del SING, a una resolución horaria. En las simulaciones realizadas, se pudo observar que el efecto de pasar a resolución horaria manteniendo el horizonte de programación, implicó incrementar significativamente la cantidad de variables enteras en el problema de optimización a resolver, lo cual aumentó los tiempos de simulación, llegando incluso a no obtener solución en tiempos que permitieran continuar los análisis. Esto se debe a que el problema de predespacho en el SING es complejo, dada la cantidad de restricciones del parque generador eminentemente térmico que deben ser consideradas en el problema de optimización. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 32 de 121

33 CDEC-SING C-82/212 Dado lo anterior, se redujo el horizonte de programación que se utiliza actualmente 9 a 2 días de MIP más 2 días de look ahead lo que permitió acotar el tiempo máximo de simulación a 15 minutos Disponibilidad del parque generador En relación a la modelación del parque generador, se definió un caso base más dos casos de sensibilidad, que consideran distinta disponibilidad de combustible y de unidades generadoras, según lo siguiente: a) Condición Base: se considera disponible todo el parque generador, bajo las siguientes condiciones de disponibilidad: Unidad NTO2 (unidad a carbón de 135 de potencia máxima de despacho), fuera de servicio por Mantenimiento Mayor. Unidad CTTAR (unidad a carbón de 14 de potencia máxima de despacho), limitada en 12. Central Atacama, con disponibilidad para operar con gas para 1 TG a partir del periodo 9 (8: hrs). Disponible la central completa para operar con combustible diesel. Unidad U16 con disponibilidad de gas sin restricción. Unidad CTM3 disponible para operar sólo con combustible diesel. b) Condición A: mismas condiciones que el caso base pero con la excepción de que la Central Atacama no cuenta con disponibilidad de gas natural. c) Condición B: mismas condiciones que el caso1, pero con la excepción que la unidad U16 se encuentra indisponible por mantenimiento mayor. En base a esto, conforme a los escenarios de emplazamiento de ERNC definidos en el punto 3.2 y a los perfiles seleccionados en el punto 5.2, se realizaron distintas simulaciones y sensibilidades cuyos resultados se describen en los puntos siguientes. 6.2 Resultado de Simulaciones De acuerdo a los escenarios de penetración de ERNC descritos en el punto 3.2, y según los supuestos y condiciones definidas en los puntos 3.4 y 6.1, respectivamente, se desarrollan diferentes simulaciones para evaluar el desempeño del SING en presencia del recurso renovable. Para estos efectos, el recurso eólico se caracteriza a través de dos perfiles denominados cluster 1 (C1: perfil de menor variabilidad, mayor factor de planta) y cluster 2 (C2: perfil de mayor variabilidad, menor factor de planta) y el recurso solar se representa con un sólo perfil, según se explica en el punto 5.2. Las simulaciones se focalizan en evaluar el desempeño del SING para mantener la seguridad y calidad de servicio en presencia de ERNC y determinar los costos de operación asociados a los escenarios definidos. El aspecto seguridad se evalúa en función la capacidad del SING para evitar la operación del EDAC 1 ante 9 Modelación entero mixta, en adelante MIP, de 3 días más 2 días adicionales de modelación lineal o mirada futura denominada look ahead. 1 Esquema de desconexión automático de carga, diseñado para controlar la frecuencia ante falla. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 33 de 121

34 CDEC-SING C-82/212 la variabilidad del recurso ERNC, mientras que la calidad de servicio se evalúa en función de la capacidad del SING para mantener la frecuencia dentro de la banda exigida por la NT 11. Al respecto, la Tabla 12 y Tabla 13 resumen los resultados obtenidos para diferentes escenarios de penetración ERNC, para un punto de conexión y tres puntos simultáneos de conexión, respectivamente. De estos resultados, es posible observar que la generación eólica en general presenta mayores desafíos operacionales para el SING que la generación fotovoltaica, dada su mayor variabilidad. Los desafíos operativos se presentan principalmente cuando los gradientes de subida y bajada del recurso renovable son mayores que las tasas de toma y bajada de carga de las unidades que realizan el control secundario de frecuencia o cuando estas unidades tienen bajos rangos de reserva en giro, lo que se traduce en limitaciones para efectuar un control de frecuencia secundario efectivo, en particular si este control se realiza en forma manual. De las simulaciones se observa que, si bien en algunos casos el sistema logra mantener la frecuencia dentro de la banda exigida por la NT, los rangos de reserva en giro disponibles no siempre son suficientes para recuperar la reserva primaria que cubre las variaciones de ERNC en los primeros instantes, quedando el sistema en una condición vulnerable ante una eventual falla en el sistema. Debido la limitada capacidad de reserva fría rápida 12 del SING, la reserva primaria y reserva en giro mínima que el sistema debe mantener disponible, sólo podría ser recuperada mediante el despacho de turbinas a gas de los ciclos combinados, las que demoran entre 1 y 3 horas para entrar en servicio. En general, a medida que se incrementa la penetración de ERNC, los desafíos operacionales aumentan debido al incremento de los montos de variación () y los gradientes de subida y bajada del recurso renovable, lo que se evidencia principalmente para el caso del recurso eólico. En los escenarios que consideran energía eólica y solar, se evidencia que la energía solar mitiga en algún grado la variabilidad de los gradientes del recurso eólico, no obstante, el efecto de compensación no siempre resulta suficiente para evitar totalmente las incursiones de la frecuencia por fuera de la banda límite, lo que depende de los montos de penetración y perfiles considerados. De los resultados obtenidos se observa que bajo un control secundario de frecuencia manual, la capacidad del SING para mantener la frecuencia dentro de la banda establecida por la NT resulta limitada, dado que bajo este escenario sólo es recomendable controlar la frecuencia con una unidad y una segunda unidad de apoyo. Si bien, es posible aumentar los requerimientos de reserva en giro para efectos de mejorar la respuesta del sistema, en general se requieren más de dos unidades para cumplir esos requerimientos, por lo que la reserva efectiva que es posible utilizar bajo un control manual en algunos casos sigue siendo insuficiente. Asimismo, se evidencia que la capacidad del SING para mantener la frecuencia dentro de la banda que exige la NT, es muy dependiente de la unidad que esté realizando la regulación de frecuencia, por lo que resulta clave el monto de reserva en giro máximo y la tasa de toma de carga que la unidad que regula es capaz de entregar. En los casos en que unidades del tipo Turbina a Vapor Carbón realizan la regulación secundaria de frecuencia, se observa que el control manual de frecuencia no resulta efectivo dadas las bajas tasas de toma y bajada de carga de estas unidades. 11 En régimen permanente para Estado Normal y Alerta, el valor promedio de la frecuencia fundamental, medida en intervalos de tiempo de 1 segundos durante todo el período de siete días corridos, deberá encontrarse sobre 49.8 Hz y bajo 5.2 Hz el 99% del período (NT, artículo 5-31 [5]). 12 Unidades generadoras que logran partir en tiempos menores o iguales a 15 minutos. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 34 de 121

35 CDEC-SING C-82/212 Casos Condiciones Tabla 12: Resumen simulaciones un punto conexión 1 Base - 15 C1 1.3 / ANG NT La frecuencia sesale de la banda de NT por unos instantes y el control secundario no es suficiente para recuperar la reserva primaria utilizada, lo que se debe a que la unidad que regula tiene una tasa menor de toma de carga que la tasa de bajada de carga del parque eólico. 2 A - 15 C1 1.3 / U NT Al igual que el caso anterior la frecuencia se sale de la banda de NT por unos instantes, pero en este caso el control secundario de frecuencia permite recuperar la reserva primaria manteniendo la frecuencia estable y cercana a los 5 Hz después de la disminución de la generación eólica, lo que sedebe a que la tasa de toma de carga es mayor que la tasa de bajada de carga del parque eólico. 3 B - 15 C1 1.3 / CC NT La frecuencia se sale de la banda de NT y opera el primer escalón del EDAC. Esto se debe a que el monto de RG es más bajo que los casos anteriores aún cuando la tasa de toma de carga de la unidad que regula es más alta que la tasa de bajada del parque eólico. 4 B RG>=15 15 C1 1.3 / ANG1 y U NT Se obtiene una respuesta similar al caso 2. Si bien la frecuencia se sale de la banda de la NT por unos instantes, el control secundario permite recuperar la resserva primaria utilizada y mantener la frecuencia estable después de la disminución de la generación eólica. Por otro lado, no obstante se aprecia un costo de operación mayor, en este escenario el sistema logra controlar la frecuencia con un monto de reserva de sólo 13, por lo que finalmente el caso con ERNC resulta más económico. 5 B RP>=12 15 C1 1.3 / ANG1 y CC NT La frecuencia se sale de la banda de NT en varias ocasiones agotándose la reserva primaria y en giro. Se observa en este caso que aumentar requerimiento de reserva primaria resulta ser menos efectivo respecto de aumentar la RG para controlar el perfil C1. 6 B RP>=12 15 C / CC1 y U12 3 NT 51 La frecuencia se sale de la banda superior de NT en varias ocasiones, llegando incluso a los 51 Hz. El control secundario tiene un considerable retardo para seguir las altas variaciones. 7 B RG>=15 15 C / CTM3 y ANG1 16 NT La frecuencia se sale de la banda superior de NT en varias ocasiones, llegando incluso a valores en torno a 5.4 Hz, lo que corresponde a una mejora respecto del caso con RP de 12, donde se alcanzaron valores en torno a 51 Hz. Sin embargo, el control secundario aún mantiene un retardo para seguir las altas variaciones. 8 B La frecuencia se mantiene dentro de la banda de NT en todo el periodo simulado. RG>=15 CTM3, U12 y Además, al final del periodo simulado queda gran parte de la reserva primaria y 15 C / NT NT y AGC ANG2 secundaria, lo que se traduce en una situación favorable para el sistema en el caso que el sistema enfrente una contingencia. La frecuencia se sale de la banda de la NT al término del periodo de análisis, producto del agotamiento de los recursos de reserva, tanto para control primario 9 B / ANG1 y CC NT como secundario. No obstante, el pre-despacho considera otras unidades en servicio al final del día, situación que no está considerada en la ventana de simulación de control de frecuencia. La frecuencia se sale levemente de la banda de NT por unos instantes registrando un 1 B C1.66 / CC1 (medio evento de sobrefrecuencia y un evento de subfrecuencia, lo que se debe ciclo) principalmente a un agotamiento de los recursos de reservas durante el período de análisis. La frecuencia se sale de la banda de NT en varias ocasiones, debido a que el perfil eólico considerado contiene una alta variabilidad que no puede ser cubierta por las 11 B C2 2.9 / ANG1 y U unidades que regulan dadas sus bajas tasas de toma de carga. Cuando la generación ERNC baja a valores cercanos a cero, se agotan los recursos de reserva primaria y en giro. 12 B RG>= C2 2.9 / CTM3 y ANG B RG>=15 y AGC UN PUNTO DE CONEXIÓN: S/E CALAMA Penetración [] Unidades que Costos MM [CPL] Cluster Tasa variación ERNC RG RP RG realizan f min f max Sensibilidad para Perfil promedio/máxima disponible Eólico Solar [] [] Control [Hz] [Hz] Sin ERNC Con ERNC Eólico [/min] [] secundario C2 2.9 / CTM3 y ANG1 158 NT NT Comentario La frecuencia se sale de la banda de NT en varias ocasiones, debido a que el perfil eólico considerado contiene una alta variabilidad que no puede ser cubierta bajo un control de frecuencia secundario manual. La frecuencia se mantiene dentro de la banda de NT en todo el periodo simulado. Además, al final del periodo simulado aún queda reserva primaria disponible del orden de 7, lo que se traduce en una situación favorable para el sistema en el caso que el sistema enfrente una contingencia. Así mismo, cabe señalar que la reserva en giro se agotó al final del periodo simulado, situación cubierta por la entrada en servicio de nuevas unidades. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 35 de 121

36 CDEC-SING C-82/212 Penetración [] Unidades que Costos MM [CPL] Cluster Tasa variación ERNC RG RP RG realizan f min f max Casos Condición Sensibilidad para Perfil promedio/máxima disponible Eólico Solar [] [] Control [Hz] [Hz] Sin ERNC Con ERNC Eólico [/min] [] secundario 14 A - 3 C1 1.62/ U NT A RG>=15 3 C1 1.62/ U16, CTM3, ANG1 y U NT Tabla 13: Resumen simulaciones tres puntos de conexión La frecuencia se sale de la banda de NT incluso operando el primer escalón del EDAC. Esto se debe a que el nivel de reserva (RG y RP) no alcanza para suplir el déficit de potencia que implica la salida de los parques eólicos. La frecuencia se sale de la banda de NT incluso operando el primer escalón del EDAC. Esto se debe a que existe retardo atribuido al control manual, el cual no es capaz de seguir la bajada de potencia de los parques eólicos. Cabe destacar, que en el caso de simular el mismo caso pero realizando el control de frecuencia secundaria con un AGC, mejora considerablemente dejando la frecuencia dentro de la banda de NT en un 1% del periodo. 16 A - 3 C2 1.41/ U16 y CTM La frecuencia se sale de la banda de NT en algunas ocasiones a pesar de que seestá ejerciendo el control secundario con unidades de tasas de tomas y bajadas de carga altas. Esto se debe a que el control manual no es efectivo para seguir estas variaciones intra-horarias pues posee retardo en su operación por lo que es el control primario de frecuencia el que se encarga de esta labor. 17 A RG>=15 3 C2 1.41/ ANG1 y CTM La frecuencia sesale de la banda de NT en algunas ocasiones, incluso con eventos de sobrefrecuencia. Esto se debe a que el control manual no es efectivo para seguir estas variaciones intra-horarias, pues posee retardo en su operación por lo que es el control primario de frecuencia es el que se encarga de esta labor. No obstante, la frecuencia se mantiene dentro de la banda NT más del 99% del periodo. 18 B / ANG1, ANG NT La frecuencia sesale de la banda de NT incluso operando el primer escalón del EDAC. Esto se debe a que, por un lado, el nivel de reserva no alcanza para suplir el déficit de potencia que implica la salida de los parques fotovoltaicos y por otro lado, existen retardos atribuidos al control manual que merman la velocidad con que actúa éste. No obstante, el pre-despacho considera otras unidades en servicio al final del día, situación que no está considerada en la ventana de simulación de control de frecuencia. 19 B RG>= / PUNTOS DE CONEXIÓN SIMULTÁNEOS: S/E CALAMA, S/E POZO ALMONTE y S/E CRUCERO ANG1, ANG2 y CTM NT La frecuencia se sale de la banda de NT por algunos instantes. Esto se debe a que existe retardo atribuido al control manual, el cual no es capaz de seguir la bajada de potencia de los parques fotovoltaicos. No obstante lo anterior, se considera factible tomar medidas preventivas de despachando unidades rápidas, dada la mayor predictibilidad del recurso solar. 2 B Con AGC / El desempeño de la frecuencia mejora considerablemente, sin embargo, existe una leve disminución de frecuencia al término del periodo de análisis que se debe ANG1, ANG2, principalmente a que la reserva secundaria se agotó y en definitiva la frecuencia es 271 NT NT U12 y CC2 sostenida por la acción del control primario. No obstante, el pre-despacho considera otras unidades en servicio al final del día, situación que no está considerada en la ventana de simulación de control de frecuencia. La frecuencia sale de la banda de NT en algunas ocasiones. Esto se debe 21 A C / U16 y U12 22 principalmente a que existen retardos asociados al seguimiento de carga manual lo que empeora el desempeño de la frecuencia. Todo esto a pesar de que las unidades que realizan el CSF poseen tasas de toma de carga altas. La frecuencia sale de la banda de NT en algunas ocasiones. Esto se debe 22 B RG>= C / principalmente a que existen retardos asociados al seguimiento de carga manual lo CTM3, ANG1, NT que empeora el desempeño de la frecuencia. Todo esto a pesar de que existe reserva U12 disponible para el CSF y que una unidad de las que lo realiza posee tasas de toma de carga altas. 23 A Con AGC 3 45 C / El desempeño de la frecuencia mejoró considerablemente, sin embargo, existe una disminución de la frecuencia en la al término del periodo de análisis los que se debe ANG1, ANG2, principalmente a que la reserva secundaria se agotó y en definitiva la frecuencia es U12 y U16 sostenida por la acción del CPF. Al respecto, según el pre-despacho en la siguiente hora entra en operación CC1, lo cual no está considerado en la ventana de simulación del control de frecuencia. 24 B RG>= C2 1.8 / La frecuencia sale de la banda de NT en algunas ocasiones. Esto se debe principalmente a la alta variabilidad del perfil y a que existe retardo asociado al CTM3, ANG1, NT seguimiento de carga manual lo que empeora el desempeño de la frecuencia. Todo ANG2 esto a pesar de que existe reserva disponible para el CSF y que las unidades que lo realizan posee tasas de toma de carga altas. 25 A Considerando este nivel de reserva, el control secundario a través de un AGC y las ANG1, ANG2, Con AGC y unidades más rápidas realizando el control secundario, el sistema es capaz de 3 45 C2 1.8 / U12, U16 y 382 NT RG>=2 controlar la alta variabilidad que presenta este perfil a un costo de operación menor CTM3 que sin ERNC. Comentario De los escenarios analizados se aprecia que el SING es capaz de gestionar un bloque de 15 de generación eólica del perfil tipo C1, bajo un control de frecuencia secundario manual, sin requerimientos adicionales de reserva (ver caso 4 de la Tabla 12). No obstante, en presencia del perfil tipo C2, el SING no logra mantener la frecuencia dentro de la banda de la NT y requiere aumentar la restricción de reserva en giro a un valor de 15 y contar con una herramienta de control automático de generación (AGC) para poder efectuar un control efectivo de la frecuencia (ver caso 6 de la Tabla 12). En este último caso, el costo de operación resulta mayor al caso sin ERNC, lo que se debe al mayor requerimiento de reserva en giro y al bajo factor de planta de este perfil. La Ilustración 14 e Ilustración 15 describen la característica de los perfiles analizados donde se aprecia el desafío que implica gestionar el recurso eólico del tipo C2. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 36 de 121

37 [] [] [] [] CDEC-SING C-82/ Solar Eólico ERNC Total 12 1 Solar Eólico ERNC Total : 11: 12: 13: 14: 11: 12: 13: 14: 15: Ilustración 14: emplazamiento 15 eólicos cluster C1 Ilustración 15: emplazamiento 15 eólicos cluster C2 Si bien para este nivel de penetración el C2, impone mayores desafíos para mantener la frecuencia dentro del rango exigido por la NT, éste se presenta con menor frecuencia respecto al perfil tipo C1. No obstante lo anterior, si se considera un bloque de penetración de generación eólica de 3, 15 emplazados en Calama Oeste y 15 en Sierra Gorda, la situación cambia respecto al escenario de emplazamiento de sólo 15, dado que el perfil C1 impone mayores requerimientos de reserva en giro que el perfil C2. Esto se debe a que, si bien el gradiente máximo de variación intra-horario del perfil C2 se incrementa considerablemente bajo este escenario (desde 5.85 /min a 9.24 /min), estos gradientes tienen asociado montos de variación en menores que los montos que se obtienen para el caso del perfil C1. A su vez la variabilidad del perfil C2 presenta cierto grado de compensación, por lo que el monto de reserva en giro disponible en el sistema pasa a ser un elemento crítico para el caso del perfil C1. La Ilustración 16 y la Ilustración 17, muestran la característica de los perfiles descritos Solar Eólico ERNC Total 3 25 Solar Eólico ERNC Total : 9: 1: 11: 12: 15: 16: 17: 18: 19: Ilustración 16: emplazamiento 3 eólicos cluster C1 Ilustración 17: emplazamiento 3 eólicos cluster C2 Respecto a los costos de operación, y dada la diferencia de factor de planta entre uno y otro perfil, sólo el caso evaluado con perfil C1 registra un costo de operación menor comparado con el escenario sin ERNC, no así el caso en que se evalúa el perfil C2. Conforme a lo anterior, es importante consignar que la capacidad del SING para gestionar el recurso eólico, dependerá tanto del monto de penetración y perfil del recurso que se presente como del escenario de disponibilidad de las unidades de mayor reserva y tasas de toma de carga. Por otro lado, bajo los escenarios que considera un bloque de energía solar de 15, se observa que el SING logra gestionar el recurso sin mayores requerimientos y a un costo de operación menor. Para el caso de emplazamiento de 45 de generación fotovoltaica, se aprecia que bajo los requerimientos actuales de reservas en giro (3 ) el sistema no logra cumplir los criterios de seguridad y calidad de servicio establecidos para el estudio, lo que se debe a que no se cuenta con reserva suficiente para cubrir el monto de generación que se pierde. No obstante esto, dada los bajos gradientes de subida y bajada del recurso solar, si se considera una restricción de resera en giro sistémica de 15, en lugar de los 3, el Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 37 de 121

38 CDEC-SING C-82/212 sistema es capaz de gestionar esta energía, manteniendo las condiciones de seguridad y calidad de servicio definidas en el presente estudio, y a un costo menor de operación que el caso sin ERNC. En el caso de los escenarios que combinan energía solar y eólica, se observa que la energía solar compensa en algún grado las variaciones que presenta la energía eólica, logrando disminuir los gradientes de variabilidad de ésta. No obstante, para el escenario de máxima penetración ERNC evaluada de 75 (3 de recurso eólico y 45 de energía solar), para lograr un control de frecuencia secundario efectivo, se requiere como condición esencial contar con una herramienta de control automático de generación (AGC) y fijar la restricción de reserva en giro sistémica mínima en un valor de al menos 2. Cabe destacar que, aún cuando en este caso se requiere aumentar los requerimientos de reserva en giro, el costo de operación resulta menor en comparación al caso sin ERNC, lo que se debe principalmente al alto factor de planta del conjunto de ERNC. 6.3 Capacidad del sistema de transmisión A través de un estudio estático, mediante simulaciones desarrolladas en el software DigSilent, se evalúa la capacidad del sistema de transmisión para admitir inyecciones de generación en los emplazamientos indicados en el punto 3.2. Para esto, se consideraron pre-despachos obtenidos para los escenarios analizados, seleccionando las horas de mayor penetración de energía renovable al sistema. Asimismo, se desarrollaron algunas sensibilidades de desconexión de líneas por mantenimientos que resulta de interés evaluar. Por otro lado, se ha supuesto que las ERNC cumplen con todas las exigencias de la NT. De esta forma, los generadores de ERNC se modelan considerando un factor de potencia.95 en atraso (entregando reactivos), es decir, aportando el máximo reactivo según el nivel despacho de la hora simulada. Para efectos del estudio se consideran las ERNC conectadas directamente al punto de conexión, dado que los resultados no se verían afectados si se considera una nueva línea desde el punto de emplazamiento del proyecto y el punto de conexión. Los resultados de los análisis se presentan en gráficos de barra que permiten visualizar en qué casos se podría producir una eventual sobrecarga del sistema de transmisión Análisis único punto de conexión Para el caso de un punto de conexión (Calama 22 kv), se simula la condición base descrita en el punto 6.1.4, considerando el emplazamiento de un parque eólico de 15 y un parque fotovoltaico de 15, bajo lo cual se determina el nivel de carga que presentan las líneas de transmisión en análisis. Al respecto, y según se observa en la Ilustración 18, en condiciones normales de operación, el aporte de generación ERNC no presenta sobrecargas en el sistema de transmisión. Sólo en el caso de desconexión por mantenimiento de un circuito de la Línea 11 kv Salar km6, se registra una sobrecarga en el circuito que queda en servicio. Cabe señalar que esta situación también ocurre en la actualidad, por lo que un aumento de generación en Calama 22 kv, incrementaría la sobrecarga que se registra actualmente bajo este escenario. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 38 de 121

39 % Carga CDEC-SING C-82/ Línea 22 kv Salar - Calama Línea 22 kv Crucero - Chuquicamata Línea 22 kv Línea 22 kv Salar Crucero - Salar - Chuquicamata Línea 11 kv Central Diesel Tamaya - A Línea 11 kv Central Diesel Tamaya - Salar Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Salar Línea 11 kv Salar Central Tocopilla - Central Tocopilla - km6. Circuito - km6. Circuito A. Circuito N 1 - A. Circuito N 2 N 1 N 2 Sin mantenimiento Línea 22 kv Crucero - Chuquicamata Línea 22 kv Salar - Chuquicamata Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 2 Ilustración 18: Flujos por las líneas considerando diferentes escenarios de mantenimiento. Al respecto, y según se observa en la Ilustración 18, en condiciones normales de operación el aporte de generación ERNC bajo este escenario, no presenta sobrecargas en el sistema de transmisión. Sólo en el caso de desconexión por mantenimiento de un circuito de la Línea 11 kv Salar km6, se sobrecarga el circuito que queda en servicio. Cabe señalar que la sobrecarga descrita, se registra para la condición actual del sistema y no obedece sólo a la nueva generación en la S/E Calama Escenarios en tres puntos de conexión Para la misma condición base utilizada en el punto 6.3.1, se evaluaron los escenarios indicados en el punto 3.2 asociados a múltiples puntos de conexión. El primero considera dos parques eólicos (escenario 4 descrito en Tabla 5) con cluster C1 (mayor inyección de generación) conectados en los puntos de conexión Calama 22 kv y Crucero 22 kv. Al respecto, se registra que cuando uno de los circuitos de la Línea 22 kv Crucero Encuentro se encuentra desconectado, se presenta una sobrecarga del circuito que queda en servicio, según muestra la Ilustración 19. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 39 de 121

40 % carga CDEC-SING C-82/ Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Salar - Calama Crucero - Crucero - Salar Salar - Central Diesel Central Diesel Central Chuquicamata Chuquicamata Tamaya - A Tamaya - Salar Tocopilla - A. Circuito N 1 Línea 11 kv Central Tocopilla - A. Circuito N 2 Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 1 Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 2 Línea 22 kv Crucero - Encuentro. Circuito N 1 Línea 22 kv Crucero - Encuentro. Circuito N 2 Línea 22 kv Crucero - Laguna N 1 Línea 22 kv Crucero - Laguna N 2 Línea 22 kv Encuentro - Collahuasi. Circuito N 1 Línea 22 kv Encuentro - Collahuasi. Circuito N 2 Sin mantenimiento Línea 22 kv Crucero - Chuquicamata Línea 22 kv Salar - Chuquicamata Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 2 Línea 22 kv Crucero - Encuentro. Circuito N 1 Línea 22 kv Encuentro - Collahuasi. Circuito N 1 Línea 22 kv Crucero - Lagunas N 2 Línea 22 kv Lagunas - Collahuasi. Circuito N 1 Ilustración 19: Flujos por las líneas considerando diferentes escenarios de mantenimiento para 2 parques eólicos, conectados en SE Calama y SE Crucero, respectivamente. Línea 22 kv Lagunas - Collahuasi. Circuito N 2 Cabe señalar, que actualmente la S/E Crucero cuenta con 18 paños distribuidos en un esquema de barra doblada [3]. Dado que la potencia que transita actualmente por esta subestación alcanza un valor del orden de 36% de la generación total del SING (flujos desde S/E Crucero a S/E Encuentro), eventuales fallas en esta subestación podrían implicar un impacto importante para el SING. Conforme a esto y considerando que dicha subestación cuenta con espacio limitado para el emplazamiento de nuevos paños, se considera como mejora alternativa de emplazamiento de nuevos proyectos de generación en la S/E Encuentro. Teniendo en cuenta lo anterior, se simula el mismo caso de dos parque eólicos, pero trasladando el punto de conexión del parque ubicado en S/E Crucero a S/E Encuentro. Al respecto, y según los resultados presentados en la Ilustración 22, se observa que bajo esta condición no se registran sobrecargas en el sistema de transmisión, por lo que el cambio de punto de conexión se prevé mitiga la sobrecarga detectada. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 4 de 121

41 % carga CDEC-SING C-82/ Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Salar - Calama Crucero - Crucero - Salar Salar - Central Diesel Central Diesel Chuquicamata Chuquicamata Tamaya - A Tamaya - Salar Línea 11 kv Central Tocopilla - A. Circuito N 1 Línea 11 kv Central Tocopilla - A. Circuito N 2 Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 1 Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 2 Línea 22 kv Crucero - Encuentro. Circuito N 1 Línea 22 kv Crucero - Encuentro. Circuito N 2 Línea 22 kv Crucero - Laguna N 1 Línea 22 kv Crucero - Laguna N 2 Línea 22 kv Encuentro - Collahuasi. Circuito N 1 Línea 22 kv Encuentro - Collahuasi. Circuito N 2 Caso Base Línea 22 kv Crucero - Chuquicamata Línea 22 kv Salar - Chuquicamata Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 2 Línea 22 kv Crucero - Encuentro. Circuito N 1 Línea 22 kv Encuentro - Collahuasi. Circuito N 1 Línea 22 kv Crucero - Lagunas N 2 Línea 22 kv Lagunas - Collahuasi. Circuito N 1 Ilustración 2: Flujos por las líneas considerando diferentes escenarios de mantenimiento para 2 parques eólicos, conectados en SE Calama y SE Encuentro, respectivamente. Línea 22 kv Lagunas - Collahuasi. Circuito N 2 En relación a los tres parques fotovoltaicos de 15 (escenario 5 descrito en Tabla 3) y el caso que considera tres parques fotovoltaicos de 15 más dos parques eólicos de 15 (escenario 6 descrito en Tabla 3), los resultados obtenidos se muestran en la Ilustración 21 e Ilustración 22, respectivamente. Al respecto, los resultados indican que, al igual que en la condición de un punto de conexión descrita en el punto 6.3.1, para ambos casos analizados sólo se registran sobrecargas en líneas de transmisión en el caso de desconexión programada de uno de los circuitos de la línea 11kV Salar km6. Cabe destacar que para el primer caso, que implica emplazamiento de 45 de energía solar según escenario 4 descrito en la Tabla 4, de los cuales 15 se conectan en Pozo Almonte, se registra una sobrecarga en el Autotransformador Pozo Almonte 22/115/13.8 kv N 2. Conforme a esto, se prevé que la incorporación de generación sólo en S/E Pozo Almonte (en niveles cercanos a los montos analizados), requiere aumentar capacidad de transformación en S/E Pozo Almonte. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 41 de 121

42 % carga % carga CDEC-SING C-82/ Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 11 kv Salar - Calama Crucero - Crucero - Salar - Central Diesel Central Diesel Central Central Salar - km6. Salar - km6. Crucero - Crucero - Crucero - Crucero - Encuentro - Encuentro - Lagunas - Lagunas - Lagunas - Arica - Pozo Chuquicamata Salar Chuquicamata Tamaya - A Tamaya - Tocopilla - A. Tocopilla - A. Circuito N 1 Circuito N 2 Encuentro. Encuentro. Laguna N 1 Laguna N 2 Collahuasi. Collahuasi. Collahuasi. Collahuasi. Pozo Almonte Almonte Salar Circuito N 1 Circuito N 2 Circuito N 1 Circuito N 2 Circuito N 1 Circuito N 2 Circuito N 1 Circuito N 2-2. Sin mantenimiento Línea 22 kv Crucero - Chuquicamata Línea 22 kv Salar - Chuquicamata Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 2 Línea 22 kv Crucero - Encuentro. Circuito N 1 Línea 22 kv Encuentro - Collahuasi. Circuito N 1 Línea 22 kv Crucero - Lagunas N 2 Ilustración 21: Flujos por las líneas considerando diferentes escenarios de mantenimiento para 3 parques fotovoltaicos Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 11 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 22 kv Línea 11 kv Salar - Calama Crucero - Crucero - Salar - Central Diesel Central Diesel Central Central Salar - km6. Salar - km6. Crucero - Crucero - Crucero - Crucero - Encuentro - Encuentro - Lagunas - Lagunas - Lagunas - Arica - Pozo Chuquicamata Salar Chuquicamata Tamaya - A Tamaya - Tocopilla - A. Tocopilla - A. Circuito N 1 Circuito N 2 Encuentro. Encuentro. Laguna N 1 Laguna N 2 Collahuasi. Collahuasi. Collahuasi. Collahuasi. Pozo Almonte Almonte Salar Circuito N 1 Circuito N 2 Circuito N 1 Circuito N 2 Circuito N 1 Circuito N 2 Circuito N 1 Circuito N 2-2. Sin mantenimiento Línea 22 kv Crucero - Chuquicamata Línea 22 kv Salar - Chuquicamata Línea 11 kv Salar - km6. Circuito N 2 Línea 22 kv Crucero - Encuentro. Circuito N 1 Línea 22 kv Encuentro - Collahuasi. Circuito N 1 Línea 22 kv Crucero - Lagunas N 2 Ilustración 22: Flujos por las líneas considerando diferentes escenarios de mantenimiento para 3 parques fotovoltaicos y 2 parques eólicos Finalmente, cabe señalar que para los dos últimos escenarios analizados, los cuales consideran generación ERNC en S/E Crucero, Calama 22 kv y Pozo Almonte 11 kv, no se detectan sobrecargas en el tramo Crucero - Encuentro para condiciones de mantenimiento, tal como ocurrió para el escenario 4. Esto se debe a que la energía ERNC considerada según emplazamientos definidos, reemplaza un bloque Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 42 de 121

43 CDEC-SING C-82/212 de generación convencional por despacho económico, lo que implica que la inyección de potencia en S/E Crucero disminuye, reduciendo así los flujos de potencia en dicha zona. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 43 de 121

44 CDEC-SING C-82/ CONCLUSIONES Dentro del contexto y consideraciones utilizadas en el presente estudio, se puede concluir lo siguiente: 7.1 Márgenes teóricos de reserva Considerando que en el horizonte de evaluación ( ) no se prevé la incorporación de nuevas centrales generadoras convencionales, y según los parámetros técnicos vigentes, el monto máximo de reserva en giro disponible en el SING al año 214, teóricamente alcanzaría un valor límite de 153. Dicho monto resulta de considerar todo el parque generador convencional en servicio y operando a mínimo técnico, por lo que la disponibilidad de esta reserva se ve limitada por la tasa de toma de carga de las unidades generadoras. Bajo esta misma condición de operación, la reserva primaria límite alcanzaría un valor de 217. Conforme a las tasas de toma de carga de la unidades, el monto total de reserva en giro de 153 estaría disponible en un tiempo de 59 minutos. De este total, sólo 57 podrían estar disponibles en un tiempo de 1 minutos, generación que sería entregada por los ciclos combinados cuyas tasas efectivas fluctúan entre 6 y 11 /min. Las tasas del resto del parque generador fluctúan entre 1 y 5 /min. Por otro lado, la capacidad de reserva detenida en unidades rápidas disponible en un tiempo límite de 15 minutos y 3 minutos, alcanza un monto total de 51 y 175, respectivamente. Si bien, los montos máximos de reservas se deducen de una operación que no obedece a un despacho seguro y económico, permiten establecer el escenario de máxima penetración ERNC a evaluar en el presente estudio. El monto definido alcanzó los 75, que corresponde a una aproximación de sumar la reserva en giro teórica máxima disponible en 1 minutos y la reserva detenida rápida disponible en 3 minutos. 7.2 Del recurso ERNC En función de la información analizada, seleccionada de la data disponible en el Ministerio de Energía [1], se observa que el recurso eólico presenta mayores desafíos operativos que el recurso solar, los que se ven incrementados al aumentar la penetración este recurso. Para el monto menor de penetración eólica analizado en el presente estudio (15 ), los mayores desafíos obedecen a la variabilidad intra-horaria que registra el recurso eólico, fenómeno que no es posible observar bajo un análisis del promedio horario de las mediciones. Para montos mayores de penetración eólica analizados (3 ), la variabilidad presenta cierta compensación, por lo que el mayor desafío se traslada principalmente al respaldo de mayores montos de variaciones medidos en, que es necesario respaldar con reserva en giro. Para ambas situaciones descritas, la generación solar compensa las variaciones de la generación eólica, disminuyendo los gradientes de subida y bajada, no obstante, esta compensación no resulta suficiente como para mitigar completamente dicha variabilidad y evitar incursiones de la frecuencia por fuera del rango de la NT. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 44 de 121

45 CDEC-SING C-82/212 Conforme a los emplazamientos y montos de penetración considerados, los gradientes del recurso eólico (montos de penetración de 15-3 ) obtenidas en intervalos de 1 minutos alcanzan valores entre 1.3 /min y 9.24 /min, mientras que los gradientes de variación del recurso solar (montos de penetración de ) obtenidas en el mismo intervalo, alcanzan valores entre.46 /min y 4.27 /min, para tecnología fotovoltaica sin seguimiento considerada en el presente estudio. Bajo los escenarios de penetración que combinan el emplazamiento de ambos recursos, los gradientes de variación obtenidas en intervalos de 1 minutos alcanzan valores entre 1.7 /min y 7.86 /min, mientras que las variaciones de potencia máximas efectivas registradas en el caso de mayor penetración de ERNC (75 ) alcanzan valores del orden de Desempeño del SING Considerando un control manual de la operación, y dadas las características técnicas del parque generador del SING y el efecto conjunto de la demanda y la generación variable, en general para los distintos escenarios de penetración ERNC analizados, se registran incursiones de la frecuencia por fuera del rango límite establecido por la NT bajo condiciones normales de operación. Si bien para las condiciones esperadas para el 214, el sistema en forma natural cuenta con mayores montos de reserva primaria, el control manual de la operación presenta limitaciones para efectos de gestionar la variabilidad del recurso ERNC y recuperar los montos de reserva primaria, en particular cuando una de las dos unidades de ciclo combinado que cuentan con los mayores montos de reservas y tasas de toma de carga no se encuentran disponibles. Las simulaciones muestran que bajo un control automático de generación, y considerando las unidades de ciclo combinado de mayor margen de reserva y tasa de toma de carga en servicio, el sistema sería capaz de controlar eficientemente la frecuencia para todos los escenarios de penetración ERNC analizados. Bajo este escenario, se evidencia que el parque generador estaría sometido a un régimen más exigente de operación que el actual, con variaciones frecuentes de consigna y aumentos del número de partidas y detenciones, en particular de las unidades más rápidas, con mayores rangos de regulación y menores restricciones de tiempos de operación. De lo anterior se puede concluir que, para efectos de incorporar ERNC de características variables en los montos analizados en el presente estudio, es indispensable contar con herramientas automáticas y eficientes de Despacho (AGC, entre otros) y con disponibilidad de unidades rápidas que permitan aportar reserva acorde a los requerimientos del recurso ERNC. Asimismo, dada la característica estocástica del recurso ERNC y de la demanda del SING, es prioritario contar con herramientas de predicción que permitan tomar medidas preventivas de despacho, evitando acciones correctivas, las que se ven limitadas por las restricciones del parque generador convencional. Sin perjuicio de lo anterior, y en ausencia de herramientas de control automático de generación y flexibilidad del parque según lo requerido, se prevé la necesidad de establecer gradientes máximos de subida y bajada al recurso renovable, para los escenarios de mayor variabilidad, de manera de garantizar la seguridad y eficiencia del SING, lo que dependerá de la combinación de generación de la ERNC y emplazamiento final de estos proyectos, así como de la disponibilidad de las unidades que cuentan con mayor reserva en giro y tasas de toma y bajada de carga. De esta manera y bajo los supuestos y alcances establecidos en el presente estudio, al año 214 se prevé factible gestionar escenarios de penetración de ERNC que van desde los 15 eólicos de capacidad Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 45 de 121

46 CDEC-SING C-82/212 instalada, hasta los 3, requiriendo controlar en los casos de mayor variabilidad los gradientes de subida y bajada del recurso eólico. Asimismo, se prevé factible gestionar 3 de generación eólica y fotovoltaica, donde al menos el 5% corresponda a generación fotovoltaica, sin necesidad de restringir los gradientes de variación del parque eólico. En el caso de incorporar sólo energía fotovoltaica (sin seguimiento) se prevé factible gestionar un monto de hasta 45 de capacidad instalada. Niveles de inserción ERNC mayores a los antes indicados, requieren contar con herramientas de control automático de generación, lo cual no se prevé pueda estar disponible antes del año Del sistema de transmisión Considerando los refuerzos previstos al año 214, y bajo los supuestos y escenarios de penetración de ERNC analizados, en condiciones normales de operación 13 del sistema de transmisión no se registran sobrecargas en las líneas de transmisión analizadas. No obstante lo anterior, y dependiendo del escenario evaluado, se registra una sobrecarga en una instalación de transformación en S/E Pozo Almonte y por otro lado sobrecargas en Línea 22 kv Crucero Encuentro y Línea 11kV Salar km6, cuando uno de sus circuitos se encuentran desconectados, respectivamente. Cabe señalar que la sobrecarga registrada en instalaciones de transformación de S/E Pozo Almonte, se produce cuando se inyecta generación del orden de 15 en la barra de Pozo Almonte 11 KV. Por otro lado, cabe destacar que la sobrecarga observada en la Línea 22 kv Crucero Encuentro, no se registra cuando el punto de conexión se cambia desde S/E Crucero a S/E Encuentro o en algunos casos cuando se considera energía ERNC en todos los emplazamientos definidos, debido a que la ERNC reemplaza generación convencional disminuyendo la inyección de energía en la barra Crucero 22 kv. De acuerdo a lo anterior, los resultados de los flujos de potencia desarrollados, confirman la conveniencia de considerar S/E Encuentro como punto de conexión de futuros proyectos de generación en lugar de S/E Crucero, lo que entre otras cosas permitiría mejorar las condiciones de confiabilidad del SING. Asimismo, los resultados obtenidos de las simulaciones desarrolladas, reflejan que un desarrollo de expansión seguro y eficiente del sistema de transmisión, requiere contar con información clara y confiable de los montos, puntos de conexión y fechas de emplazamiento de los proyectos que se prevé serán implementados. En este sentido, y dado que los plazos de construcción de líneas de transmisión son mayores a los plazos previstos para proyectos ERNC, resulta crucial identificar las zonas con alto potencial de recursos renovables y que a la vez que tengan alta probabilidad de contar con permisos de concesión, de manera que la expansión del sistema de transmisión considere futuros emplazamientos de ERNC en estas zonas. 7.5 Del costo de operación En relación con la evaluación de costos globales de operación, se observa que para los pre-despachos seleccionados, la incorporación de ERNC genera un beneficio económico para el sistema en la mayoría de los casos, con la excepción de algunos escenarios en que se considera el perfil de mayor variabilidad del recurso eólico el que se presenta con menor frecuencia. Esto se debe a que el perfil de mayor variabilidad 13 Se refiere a que no considera desconexión programadas o producto de contingencias. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 46 de 121

47 CDEC-SING C-82/212 evaluado cuenta con un factor de planta bajo del orden de 16% en comparación con el perfil de menor variabilidad el que incluso alcanza valores por sobre el 5%. Cabe destacar que los desafíos que presenta la ERNC al SING, imponen mayores costos de operación sólo en los casos en que es necesario aumentar los requerimientos de reserva en giro por sobre los 15 para perfiles de bajo factor de planta. En este caso, si bien en algunas tecnologías eólicas es factible establecer limitaciones a los gradientes del recurso eólico, y de esta manera intentar disminuir los costos de operación, el resultado dependerá finalmente del factor de planta del perfil y de la capacidad de implementar estas restricciones tanto para los gradientes de subida como de bajada. Por otro lado, para los escenarios de penetración de ERNC con alto factor de planta, los requerimientos de mayor reserva en giro, sin bien acercan los costos de operación del caso con ERNC al caso sin ERNC, estos no logran superar al caso sin ERNC, debido al beneficio de contar con un bloque mayor de energía a menor costo variable. Dado que los perfiles de viento varían estacionalmente, las conclusiones respecto a los beneficios económicos que presenta la ERNC, no se puede extrapolar a la operación de todo un año. Una evaluación de los beneficios esperados, debiera considerar un análisis del al menos un año de operación, considerando la predictibilidad del recurso ERNC. Por otro lado, cabe destacar que los análisis realizados en el contexto y alcance del presente estudio, no consideran los efectos del cambio de régimen operativo sobre la disponibilidad de las unidades y sobre los costos variables no combustibles, producto del aumento de la frecuencia de los mantenimientos de las unidades convencionales, costos que también deben ser considerados en una evaluación para una operación anual. 7.6 Recomendaciones Los resultados del presente estudio permiten evidenciar la necesidad de priorizar acciones en los siguientes aspectos: a) Buscar la manera de flexibilizar las actuales restricciones del parque generador, teniendo presente que en un sistema térmico como el SING, la penetración de ERNC a gran escala depende de la factibilidad de contar con tecnología flexible en cuanto a márgenes de reserva, y tasas de toma y bajada de carga. b) Conforme a las restricciones del parque generador dimensionadas en el presente estudio, se deben establecer límites máximos a los gradientes de subida y bajada de las ERNC que permitan una incorporación segura y eficiente de estas tecnologías en el mediano plazo. Estos valores dependerán de las características y emplazamientos de los proyectos que se desarrollen. c) Desarrollar herramientas y procedimientos para predicción de los recursos renovables y despacho (AGC, monitoreo meteorológico, entre otros), que permitan tomar acciones preventivas de despacho, evitando en lo posible acciones correctivas, de manera de garantizar la seguridad del sistema y mitigar eventuales condiciones de vulnerabilidad. d) Establecer requerimientos de reserva en giro horaria, como restricción al problema de predespacho, conforme a las predicciones de los recursos renovables para el día siguiente, considerando en todo momento las eventuales variaciones de potencia intra-horaria. En particular, evaluar la factibilidad y conveniencia de establecer requerimientos de reserva variable en el horizonte de programación, en función de los perfiles y montos de penetración previstos. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 47 de 121

48 CDEC-SING C-82/212 e) Profundizar los análisis, incorporando entre otros aspectos: Desarrollar análisis de estabilidad angular y de tensión, para establecer desempeño del SING ante contingencias y revisar la factibilidad de definir índices que den cuenta de la inercia mínima que debe tener el sistema para establecer límites de máxima penetración según este parámetro. Desarrollar estudios de estabilidad de pequeña señal para evaluar el desempeño del sistema en presencia de las ERNC. Desarrollar análisis de la característica estocástica del recurso ERNC, para determinar los efectos sobre la operación, y especificar los requerimientos técnicos de las herramientas de predicción a implementar en el SING. Asimismo, evaluar la conveniencia de implementar metodologías de pre-despacho estocástico. Evaluar los efectos del régimen operativo previsto para el parque convencional, en presencia de ERNC. En particular revisar los cambios sobre el programa de mantenimiento mayor y cómo éste afecta la suficiencia y el costo global operación. Evaluar alternativas que permitan mejorar el desempeño del sistema, en cuanto a control de frecuencia y eficiencia, a través de sistemas de almacenamiento de energía y gestión de la demanda. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 48 de 121

49 CDEC-SING C-82/ REFERENCIAS [1] Información de mediciones del recurso solar y eólico disponibles en el Ministerio de Energía: ( [2] All Island TSO Facilitation of renewables Studies. ( [3] Informe Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING, Septiembre 212. ( [4] Política de Operación de Zona Norte ( [5] Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio ( Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 49 de 121

50 CDEC-SING C-82/ ANEXOS 9.1 Simulaciones A continuación se describen los casos simulados, a efectos de revisar el desempeño del SING en el control de frecuencia. Para los análisis se muestra el pre-despacho horario y cuatro gráficas que describen: el registro del recurso ERNC, el comportamiento de la frecuencia y la utilización de la reserva primaria y reserva secundaria disponibles. Cabe destacar que con el objetivo de evaluar la peor condición para el SING, en cuanto a los desafíos que presenta la ERNC para el control de frecuencia, los análisis se realizan en un periodo particular dependiendo del perfil escenario analizado. En relación a los costos de operación, cabe señalar que la simulación de pre-despacho considera un horizonte de programación de dos días (ver detalle en punto ). Conforme a esto, la comparación de los costos de operación entre un caso sin ERNC y con ERNC, se basa en los costos resultantes para los dos días de modelación, según se describe en el presente Anexo. Sin perjuicio de lo anterior, y dado que la evaluación del desempeño del SING en el control de frecuencia se centra en primer día de operación, en el presente Anexo se adjunta sólo el pre-despacho del primer día de programación Único punto de conexión Caso 1 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,586 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) ANG U13(Carbon) ANG TG1B+.5TV1C U12(Carbon) U16-TG+U16-TV CTM3-TG+CTM3-TV INACAL 1 1 SUTA MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U1 U11 CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_7-12 MIIQ GMAR M2AR M1AR U16-TG+U16-TV(Diesel) SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_2-5 ZOFRI_1-6 TGIQ CUMMINS TGTAR TG1 TG2 DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 23: Pre-despacho utilizado Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 5 de 121

51 [Hz] [] CDEC-SING C-82/212 Este caso simulado corresponde al de un parque eólico de 15 conectado en S/E Calama 22 kv utilizando la condición base para el parque generador y C1 para de perfil eólico. Como se muestra en la Ilustración 24, en el periodo de análisis (comprendido a partir de la hora 9) se observa que el parque eólico bajó su producción de valores cercanos a 14 a en 2 horas aproximadamente, lo que implica una gradiente de bajada promedio de 1.3 /min (constatándose valores máximos cercanos a 2.8 /min). Como se muestra en la Ilustración 23, en la hora 9, la reserva primaria es de 12 mientras que la reserva secundaria es de 32. No obstante, considerando control manual de la operación y que el control secundario lo realiza la unidad ANG1, la reserva secundaria disponible efectiva es de 6. Según se observa en la Ilustración 25, la frecuencia se sale de la banda de NT por unos instantes y el control secundario no es suficiente para recuperar la reserva primaria utilizada, lo que se debe a que la unidad que regula tiene una tasa menor de toma de carga que el gradiente de bajada del parque eólico. De acuerdo a lo señalado anteriormente, realizar el control secundario de frecuencia con unidades con tasas de toma carga bajas presenta ineficiencias para manejar el perfil de salida analizado, por lo que sería necesario considerar otras unidades para controlar este tipo de eventos, aun cuando esto signifique regular con unidades de costo variable mayor. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 23, se observa un costo de operación de MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC Solar Eólico ERNC Total : 9: 1: 11: 12: Ilustración 24: Perfil ERNC Frecuencia : 9: 1: 11: 12: Ilustración 25: Respuesta de la frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 51 de 121

52 [] [] CDEC-SING C-82/212 1 CPF 5-5 8: 9: 1: 11: 12: Ilustración 26: Control primario de frecuencia CSF : 9: 1: 11: 12: Ilustración 27: Control secundario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 52 de 121

53 CDEC-SING C-82/ Caso 2 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,713 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) CTTAR(Carbon) U14(Carbon) ANG U13(Carbon) ANG U12(Carbon) U16-TG+U16-TV INACAL MIMB SUTA TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) U1 U11 ZOFRI_ MIIQ GMAR M2AR U16-TG+U16-TV(Diesel) M1AR SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_ ZOFRI_ TGIQ CUMMINS 1 1 TGTAR TG1 TG2 DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 28: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de un parque eólico de 15 conectado en S/E Calama 22 kv utilizando la condición A para el parque generador y C1 para el perfil eólico. Esto implica que este caso posee las mismas características del caso anterior, con la excepción de que se considera la Central Atacama disponible sólo con diesel. Como se muestra en la Ilustración 28, a la hora 11, previo a la disminución pronunciada de la generación eólica, la reserva primaria es de 86 mientras que la reserva secundaria es de 95. En este caso, el control secundario lo realiza la unidad U16. Al igual que el caso anterior y como se muestra en la Ilustración 3, la frecuencia se sale de la banda de NT por unos instantes, pero en este caso el control secundario de frecuencia permite recuperar la reserva primaria manteniendo la frecuencia estable y cercana a los 5 Hz después de la disminución de la generación eólica, lo que se debe a que la tasa de toma de carga de la unidad que regula es mayor que el gradiente de bajada del parque eólico. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 28, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con 376.7MM [CLP] del caso sin ERNC. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 53 de 121

54 [] [Hz] [] CDEC-SING C-82/ Solar Eólico ERNC Total : 11: 12: 13: 14: Ilustración 29: Perfil ERNC Frecuencia : 11: 12: 13: 14: Ilustración 3: Respuesta de la frecuencia 1 CPF : 11: 12: 13: 14: Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 54 de 121

55 [] CDEC-SING C-82/212 Ilustración 31: Control primario de frecuencia CSF Caso : 11: 12: 13: 14: Ilustración 32: Control secundario de frecuencia CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,877 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) U13(Carbon) ANG ANG U12(Carbon) SUTA INACAL MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U1 U11 CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR U16-TG+U16-TV(Diesel) M2AR 3 3 M1AR 3 3 SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_ ZOFRI_ TGIQ CUMMINS 1 1 TGTAR TG1 TG DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 33: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de un parque eólico de 15 conectado en S/E Calama 22 kv utilizando la condición B para el parque generador y C1 para de perfil eólico. Esto implica que es te caso posee las mismas características al caso anterior a excepción de que se considera la unidad U16 en mantenimiento mayor. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 55 de 121

56 [Hz] [] CDEC-SING C-82/212 Como se muestra en la Ilustración 33, a la hora 11 la reserva primaria es de 98 mientras que la reserva secundaria es de 32, sin embargo, dado que el control secundario lo realiza la unidad CC1, la reserva secundaria disponible efectiva es de 11. Como se muestra en la Ilustración 35, la frecuencia se sale de la banda de NT y opera el primer escalón del EDAC. Esto se debe a que el monto de reserva en giro (RG) de la unidad que regula es más bajo que los casos anteriores y que la reserva primaria no resulta suficiente para evitar la incursión de la frecuencia, aún cuando la tasa de toma de carga de la unidad que regula es más alta que el gradiente de bajada del parque eólico. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 33, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. Según estos resultados es posible observar que la disponibilidad de ciclos combinados con margen altos de regulación, es determinante para controlar la salida gradual del parque eólico del perfil C1. Por este motivo, en los puntos posteriores se analizarán sensibilidades que consideran un aumento del monto de reserva en giro y reserva primaria Solar Eólico ERNC Total : 9: 1: 11: 12: Ilustración 34: Perfil ERNC Frecuencia : 9: 1: 11: 12: Ilustración 35: Respuesta de la frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 56 de 121

57 [] [] CDEC-SING C-82/212 1 CPF 5-5 8: 9: 1: 11: 12: Ilustración 36: Control primario de la frecuencia CSF : 9: 1: 11: 12: Ilustración 37: Control secundario de la frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 57 de 121

58 CDEC-SING C-82/ Caso 4 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,996 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) ANG U13(Carbon) ANG U12(Carbon) INACAL SUTA MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U U CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR U16-TG+U16-TV(Diesel) M2AR M1AR 3 3 TG3(Diesel) SUIQ ZOFRI_ ZOFRI_ TGIQ CUMMINS TGTAR TG1 TG DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 38: Pre-despacho utilizado Considerando la misma condición del caso 3, como análisis de sensibilidad se aumenta los requerimientos de reserva en giro desde 3 a 15. Como se muestra en la Ilustración 38, a la hora 11 la reserva primaria es de 122 mientras que la reserva en giro es de 15. No obstante, dado que el control secundario lo realizan las unidades ANG1 y U12, se dispone de una reserva efectiva de 13. Como se muestra en la Ilustración 4, se obtiene una respuesta similar al caso 2. Si bien la frecuencia se sale de la banda de la NT por unos instantes, el control secundario permite recuperar la reserva primaria utilizada y mantener la frecuencia estable después de la disminución de la generación eólica. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 38, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. Cabe destacar que este monto de reserva en giro corresponde al punto donde se invierten los costos de operación, es decir, si se aumenta aún más la reserva en giro, el costo de operación con ERNC resulta ser mayor que sin ERNC. No obstante, en este escenario el sistema logra controlar la frecuencia con un monto de reserva de sólo 13, por lo que finalmente el caso con ERNC resulta más económico. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 58 de 121

59 [] [Hz] [] CDEC-SING C-82/ Solar Eólico ERNC Total : 11: 12: 13: 14: Ilustración 39: Perfil ERNC Frecuencia : 11: 12: 13: 14: Ilustración 4: Respuesta de la frecuencia 1 CPF : 11: 12: 13: 14: Ilustración 41: Control primario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 59 de 121

60 [] CDEC-SING C-82/ CSF : 11: 12: 13: 14: Ilustración 42: Control secundario de frecuencia Caso 5 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,865 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) U13(Carbon) ANG ANG U12(Carbon) SUTA INACAL MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U1 U11 CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR 6 6 M2AR 3 3 U16-TG+U16-TV(Diesel) M1AR 1 1 SUIQ 3 3 TG3(Diesel) ZOFRI_ ZOFRI_1-6 TGIQ CUMMINS TGTAR TG TG DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 43: Pre-despacho utilizado Este caso busca revisar si un requerimiento mayor de reserva primaria mejoraría el desempeño del control de frecuencia, en comparación con el caso anterior en el cual se exigió un valor mínimo de 15 de reserva en giro. Conforme a esto, el pre-despacho de la Ilustración 43, corresponde al caso 3 pero con un restricción de reserva primaria mínima de 12. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 6 de 121

61 [Hz] [] CDEC-SING C-82/212 Como se muestra en la Ilustración 43, la reserva primaria (RP) a la hora 11 es de 122 mientras que la reserva secundaria es de 45, sin embargo, dado que el control secundario lo realizan las unidades ANG1 y el CC1 se dispone de una reserva efectiva de 34. Como se muestra en la Ilustración 45, la frecuencia se sale de la banda de NT en varias ocasiones agotándose la RP y RG. Se observa en este caso que aumentar requerimiento de RP resulta ser menos efectivo respecto de aumentar la RG para controlar el perfil eólico C1. Por otra parte, del desempeño del CPF, mostrado en la Ilustración 46, se puede observar un uso intensivo de este recurso y en el periodo posterior a la salida gradual del parque eólico, el aporte de CPF permanece en torno a los 7. Para efectos de recuperar la reserva primaria, el CDC requeriría despachar unidades rápidas. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 43, se observa un costo de operación 3713 MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. No obstante, esta comparación de costos de operación no consideran los sobrecostos por despacho de unidades rápidas. Finalmente, si bien los análisis de los puntos previos buscan determinar la capacidad del sistema para controlar el perfil C1, resulta conveniente evaluar la capacidad del control de frecuencia para manejar el perfil C2, el cual presenta una alta y rápida variabilidad intra-horaria, a gradientes del orden 5.85 /min. En este sentido y en función de la característica del nuevo perfil, se analiza la misma sensibilidad que en el presente caso, es decir, un aumento de RP a Solar Eólico ERNC Total : 11: 12: 13: 14: Ilustración 44: Perfil ERNC Frecuencia : 11: 12: 13: 14: Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 61 de 121

62 [] [] CDEC-SING C-82/212 Ilustración 45: Respuesta de la frecuencia 1 CPF : 11: 12: 13: 14: Ilustración 46: Control primario de frecuencia CSF : 11: 12: 13: 14: Ilustración 47: Control secundario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 62 de 121

63 CDEC-SING C-82/ Caso 6 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,964 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) U13(Carbon) ANG ANG U12(Carbon) SUTA INACAL MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U1 U11 CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR U16-TG+U16-TV(Diesel) M2AR M1AR SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_2-5 ZOFRI_1-6 TGIQ CUMMINS TGTAR TG1 TG2 DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 48: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de un parque eólico de 15 conectado en S/E Calama 22 kv utilizando la condición B para el parque generador y C2 para de perfil eólico. Esto implica que este caso posee las mismas características al caso anterior, sin embargo, se considera el cluster 2 como perfil eólico. Como se muestra en la Ilustración 48, a la hora 11 la reserva primaria es de 122 mientras que la reserva en giro es de 3 realizando el control secundario las unidades U12 y el CC1. Como se muestra en la Ilustración 5, la frecuencia se sale de la banda superior de NT en varias ocasiones, llegando incluso a los 51 Hz. El control secundario tiene un considerable retardo para seguir las altas variaciones. Conforme a esto, el perfil tipo C2 impone una mayor exigencia al parque generador del SING, por lo que estos casos sería efectivo poder controlar el máximo gradiente de variación de potencia y la máxima potencia entregada por el recurso ERNC de modo de verter energía en caso de que la frecuencia incursione a valores altos. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 48, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. Cabe destacar que el aumento del costo de operación, respecto al registrado considerando el perfil C1 para la misma condición, se debe principalmente al bajo factor de planta (16%) del perfil C2. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 63 de 121

64 [] [Hz] [] CDEC-SING C-82/ Solar Eólico ERNC Total : 12: 13: 14: 15: Ilustración 49: Perfil ERNC Frecuencia : 12: 13: 14: 15: Ilustración 5: Respuesta de la frecuencia 6 4 CPF : 12: 13: 14: 15: Ilustración 51: Control primario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 64 de 121

65 [] CDEC-SING C-82/ CSF : 12: 13: 14: 15: Ilustración 52: Control secundario de frecuencia Caso 7 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,121 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA NTO1(Carbon) CTM1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) U13(Carbon) ANG ANG U12(Carbon) SUTA INACAL MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U U CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR 6 6 M2AR U16-TG+U16-TV(Diesel) M1AR SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_2-5 ZOFRI_ TGIQ CUMMINS TGTAR TG1 TG2 DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 53: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de un parque eólico de 15 conectado en S/E Calama 22 kv utilizando la condición B para el parque generador y C2 de perfil eólico. Esto implica que este caso posee las mismas características que el caso 3, sin embargo, se considera un requisito de reserva en giro de 15 y un perfil cluster 2. Al respecto, como se muestra en la Ilustración 54, en el periodo de análisis se observa una alta variabilidad en el perfil ERNC llegando a gradientes de variación de potencia del orden de 5.85 /min. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 65 de 121

66 [Hz] [] CDEC-SING C-82/212 Como se muestra en la Ilustración 53, a la hora 12 la reserva primaria es de 117 mientras que la reserva en giro es de 15 realizando el control secundario las unidades CTM3 y ANG1, por lo que el control secundario cuenta con 16 efectivos. Como se muestra en la Ilustración 55, la frecuencia se sale de la banda superior de NT en varias ocasiones, llegando incluso a valores en torno a 5.4 Hz, lo que corresponde a una mejora respecto del caso con reserva primaria de 12, donde se alcanzaron valores en torno a 51 Hz. Sin embargo, el control secundario aún mantiene un retardo para seguir las altas variaciones. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 53, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. En este caso, dado que el nivel de reserva en giro aumenta y el perfil C2 posee un bajo factor de planta (16%), es posible observar que el costo de operación resulta ser 195 MM [CLP] más alto con ERNC respecto de sin ERNC Solar Eólico ERNC Total : 12: 13: 14: 15: Ilustración 54: Perfil ERNC Frecuencia : 12: 13: 14: 15: Ilustración 55: Respuesta de la frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 66 de 121

67 [] [] CDEC-SING C-82/ CPF : 12: 13: 14: 15: Ilustración 56: Control primario de frecuencia CSF : 12: 13: 14: 15: Ilustración 57: Control secundario de frecuencia Caso 8 Este caso simulado contiene las mismas condiciones que el caso anterior, excepto por el control secundario de frecuencia, el cual es realizado por un AGC. Las unidades que participan de este control son la CTM3, ANG1 y U12. Como se muestra en la Ilustración 58, la frecuencia se mantiene dentro de la banda de NT en todo el periodo simulado. Además, al final del periodo simulado queda gran parte de la reserva primaria y secundaria, lo que se traduce en una situación favorable para el sistema en el caso que el sistema enfrente una contingencia. En relación a los costos de operación, se concluye lo mismo que el punto anterior. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 67 de 121

68 [] [] [Hz] CDEC-SING C-82/ Frecuencia : 12: 13: 14: 15: Ilustración 58: Respuesta de la frecuencia 5 4 CPF : 12: 13: 14: 15: Ilustración 59: Control primario de frecuencia : 12: 13: 14: 15: Ilustración 6: Control secundario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 68 de 121

69 CDEC-SING C-82/ Caso 9 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,978 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA SOLAR CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) U13(Carbon) ANG ANG U12(Carbon) SUTA INACAL MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U1 U11 CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR U16-TG+U16-TV(Diesel) M2AR 3 3 M1AR 3 3 SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_ ZOFRI_ TGIQ CUMMINS 1 1 TGTAR TG1 TG2 DEUTZ 1 1 RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 61: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de un parque fotovoltaico de 15 conectado en S/E Calama 22 kv utilizando la condición B para el parque generador. Al respecto, como se muestra en la Ilustración 62, en el periodo de análisis se observa una disminución de potencia del parque fotovoltaico desde valor peak de este perfil hasta cero. Asimismo, el gradiente de bajada del parque fotovoltaico es del orden de.5 /min en promedio llegando a valores máximos de 1.7 /min. Como se muestra en la Ilustración 61, a la hora 15 la reserva primaria es de 14 mientras que la reserva en giro es de 66, sin embargo, dado que el control secundario lo realizan las unidades ANG1 y CC1 se dispone de una reserva efectiva de 36. Como se muestra en la Ilustración 63, la frecuencia se sale de la banda de la NT al término del periodo de análisis, producto del agotamiento de los recursos de reserva, tanto para control primario como secundario. No obstante lo anterior, se considera factible tomar medidas preventivas de despachando unidades rápidas (programadas en el pre-despacho a partir de la hora 19), dada la mayor predictibilidad del recurso solar. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 61, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. Cabe destacar que este valor es mayor que para el caso 3 analizado, dado que este perfil fotovoltaico tiene un factor de planta diario del orden de 2% respecto al 54% del C1 eólico. Respecto al perfil C2 eólico, el cual tiene un factor de planta de 16%, los costos de operación diarios debieran ser Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 69 de 121

70 [] [Hz] [] CDEC-SING C-82/212 comparables, siendo el costo de las reservas, que dependerá de la característica de cada perfil, la variable determinante a la hora de la comparación económica entre ambas tecnologías. Es importante destacar que el perfil fotovoltaico considera tecnología sin seguimiento, por lo tanto, los resultados obtenidos en este punto no son extrapolables a proyectos fotovoltaicos con tecnologías con seguimiento Solar Eólico ERNC Total : 15: 16: 17: 18: Ilustración 62: Perfil ERNC Frecuencia : 15: 16: 17: 18: Ilustración 63: Respuesta de la frecuencia 8 CPF : 15: 16: 17: 18: Ilustración 64: Control primario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 7 de 121

71 [] CDEC-SING C-82/ CSF : 15: 16: 17: 18: Ilustración 65: Control secundario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 71 de 121

72 CDEC-SING C-82/ Caso 1 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,792 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA SOLAR CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) U13(Carbon) ANG ANG U12(Carbon) SUTA INACAL MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U1 U11 CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR U16-TG+U16-TV(Diesel) M2AR 3 3 M1AR 3 3 SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_ ZOFRI_ TGIQ CUMMINS 1 1 TGTAR TG1 TG2 DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 66: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de un parque eólicos y parque fotovoltaico ambos de 15 y conectados en S/E Calama 22 kv considerando la condición B para el parque generador y el cluster 1 para el parque eólico. Al respecto, como se muestra en la Ilustración 67, se observa que la presencia de potencia fotovoltaica compensa la salida gradual que contiene el C1, por lo que la pérdida de potencia ERNC es menor respecto a los casos anteriores. Como se muestra en la Ilustración 66, a la hora 9 la reserva primaria es de 16 mientras que la reserva en giro es de 35, sin embargo, dado que el control secundario lo realiza la unidad CC1 (medio ciclo) se dispone de una reserva efectiva de 11. Como se muestra en la Ilustración 68, la frecuencia se sale levemente de la banda de NT por unos instantes registrando un evento de sobrefrecuencia y un evento de subfrecuencia, lo que se debe principalmente a un agotamiento de los recursos de reservas durante el período de análisis. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 66, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. Cabe destacar que este valor es menor que todos los costos de operación anteriores que consideraron la condición B del parque generador, dado que la combinación de los perfiles de ERNC logra aportar mayor cantidad de energía con costo de combustible nulo en comparación a los casos anteriores. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 72 de 121

73 [] [Hz] [] CDEC-SING C-82/ Solar Eólico ERNC Total : 9: 1: 11: 12: Ilustración 67: Perfil ERNC Frecuencia : 9: 1: 11: 12: Ilustración 68: Respuesta de la frecuencia 8 6 CPF : 9: 1: 11: 12: Ilustración 69: Control primario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 73 de 121

74 [] CDEC-SING C-82/ CSF : 9: 1: 11: 12: Ilustración 7: Control secundario de frecuencia Caso 11 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,938 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA SOLAR CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) U13(Carbon) ANG ANG U12(Carbon) SUTA INACAL MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U1 U11 CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR U16-TG+U16-TV(Diesel) M2AR 3 3 M1AR 3 3 SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_ ZOFRI_ TGIQ CUMMINS TGTAR TG1 TG2 DEUTZ 1 1 RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 71: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de un parque eólicos y un parque fotovoltaico ambos de 15 conectados en S/E Calama 22 kv considerando la condición B para el parque generador y el cluster 2 para el parque eólico. Al respecto, el periodo de análisis considera la salida del parque fotovoltaico, la cual coincide con la mayor variabilidad del perfil eólico C2, llegando a gradientes de variación de potencia del orden de 5.92 /min. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 74 de 121

75 [Hz] [] CDEC-SING C-82/212 Como se muestra en la Ilustración 71, a la hora 16 la reserva primaria es de 12 mientras que la reserva en giro es de 112, sin embargo, dado que el control secundario lo realizan las unidades ANG1 y U12 se dispone de una reserva efectiva de 9. Como se muestra en la Ilustración 73, la frecuencia se sale de la banda de NT en varias ocasiones, debido a que el perfil eólico considerado contiene una alta variabilidad que no puede ser cubierta por las unidades que regulan dadas sus bajas tasas de toma de carga. Cuando la generación ERNC baja a valores cercanos a cero (hora 18), se agotan los recursos de RG y RP. Asimismo, de los resultados de este análisis, se observa que las variabilidades de ambos perfiles (eólico C2 y solar) no son compensadas de la misma forma que el caso anterior (eólico C1 y solar). En este sentido, la necesidad de contar con mecanismos de control para el parque eólico, según se indica en el caso 6 también se recomiendan para controlar las situaciones vistas en este caso. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 71, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. Cabe destacar que este valor es mayor que el caso anterior dado que el perfil eólico C2 poseen un factor de planta menor que el perfil eólico C Solar Eólico ERNC Total : 16: 17: 18: 19: Ilustración 72: Perfil ERNC Frecuencia : 16: 17: 18: 19: Ilustración 73: Respuesta de la frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 75 de 121

76 [] [] CDEC-SING C-82/ CPF : 16: 17: 18: 19: Ilustración 74: Control primario de frecuencia CSF : 16: 17: 18: 19: Ilustración 75: Control secundario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 76 de 121

77 CDEC-SING C-82/ Caso 12 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,77 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA SOLAR CALAMA EOLICO CTM2(Carbon) CTA NTO1(Carbon) CTM1(Carbon) CTH U15(Carbon) U14(Carbon) CTTAR(Carbon) U13(Carbon) ANG ANG U12(Carbon) SUTA INACAL MIMB TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) U U CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) ZOFRI_ MIIQ GMAR 6 6 M2AR U16-TG+U16-TV(Diesel) M1AR SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_2-5 ZOFRI_1-6 TGIQ CUMMINS TGTAR TG1 TG2 DEUTZ RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 76: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de un parque eólico y parque fotovoltaico ambos de 15 y conectados en S/E Calama 22 kv considerando la condición B para el parque generador y el cluster 2 para el parque eólico, misma condición que el caso anterior con la diferencia que en este caso se tiene un requerimiento de RG mínima de 15. Al respecto, como se muestra en la Ilustración 77. Al respecto, el periodo de análisis considera la salida del parque fotovoltaico, la cual coincide con la mayor variabilidad del perfil eólico C2, llegando a gradientes de variación de potencia del orden de 5.92 /min. Como se muestra en la Ilustración 76, a la hora 16 la reserva primaria es de 17 mientras que la reserva en giro es de 158 realizando el control secundario las unidades CTM3 y ANG1, por lo que el control secundario cuenta con 119 efectivos. Como se muestra en la Ilustración 78, la frecuencia se sale de la banda de NT en varias ocasiones, debido a que el perfil eólico considerado contiene una alta variabilidad que no puede ser cubierta bajo un control de frecuencia secundario manual. Los valores máximos que alcanza la frecuencia están en torno a 5.2 y 49.7 Hz. Se evidencia que el aumento de reserva en giro disminuye los valores máximos de la frecuencia pero no soluciona el agotamiento de reserva primaria y secundaria al final de la simulación. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 76, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con MM [CLP] del caso sin ERNC. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 77 de 121

78 [] [Hz] [] CDEC-SING C-82/ Solar Eólico ERNC Total : 16: 17: 18: 19: Ilustración 77: Perfil ERNC Frecuencia : 16: 17: 18: 19: Ilustración 78: Respuesta de la frecuencia 1 8 CPF : 16: 17: 18: 19: Ilustración 79: Control primario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 78 de 121

79 [Hz] [] CDEC-SING C-82/ CSF : 16: 17: 18: 19: Ilustración 8: Control secundario de frecuencia Caso 13 Este caso simulado contiene las mismas condiciones que el caso anterior, excepto por el control secundario de frecuencia, el cual es realizado por un AGC. Las unidades que participan de este control son las mismas unidades CTM3 y ANG Frecuencia : 16: 17: 18: 19: Ilustración 81: Respuesta de la frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 79 de 121

80 [] [] CDEC-SING C-82/ CPF : 16: 17: 18: 19: Ilustración 82: Control primario de frecuencia : 16: 17: 18: 19: Ilustración 83: Control secundario de frecuencia Como se muestra en la Ilustración 81, la frecuencia se mantiene dentro de la banda de NT en todo el periodo simulado. Además, al final del periodo simulado aún queda reserva primaria disponible del orden de 7, lo que se traduce en una situación favorable para el sistema en el caso que el sistema enfrente una contingencia. Así mismo, cabe señalar que la reserva en giro se agoto al final del periodo simulado, por lo que deberá despachar motores para recuperar reserva. En relación a los costos de operación, se concluye lo mismo que el punto anterior. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 8 de 121

81 CDEC-SING C-82/ Tres puntos de conexión Caso 14 CDEC-SING PLANILLA DE PROGRAMACIÓN DE GENERACION SING (h) Total Pérdidas CP UNIDADES Costo M$ ,986 Dda. SING Gen. SING CAVA CHAP MHAH MHT CALAMA EOLICO CRUCERO EOLICO CTM2(Carbon) CTA CTM1(Carbon) NTO1(Carbon) CTH U15(Carbon) CTTAR(Carbon) U14(Carbon) ANG U13(Carbon) ANG U12(Carbon) U16-TG+U16-TV INACAL MIMB SUTA TG1A+TG1B+TV1C(Diesel) TG2A+TG2B+TV2C(Diesel) TG1A+.5TV1C(Diesel) TG1B+.5TV1C(Diesel) TG2A+.5TV2C(Diesel) TG2B+.5TV2C(Diesel) CTM3-TG+CTM3-TV(Diesel) U1 U11 ZOFRI_ MIIQ GMAR U16-TG+U16-TV(Diesel) M2AR M1AR SUIQ TG3(Diesel) ZOFRI_ ZOFRI_ TGIQ CUMMINS TGTAR DEUTZ TG1 TG2 RES_GIRO_UTIL RES_PRONTA RES.PRIMARIA Ilustración 84: Pre-despacho utilizado Este caso simulado corresponde al de dos parques eólicos de 15 cada uno conectados en S/E Calama 22 kv y Crucero 22 kv, considerando la condición A para el parque generador y cluster 1 como perfil para ambos emplazamientos. Al respecto, como se muestra en la Ilustración 85, en el periodo de análisis se observa una disminución de potencia de los parques eólicos desde sus valores cercanos a plena carga hasta valores cercanos a cero. Asimismo, el gradiente de bajada de los parques eólicos es del orden de 1.62 /min en promedio llegando a valores máximos de 3.53 /min. Como se muestra en la Ilustración 84, a la hora 9 la reserva primaria es de 94 mientras que la reserva en giro es de 84 realizando el control secundario la unidad U16. Como se muestra en la Ilustración 86, la frecuencia se sale de la banda de NT incluso operando el primer escalón del EDAC. Esto se debe a que el nivel de reserva (RG y RP) no alcanza para suplir el déficit de potencia que implica la salida de los parques eólicos. En relación a los costos de operación y considerando el pre-despacho mostrado en la Ilustración 84, se observa un costo de operación MM [CLP] en comparación con 453 MM [CLP] del caso sin ERNC. Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 81 de 121

82 [] [Hz] [] CDEC-SING C-82/ Solar Eólico ERNC Total : 9: 1: 11: 12: Ilustración 85: Perfil ERNC Frecuencia : 9: 1: 11: 12: Ilustración 86: Respuesta de la frecuencia 12 1 CPF : 9: 1: 11: 12: Ilustración 87: Control primario de frecuencia Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 82 de 121

83 [] CDEC-SING C-82/ CSF : 9: 1: 11: 12: Ilustración 88: Control secundario de frecuencia Caso 15 Ilustración 89: Pre-despacho utilizado Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING Página 83 de 121