Avances en flexibilidad del sistema eléctrico para ER

Transcripción

1 Avances en flexibilidad del sistema eléctrico para ER Christian Santana Oyarzún Jefe de Ministerio de Energía Septiembre 2016

2 BIENAL CIGRE 2015: Futuros desafíos para el sector eléctrico chileno 2

3 Mesa ERNC: Análisis inédito en Chile Simulación horaria de operación SIC+SING para proyección 2029 con alta participación eólica y fotovoltaica. Más de 30 especialistas (CDECs., IEA, academia, generadores tradicionales, generadores renovables, consultores, GIZ, etc.). 10 meses de trabajo. 3 3

4 Mesa ERNC: Condiciones de despacho analizadas Bajo parámetros actuales : Caracterización del parque generador existente según datos disponibles en CDECs al momento de hacer el análisis (2015). Se impuso reserva adicional para considerar error de pronóstico eólico y fotovoltaico, y variabilidad eólica. Sin optimización conjunta SIC+SING ni transferencia de reservas entre sistemas. Bajo parámetros referenciales : Parque generador asimilado a parámetros técnicos de estudio IEA. Despacho conjunto SIC+SING, incluidas transferencias de reservas. Reducción de reserva fotovoltaica, por predictibilidad inicio y término generación PV. 4

5 Resultados condiciones 2015 vs referenciales 9,500 9,000 Costo Anual Nominal de Inversión y Operación año 2029 [MMUS] Despacho horario con Restricciones Param. Nacionales (1) (1) Despacho bajo condiciones ,500 8,000 7,500 Impacto de la flexibilidad del sistema Despacho horario con Restricciones Param. Internacionales (2) (2) Parámetros referenciales Sin restricciones Despacho horario sin Restricciones 7,000 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% Participación Eólica-Fotovoltaica [%] (1) Parámetros CDEC con rellenos. Simulación con predespacho separado entre SIC y SING entre otros supuestos. (2) Parámetros Internacionales. Simulación con predespacho conjunto entre sistemas entre otros supuestos. Sis Caso Participación Participación Eol-FV 2029 ERNC 2029 SIX Opt 34.5% 43.4% SIX EEF % 24.3% SIX EEF % 36.4% SIX EEF % 42.1% SIX EEF % 47.0% 5

6 Los resultados no son novedad a nivel internacional Estudio Participación Recortes PJM* (GE Energy 2014) Hasta 30% % con nuevas inversiones en transmisión WWSIS* (Lew et. al 2013) California* (CAISO 2011) California* (E3 2014) Eastern United States EWITS* (Corbus et. al 2011) Australia** (AEMMO 2013) 33% 1.5 % con nuevas inversiones en transmisión 33% <1%, depende de la flexibilidad de zonas aledañas 33-50% 0.2 % Hasta 30% Hasta 35% sin adecuaciones 3-10% con nuevas inversiones en transmisión - *QER Analysis Grid Integration and the Carrying Capacity of the US Grid to incorporate Variable Renewable Energy ** Renewable Energy Wind Integration Studies, AEMMO 6

7 Principal conclusión: más flexibilidad más eficiencia del sistema eléctrico Caracterización adecuada (parámetros) del parque térmico. Optimización de reservas caracterización de generación ER pronóstico de generación eólico y PV. Transmisión con holguras. En todos estos aspectos estamos avanzando 7

8 Mayor flexibilidad un desafío asimilado por todos 8

9 Revisión de parámetros operacionales del parque de generación Anexos Técnicos de la NTSyCS: Determinación de Mínimos Técnicos de Unidades Generadoras y "Determinación de Parámetros para los procesos de Partida y Detención de Unidades Generadoras (publicado el 22/04/2016). Artículo 30: Inicio de aplicación del Anexo Los Mínimos Técnicos vigentes a la fecha de entrada en vigencia del presente Anexo deberán ser actualizados por las respectivas Empresas Generadoras conforme a lo establecido en el presente Anexo, en un plazo máximo de 24 meses, contados a partir de la publicación de la Resolución Exenta que aprueba el presente Anexo en el Diario Oficial. Parámetros a actualizar: Potencia mínima de operación Tiempo requerido en procesos de partida y detención Tiempo mínimo de operación Consumo de energéticos en procesos de partida y detención 9

10 NTSyCS capítulo 3 (enero del 2016): unidades con más capacidad de aportar al control del sistema Mayores exigencias ante fallas para eólicas y solares (Fault ride through) Exigencias en el control de tensión para parques eólicos y fotovoltaicos de gran tamaño Posibilidad de exigir control primario de frecuencia (positivo, negativo es obligatorio) a eólicas y fotovoltaicas por parte del CDEC Posibilidad de exigir control de rampas de potencia para parques eólicos y fotovoltaicos, a través de una señal directa desde el CDEC Mayores exigencias de conexión ante frecuencias extremas para todas Tensión las unidades del sistema (p.u.) Comienzo de la perturbación 1 0, T 1 T2 Tiempo (ms) Debe permanecer conectado T 3 10

11 Ejemplo: Capacidad de resistencia de perturbaciones de frecuencia Límite Inferior (mayor que) Límite Superior (menor o igual que) Tiempo Mínimo de Operación Hidroeléctricas Termoeléctricas Parques Eólicos Parques Fotovoltaicos 49,0 [Hz] 50,0 [Hz] Permanente Permanente Permanente Permanente 48,0 [Hz] 49,0 [Hz] 47,5 [Hz] 48,0 [Hz] 90 segundos 90 minutos 15 segundos 30 minutos 47,0 [Hz] 47,5 [Hz] 5 segundos 90 segundos 90 minutos 15 segundos 30 minutos Desconex. opcional 90 segundos 90 minutos 15 segundos 30 minutos Desconex. opcional 150 segundos 90 minutos 15 segundos 30 minutos Desconex. opcional 50,0 [Hz] 51,0 [Hz] Permanente Permanente Permanente Permanente 51,0 [Hz] 51,5 [Hz] 90 segundos 90 minutos 90 segundos 90 minutos 51,5 [Hz] 52,0 [Hz] 90 segundos 5 segundos 90 segundos 90 minutos Desconex. Forzada Desconex. opcional Permanente 90 minutos Desconex. Forzada Desconex. opcional 52,0 [Hz] 52,5 [Hz] 15 segundos Desconex. opcional Desconex. forzada Desconex. forzada 52,5 [Hz] 53,0 [Hz] 5 segundos Desconex. forzada Centrales existentes o en construcción al 30 de junio de 2016, deben revisar con CDEC la factibilidad de aplicar las exigencias 11

12 Piloto de sistema de pronóstico centralizado eólico y PV en Coordinador Independiente En proceso de licitación (cooperación de GIZ) Operativo en marzo de 2017 Complemento a los sistemas actuales Participan 7 empresas con más de 15 años de experiencia 12

13 La evolución del parque eólico también contribuirá Ciclo anual y diario 13

14 Distribución de frecuencia del factor de planta horario de la generación eólica (SIC+SING) 14

15 Aún quedan muchos ámbitos para dar más flexibilidad Mayores exigencias ante fallas para eólicas y solares (Fault ride through) Fuente: NREL, Flexibility in 21 st Century Power Systems,

16 Continuará Muchas Gracias Ministerio de Energía