Integración de Fuentes No Convencionales de Energía en el Sistema Interconectado Nacional - SIN

Transcripción

1 Integración de Fuentes No Convencionales de Energía en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Subdirección de Energía Eléctrica Grupos de Generación y Transmisión Bogotá, Agosto 2015

2 Agenda Antecedentes Implicaciones en la expansión de la red de transmisión Caso eólico Beneficios cuantificados por la UPME Caso eólico Retos asociados a la operación y administración del SIN Señales Codigo de Conexión

3 Agenda Antecedentes Implicaciones en la expansión de la red de transmisión Caso eólico Beneficios cuantificados por la UPME Caso eólico Retos asociados a la operación y administración del SIN Señales Codigo de Conexión

4 Antecedentes La UPME analizó los beneficios de incorporar energía eólica en el SIN, con información de vientos en situ y la solicictud de conexión del promotor Jemeiwaa kai, para establecer los refuerzos requeridos en el Sistema de Transmisión Nacional (proyectos registrados ante al Unidad y localizados en la Guajira).

5 Antecedentes Escenario 10 Plan Escenario 14 Plan , 1% 1,421.2, 7% 1,425.0, 7% 3,841.0, 18% 536.0, 2% 239.2, 1% 375.0, 2% 88.0, 0% 13,436.1, 62% Hidraulica Gas Carbón Menores Cogeneración Eolica Solar Geotermica Otras 474.0, 2% 143.5, 1% 275.0, 1% 314.8, 2% 88.0, 0% 1,023.7, 5% 1,575.0, 7% 4,141.0, 19% 13,586.1, 63% Hidráulica Gas Carbón Menores Cogeneración Eólica Solar Geotérmica Otras Recurso Base Cargo por confiabilidad Expansión adicional Total Hidraulica 9, , , ,436.1 Gas 3, ,841.0 Carbón ,425.0 Menores ,421.2 Cogeneración Eólica Solar Geotermica Otros Total 14, , , ,676.3 Recurso Base Expansion CXC Expansión adicional Total Hidraulica 9, , , ,586.1 Gas 3, ,141.0 Carbón ,575.0 Menores ,023.7 Cogeneración Eólica Solar Geotermica Otros Total 14, , , ,621.1

6 Escenario 7 Plan , 2% 66.8, 0% 88.0, 0% 1,421.2, 7% 2,075.0, 10% 3,841.0, 18% 13,436.1, 63% Hidraulica Gas Carbón Menores Cogeneración Eolica Otras Antecedentes En el Plan se identificó, bajo el escenario 7, la necesidad de incorporar 3,231.4 MW de capacidad adicional a la establecida por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, de los cuales 474 MW corresponden a recursos eólicos en el norte de la Guajira. Posterior a la adopción del Plan , y de acuerdo con los lineamientos establecidos por el artículo 2 de la Resolución MME de 2015, los Agentes generadores interesados en solicitar su incorporación al SIN suministraron la información requerida por la UPME. La capacidad eólica solicitada a la fecha, la cual cumple con todos los requisitos, suma de manera agregada 3,131 MW. Recurso Base Cargo por confiabilidad Expansión adicional Total Hidraulica 9, , , ,436.1 Gas 3, ,841.0 Carbón ,075.0 Menores ,421.2 Cogeneración Eólica Otros Total 14, , , ,402.1 TERMOCOL GUAJIRA SANTA MARTA RIOCORDOBA VALLEDUPAR FUNDACIÓN COPEY LA LOMA COLECTORA D =130 km CUESTECITAS - COLECTORA 2 CUATRICENTENARIO -

7 Agenda Antecedentes Implicaciones en la expansión de la red de transmisión Caso eólico Beneficios cuantificados por la UPME Caso eólico Retos asociados a la operación y administración del SIN Señales Codigo de Conexión

8 Implicaciones Red de Transmisión Balance Análisis energéticos (Variabilidad recurso) Análisis energéticos (Variabilidad recurso) Reserva terciaria (Balance G-D) Análisis del Mercado Reserva secundaria (AGC y reg) Análisis de pequeña señal Reserva primaria (Inercia) Análisis eléctricos (Adecuación de la red) Planeamiento Estabilidad Respuesta transitoria y control de tensión Calidad de potencia Análisis subsíncronos Calidad de potencia Años Días Minutos Segundos Milisegundos

9 Implicaciones de Red de transmisión Identificación Tipo de generación Establecer curva de aporte de reactivos Establecer necesidades de reactivos Proyecto de generación Necesidades de Reactivos Proyecto de generación Reemplazar generación convenciona con inercia por generación Eolica sin incercia Cálculo disminución de inercia Análisis Eléctricos Escogencia de posibles subestaciones para conexión de generación en el SIN Determinación distribución de Colectoras Analisis respuesta en frecuencia ante salida maquina más grande Análisis Estabilidad Necesidades de Expansión Determinan refuerzos necesarios permitir evacuación Necesidades de Red Necesidades de Red

10 Implicaciones en la expansión de la red de transmisión Caso eólico Refuerzos identificados en el Plan de Expansión G&T (1200 MW) COLECTORA? Segundo enlace Copey Cuestecitas 500 kv. Dos circuitos Cuestecitas Colectora 500 kv. TERMOCOL SANTA MARTA RIOCORDOBA FUNDACIÓN GUAJIRA VALLEDUPAR CUESTECITAS D=130 km CONVENCIONES CUATRICENTENARIO STN 500 kv EXISTENTE STN 220 kv EXISTENTE STN - EXPANSIÓN DEFINIDA Y EN CONSTRUCCIÓN STN 220 kv EXISTENTE CON GENERACIÓN TERMICA ESTACION CONVERSORA HVDC BIPOLAR - RED 220 kv EXISTENTE RED 500 kv EXISTENTE RED STN DEFINIDA Y EN CONSTRUCCIÓN COLECTORA 2 Alternativas estudiadas actualmente por la intención de nuevos desarrollos eólicos en el norte de la Guajira (3131 MW) Anillo a nivel de 500 kv para incorporar los proyectos eólicos. Dos (2) subestaciones Colectoras. Dos corredores independientes a nivel de 500 kv para incorporar los proyectos eólicos. Dos (2) subestaciones Colectoras y dobles enlaces. COPEY LA LOMA ALTERNATIVAS ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 3 CONVENCIONES BÁSICAS Límite de Nación Límite de Departamento Carretera Río Cabecera municipal Red HVDC bipolar entre un nuevo terminal en el norte de la Guajira, y otro terminal en la subestación Copey (u otro nuevo punto). Ramificación AC desde la ubicación de los parques y el terminal en la Guajira.

11 Agenda Antecedentes Implicaciones en la expansión de la red de transmisión Caso eólico Beneficios cuantificados por la UPME Caso eólico Retos asociados a la operación y administración del SIN Señales Codigo de Conexión

12 ene.-19 jun.-19 nov.-19 abr.-20 ago.-20 ene.-21 jul.-21 nov.-21 may.-22 sep.-22 mar.-23 jul.-23 dic.-23 may.-24 oct.-24 mar.-25 ago.-25 ene.-26 jun.-26 nov.-26 abr.-27 sep.-27 feb.-28 jul.-28 Costo Marginal [USD$/MWh] Diferencia Costo Marginal [USD$/MWh] Hidroenergía [GWh-month] Energía Eólica [GWh-month] 20 años Beneficios cuantificados por la UPME Caso eólico Complementariedad Diferencia Valores Esperados Costo Marginal Valor Esperado Costo Marginal Escenario 5 Valor Esperado del Costo Marginal Escenario Valor Esperado Generacion Hidroeléctrica Valor Esperado Generación Eólica Jan14 Jul16 Jan19 Jul21 Jan24 Jul26 Dec28 La incorporación de generación eólica en el norte de la Guajira representa varios beneficios desde el punto de vista de la demanda, según los análisis energéticos llevados cabo. Ellos se pueden listar de la siguiente manera: Reducción del costo marginal de la demanda, al tener un recurso con un costo AOM tendiente a cero, el cual remplaza generación térmica convencional. Incremento de la confiabilidad del SIN, dada la complementariedad energética existente entre el recurso eólico en el norte de la Guajira y la hidroelectricidad (simulada e histórica).

13 Potencia [MW] [p.u] 20 años Beneficios cuantificados por la UPME Caso eólico Función de probabilidad acumulada de la variación horaria de la producción eólica Carrizal Casa Eléctrica Irraipa Perfil potencia eólica virtual Probabilidad[%] Periodo[hora] Respecto a la intermitencia del recurso, se observa con la información histórica una probabilidad inferior al 0.1 %, de tener variaciones de potencia horarias superiores al umbral de activación del EDAC (Esquema de Desconexión Automática de Carga por baja Frecuencia). Adicionalmente, a diferencia de otras latitudes, se observa que la curva de producción de carga virtual en la Guajira (información histórica), presenta el mismo comportamiento de la curva típica de demanda horaria, es decir, la probabilidad de tener desbalances entre la demanda y la producción del parque generador por la incorporación del recurso eólico es relativamente baja. Finalmente, también se presentan beneficios ambientales (menores emisiones), al igual que se observa una ventaja de este tipo de fuentes respecto a la oportunidad de la puesta en servicio (son modulares y de rápida instalación).

14 Agenda Antecedentes Implicaciones en la expansión de la red de transmisión Caso eólico Beneficios cuantificados por la UPME Caso eólico Retos asociados a la operación y administración del SIN Señales Codigo de Conexión

15 Retos asociados a la operación y administración del SIN - Ajustes regulatorios y normativos Monto y oportunidad en garantías asociadas a las expansiones en transmisión, relacionadas con la conexión de proyectos de generación: buscar simetría en los montos a garantizar y establecer la certidumbre de los proyectos de manera temprana. Aspectos operativos y de administración del mercado: establecimiento de nuevos criterios operativos, como: i) definición de límites dinámicos de transferencias, ii) restricciones probabilísticas, iii) mercados intradiarios, iv) pronóstico de generación renovable en la operación en tiempo real, v) implementación de una red de medida de los recursos intermitentes, vi) mercados de reservas, vii) nuevas reglas para el despacho centralizado, etc. Ajuste al código de Conexión, Planeación y Medida, donde se establezcan las características técnicas de incorporación de las Fuentes Renovables No Convencionales, principalmente el recurso eólico. Asimismo, determinar los atributos mínimos de los aerogeneradores a incorporar en el SIN. Alcance a la definición de activos de USO y CONEXIÓN: no solo se debe referenciar al mecanismo de remuneración. Propiedad y uso del recurso

16 Agenda Antecedentes Implicaciones en la expansión de la red de transmisión Caso eólico Beneficios cuantificados por la UPME Caso eólico Retos asociados a la operación y administración del SIN Señales Codigo de Conexión

17 Señales del Código de Conexión Definición Requisitos Análisis Sistema Eléctrico colombiano Referenciación (mapeo), Análisis código de redes de otros países Tolerancia Teniendo en cuenta que una planta de generación eólica debe continuar operando frente a variaciones de tensión y frecuencia (de corto y largo plazo), esto debe estar acorde con el sistema eléctrico Colombiano Control de Potencia Reactiva Es importante que los generadores eólicos tengan la posibilidad de participar en el control de tensión de la red mediante la absorción o entrega de potencia reactiva Control de potencia activa y respuesta en frecuencia Para realizar control de frecuencia los generadores convencionales realizan control de rotor, para el caso de parques eólicos se debe asegurar que se pueda control la potencia de entrega de la turbina. Así mismo se debe asegurar un control de la respuesta en frecuencia, se debe asegurar control primario y secundario de frecuencia. Análisis relacionadas con protecciones Se debe identificar que tipo de elementos deben tener este tipo de plantas en función de cómo es su desempeño, se debe asegurar que se tenga una mínima desconexión de equipos de generación preservando la integridad de quipos y el menor impacto de la red. Calidad de Potencia Esto involucra diferentes aspectos tales como armónicos, fluctuaciones de voltaje, variaciones de voltaje, la norma IEC establece los requerimientos en calidad de potencia de las plantas de generación eólica.

18 GRACIAS Upme (Oficial)