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Flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional: Desafíos y oportunidades desde la Coordinación del SistemaCONGRESO BIENAL INTERNACIONAL 2017: “Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios”
Juan Pablo Avalos V. | Coordinador Eléctrico Nacional| 16-17 Octubre de 2017
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ContextoIntegración de ERNC y Flexibilidad
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RECURSO PRIMARIO 1o Estocástico (incertidumbre)o Variable en el tiempo y entre zonas
CARACTERÍSTICAS TECNOLOGÍA ERNC (EÓLICO Y SOLAR FV)
TECNOLOGICO 2
o Nulo o bajo aporte de inerciao Bajo aporte de corriente de cortocircuitoo Potencial para proveer SSCC
LOCALIZACIÓN 3
o Tamaño modular/escalableo Tiempos de construcción menores a
desarrollos de nueva transmisióno Concentración
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RECURSO DE FLEXIBILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
GENERACIÓN FLEXIBLE
Max
HidroeléctricasCiclos combinados
TRANSMISIÓN
Bajo enmallamiento
DEMANDA
Pasiva
INTERCONEXIONES
SING-SADI ~200 MW
MERCADO
Ausencia de
incentivos
OTROS SISTEMAS
(GAS, TRANSPORTE,
OTROS)
Sin integración
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Requerimientos de flexibilidad en elSistema Eléctrico Nacional
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IMPACTOS EN LA OPERACIÓN: FLEXIBILIDAD
Día de VeranoAño 2021
Día de InviernoAño 2021
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FLEXIBILIDAD: TEMPORAL Y ESPACIAL (Año 2021)
ERNC HIDRO TÉRMICO OTROS DEMANDA
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REGIMEN OPERATIVO DEL PARQUE TÉRMICOPartidas/Paradas y rampas (MW/min)
GNL
Carbón
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0,58
0,33 0,60
2,16
0,26
Demanda neta alta
1,61
Zona norte
Zona sur
Los Changos
Nueva Maitencillo
Charrúa
Ancoa
Nueva Cardones
Polpaico
Alto Jahuel
Puerto Montt
Crucero
Chacaya
Rapel
Demanda neta mínima
Hsistémica=4,05 [s] Hsistémica=6,38 [s]
0,21
2,18
1,18
1,31
Zona centro
VARIACIÓN INTRA-DIA DE INERCIA
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Acciones delCoordinador EléctricoNacional
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IMPLEMENTACIÓN DE CONTROL AUTOMATICO DEGENERACIÓN (AGC)
• Sin AGC la frecuencia no lograba mantenerse dentro de la banda de ±0.2 Hz el 97% del tiempo (NT).
• Con AGC el control de frecuencia ha cumplido con creces la NT con cumplimientos diarios históricos de 99.84% del tiempo.
• Se observa que la media de frecuencia con AGC se encuentra en los 50 Hz.
Frecuencia: 50 Hz
Operación SING sin AGC (8-22 de Mayo)
Operación SIG con AGC (10-24 de Julio)
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IMPLEMENTACIÓN DE CONTROL AUTOMATICO DEGENERACIÓN (AGC)Operación SIC sin AGC (8-22 de Mayo)
Operación SIC con AGC (10-24 de Julio)
Frecuencia: 50 Hz • Sin AGC se cumple la NT, producto de la capacidad de regulación las unidades hidráulicas
• El AGC, ha logrado disminuir la banda de desviación de frecuencia y ha permitiendo gestionar en forma más eficiente los recursos de CSF vía el uso del DE.
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Próximos pasos delCoordinador en materia de Flexibilidad
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Centrales hidroeléctricas de embalse serán una fuente relevante de flexibilidad operativa para gestionar escenarios con altos niveles de generación ERNC. Dicha fuente podría ser
sólo aparente de no contar con disponibilidad hídrica.
DESAFÍOS EN LA COORDINACIÓN HIDRO-TÉRMICA (CHT)
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• Levantamiento del problema de optimización (revisión de restricciones existentes y nuevas, así como su modelación)
• Propuesta de estrategia para resolver nueva versión del problema de CHT.
• Proceso de selección de herramienta de optimización y desarrollo de interfaces y aplicaciones.
Nuevas orientaciones
Línea 1: Revisión del problema CHT a resolver
Línea 2: Pronósticos de caudales CP y LP
• Nuevas metodologías de pronósticos de caudales de corto y largo plazo.
• Mejoramiento sistemas de información de caudales.
• Aporte de centrales de embalse para cubrir mayores requerimientos de flexibilidad (representación cronológica).
• Menor disponibilidad de recursos hídricos (cambio climático).
• Disponibilidad del sistema de transmisión para transportar grandes flujos de energía.
• Determinar costos sombra de la inflexibilidad de corto plazo en el valor del agua embalsada.
DESAFÍOS EN LA COORDINACIÓN HIDRO-TÉRMICA (CHT)
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Modelo hidrológico físico
Cuenca n
Modelo hidrológico físico
Cuenca II
o Basado en un modelo hidrológico físico internacional que permite internalizar la topología de las cuencas.
o Uso de modelos meteorológicos para anticipar crecidas.
o Generación de escenarios para modelar incertidumbres (lluvias y temperaturas).
o Pronósticos con frecuencia y resolución diaria para facilitar una operación más segura y más óptima del Sistema Eléctrico Nacional.
Proyecciones Meteorológicas A
Lluvia y temperatura Modelo hidrológico físico
Cuenca IProyecciones Meteorológicas B
Lluvia y temperatura
Data históricaCaudales, lluvia y
temperatura
Generación de escenarios para cada etapa del
horizonte de optimización
Módulo de Coordinación Hidro-térmica
NUEVO SISTEMA DE PRONÓSTICO DE CAUDALES (ABRIL 2018)
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T+2 seg T+120 seg T+15 min
Situación futura
T T+1 seg T+20 seg T+5 min T+30 min T+60 min
Respuesta inercial
Control primario de frecuencia
Gestionar variabilidad demanda neta e intercambios
Control rápido de frecuencia
Restitución de reservas
Mantener flujos en transmisión bajo valores límites pre-contingencia
Rampa (MW/min) para cambios profundos en la demanda neta
Controladores (MW/hz)descentralizados
Control centralizado(Ej: AGC) Control manual
Optimización(Despacho económico)
Respuesta naturalunidades generadoras
Situación actual
Control secundario de frecuenciaControl secundario de frecuencia
Reserva en giro y
reserva fría
Nuevos requerimientos, categorías y proveedores de SSCC.
Capacidades individuales y requerimientos sistémicos (Por ej: reservas zonales)
Licitaciones y subastas
DESAFÍOS EN LA COORDINACIÓN DE CORTO PLAZO - SSCC
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• Procesos de rampas• Nuevas tecnologías• Mayor granularidad (intra-hora)• Nuevas restricciones (inercia, restricciones ambientales,
requerimientos zonales)• Co-optimización (capacidades individuales y precios de SSCC)
Nuevas orientaciones
Línea 1: modelamiento
Línea 2: Corrección óptima de desbalances generación-demanda• Integración de herramientas de optimización con aplicaciones
de red (EMS: estimador de estados ,análisis de contingencias, entre otros).
• Mejorar representación de restricciones técnicas existentes y nuevas.
• Aumento de requerimientos, categorías y proveedores de SSCC.
• Asignación de SSCC mediante subastas.
• Incorporación de nuevas tecnologías (almacenamiento)
• Mayor frecuencia de adaptaciones del parque generador.
DESAFÍOS EN LA COORDINACIÓN DE CORTO PLAZO - SSCC
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COMENTARIOS FINALESo La dinámica (horaria, diaria, anual) del Sistema Eléctrico Nacional se prevé siga cambiando
producto de mayores fuentes de variabilidad e incertidumbre en la generación (ERNC, hidro) y demanda, implicando mayores requerimientos de flexibilidad.
o Ante la creciente necesidad de flexibilidad del Sistema Eléctrico, el Coordinador a implementado nuevas reglas de operación, herramientas y auditorías para una gestión más eficiente de los recursos flexibles.
o Adicionalmente, se han desarrollado estudios y análisis para identificar y priorizar nuevos desafíos operativos y sus soluciones.
o La adaptación de las herramientas de optimización y sus datos de entrada serán cruciales para asegurar una operación flexible, bajo estándares de seguridad y eficiencia.
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EJES DE TRANSFORMACIÓN e I2D
Ejes deTRANSFORMACIÓN
Investigación DesarrolloInnovación
Infraestructura y servicios:Digitalización - Sistemas de comunicaciones- Big
Data - Inteligencia Artificial
Red del Futuro
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Flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional: Desafíos y oportunidades desde la Coordinación del SistemaCONGRESO BIENAL INTERNACIONAL 2017: “Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios”
Juan Pablo Avalos V. | Coordinador Eléctrico Nacional| 16-17 Octubre de 2017
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