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

ContextoIntegración de ERNC y Flexibilidad

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

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

Requerimientos de flexibilidad en elSistema Eléctrico Nacional

IMPACTOS EN LA OPERACIÓN: FLEXIBILIDAD

Día de VeranoAño 2021

Día de InviernoAño 2021

FLEXIBILIDAD: TEMPORAL Y ESPACIAL (Año 2021)

ERNC HIDRO TÉRMICO OTROS DEMANDA

REGIMEN OPERATIVO DEL PARQUE TÉRMICOPartidas/Paradas y rampas (MW/min)

GNL

Carbón

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

Acciones delCoordinador EléctricoNacional

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)

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.

Próximos pasos delCoordinador en materia de Flexibilidad

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)

• 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)

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)

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

• 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

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.

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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