Presentaci n de PowerPoint - CIGRE · • Desastres Naturales: Terremotos, Tsunamis, Volcanes,...

www.coordinadorelectrico.cl

Ernesto Huber J.

Subdirector de Operación SIC

27 de marzo 2017 www.coordinadorelectrico.cl

Gestión de Riesgos aplicada en la planificación y

operación de corto plazo en el Sistema Eléctrico

Chileno


Agenda

Sistema Eléctrico Nacional

Riesgos Operativos

Algunos ejemplos: Terremotos, Incendios, Hidrología

Próximos desafíos

Comentarios Finales


Sistemas eléctricos nacionales

4 4

SING

SIC

Aysén

Magallanes

Capacidad Instalada: 5.743 MWDemanda Máxima: 2.429 MWPoblación: 6,3%

Capacidad Instalada: 16.767 MWDemanda Máxima: 8.057 MWPoblación: 92,2%

Capacidad Instalada: 54,4 MWDemanda Máxima: 22,9 MWPoblación: 0,6%


*Datos febrero de 2017

**Datos diciembre de 2016



5 5

Aysén

Magallanes

Capacidad Instalada: 24.060 MWDemanda Máxima: 11.300 MW *Población: 98,5%

*Demanda estimada en base a un crecimiento del 3% anual

SEN




49%39%

6% 6%

SIC

Térmica Hidráulica Solar Eólica

87%

0% 10%

3%

SING

59%29%

7% 5%

SEN22.510 MW

Capacidad Instalada

15.54 % ERNC

Informe mensual CNE, febrero 2017


Agenda


Riesgos Operativos


Próximos desafíos

Comentarios Finales


Fuentes de riesgos para la Operación y Macro

Procesos Coordinación Operativa• Fallas de equipos• Fallas humanas• Desastres Naturales: Terremotos,

Tsunamis, Volcanes, Incendios, Aluviones, Sequias, etc.

Planificación de la Operación

Programa DiarioOperación en Tiempo Real

Análisis Post Operativo

• Fallas ocultas• Problemas en las TIC• Ciberseguridad• Atentados, etc

Criterio N-1, Medidas de Seguridad, Sev 6, 7, 8 y 9, PDCEx, Automatismos, PRS, SSCC, Conciencia Situacional, OTS, Scada EMS/AGC, SLRP/WAM, Auditorías


Contenido


Riesgos Operativos


Próximos desafíos

Comentarios Finales


Terremotos: Resiliencia del Sistema

16 de septiembre de 2015 (Coquimbo)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Demanda en MW 27/02/2010

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Demanda en MW 16/19/2015

27 de febrero de 2010 (Bio-Bio) • Magnitud 8.8

• 03:34

• Magnitud 8.4

• 19:54


TERREMOTO 27.02.2010 03:34 hrs.

OPERACIÓN SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

Norte

Centro Sur

Charrúa-Temuco

Sur

Concepción

Norte: S/E Paposo 220 kV a S/E Los Vilos 220 kV.

Centro Sur: S/E Quillota hasta S/E Ancoa (Linares).

Charrúa-Temuco: Zona comprendida entre ambas SS/EE 220 kV y sus respectivos consumos.

Sur : Zona geográfica al sur de Temuco


CONEXIÓN ZONA NORTE – CENTRO SUR (27 de febrero)

Norte

Centro Sur

Charrúa-Temuco

Sur

Concepción

18:48 hrs. S/E Los Vilos sincronizada línea de 220 kV Nogales - Los Vilos.

Se une el sistema norte con el centro por medio de la línea de 220 kVQuillota Nogales - Los Vilos cto. 1.

18:48 hrs. C. Taltal 2 deja de regular frecuencia en el Norte.


CONEXIÓN ZONA CHARRÚA-TEMUCO – SUR (27 y 28 de febrero)

Norte

Centro Sur

Charrúa-Temuco

Sur

Concepción

21:07 hrs. cerrada línea de 220 kV Charrúa - Cautín circuito 1.

21:10 hrs. S/E Temuco energizada barra de 66 kV, CDC solicita a CGE transmisión normalizar a el 100 % de los consumos.

21:14 hrs. C. El Toro U-1 regula frecuencia desde S/E Charrúa hasta S/E Temuco

02:04 hrs. S/E Cautín línea de 220 kV Cautín - Valdivia sincronizada al SIC.

02:04 hrs. C. El Toro U-1 regula frecuencia desde S/E Charrúa hasta la isla de Chiloé.

02:08 hrs. cerradas líneas de 220 kV Cautín - Ciruelos y Ciruelos Valdivia.


CONEXIÓN ZONA CHARRÚA-TEMUCO – CONCEPCIÓN (28 de febrero)

Norte

Centro Sur

Charrúa-Temuco

Sur

Concepción

10:24 hrs. S/E Charrúa cerrada línea de 220 kV Charrúa - Concepción.

10:24 hrs. S/E Concepción energizado ATR-7 de 220/154/13.8 kV, 261 MVA y barra de 154 kV.

11:57 hrs. cerrada línea de 154 kV Charrúa – Concepción y energizadas barras de 154 y 66 kV S/E Charrúa desde S/E Concepción 154 kV.


INTECONEXIÓN SIC RESTITUIDA ( 1- 2 de Marzo)

Norte

Centro Sur

Charrúa-Temuco

Sur

Concepción

Hubo un intento fallido de interconexión el día 01.03.2010 a las 10:44 hrs., que significó la pérdida total de consumos de Charrúa al Sur (del orden de 310 MW).

11:42 hrs. del día 02.03.2010 se conectan los subsistemas centro Norte y Sur por medio de la línea de 500 kV Charrúa - Ancoa 2


Incendios: Reportes Ministerio de EnergíaUnidad de Gestión de Riesgos y Emergencias Energéticas


Incendios (1)

Operación en Isla en zona de Constitución


Incendios (2)


Efectos en los costos marginales

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31

Costos Marginales líneas 500 kVEnero 2016

Ancoa Charrua

0

20

40

60

80

100

120

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31

Costos Marginales líneas 500 kVEnero 2017

Ancoa Charrua

Desacople en barras


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

25/01/2017 26/01/2017 27/01/2017C

ost

o M

argi

nal

US$

/MW

h

Fecha y hora

Quillota 220kV

Charrúa 220kV

Valores

Fecha H...

Quillota 2... Charrúa 2...

Desacoplo: Charrúa-Ancoa 500 kV

Falla por incendio bajo Línea Charrúa-Ancoa 500 kV Nº2


Mensualmente se realiza un estudio de Seguridad de Abastecimiento

Se estudia el abastecimiento del sistema para los próximos 6 meses, bajo condiciones hidrológicas desfavorables y suponiendo indisponibilidades de unidades generadoras.

El estudio de Marzo 2017 (período marzo – agosto 2017) muestra que no existe déficit de suministro para los escenarios estudiados, considerando las 5 condiciones hidrológicas más secas de la estadística.

Monitoreo de los Riesgos Hidrológicos (1)


0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P

EN

E

MA

Y

SE

P2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

US

D/M

Wh

GW

h/m

es

Otros (Biomasa-BioGas-Solar) Eólico

Carbón Hidráulico

GN GNL

Petróleo CMg Quillota 220 kV

Primeros cortes del

Gas Natural Argentino

Crisis del Gas Natural

Gas Natural Licuado

(*) Considera energía de centrales en serie hidráulica.

0.0

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

6,000.0

7,000.0

8,000.0

9,000.0

10,000.0

GIG

AW

AT

TS

HO

RA

(G

Wh

)

ENERGÍA EMBALSADA EN EL SIC 1994-2017 (*)

LAJA (*)

LA INVERNADA (*)

COLBUN (*)

RAPEL

CHAPO

RALCO

EMBALSE MELADO

EMBALSE PANGUE



VARIABILIDAD HIDROLÓGICA: Energía afluente al sistema

24

E. Afl. (72-73) / E. Afl. (98-99) =2.51

La diferencia de energía afluente entre el año más húmedo (72-73) respecto del más seco (98-99) es de 22.9 [TWh], que equivale aprox. a 7 ciclos combinados operando a plena carga durante un año completo.

Los años (10-11, 11-12, 12-13, 13-14, 14-15 , 15-16 y 16-17) conforman los siete años consecutivos más secos de la estadística (85% Pbb.Exc)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

72-7

3

82-8

3

65-6

6

80-8

1

02-0

3

06-0

7

97-9

8

05-0

6

77-7

8

93-9

4

86-8

7

66-6

7

92-9

3

78-7

9

84-8

5

01-0

2

00-0

1

79-8

0

87-8

8

95-9

6

75-7

6

61-6

2

91-9

2

94-9

5

63-6

4

09-1

0

81-8

2

69-7

0

08-0

9

71-7

2

73-7

4

74-7

5

83-8

4

04-0

5

60-6

1

03-0

4

85-8

6

70-7

1

67-6

8

76-7

7

88-8

9

99-0

0

11-1

2

14-1

5

15-1

6

90-9

1

64-6

5

89-9

0

10-1

1

13-1

4

07-0

8

12-1

3

62-6

3

16-1

7

96-9

7

68-6

9

98-9

9

[GWh]

AÑO HIDROLÓGICO

Energía afluente anual al SIC

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

60-6

1

61-6

2

62-6

3

63-6

4

64-6

5

65-6

6

66-6

7

67-6

8

68-6

9

69-7

0

70-7

1

71-7

2

72-7

3

73-7

4

74-7

5

75-7

6

76-7

7

77-7

8

78-7

9

79-8

0

80-8

1

81-8

2

82-8

3

83-8

4

84-8

5

85-8

6

86-8

7

87-8

8

88-8

9

89-9

0

90-9

1

91-9

2

92-9

3

93-9

4

94-9

5

95-9

6

96-9

7

97-9

8

98-9

9

99-0

0

00-0

1

01-0

2

02-0

3

03-0

4

04-0

5

05-0

6

06-0

7

07-0

8

08-0

9

09-1

0

10-1

1

11-1

2

12-1

3

13-1

4

14-1

5

15-1

6

16-1

7

[GWh]

AÑO HIDROLÓGICO

Energía afluente anual al SIC


Monitoreo de los Riesgos Hidrológicos: Estudio de

Seguridad muestra que no existe déficit de suministro

Caso Base: Bases de Programa Semanal.

Caso 1: Caso Base, considerando adicionalmente indisponible la central Nueva Renca entre el 1 de abril 2017 y el 30 de septiembre 2017.

Caso 2: Incluye el caso 1, considerando adicionalmente indisponible la central Nehuenco 1 entre el 1 de abril 2017 y el 30 de septiembre 2017.

Caso 3: Incluye el caso 2, considerando adicionalmente indisponible la central Bocamina 2 entre el 1 de abril 2017 y el 30 de septiembre 2017.

Caso 4: Análogo al caso 3, considerando adicionalmente una disponibilidad de 25% de diésel (6 horas al día) para los motores


Agenda


Riesgos Operativos


Próximos desafíos

Comentarios Finales

www.coordinadorelectrico.cl27

Proyectos para la interconexión

189 km 400 km

S/E TEN

G

CTM

Año 2017Proyecto TEN



189 km 400 km

S/E TEN

G

CTM

Año 2017Proyecto TEN

S/E Kapatur

Interconexión SIC-SING


S/E TEN

G

CTM

S/E Kapatur

Año 2017-2018

Interconexión SIC-SING

420 km 200 km 135 km 189 km 400 km



S/E TEN

S/E Crucero Encuentro

G

CTM

S/E Kapatur

Año 2020

420 km 200 km 135 km 189 km 400 km



Proyectos de Interconexión

S/E TEN -GIS (TEN)

S/E Kapatur (STN/Saesa)

G

G

G

G

G

S/E Angamos(Gener)

S/E Kelar(Tamakaya)

S/E Cumbres(TEN) S/E Nueva

Cardones(Interchile)

S/E Cardones(Transelec)

S/E Kimal (SATT/Saesa)

S/E Nueva Maitencillo(Interchile)

S/E Nueva Pan de Azúcar

(Interchile)

S/E Los Changos (TEN)

GANG1

Kelar

CTM3 G

CTM3 V

IEM

LT 2x220 kV Kelar Kapatur(Tamakaya)

LT 2x220 kV Angamos Kapatur(Gener)

LT 2

x22

0 k

V L

os

Ch

ango

s K

apat

ur

(Tra

nse

lec)

A S/E Laberinto

A S/E O’Higgins

LT 2x500 kV Los Changos Cumbres(TEN)

LT 2x220 kV TEN Los Changos(TEN)

LT 2x500 kV Cumbres Nueva Cardones(TEN)

LT 2x500 kV Nueva Cardones Nueva Maitencillo(Interchile)

LT 2x220 kV Cardones Nueva Cardones(Interchile)

LT 2x500 kV Nueva Pan de Azúcar Polpaico

(Interchile)

LT 2x500 kV Nueva Maitencillo Nueva Pan de Azúcar

(Interchile)

LT 2x500 kV Los Changos Kimal(Transelec)

Proyectos TEN

Proyectos Transelec

Proyectos Interchile

Proyectos Saesa

Instalaciones Existentes

Proyectos Engie

S/E Polpaico(Transelec)

S/E Diego de Almagro

(Transelec)

S/E Nueva Diego de Almagro

(Celeo Redes)

LT 2x220 kV Cumbres Nueva Diego de Almagro

(Celeo Redes)

Proyectos Celeo Redes

ANG2

S/E Pan de Azúcar

(Transelec)S/E

Maitencillo(Transelec)

GCTM2


S.E. Encuentro

S.E. Los Changos

S.E. Nueva Cardones

INTERCONEXIÓN FÍSICA

CTM3

Los Changos

Cumbres

Cardones

Maitencillo

Polpaico

590 kmProyecto

TEN

745 kmProyecto ISA

Kapatur

3 km Proyecto Interconexión

Pan de Azúcar

SIC

SING Nuevo


A la incertidumbre propia de los sistemaseléctricos, se agregan los escenarios y riesgospresentes en el proceso de interconexión y suposterior operación segura y económica.

El sistema debe seguir garantizando acceso libre yoperación económica, preservando la seguridad deservicio.

Es decir, el proceso no puede afectar la continuidadoperativa.

Preservar la seguridad de

servicio

Garantizar la operación más

económica

Garantizar el libre acceso a los sistemas

de transmisión

Riesgos adicionales por la Interconexión


ESTUDIOS

Estudio de Control de Frecuencia y Distribución de Reservas para CPF y CSF

Estudio Estabilidad de tensión

Evaluación del Comportamiento del Sistema con Automatismos Existentes (EDAC, EDAG y otros)

Análisis de Estabilidad de Pequeña Señal y Sintonización de Estabilizadores de Sistemas de Potencia (PSS).

Análisis de Fallas de Severidad mayor (Identificación de Contingencias Extremas).

Estudio de Energización de Instalaciones y Cálculo de Tensiones Transitorias de Restablecimiento (TRV).

Estudios para la Operación de los Sistemas


Agenda


Riesgos Operativos


Próximos desafíos

Comentarios Finales


Operación y diseño del sistema: Criterio N-1, Medidas de Seguridad, Sev 6, 7, 8 y 9, PDCEx, Automatismos, PRS, Conciencia Situacional, OTS, Scada EMS/AGC, SLRP/WAM, TIC (Ciberseguridad)

Contar con sistemas Resilientes: DSO, Microredes, Flexibilidad de la demanda (DSR). Tener un parque generador diversificado. Manejo de desastres… PRS/OTS. Arquitectura CDC Nacional

Auditorías para detectar fallas ocultas.

Sistema eléctrico con capacidad de transmisión con holguras suficientes

Flexibilidad de las centrales convencionales para compensar variaciones inesperadas de oferta y demanda (nuevas tecnologías, auditorías, restricciones ambientales, Arranques&Detenciones, Min.Tec, Hydropeaking, etc)

Incentivar más y nuevos servicios complementarios (ramping, CT de ERNC-i, cycling, etc)

Un aporte importante a la flexibilidad /seguridad es la interconexión SIC-SING y las futuras interconexiones internacionales.

Comentarios Finales


Gracias por su atención

Ernesto Huber J.

Presentaci n de PowerPoint - CIGRE · • Desastres Naturales: Terremotos, Tsunamis, Volcanes,...

Documents

Transcript of Presentaci n de PowerPoint - CIGRE · • Desastres Naturales: Terremotos, Tsunamis, Volcanes,...