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IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO COMO UNA SOLUCIÓN OPORTUNA PARA LA OPERACIÓN DEL SIN

Edison Cardona RendónCarlos Eduardo Borda

XM

Servicios del Almacenamiento en Sistemas Eléctricos

SERVICIOS PARA EL SISTEMA DE

POTENCIA

Desplazamiento de carga - curva diaria

Suministro de capacidad

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

Regulación de frecuencia

Reserva rodante, fría y suplementaria

Control de voltaje

Arranque en negro

Otros servicios relacionados (ERNC)

SERVICIOS A LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSMISIÓN

Diferir expansión de transmisión

Aliviar congestiones en transmisión

SERVICIOS PARA INFRAESTRUCTURA DE DISTRIBUCIÓN

Diferir expansión en distribución

Soporte de voltaje

SERVICIOS DE GESTIÓN DE

DEMANDA DEL USUARIO

Calidad de potencia

Confiabilidad potencia

Desplazamiento de carga usuario final

Control de demanda pico

*Fuente: DOE/EPRI 2013 Electricity Storage Handbook – SANDIA - NRECA

Análisis preliminar de posibilidades de uso de las

diferentes aplicaciones para resolver

problemas del sistema.

Identificar los diferenciales de precios entre diferentes periodos, que ameriten integrar almacenamiento para desplazar consumos y aplanar

las curvas de carga.

Identificar posibilidades de suministro de capacidad durante periodos críticos

Identificar posibilidades de reducir o eliminar restricciones en transmisión

Expectativas de integración de plantas de generación con fuente primaria variable (FERNC), identificando la variabilidad esperada de la

potencia a producir.

Identificar alternativas puntuales de suministro de servicios complementarios identificando las alternativas regulatorias y de

remuneración.

Estudios requeridos para proponer un proyecto de almacenamiento

An

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ios…

)

SOLUCIÓN OPORTUNA – CASO TESLA EN VICTORIA - AUSTRALIA

Ejemplo de aplicación:

Alternativa de implementación de sistemas

de almacenamiento en Atlántico

Situación actual Atlántico

Subestación 220 kV

Subestación 110 kV

Subestación 34.5 kV

Retrasos en construcción

infraestructura en Atlántico

Innumerables

restricciones y condiciones

de riesgo:

Alta Generación forzada

Baja flexibilidad operativa

Baja confiabilidad

Baja seguridad de la red

Múltiples esquemas

suplementarios

Riesgo de DNA ante N-1

Almacenamiento de energía para alivio de congestionesCaso Atlántico: Congestiones en los circuitos de 110 kV

ESPS

ESPS

ESPS

ESPS

ESPS

ESPS

ESPS

ESPS

ESPS

Centro - B2

Centro - B1

Oasis - B2

Oasis - B1

Riomar - B2Riomar - B1

Flores II 110 - B2

Flores I 110 - B2

Flores II 110 - B1

Flores I 110 - B1

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Cordialidad 110

Centro 110

Oasis 110

Malambo 110

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110

Flores 220

Veinte Julio 110

Tebsa 220

Tebsa 110

Silencio 110

Sabanalarga 220

Nv Barranquilla 220

Salamina EC 110Salamina EC 110Salamina EC 110Salamina EC 110

Nv Brrquilla 11..

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Sabanalarga 110

Nv Baranoa 110

Union 34.5

Las Flores 34.5

Union 110

Silencio 34.5

El Rio 110

Juan Mina 110

Flores4

Verifica Especifico

RedPrincipalOri

GCM 220-110

Bolivar 66

109 .761 .00

-22.01

Flo res 44502

232 .021 .05

-21.76

230 .501 .05

-19.91

230 .801 .05

-20.10

111 .931 .02

-21.52

TEBSA456154

Flo res 112921

Brrqu illa00

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lod EL_RIO32

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Sabanalarga - Tebsa 3 220



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Flo

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IV

2

El Rio - Oasis 1 110

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SIL

EN

T

¿Es posible disminuir congestiones mediante inyección de

potencia?

¿Cuáles son los puntos

más efectivos para

inyección de potencia?

¿De que magnitud debe

ser la inyección de

potencia?

Supuestos (Escenarios y Entrada de proyectos)

Demanda del año 2020.

• Periodos 4, 7, 12, 15 y 20

Topología STN área Caribe

• Se consideran en operación UPME03 de 2014 (Red Ituango) y UPME 05 de 2014

(Cerro - Chinú 500kV y Chinú –Copey 500 kV)

Topología subárea Atlántico:

• Se considera en servicio la subestación Caracolí STN y Caracolí STR. (Junio 2018).

• No se consideran en operación los proyectos Flores – Oasis - Centro 110 kV, Tebsa

– Unión 2 110 kV, Estadio 110 kV, Magdalena 110 kV.

Restricciones de seguridad del área Caribe:

• Limite de importación de 2300 MW en red de 500 kV y mínimo 6 unidades

equivalentes de generación en demanda máxima.

Evolución costos de restricciones 2014-2017

[Millones de pesos]

Reconciliaciones positivas y Restricciones

Reconciliaciones negativas

Flores 4Flores 1

Teb

sa

Almacenamiento de energía para alivio de congestionesCaso Atlántico: Congestiones en los circuitos de 110 kV

Metodología alivio de congestiones ejemplo caso Atlántico¿Cómo escoger los mejores puntos para la inyección de potencia?

Problema de optimización en el cual se modela la carga de los equipos en función de las inyecciones de potencia,para encontrar los puntos más eficientes. Del mismo modo da un indicio de la cantidad en MW necesaria paraaliviar las sobrecargas.

Factores de sensibilidad lineal:Power Transfer Distribution Factor (PTDF)

Line Outage Distribution Factor (LODF): 𝑃𝑙𝑃i

Almacenamiento de energía para alivio de congestiones

Dimensionamiento de energía menor

Menor número de ciclos de carga y descarga

Menores pérdidas de energía por eficiencia de los ciclos

Menor espacio necesario para su instalación

Menor costo de inversión y Mantenimiento (CAPEX y OPEX)

Operación algo compleja

Dimensionamiento de energía mayor

Mayor número de ciclos de carga y descarga (uno al día)

Mayores pérdidas de energía por eficiencia

Mayor espacio necesario para su instalación

Mayor costo de inversión y Mantenimiento (CAPEX y OPEX)

Operación muy simple

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Inyecció

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Tamaño de baterías para diferentes escenarios de generación

Sensibilidad de Flexibilidad con entrada de proyectos

Resultados Atlántico

Subestación 220 kV

Subestación 110 kV

Subestación 34.5 kV

Subestación MW

Centro 110 kV 22

Oasis 110 kV 22

Las Flores 34.5 kV 16

TOTAL 60

Valoración de Beneficios

Representación mínima de la región segura de operación

Producción Gen 1 [MW]

Pro

du

cció

n G

en 2

[M

W]

Sin contingencia la carga de líneas y transformadores debe ser inferior al valor nominal. Con criterio deconfiabilidad N-1, la carga de líneas y transformadores debe ser inferior al valor de emergencia.

GAPSRepresentación mínima de la región segura de operación

Battery Energy Storage System

Función objetivo





Función objetivo


Pro

du

cció

n G

en 2

[M

W]





Función objetivo


Pro

du

cció

n G

en 2

[M

W]

∆𝐺1

∆𝐺2* El incremento del tamaño en la región segura de operación depende del tamaño y ubicación del BESS y de las restricciones de red del área

Incorporación de la representación mínima de la región segura de operación de Atlántico en el modelo de despacho

Periodo

1

2

3

45

6

78

9

10

11

1213

14

1516

17

18

19

2021

22

23

24

Menor distancia Euclidiana del vector de demandas de la

subárea

5representaciones

mínimas de la región segura

24representaciones

mínimas de la región segura. Una

por periodo

Incorporación de la representación mínima de la región segura de operación de Atlántico en el modelo de despacho económico

Una representación mínima de la región segura de operación

por periodo

Modelosin BESS

Modelocon BESS

Despacho económico sin BESS

Despacho económico con BESS

Modelado de la región segura de operación mediante restricciones adicionales al problema deoptimización. Sensibilidad de contar o no con BESS. Modificación de restricciones de intercambioentre áreas y de unidades mínimas. Sensibilidad de oferta de precios. Sensibilidad en varios díasde operación.

Estimación de beneficios en reducción de restricciones por la incorporación de baterías en Atlántico

Modelosin Baterías

(BESS)

Modelocon Baterías

(BESS)

Costo de Restricciones sin BESS

Costo de Restricciones con BESS

Estimación de beneficios por reducción de

restricciones al agregar baterías

Estimación de costos de restricciones

considerando la sensibilidad de precios

de oferta para varios días de operación

Ofertas de Tebsa y Flores

Vs. Precio Bolsa

Febrero 14 de 2017Mayo 17 de 2017Julio 18 de 2017

Ofertas (últimos 10 años)

% de Horas

Flores en mérito 7%Tebsa en mérito 11%Ambas en mérito 28%

Ninguna en mérito 54%

Estimación de beneficios de la instalación de baterías, considerando la diferencia en el costo total del despacho económico

Condición de Oferta (Tebsa y Flores Vs Precio de Bolsa)

% Ocurrenci

a 2010-2017

Beneficios de las Baterias (Millones de pesos por dia)

Beneficios de las Baterias (Millones de pesos por año)

Feb 14 de 2017

May 17 de 2017

Jul 18 de 2017

Feb 14 de 2017

May 17 de 2017

Jul 18 de 2017

Ninguna en merito (Caso Original) 54% 378 615 1.383 63.362 103.151 231.942

Flores en mérito 7% 67 52 960 1.514 1.187 21.797

Tebsa en mérito 11% 1.089 1.668 1.699 39.020 59.731 60.853

Ambas en merito 28% 348 147 283 30.185 12.727 24.557

TOTAL (Millones de pesos / año) 134.081 176.796 339.148

TOTAL (Millones de dólares / año) 44,69 58,93 113,05

Sensibilidad de beneficios

Análisis de sensibilidadesTodos los días del año Sin Domingos

MCOP MU$D MCOP MU$D

Caso más pesimista (52COPM) por día por todo el año

19.076 6 16.351 5

Caso pesimista ambas fuera de merito el 54% de los días

73.922 25 63.362 21

Caso de beneficio mínimo esperado 206.262 69 176.796 59

Valor de la inversión y supuestos análisis Beneficio / Costo

Propuestade valor

• Costo de la Batería:

• Asumiendo un total de 60 MW/120 MWh de sistemas de baterías distribuidasen tres subestaciones, son suficientes para aliviar las congestiones del área de Barranquilla con un costo de USD$60M.

• Se assume un WACC de 11.5%, y costos AOM anuales para las baterías de U$D15/kWh

• Se assume una vida útil de las baterías de 15 años.

AnálisisBeneficio/Costo:

Caso:

Caso mas pesimista sin domingos 5.45 5.45

Caso mas pesimista todos los dias 6.36 6.36

Caso pesimista ambas fuera de merito el 54% de los dias (Sin domingos) 21.21 21.21

Caso pesimista ambas fuera de merito el 54% de los dias 24.64 24.64

Base Feb 14 44.69 44.69

Base Mayo 17 58.93 58.93

Caso de beneficio mínimo esperado sin domingos 58.93 58.93

Caso de beneficio mínimo esperado 68.75 68.75

Base Julio 18 113.05 113.05

Beneficios [MU$D/Año]

Beneficios por restricciones

Indicadores Financieros – Todos los casos

Caso: Beneficios

[MU$D/Año]

Beneficos

netos año

VNA - Inversión a 15

años [MU$D]

ROI

[Años]TIR Real

TIR

NominalB/C

Caso mas pesimista sin

domingos 5.45 4.55 28.16- 13.19 2% 5% 0.53

Caso mas pesimista todos los

dias 6.36 5.46 21.80- 10.99 4% 7% 0.64

Caso pesimista ambas fuera

de merito el 54% de los dias

(Sin domingos) 21.21 20.31 82.10 2.95 33% 37% 2.37

Caso pesimista ambas fuera

de merito el 54% de los dias 24.64 23.74 106.10 2.53 39% 43% 2.77

Base Feb 14 44.69 43.79 246.39 1.37 73% 78% 5.11

Base Mayo 17 58.93 58.03 346.02 1.03 97% 103% 5.77

Caso de beneficio mínimo

esperado sin domingos 58.93 58.03 346.02 1.03 97% 103% 6.77

Caso de beneficio mínimo

esperado 68.75 67.85 414.73 0.88 113% 119% 7.91

Base Julio 18 113.05 112.15 724.68 0.53 187% 196% 12.08

Indicadores Financieros

#

Relación Beneficio/Costo

RIESGOS - SOLUCIONES

1. Reducción de demanda en riesgo ante contingencias

2. Flexibilidad operativa de la generación de Tebsa y Flores

3. Reducción de restricciones – Generación de seguridad

4. Posibilidad de beneficios adicionales por regulación de voltaje, frecuencia y

DNA.

Conclusiones y Recomendaciones

1. Tecnología de almacenamiento con baterías es madura y presenta crecimientosimportantes en su uso.

2. Existen múltiples aplicaciones de almacenamiento en sistemas de potencia, quepermiten reducir restricciones y aumentar la flexibilidad de la operación.

3. Con la incorporación de 60MW/120MWh de baterías, repartidas en las subestacionesCentro 110 kV, Flores 34.5 kV y Oasis 110 kV se logra una reducción importante enrestricciones y los riesgos, permitiendo optimizar el uso de los recursos de un sistema depotencia.

4. Los beneficios de la incorporación de baterías en Atlántico podrían representar unbeneficio entre 5 y 113 millones de dólares al año, dependiendo de los diferentesescenarios.

5. Considerando solamente beneficios por reducción de restricciones, el periodo derecuperación de la inversión puede estar entre 0.5 y 13 años.

6. Particularmente para el caso de beneficio mínimo esperado, o mayor probabilidadde ocurrencia, se presenta una relación Beneficio / Costo de 7.9 y el retorno de lainversión se logra en 0.88 años.

Conclusiones y Recomendaciones

Aunque en la valoración económica de beneficios, solamente se consideran los

beneficios de la instalación de baterías para actuación ante contingencias en la red

de transmisión de área, también deben considerarse los beneficios por la reducción

de los riesgos de Demanda No Atendida y los servicios que típicamente puede

prestar un equipo BESS (Battery Energy Storage System) como pueden ser control

de voltaje, control primario y secundario de frecuencia, restablecimiento, soporte de

reservas con la integración de generación renovable, entre otros, que pueden llegar

a ser de gran importancia para el área Caribe y particularmente para Barranquilla.

Expectativas de operación de las baterías

La instalación de 60 MW/120 MWh de baterías:

Se busca una reducción importante enrestricciones y los riesgos, permitiendo optimizarel uso de los recursos de un sistema de potencia.

Ante la ocurrencia de contingencias – disparos de líneas de 110 kV o 34.5 kV del área de Atlántico y la

ocurrencia de sobrecarga en los equipos restantes del área, se debe realizar una reducción de las

sobrecargas resultantes, mediante la inyección de potencia de las baterías, evitando el disparo por

sobrecarga y permitiendo un tiempo suficiente (2 horas) para realizar alguna de las siguientes

maniobras operativas:

1. Cierre de la línea desconectada

2. Realizar cambios en la generación potencia en las plantas Tebsa y Flores

3. Realizar desconexión preventiva de demanda

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