ESTUDIO DE TRANSMISIÓN PARA LA INSERCIÓN ERNCESCENARIOS AÑO 2018 Y 2021
Diciembre 2015
CONTROL DE DOCUMENTO APROBACIÓN Nombre
Cargo
Daniel Salazar J.
Director de Operación y Peajes
Juan Carlos Araneda T.
Director de Planificación y Desarrollo
REVISORES Nombre
Cargo
Juan Pablo Ávalos V.
Jefe Departamento Investigación y Desarrollo
Ricardo Gálvez C.
Ingeniero Departamento Investigación y Desarrollo
Nelson Guenul B.
Ingeniero Departamento Investigación y Desarrollo
Cristhoper Leyton R.
Ingeniero Departamento Investigación y Desarrollo
Página 2 de 72
CONTENIDO
1. RESUMEN EJECUTIVO
5
1.1 MOTIVACIÓN 1.2 OBJETIVOS 1.3 ALCANCE 1.4 RESULTADOS 1.5 CONCLUSIONES 1.6 RECOMENDACIONES 1.7 TRABAJOS FUTUROS
5 6 6 8 10 11 11
2. ANTECEDENTES
13
2.1 ASPECTOS DE MODELACIÓN 2.1.1 PARQUE GENERADOR 2.1.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2.1.3 DEMANDA 2.1.4 COMBUSTIBLES 2.2 SUPUESTOS Y CONSIDERACIONES 2.2.1 CONSIDERACIONES ANÁLISIS ELÉCTRICOS 2.2.2 CONSIDERACIONES PRE-DESPACHO
13 13 13 15 15 15 15 16
3. METODOLOGÍA
21
3.1 METODOLOGÍA GENERAL 3.2 ESCENARIOS EVALUADOS 3.2.1 ESCENARIO AÑO 2018 3.2.2 ESCENARIO AÑO 2021 – LOCALIZACIÓN SSEE TRADICIONALES 3.2.3 ESCENARIO AÑO 2021 – LOCALIZACIÓN SSEE DE DEMANDA 3.3 ANÁLISIS REALIZADOS 3.3.1 OPERACIÓN ANUAL DEL SING 3.3.2 CRITERIO N-1 3.3.3 MONTO ADMISIBLE DE INYECCIÓN POR SE
21 22 22 23 24 25 25 25 26
4. RESULTADOS Y ANÁLISIS
28
4.1 OPERACIÓN ANUAL DEL SING 4.1.1 ESCENARIO AÑO 2018 4.1.2 ESCENARIO AÑO 2021 – LOCALIZACIÓN TRADICIONAL 4.1.3 ESCENARIO AÑO 2021 – LOCALIZACIÓN DEMANDA 4.2 CRITERIO N-1 4.2.1 ESCENARIO AÑO 2018 4.2.2 ESCENARIO AÑO 2021- LOCALIZACIÓN EN SSEE TRADICIONALES PARA CENTRALES ERNC 4.2.3 BAJO APORTE DE GENERACIÓN ERNC 4.2.4 ESCENARIO AÑO 2021 - LOCALIZACIÓN EN SSEE DE DEMANDA PARA CENTRALES ERNC Página 3 de 72
28 28 36 45 51 51 54 56 57
4.2.5 SENSIBILIDAD: APORTE REACTIVOS LÍNEA 345 KV SALTA – ANDES 4.2.6 SENSIBILIDAD: INCREMENTO DE DEMANDA EN SE ESPERANZA 4.3 MONTO ADMISIBLE DE INYECCIÓN POR SE
59 59 60
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
63
5.1 CONCLUSIONES 5.2 RECOMENDACIONES 5.3 TRABAJOS FUTUROS
63 63 64
BIBLIOGRAFÍA
65
6. ANEXO
66
6.1 COSTOS DE COMBUSTIBLES 6.2 ANÁLISIS DE SEGURIDAD DE CRITERIO N-1 6.2.1 CONTINGENCIAS ANÁLISIS DE SEGURIDAD DE CRITERIO N-1 6.2.2 DESPACHO DE UNIDADES CONVENCIONALES 6.3 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INYECCIÓN ERNC EN EL SING 6.3.1 DETALLE DE RESULTADOS
66 67 67 69 72 72
Página 4 de 72
1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Motivación Actualmente, la capacidad instalada de energías renovables no convencionales (ERNC) de característica variable ha crecido en montos importantes en los sistemas eléctricos nacionales, de hecho de acuerdo al Balance Anual ERNC 2014 [1] la obligación establecida en la Ley 20.698 ha sido cumplida con creces tanto en el Sistema Interconectado Central (SIC) como en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Sumado a esto, existe un panorama propicio para un desarrollo aún más significativo de centrales de generación a partir de fuentes ERNC dentro de los próximos años en el norte del país, lo cual se encuentra influenciado principalmente por:
Territorio geográfico asociado al SING se caracteriza por disponer de gran cantidad de recursos de ERNC (solar y eólico, por ejemplo).
Disminución sostenida en los costos de inversión de estas tecnologías, principalmente fotovoltaicas.
Las tecnologías ERNC presentan gran modularidad y tiempos de construcción reducidos, que permiten mayor facilidad en la implementación de proyectos.
La interconexión entre SING y SIC podría presentarse como un impulso a las ERNC.
Por este motivo y a efectos de anticiparse a los principales desafíos que implican las ERNC, CDEC-SING ha desarrollado un conjunto de actividades de acuerdo a la mirada estratégica definida el año 2012 en el "Plan de Integración de ERNC al SING". Al respecto, dentro de estas iniciativas se incluyeron estudios de integración de ERNC, relacionados entre sí, con foco en determinar los desafíos técnicos y/o económicos en la operación y desarrollo del SING ante montos significativos de ERNC. El último de éstos fue el estudio “Efectos Técnico-Económicos de la Integración de Energía Eólica y Solar en el SING: Escenario año 2017” [2] publicado en marzo de 2015, el cual tuvo por objetivo evaluar la capacidad del parque generador del SING, previsto al año 2017, para gestionar la variabilidad de la ERNC ante montos de integración de energía solar y eólica entre un rango de 11% a 18% respecto a la energía prevista generar en dicho año, teniendo como foco el desempeño en el control de frecuencia, el régimen operativo del parque generador convencional y los costos globales de operación. Al respecto, los análisis realizados en dicho estudio fueron los siguientes:
Requerimientos de reserva en giro.
Efecto en el pre-despacho: costo de operación sistémico y cambios en el régimen operativo (horas a mínimo técnico, número de encendido/apagado, entre otros) de generadores convencionales.
Influencia en la inercia sistémica y respuesta primaria de frecuencia.
Análisis de la regulación secundaria de frecuencia.
De acuerdo a los resultados obtenidos en dicho estudio, fue posible concluir lo siguiente:
La flexibilidad de unidades generadoras, es clave para absorber la variabilidad de la Demanda Neta (Demanda menos generación ERNC) resultante y permitir una integración ERNC segura y eficiente. En particular, la flexibilidad que presentan unidades a gas y carbón, que permiten una complementariedad con el recurso ERNC, toda vez que es posible dejarlas fuera de servicio durante el día y despacharlas en la noche, así como, llevarlas a mínimo técnico en la horas de mayor generación ERNC, respectivamente.
Página 5 de 72
Dependiendo de la magnitud del régimen operativo al cual se vean sometidas las tecnologías más flexibles, estas unidades podrían quedar fuera del despacho económico producto de una actualización por aumento del costo variable no combustible (CVNC), que reconozca los efectos de menor colocación y mayor frecuencia de mantenimientos. Conformes a esto, y dada la importancia de contar con unidades flexibles en el despacho, se prevé necesario evaluar mecanismos que permitan reconocer y asignar los costos asociados al régimen de “Cycling” que se presente en estas unidades generadoras, evitando incrementar el CVNC y de esta manera asegurar su despacho diario. Una alternativa a evaluar es establecer un Servicio Complementario que remunere este servicio, a efectos de incentivar la flexibilidad del parque generador.
Si bien la incorporación de montos importantes de ERNC disminuye el costo global de operación del SING resultante del pre-despacho, debido a la incorporación de un bloque de energía de bajo costo, este beneficio se vería disminuido producto de los efectos que impone la inyección ERNC en el régimen de mantenimientos de las unidades más flexibles, mínimos técnicos y adicionalmente por una eventual activación de la restricción de tasa de toma y disminución de carga.
En el presente Estudio se analizan otros aspectos de vital importancia para la integración de ERNC. En particular, se analiza en detalle el comportamiento del sistema de transmisión ante una generación ERNC masiva a efectos de detectar de forma temprana eventuales restricciones u oportunidades que posibiliten aprovechar los beneficios económicos de las tecnologías ERNC en el SING. 1.2 Objetivos En este contexto, el objetivo general del presente estudio es evaluar la capacidad del sistema de transmisión del SING para inyectar niveles de energía renovable variable (eólica y solar fotovoltaica) de un 15% y un 19% al año 2018 y 2021 (equivalente a incrementar en un 50% la cuota de energía exigida en la Ley 20.698), respectivamente, así como evaluar los beneficios y oportunidades de desarrollar proyectos ERNC en distintas zonas del SING. En particular, los objetivos específicos son los siguientes:
Realizar una evaluación de la operación anual del SING para los distintos escenarios, estableciendo: 1.
El comportamiento de los flujos de potencia por las diferentes líneas de transmisión.
2.
Una estimación de la tendencia de los costos marginales (CMg’s).
Identificar las zonas del SING donde existen mayores desafíos desde el punto de vista de capacidad de transmisión y control de tensión ante una alta participación de ERNC.
Determinar montos admisibles de inyección ERNC por subestación (SE), considerando que se mantenga el criterio de seguridad N-1 y las tensiones dentro de banda establecida en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) [3].
Determinar desafíos y oportunidades operacionales, así como requerimientos de Servicios Complementarios (SSCC) específicos según los montos de inyección ERNC evaluados.
1.3 Alcance A efectos de cumplir los objetivos plateados, a continuación en la Figura 1 se muestran los análisis realizados: comportamiento de la operación anual del SING, análisis de seguridad de criterio N-1 y determinación de monto admisible por SE.
Página 6 de 72
Tipo análisis
Metodología
Resultado esperado Flujos por líneas dentro del año. Eventual vertimiento ERNC. Tendencia de CMg dentro del año.
Operación anual del SING
Pre-despacho anual con resolución horaria (Plexos)
Criterio N-1
Flujo de potencia (DigSilent)
Eventuales sobrecargas. Eventuales tensiones fuera de NT. Eventuales requerimientos de potencia reactiva.
Monto admisible de inyección por SE
Flujo de potencia (DigSilent)
Máxima inyección MVA por SE, considerando criterio N-1 y tensiones dentro de estándar NT
Figura 1. Análisis realizados en el Estudio Lo anterior es realizado para la proyección de la situación del SING para el año 2018 y 2021 que considera: generación convencional de acuerdo a obras declaradas en construcción; sistema de transmisión de acuerdo a obras establecidas en Decretos de Expansión Troncal y; demanda según proyectos informados por Coordinados. Respecto al análisis de Operación anual del SING, el flujo por la interconexión con el SIC se consideró determinístico conforme a un escenario representativo, según[4]. Al respecto, la dirección del flujo considerado es predominantemente desde el SING al SIC (por sobre 80% del tiempo). Respecto al análisis de tendencia y comportamiento de los CMg's del SING, cabe señalar que los montos ERNC evaluados fueron determinados para representar los escenarios más desafiantes para el sistema de transmisión del SING y no conforme a criterios de desarrollo óptimo del parque ERNC según el costo de desarrollo esperado de las tecnologías eólicas y fotovoltaicas. De acuerdo a lo anterior, los resultados de CMg's corresponden a la consecuencia de una instalación entre 15% y 19% de ERNC, según lo indicado en los objetivos del presente informe. En cuanto al análisis al análisis de criterio N-1 y monto admisible de inyección por SE, se consideran un flujo de exportación e importación de 750 MW y 1000 MW, para el año 2018 y 2021, respectivamente. Considerando lo anterior, y a efectos de evaluar la capacidad del sistema de transmisión ante distintos montos y ubicaciones de generación ERNC, se establecen 3 escenarios de acuerdo a lo siguiente:
Escenario Año 2018: Escenario que considera centrales ERNC en operación y proyectos ERNC que cuentan con declaración en construcción según [5].
Escenario Año 2021 – Localización Tradicional: Escenario que considera, además de la generación ERNC del Escenario 2018, una proporción de generación ERNC en las SSEE llamadas “tradicionales”, entendidas éstas como SSEE donde hasta ahora se han conectado este tipo de tecnologías (Zona Norte, Zona Centro, Calama).
Escenario Año 2021 – Localización Demanda: Escenario que considera, además de la generación ERNC del Escenario 2018, una proporción de generación ERNC en la SSEE llamadas de “demanda”, entendidas éstas como las SSEE primarias o adyacentes a los consumos mineros del SING (Zona sur- cordillera, por ejemplo).
Página 7 de 72
1.4 Resultados A continuación se exponen los principales resultados del presente estudio de acuerdo a cada análisis realizado: Operación anual del SING:
No se detectaron congestiones en el sistema de transmisión del SING para los escenarios del año 2018 y 2021 asociados a los montos de inyección ERNC evaluados. Sin perjuicio de lo anterior, se aprecia una estrechez del sistema de transmisión de la zona sur-cordillera que no se debe a la inyección de ERNC evaluada en el presente estudio, sino a dificultades ocasionadas por crecimiento de demanda de dicha zona. Al respecto, los resultados del presente estudio permiten apreciar que la distribución de proyectos ERNC (solares fotovoltaicos) localizados en SSEE de demanda, contribuye a reducir la estrechez del sistema transmisión asociado a la zona surcordillera, así como evitar los flujos máximos determinados en los escenarios con localización de proyectos ERNC en SSEE tradicionales.
Es posible observar que en los horarios de mayor inyección ERNC los CMg’s tienden a ser menores que en el resto del día y en torno a 40 USD/MWh. Asimismo, los resultados muestran que los CMg’s no se ven alterados significativamente entre los escenarios de localización tradicional y de demanda, excepto leves diferencias productos de las menores pérdidas de transmisión en el escenarios de localización de demanda. Sin perjuicio de lo anterior, se identificaron algunas situaciones específicas, que se describen a continuación:
1
1.
Para el escenario del año 2018 y el escenario del año 2021 con localización de proyectos ERNC en SSEE de demanda, no existen desacoples económicos en el SING producto de congestiones en el sistema de transmisión. Por el contrario, en el escenario del año 2021 con localización de proyectos en SSEE tradicionales, se constató un desacople económico en zona Calama de sólo 22 horas dentro del año producto de la congestión de la Línea 220 kV Salar - Calama, a pesar de que la capacidad ERNC instalada considerada en la zona fue un 36% superior a la capacidad técnica de la línea antes señalada. Asimismo, la magnitud máxima del vertimiento ERNC no superó el 3,5% de la capacidad ERNC instalada en la zona Calama. Cabe señalar, que dicho vertimiento podría ser diferente en función de los perfiles ERNC (conforme a la composición eólica y solar fotovoltaica en la zona), así como de la simultaneidad de éstos con el perfil de demanda.
2.
Para el escenario del año 2018, del año 2021 con localización tradicional y del año 2021 con localización demanda existen sólo 6 horas, 18 horas y 35 horas dentro del año en que ocurre vertimiento de centrales ERNC, en torno a 6,5%, 4,1% y 5,8% respecto de la capacidad instalada ERNC, respectivamente. En estos casos el costo marginal (CMg) del SING es marcado por estas centrales y está asociado a la limitada flexibilidad del parque generador convencional del SING, considerando que en dichas horas coincide que el parque generador convencional se encuentra en mínimo técnico y que algunas unidades 1 generadoras con amplio rango de regulación se encuentran indisponibles, según programa de mantenimiento mayor considerado en el análisis.
Se evidencia que podrían existir descalces temporales entre la entrada/salida de bloques de energía de generación ERNC, requerimientos de exportación de energía hacia el SIC y/o variaciones
Diferencia entre potencia a mínimo técnico y potencia máxima de despacho de cada unidad generadora. Página 8 de 72
intra-diaria de la demanda del SING que, de no ser previstos, podrían producir CMg's altos de corta duración. Criterio N-1:
En general, se aprecia que los escenarios evaluados no implican una peor condición en cuanto al control de tensión y cargabilidad del sistema de transmisión, sin embargo, es posible observar que existen problemas de tensión alta en la zona de SE Arica por el aumento de generación local, por lo que es necesario que los proyectos ERNC en esta zona tengan la posibilidad de inyectar/absorber reactivos.
Se evidencia que las centrales ERNC evaluadas en SSEE con localización de demanda permiten que durante el día exista un mejor control de tensión en la zona sur-cordillera debido a su inyección de potencia activa en la zona. Sin embargo, para contar con un beneficio completo, se requiere que las centrales ERNC inyecten potencia reactiva tanto en el día como en la noche.
Es posible observar que, los casos en que el SING importa montos altos de energía desde el SIC presentan mayores desafíos para el control de tensión debido a que esta alta importación podría 2 repercutir en una baja cantidad de unidades generadoras convencionales en servicio en el SING con capacidad de control de tensión.
Monto admisible de inyección por SE:
Los resultados de los montos admisibles de inyección ERNC, adicional a los proyectos ERNC en operación y declarados en construcción para el año 2018, se resumen en la Tabla 1. Cabe señalar que los análisis fueron realizados de manera independiente para cada SE, por lo tanto, los resultados no deben considerarse de manera agregada.
Demanda
Tradicional
SE
Importación desde el SIC [MW] Exportación hacia al SIC [MW] Menor crecimiento Menor crecimiento Demanda esperada Demanda esperada demanda demanda
Arica 110 kV
10
10
10
10
Parinacota 220 kV
135
135
132
132
Cóndores 220kV
195
195
198
198
Pozo Almonte 220kV
190
190
190
190
Lagunas 220kV
370
250
300
185
Laberinto 220 kV
730
1100
820
1000
Chuquicamata 220kV
180
180
520
280
Sierra Gorda 220kV
410
410
395
415
Esperanza 220kV
305
285
300
345
0
120
0
150
620
830
730
820
Andes 220kV Domeyko 220kV
Tabla 1. Montos admisibles de inyección por SE (valores en rojo reflejan las SSEE en las cuales existen diferencias entre el monto obtenido con la demanda esperada respecto del menor crecimiento de la demanda)
2
47% de la demanda total del SING sería cubierta con unidades generadoras locales del SING.
Página 9 de 72
El promedio de los montos admisibles de inyección ERNC en SSEE con localización de demanda triplica los montos admisibles promedio en SSEE con localización tradicional.
De acuerdo a los crecimientos de demanda esperada del SING, la SE que considera el mayor monto admisible de inyección ERNC dentro de las SSEE con localización tradicional y demanda, es de 370 MW (Lagunas 220 kV, caso importación del SIC) y 820 MW (Laberinto 220 kV, caso exportación al SIC), respectivamente, es decir un 221% superior que la SE con mayor monto admisible de inyección ERNC de SSEE con localización tradicional.
Por otra parte, los montos admisibles de inyección de ERNC por SE en la zona norte del SING son bajos producto del bajo enllamiento de la zona y no dependen significativamente de la dirección del flujo por la interconexión del SING con el SIC. En cambio, la interconexión sí influye en las SSEE de la zona centro-sur produciéndose diferencias en los montos admisibles, según la dirección del flujo por la interconexión. Al respecto, las SSEE más afectadas son Chuquicamata, Domeyko, Laberinto y Lagunas, con variaciones respecto al caso de exportación entre -70 MW (SE Lagunas) y 340 MW (Chuquicamata).
Respecto a un escenario de menor crecimiento de demanda, las principales variaciones en los montos admisibles de inyección respecto a la demanda esperada se da en las siguientes SSEE: Lagunas, Laberinto, Andes y Domeyko.
1.5 Conclusiones
El sistema de transmisión del SING del año 2018 y 2021 permite la integración de los escenarios de inyección ERNC evaluados, en términos de que no se obtiene una peor condición en cuanto al control de tensión y cargabilidad del sistema de transmisión. Sin embargo, se obtiene un uso más eficiente del sistema de transmisión del SING al considerar una localización de los proyectos ERNC en torno a SSEE demanda, lo que se traduce mayores montos admisibles de inyección ERNC para dichas SSEE.
Sumado a lo anterior, la localización de proyectos ERNC en las SSEE de demanda presenta beneficios en la seguridad del SING respecto de la localización en SSEE tradicionales, debido a los siguientes aspectos: 1.
Menor cargabilidad del sistema de transmisión al reducir flujos máximos en la zona norte, centro y sur-cordillera para condiciones normales de operación y ante indisponibilidad (N1) del sistema de transmisión.
2.
Mejor control de tensión en las SSEE de demanda al utilizar de mejor forma las prestaciones que podrían brindar las ERNC. Al respecto, es trascendental inyectar potencia reactiva tanto en las horas de día como en las de noche.
Sin perjuicio de lo anterior, para viabilizar estos montos admisibles de inyección ERNC es necesario analizar aspectos fuera del alcance de este estudio, tales como: espacio en SSEE, capacidad de barras, entre otros. Sumado a lo anterior, los montos admisibles de inyección ERNC en SSEE con localización de demanda triplica los montos admisibles promedio en SSEE con localización tradicional.
Página 10 de 72
Respecto a los CMg’s, conforme a lo montos ERNC evaluados, existe una clara tendencia intradiaria de los CMg’s de acuerdo al perfil de la inyección ERNC, siendo menores en el horario en que se produce la mayor inyección ERNC.
La flexibilidad del flujo por la interconexión del SING con el SIC presenta beneficios importantes para admitir los montos de generación ERNC considerados en el presente estudio, así como, para evitar efectos indeseados de descalces entre la entrada/salida de bloques de generación ERNC, requerimientos de exportación de energía hacia el SIC y/o variaciones intra-diaria de la demanda del SING.
1.6 Recomendaciones A continuación se exponen las recomendaciones que se establecen a partir del presente estudio:
Profundizar en los análisis tendientes a facilitar una conexión de proyectos de generación ERNC en zonas con mayor cantidad de demanda minera para aprovechar los beneficios identificados en el presente estudio.
Estudiar y evaluar los criterios de planificación y operación integrada del SING con el SIC producto de la interconexión a efectos de que ésta se transforme en un recurso adicional para entregar mayor flexibilidad al nuevo Sistema Interconectado Nacional, facilitando así una integración segura y eficiente de centrales ERNC.
Evaluar alternativas tecnológicas que permitan flexibilizar el parque generador convencional y el sistema de transmisión para aumentar la eficiencia en la operación del SING y evitar vertimiento de energía de centrales ERNC.
Aprovechar las fortalezas del AGC (en desarrollo) de CDEC-SING para facilitar el control simultáneo de exportaciones desde el SING hacia el SIC y SADI con el ingreso/salida de energía solar fotovoltaica o durante los periodos de demanda de punta del SING.
Evaluar el uso de capacidad dinámica del sistema de transmisión a efectos de aprovechar de forma más eficiente las líneas de transmisión con flujos altos e incertidumbre diaria en los flujos de potencia a causa de generación renovable. Por ejemplo, los proyectos ERNC considerados en zona Calama corresponden principalmente a proyectos eólicos. Al respecto, teniendo presente que en situaciones de máxima inyección de centrales eólicas es esperable una mejor condición de ventilación de la línea que conecta dicha zona con el sistema de transmisión, sería factible el aumento de la capacidad de transmisión en forma transitoria producto de esta situación.
En los horarios que existe recurso primario, realizar un seguimiento a las centrales ERNC que se encuentran en operación a efectos de que éstas inyecten la potencia reactiva consignada de acuerdo a la curva PQ requerida por la NTSyCS. En los horarios donde no existe recurso primario (horas de noche para centrales solares), evaluar la capacidad de que las centrales ERNC puedan realizar un control de tensión e instruirlo mediante la regulación de los SSCC, en caso de que resulte necesario para el adecuado control de tensión del SING.
1.7 Trabajos futuros
Evaluar la estabilidad dinámica del SING, por ejemplo: o
Estabilidad de frecuencia ante la acción conjunta del control por sobrefrecuencia de las centrales ERNC para excursiones de frecuencia sobre 50,2 Hz (artículo 3-16 NTSyCS).
o
Pérdida y/o alta variabilidad intra-horaria de un bloque significativo de centrales solares fotovoltaica producto de eventos de alta nubosidad. Página 11 de 72
Analizar alternativas del volumen (MW) y localización de reservas operativas del SING y del nuevo Sistema Interconectado Nacional, para escenarios de alta integración de ERNC, considerando criterios de seguridad y eficiencia.
Estudiar como la flexibilidad de la demanda y/o sistemas de almacenamiento pueden facilitar la integración segura y eficiente de centrales ERNC en el SING y en el nuevo Sistema Interconectado Nacional.
Página 12 de 72
2. ANTECEDENTES 2.1 Aspectos de modelación En el presente estudio se analiza la operación del SING con el foco en la capacidad del sistema de transmisión ante distintos escenarios de participación de centrales ERNC en la matriz energética, por lo que se utilizaron algunos antecedentes y supuestos que se describen en la presente sección. 2.1.1 Parque generador El parque generador convencional del SING considerado para el horizonte del año 2018 y 2021 se establece de acuerdo a las unidades generadoras declaradas en construcción según Resolución Exenta de 19 mayo 2015, CNE [5], las cuales son las mostradas en la Tabla 2. Tecnología Carbón Carbón GNL Carbón
Proyecto Cochrane 1 Cochrane 2 Kelar IEM 1 Total
Fecha PES3 May-16 Oct-16 Jun-16 Jun-18
Potencia MW 263 263 517 375 1155
Tabla 2. Proyectos de generación convencional considerados
Respecto del parque generador ERNC se considera que el 15% de la energía generada por el SING es a base de estas fuentes energéticas para el año 2018. Lo anterior implica que para el año 2018 se consideran todos los proyectos ERNC en operación y declarados en construcción según [5], sumando una capacidad instalada de 1238,5 MW, considerando un factor de planta promedio para las centrales ERNC de 30%. Para el año 2021 se considera que el 19% de la energía generada por el SING es a base de estas fuentes energéticas. Lo anterior implica que 752 MW son instalados en el SING, adicionales a los centrales en operación y proyectos declarados en construcción. Para este caso se consideran proyectos con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada. Los escenarios son descritos con mayor detalle en la sección 3.2. 2.1.2 Sistema de transmisión El sistema de transmisión del SING considerado para el análisis de operación anual comprende la mayor parte de instalaciones superiores a 66kV que actualmente están en operación, así como otras nuevas obras y refuerzos a instalaciones existentes que se encuentran en construcción o incluidas en algún Decreto de Expansión Troncal. En particular, las obras nuevas y refuerzos de instalaciones existentes consideradas en el estudio son las mostradas en la Tabla 3:
3
Puesta en servicio
Página 13 de 72
N
Obras de Transmisión en Construcción
Cap. (MVA)
Longitud (km)
Fecha PES
Segmento
Comentario DS N°82 / 2012
T1
Barra seccionadora en S/E Tarapacá
NA
NA
mar-16
Troncal
DS N°310/2013
T2
Banco de Compensación en Lagunas 60 MVAr + Ampliación S/E Lagunas
60
NA
jul-15
Troncal
DS N°310 / 2013
T3
Subestación Miraje 220 kV (ex Nueva Encuentro)
NA
NA
ene-16
Troncal
DS N°310 / 2013
T4
Ampliación líneas 2x220 kV Crucero-Encuentro + Ampliación S/E Encuentro
1000
1
mar-16
Troncal
DS N°310 / 2013
T5
Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 1
290
174
feb-17
Troncal
DS N°82 / 2012
T6
Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 2
290
174
feb-17
Troncal
DS N°201 / 2014
T7
Nueva Subestación seccionadora 220 kV Crucero Encuentro
NA
NA
mar-18
Troncal
DS N°201 / 2014
T8
Extensión líneas 2x220 kV Crucero - Lagunas para reubicación de conexiones desde S/E Crucero a S/E Nueva Crucero Encuentro
NA
10
dic-18
Troncal
DS N°158/ 2015
T9
Ampliación de conexiones al interior de la S/E Crucero para la reubicación a S/E Nueva Crucero Encuentro
NA
NA
dic-18
Troncal
DS N°158/ 2015
NA
NA
dic-18
Troncal
DS N°158/ 2015
T11 Nueva Línea 2x220 kV Los Changos - Kapatur
1500
3
ene-18
Troncal
DS N°158/ 2015
Nueva Línea 2x500 kV Los Changos - Nueva Crucero T12 Encuentro
1500
140
ene-20
Troncal
DS N°158/ 2015
Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Nueva T13 Crucero Encuentro
2x750
NA
ene-20
Troncal
DS N°158/ 2015
Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Los T14 Changos
2x750
NA
ene-20
Troncal
DS N°158/ 2015 Obras en construcción
T10 Ampliación S/E Nueva Crucero Encuentro
A1
SVC S/E Domeyko
120
NA
2015
Adicional
A2
Nueva S/E Kapatur 220 kV (Secciona Líneas Angamos Laberinto 1 y 2)
1520
NA
2016
Adicional
A3
Ampliación S/E O’Higgins y Seccionamiento Línea 2x220 kV Atacama – Domeyko.
1000
NA
2016
Adicional
A4
Nueva Línea 2X220 kV Kapatur - O'Higgins, circuitos 1 y 2
2x840
NA
2016
Adicional
A5
Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Coloso, circuito 1
245
NA
2017
Adicional
Minera Escondida
Tabla 3. Obras del sistema de transmisión consideradas
Página 14 de 72
2.1.3 Demanda La demanda considerada para el presente estudio corresponde a la que construye la Dirección de Peajes (DP) de CDEC-SING en el Informe de “Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING”, Septiembre 2015 [4], en base a la información solicitada a los clientes del SING relativa tanto a la proyección de sus consumos existentes, como a los nuevos consumos previstos en un horizonte de 15 años. Con esta información se construyen perfiles cronológicos horarios para el año completo 2018 y 2021, es decir, vectores de 8760 horas para cada SE del SING. De acuerdo a lo anterior, para el presente estudio se consideran los valores de demanda de energía (TWh) y demanda máxima (MW) mostrados en la Tabla 4. Indicador Demanda de energía (TWh) Demanda máxima SING (MW)
Actual 15,7 4 2195 5
Año 2018 21,9 2817/3267
Año 2021 27,8 3305/4100
Tabla 4. Demanda considerada para año 2018 y 2021
Cabe señalar que, los montos de demanda máxima del SING para los años 2018 y 2021 corresponden a valores sin considerar la exportación al SIC como demanda, así como considerando la exportación al SIC como demanda. 2.1.4 Combustibles La disponibilidad y precio de los combustibles del SING, así como los consumos específicos de las unidades generadoras del SING utilizados para el presente estudio corresponden a lo informado por la CNE en su Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo de Abril 2015 [6]. En el caso de la disponibilidad de GNL se considera un 100% para todas las unidades generadoras del SING durante todo el periodo. Respecto del consumo específico, costo de combustible, así como costos variables y costos variables no combustibles corresponden también a lo indicado en [6] y se muestra en Anexo 6.1. La excepción se encuentra para el precio de gas para el ciclo combinado Kelar, el cual ha sido igualado al precio proyectado para la unidad U16 de E-CL, bajo el supuesto de que dicha central podría obtener precios similares. 2.2 Supuestos y consideraciones En la presente sección se exponen las distintas consideraciones que intervienen en la modelación tanto del análisis eléctrico (realizado a través del software DigSilent) como para el análisis de Pre-despacho (realizado a través del software Plexos). 2.2.1 Consideraciones Análisis Eléctricos En cuanto a los análisis eléctricos, se realizaron dos tipos de análisis: análisis de seguridad de criterio N-1 y el análisis de capacidad de inyección ERNC en el SING. Ambos análisis fueron desarrollados en PowerFactory de DIgSILENT, en su versión 15.0. Para ambos análisis se tuvo en cuenta las siguientes consideraciones:
4 5
El parque generador, convencional y renovable, utilizado para los análisis de los años 2018 y 2021 es el descrito en la sección 2.1.1.
Energía demandada el año 2014 Demanda máxima registrada el año 2014
Página 15 de 72
El sistema de transmisión utilizado para los análisis realizados de los años 2018 y 2021 es el descrito en la sección 2.1.2. Se considera que las centrales ERNC no inyectan ni absorben potencia reactiva. El despacho de las unidades convencionales se basa en la misma lista de mérito utilizada en las simulaciones de pre-despacho. Debido a que es una exportación de oportunidad, no se consideran intercambios con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Teniendo en cuenta que el estudio tiene una mirada de mediano/largo plazo, se considera como aceptable que las tensiones en SSEE deben permanecer dentro del rango de estado normal definido en la NTSyCS, es decir, tolerancia de 5% para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 200 kV y 7% para instalaciones con tensión nominal inferior a 200 kV. En caso de que las tensiones alcancen valores fuera de dicho rango, se considera que existen problemas de tensión en la SE. Debido a que los escenarios simulan una condición de verano a la hora de máxima radiación solar, y siempre que se contó con dicha información, se ajustaron las capacidades de las líneas de transmisión a una temperatura ambiente de 35°C. No se consideran limitaciones de transmisión impuestas por equipos serie, tales como transformadores de corriente, trampas de onda, entre otros. Dado que se simula una condición de alta radiación, los generadores solares se consideran despachados al 90% de su potencia nominal para escenarios de día. Por otra parte, los generadores eólicos en 2018 despachados al 90% y en 2021 al 75%, considerando perfiles coincidente temporalmente respecto de la generación solar fotovoltaica. Para el escenario de bajo aporte de generación ERNC o noche, sólo se consideran generadores eólicos al 30% de su potencia nominal y la central de concentración solar al 90% de su potencia nominal. Para el análisis de seguridad de criterio N-1 se realizaron una serie de contingencias en ciertas líneas de transmisión de tensión igual y superior a 66 kV, el detalle de las contingencias desarrolladas puede ser revisado en el anexo 6.2.1. Para el análisis de montos máximos admisibles de inyección ERNC, sólo se consideran como limitantes las capacidades en las líneas de transmisión, no se consideran como restricción posibles limitaciones en capacidades de barra, interruptor, entre otros. Caso particular es el de SE Chuquicamata, en donde se consideró la capacidad de los equipos de transformación de 220/100 kV disponibles, debido al enmallamiento que presenta con otras SSEE del SING. Para cada análisis, en caso de ser requeridos para controlar la tensión, se utilizan todos los recursos del sistema que aportan potencia reactiva al sistema.
2.2.2 Consideraciones Pre-despacho Como herramienta para simular la operación económica del sistema en el mediano plazo (pre-despacho anual) se utiliza el software PLEXOS®, versión 6.302 x64 Edition. Las principales características de la modelación son las siguientes: 2.2.2.1 Resolución del problema Estas simulaciones resuelven pre-despachos semanales, traspasando las condiciones iniciales entre cada pre-despacho, siendo cada día representado por bloques horarios. 2.2.2.2 Unidades generadoras Para cada generador se incorporaron restricciones entre las cuales se encuentran: potencia máxima y mínima, tiempos mínimos de operación y detención, cuyos parámetros son considerados de acuerdo a los valores declarados a CDEC-SING a la fecha de la realización del presente Estudio. Asimismo, al modelo se le
Página 16 de 72
ingresa información acerca de consumos específicos, costo variable no combustible según [6] y costos de partidas y detenciones según Programación de Corto Plazo (PCP) del CDEC-SING. 2.2.2.3 Sistema de transmisión Para cada línea de transmisión se incorpora la restricción correspondiente al valor de la capacidad térmica de los conductores, sin considerar la capacidad de los equipos en conexión serie (trampas de onda, transformadores de corriente) y otras limitaciones derivadas de ajustes en los sistemas de protecciones, suponiendo que han sido levantadas estas limitaciones en el largo plazo. Adicionalmente, en algunas zonas específicas del SING, como la zona Tocopilla, Zona Centro y la Zona Norte, se consideran restricciones de transmisión de acuerdo a las Políticas de Operación vigentes en el SING, a fin de mantener los estándares de seguridad y calidad de servicio.
2.2.2.4 Mantenimiento Mayor Se ha establecido un mantenimiento mayor programado para las unidades generadoras a gas y carbón de mayor potencia del SING, de acuerdo a lo mostrado en la Tabla 5. Para aquellas unidades nuevas, se definió un mantenimiento de características similares al de unidades comparables dentro del sistema. Unidad
Periodo
Unidad
Periodo
CTM2
04/01 - 23/01
CTM1
20/07 - 10/08
CC1
01/01 - 04/01
ANG2
21/07 - 17/08
U15
23/01 - 09/03
U13
10/08 - 12/09
COC2
03/03 - 23/03
NTO2
31/08 - 23/09
U16
24/03 - 07/04
CTTAR
01/10 - 27/10
CTA
08/04 - 23/04
CC2
01/10 - 04/11
U14
26/04 - 15/06
NTO1
05/11 - 29/11
Kelar
03/05 - 06/06
CTM3
10/11 - 09/12
COC1
01/06 - 21/06
ANG1
10/12 - 31/12
CTH
23/06 - 14/07
Tabla 5. Programa de mantenimiento mayor para año 2018 y 2021
2.2.2.5 Flujo por la interconexión SING-SIC Dado que el foco de análisis se encuentra en la operación del SING y no es el objetivo del estudio simular la operación unificada entre SIC y SING, se considera que el perfil del intercambio en el año entre ambos sistemas es determinístico. A través de una simulación de largo plazo de la operación conjunta de ambos sistemas, realizada en [4], se determinan 12 muestras de flujos por la interconexión SIC-SING que responden a distintas hidrologías del SIC. Con esta información se selecciona el perfil más representativo de todas las muestras a través de una clusterización que permite obtener un único perfil que minimiza el error cuadrático medio respecto de los otros perfiles. En la Figura 2 se muestra un gráfico cronológico que muestra el flujo por la interconexión desde el SING hacia el SIC (SINGSIC) para el año 2018. El perfil de cada mes es representado por un día (24 horas cronológicas, es decir, 24x12=288 datos), el cual se repite durante todos los días de dicho mes (8760 datos). Se observa que existe una gran variabilidad del flujo intra-diario (con una mayor exportación SING-SIC en las horas del día con mayor radiación) e intra-año (con una mayor exportación SING-SIC en los meses con mayor radiación). En la Figura 3 se muestra el flujo para el año 2018 expresado en términos de curva de
Página 17 de 72
duración donde se observa que el flujo seleccionado posee del orden de un 80% del tiempo un flujo desde el SING al SIC y un 20% en sentido inverso.
800
SING-->SIC
600 MW
400 200 0 -200
SIC--SING
-400
Figura 2. Flujo cronológico (1 dato por mes) por interconexión SING-SIC para el año 2018. Valores positivos corresponde a flujo SINGSIC y valores negativos corresponde a flujo SICSING
800 600
MW
400 200 0 -200 -400 -600 Figura 3. Curva de duración del flujo por interconexión SING-SIC para el año 2018. Valores positivos corresponde a flujo SINGSIC y valores negativos corresponde a flujo SICSING
En las Figura 4 y Figura 5 se muestra un gráfico cronológico que muestra 1 día por cada mes y la curva de duración del flujo por la interconexión para el año 2021, respectivamente. Se observa que, al igual que para el año 2018, existe gran variabilidad intra-diaria e intra-año del flujo, así como también un mayor porcentaje de tiempo en que el flujo va en dirección SINGSIC.
Página 18 de 72
1100
SING-->SIC
MW
600
100
SIC-->SING
-400
Figura 4. Flujo cronológico (1 dato por mes) por interconexión SING-SIC para el año 2021. Valores positivos corresponde a flujo SINGSIC y valores negativos corresponde a flujo SICSING
1200 1000 800
MW
600 400 200 0 -200 -400 Figura 5. Curva de duración del flujo por interconexión SING-SIC para el año 2021. Valores positivos corresponde a flujo SINGSIC y valores negativos corresponde a flujo SICSING
2.2.2.6 Perfiles ERNC Se construyen perfiles de generación ERNC para un año, los cuales se obtienen de información pública del Ministerio de Energía [7]. Se utilizan proyectos que han sido evaluados por desarrolladores y que poseen el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) aprobado. De acuerdo a la ubicación de estos proyectos, se asigna una zona de mediciones meteorológicas determinadas. Es así como, para parques fotovoltaicos se utilizan datos de radiación obtenidos de 4 estaciones meteorológicas (Pampa Camarones, Pozo Almonte, San Pedro de Atacama y Crucero), y para generadores eólicos datos de velocidad de viento de 3 estaciones meteorológicas (Calama Oeste, Calama Norte y Sierra Gorda). Estos perfiles del recurso primario se transforman a potencia eléctrica considerando curvas de potencia de un generador solar fotovoltaico con seguimiento en un eje y la curva de una turbina eólica de velocidad variable. En el caso de la central de concentración solar se utiliza un perfil constante equivalente al 90% de su potencia nominal. 2.2.2.7 Estimación de reserva en giro Se determina el monto de reserva en giro en MW requerido por el sistema para compensar la variabilidad que enfrentaría el SING para el año 2018 y 2021. Para esto se generan perfiles anuales de demanda neta
Página 19 de 72
(demanda del SING menos generación ERNC), los cuales utilizan datos de demanda cada 1 minuto y datos de potencia ERNC cada 10 minutos. De acuerdo a lo anterior, se analizan las variaciones de la demanda neta en intervalos de tiempo de 15 minutos (intervalo requerido para el control secundario de frecuencia CSF [3]). Esta información es ordenada y clasificada generando una función de distribución de probabilidad discreta , y una función de distribución acumulada . Para asegurar la cobertura de la mayor parte de los datos estadísticos de la demanda neta, se utiliza un intervalo de confianza mínimo a tal que: Cabe señalar que la NTSyCS establece que el sistema debe mantener la frecuencia en una condición normal de operación (49,8 – 50,2 Hz) un 97% del tiempo [3], por lo que en este análisis se considera un intervalo de confianza . De acuerdo al procedimiento descrito, se establecen los requerimientos de reserva en giro, los cuales se muestran en la Tabla 6, y que se introducen como restricciones al análisis de pre-despacho en Plexos. Escenario
Requerimiento de reserva en giro MW
Año 2018
150
Año 2021
250
Tabla 6. Requerimiento de reserva en giro
Página 20 de 72
3. METODOLOGÍA En esta sección se describe la metodología general, así como cada análisis particular realizado en la realización del presente estudio. Adicionalmente, se describen cada uno de los escenarios evaluados. 3.1 Metodología general En la Figura 6 se muestra la metodología secuencial que describe el proceso llevado a cabo en la realización del presente estudio.
Escenarios ERNC Generación Demanda Sistema de Transmisión Disponibilidad y Costo de Combustible
Modelación (Plexos-Digsilent) Perfiles ERNC Flujo por interconexión SICSING Requerimientos de reserva en giro
Supuestos y consideraciones
Simulación anual Resolución horaria Mismas restricciones que PCP Foco: Costos marginales
Pre-despacho anual
Foco: Análisis de criterio N-1 Monto admisible de ERNC en SSEE tradicionales y de consumo
Flujo de potencia
Tiempo simulación:6-8hrs por escenario
SI
Escenario OK
NO
¿Criterio N-1? ¿Tensiones NT?
Detectar sobrecargas y necesidad de reactivos
Figura 6. Esquema de metodología general
En primer lugar, se establecen escenarios, descritos en detalle en la sección 3.2 de acuerdo a los objetivos específicos que se pretenden lograr en el presente estudio. A continuación se realiza la modelación en la base de datos tanto en el software Plexos como Digsilent, de acuerdo a lo descrito en la sección 2.1, en la cual se introducen las características de cada escenario, entre las cuales se encuentran: proyectos de generación, demanda, sistema de transmisión y disponibilidad y precios de combustibles (esto último sólo en el software Plexos). Luego de lo anterior, se establecen las principales supuestos y consideraciones, según se describe en detalle en la sección 2.2. Finalmente, se realizan dos análisis de forma paralela:
Una simulación de la operación económica anual con resolución horaria (análisis en Plexos), del cual se obtienen, entre otros aspectos, el comportamiento a lo largo del año de evaluación de los CMg’s del sistema y de los flujos de potencia por las líneas de transmisión. Página 21 de 72
Una simulación de flujos de potencia (análisis en DigSilent), en el cual se evalúa el sistema ante condiciones límites que podría enfrentar y donde se analiza, entre otros aspectos, la seguridad N-1 del sistema y los montos admisibles de generación ERNC en SE tradicionales y SE de demanda. Estos análisis tienen como criterios de aceptación el cumplimiento del criterio N-1 y que las tensiones estén dentro de la banda establecida en la NTSyCS. En caso de que no se cumplan dichos criterios de aceptación, se determina los niveles de sobrecarga obtenidos y la necesidad de potencia reactiva.
3.2 Escenarios evaluados En la presente sección se muestran las características de cada escenario evaluado en el presente estudio. Los escenarios descritos a continuación poseen la generación convencional, la demanda y el sistema de transmisión de acuerdo al año que se está evaluado, conforme a lo indicado en la sección 2.1. Sin embargo, se diferencian en los proyectos ERNC considerados para cada escenario, los cuales se describen a continuación. En la Figura 7 se muestran los escenarios evaluados en el presente estudio, que corresponde a 3 escenarios (1 para el año 2018 y 2 para el año 2021) con montos y ubicaciones de generación ERNC distintas, sin embargo, que tienen el denominador común que todos consideran una cantidad de ERNC superior a lo que establece la Ley 20.698 en aproximadamente 50% sobre la cuota exigible al año respectivo. A continuación se detallan cada uno de los escenarios planteados.
Escenarios
Año 2018
Año 2021
19% ERNC (45% sobre Ley 20/25)
15% ERNC (50% sobre Ley20/25)
Proyectos en operación + construcción
Proyectos localizados en barras tradicionales
Proyectos localizados en barras de demanda
Figura 7. Escenarios evaluados
3.2.1 Escenario año 2018 Este escenario tiene el objetivo de analizar la operación del SING hacia el año 2018 conforme a las centrales ERNC que se encuentran actualmente en operación y los proyectos ERNC declarados en construcción según [5], las cuales totalizan 243,5 MW y 995 MW, respectivamente. Por tanto, el total de generación ERNC evaluado en este escenario considera 1238,5 MW (ver detalle en la Tabla 7).
Página 22 de 72
Central
Estado
Tecnología
Potencia instalada MW
El Águila
En Operación
Solar
2.0
Pozo Almonte Solar 2
En Operación
Solar
7.5
Valle de los Vientos
En Operación
Eólica
90.0
Pozo Almonte Solar 3
En Operación
Solar
16.0
La Huayca
En Operación
Solar
30.0
María Elena
En Operación
Solar
68.0
Solar Jama
En Operación
Solar
30.0
Solar Paruma
En Construcción
Solar
17.0
Arica Solar I
En Construcción
Solar
18.0
Solar Pular
En Construcción
Solar
24.0
Pampa Camarones
En Construcción
Solar
6.0
Andes Solar
En Construcción
Solar
21.0
PV Cerro Dominador
En Construcción
Solar
100.0
Planta Solar Cerro Dominador
En Construcción
Solar
110.0
Uribe Solar
En Construcción
Solar
50.0
Solar Salín
En Construcción
Solar
30.0
Arica Solar II
En Construcción
Solar
22.0
Solar Lascar
En Construcción
Solar
30.0
PV Quillagua
En Construcción
Solar
100.0
Bolero
En Construcción
Solar
146.0
Blue Sky
En Construcción
Solar
85.0
Finis Terrae
En Construcción
Solar
138.0
Huatacondo
En Construcción
Solar
98.0
Total
1238.5
Tabla 7. Proyectos de generación ERNC para el escenario año 2018
3.2.2 Escenario año 2021 – Localización SSEE tradicionales Este escenario tiene el objetivo de analizar la operación del SING hacia el año 2021 ante una masiva participación de proyectos ERNC conectados en SE donde tradicionalmente se han conectado o informado proyectos de estas tecnologías. El total de proyectos evaluados en este escenario considera: 1) las centrales actualmente en operación, 2) los proyectos declarados en construcción según [5] y, 3) una lista de proyectos reales que cuentan con su Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) aprobado y que su conexión sería en una de estas SSEE llamadas “tradicionales”. Estos últimos proyectos suman una potencia instalada de 751 MW adicionales (ver Tabla 8), por lo que este escenario totaliza una potencia instalada de 1989,5 MW.
Página 23 de 72
Central
Tecnología
Potencia instalada MW
PE_CALAMA
Eólica
156.0
PV_ARICA
Solar
12.0
PV_CALAMA
Solar
72.0
PV_CONDORES
Solar
67.0
PV_CRUCERO_ENCUENTRO
Solar
100.0
PV_LAGUNAS
Solar
170.0
PV_PARINACOTA
Solar
150.0
PV_POZO_ALMONTE
Solar
24.0
Total
751.0
Tabla 8. Proyectos de generación ERNC adicionales para el escenario el año 2021 – localización tradicional
3.2.3 Escenario año 2021 – Localización SSEE de demanda Este escenario tiene el objetivo de analizar la operación del SING hacia el año 2021 ante una masiva participación de proyectos ERNC no conectados en SSEE donde tradicionalmente se han conectado o informado proyectos de estas tecnologías, sino que en SSEE que son parte de la infraestructura para el suministro de energía y potencia de la demanda minera del SING, ya sea SSEE primarias o adyacentes a dicha demanda. Lo anterior se realiza a efectos de visualizar eventuales beneficios técnicos y económicos para el sistema y así aprovechar de forma más eficiente la infraestructura del SING. El total de proyectos evaluados en este escenario considera: 1) las centrales actualmente en operación, 2) los proyectos declarados en construcción según [5] y, 3) una lista de proyectos reales que cuentan con su EIA aprobado y que su conexión sería en una de estas SSEE llamadas “de demanda”. Estos últimos proyectos suman una potencia instalada de 751 MW adicionales (ver Tabla 9), por lo que, al igual que el escenario del año 2021 – localización tradicional, este escenario totaliza una potencia instalada de 1989.5 MW. Tecnología
Potencia instalada MW
PE_SIERRA_GORDA
Central
Eólica
168.0
PV_ANDES
Solar
130.0
PV_CAPRICORNIO
Solar
90.0
PV_DOMEYKO
Solar
270.5
PV_PALESTINA
Solar
52.5
PV_ZALDIVAR
Solar
40.0
Total
751.0
Tabla 9. Proyectos de generación ERNC adicionales para el escenario el año 2021 – localización demanda
Página 24 de 72
3.3 Análisis realizados Con el fin de cumplir los objetivos planteados en el presente estudio, se han realizado los 3 análisis descritos en la sección 1.3. Estos análisis se realizan para cada escenario descrito en la sección previa y en las secciones siguientes se detalla el alcance específico de cada uno. 3.3.1 Operación anual del SING Este análisis consiste en realizar una simulación de la operación económica del sistema con restricciones propias de un pre-despacho, en particular, con las restricciones consideradas en la Programación de Corto Plazo (PCP) de CDEC-SING. Una de las características de este análisis es que posee una resolución horaria lo que permite representar de forma más precisa el comportamiento de las fuentes ERNC y los efectos de éstas en la operación del sistema. Las consideraciones de este análisis se encuentran en mayor detalle en la sección 2.2.2. Considerando que el foco del presente estudio está en el sistema de transmisión ante una alta generación ERNC, los resultados esperados de este análisis se dirigen en esta dirección. En primer lugar, se obtiene la tendencia de los flujos de potencia por las principales líneas de transmisión y se clasifican de acuerdo a los siguientes criterios:
Figura 8. Criterios para clasificación de flujos de potencia por sistema de transmisión
Por otro lado, se analiza el comportamiento de los CMg’s dentro del año, apreciándose su relación con la generación ERNC dentro de un día, entre distintas SSEE del sistema, así como describiendo fenómenos particulares donde el CMg es marcado por centrales ERNC. 3.3.2 Criterio N-1 Este análisis consiste en realizar simulaciones eléctricas para verificar diversos casos de indisponibilidad de líneas y/o circuitos del sistema de transmisión a efectos de confirmar si se mantienen los estándares de seguridad establecidos por la NTSyCS, en particular, la banda admisible de tensión para condiciones normales de operación. Para la realización de este análisis se confeccionaron los despachos de generación que permitan abastecer la condición de demanda del SING estudiada, en base a la misma lista de mérito utilizada en los análisis de pre-despacho descrito en la sección 3.3.1. Cada contingencia se evaluó de manera estática, verificando el impacto que cada una de éstas tenía para el resto del sistema que se mantenía en operación. En particular, se verificaron los valores alcanzados por las tensiones en la SSEE del sistema, determinando si cada valor se encontraba o no dentro del rango considerado como aceptable en el estudio (ver sección 2.2.1). Asimismo, se verificó la existencia de posibles sobrecargas en líneas de transmisión producto de cada contingencia analizada.
Página 25 de 72
Cabe destacar que este análisis fue realizado para cada año en estudio, considerando importaciones y exportaciones con el SIC, de manera de verificar la influencia de dicho intercambio en el SING. Al respecto, se analizaron intercambios de 750 MW para el 2018 y 1000 MW para el 2021. Lo anterior en función de la capacidad de transformación disponible para realizar intercambios con el SIC y los flujos máximos previstos a intercambiar según metodología descrita en 2.2.2.5. De esta manera y considerando una importante penetración ERNC, se verificó el comportamiento del SING frente a indisponibilidades en el sistema de transmisión. En caso de detectar inconvenientes, éstos fueron registrados y analizadas sus posibles causas y elementos que podrían colaborar en dichas circunstancias. Las consideraciones de este análisis se encuentran en mayor detalle en la sección 2.2.1. Para el año 2018 se simuló la hora del día con máxima radiación solar de los meses de verano. Para el año 2021, sumado a los análisis propuestos para el año 2018, se analizan escenarios de mínima penetración ERNC, tendientes a representar condiciones nocturnas en el SING en donde sólo existirían aportes de generación eólica y de concentración solar. Para escenario de mínima penetración ERNC, solo se considera una condición de importación desde el SIC, debido a que un caso de importación y mínima penetración ERNC representa una condición más desafiante debido a la menor cantidad de unidades convencionales en servicio en el SING, respecto de un caso de exportación al SIC. En la Figura 9 se aprecia cada uno de los escenarios evaluados para cada año en estudio y sus respectivas sensibilidades Importación desde el SIC 750MW
Día
Exportación al SIC 750MW
Día
2018
Día Ubicación en barras tradicionales
2021
Importación desde el SIC 1000MW
Exportación al SIC 1000MW
Noche Día Día
Ubicación en barras de demanda
Importación desde el SIC 1000MW Exportación al SIC 1000MW
Noche
Día
Figura 9. Escenarios estudiados en el análisis de seguridad de criterio N-1
3.3.3 Monto admisible de inyección por SE Este análisis consiste en realizar simulaciones eléctricas para determinar los montos admisibles de inyección ERNC en SSEE específicas manteniendo condiciones de seguridad para condiciones normales de operación y condición N-1. De acuerdo a lo anterior, los montos admisible de ERNC por SE no tienen asociadas sobrecargas en sistema de transmisión y las tensiones en SSEE de conexión y SSEE adyacentes se encuentran dentro de la banda admisible establecida en la NTSyCS. Este análisis se realiza sólo para el año 2021. En cuanto a la generación ERNC, para la realización de este análisis se considera inicialmente la capacidad instalada del escenario del año 2018 descrito en la sección 3.2.1.
Página 26 de 72
Para un conjunto de SSEE seleccionadas, se incrementó gradualmente la inyección ERNC. Para cada incremento, se realizan distintas contingencias, de manera tal de verificar que no fueran superados los rangos de tensión aceptables en las SSEE o existieran sobrecargas en líneas de transmisión. Una vez que se detectaban alguna de estas dos condiciones, se detiene el incremento de inyección y se define el monto de inyección admisible en dichas SSEE. Cabe destacar que el análisis se realizó SE a SE de manera independiente, por lo que los resultados no deben ser sumados o entenderlos como una capacidad conjunta del SING para incorporar a nivel sistémico generación ERNC. Las consideraciones de este análisis se encuentran en mayor detalle en la sección 2.2.1. Este análisis se realiza en base a los escenarios de día utilizados en el análisis de seguridad de criterio N-1 para el año 2021, descrito en la sección 3.3.2. Se contemplan escenarios de día debido a que éstos presentan una mayor restricción en cuanto a los flujos que pueden ser transportados por la red de transmisión y debido a que coincide con la mayor disponibilidad de recurso solar en el SING. En cuanto a la interconexión con el SIC, se analizan un escenario de importación y otro de exportación, cada uno con niveles de intercambio de 1000 MW.
Página 27 de 72
4. RESULTADOS Y ANÁLISIS En esta sección se presentan los principales resultados del estudio, ordenados de acuerdo a cada análisis realizado. 4.1 Operación anual del SING En esta sección se muestra el comportamiento del SING en cuanto a su operación anual, en particular se analizan los flujos de potencia por las líneas de transmisión así como los CMg’s a lo largo del año obtenidos desde las simulaciones anuales realizadas en Plexos, en adelante CMg’s simulados. 4.1.1 Escenario año 2018 A partir de los antecedentes indicados en la sección 2 y la metodología expuesta en la sección 3, en la presente sección se muestran los resultados obtenidos del pre-despacho anual para el escenario del año 2018. 4.1.1.1 Sistema de transmisión En general, durante el año 2018 no se presentan situaciones que estresen en gran medida el sistema de transmisión, es así como en gran parte de las líneas se presentan flujos de potencia bajos y en algunas líneas específicas se presentan flujos de potencia moderados, según se puede apreciar en la Figura 10. La excepción ocurre en las líneas 220 kV Mejillones - O'Higgins y 220 kV Kapatur - O'Higgins, que de acuerdo al criterio adoptado en este análisis, presentan flujos altos.
Página 28 de 72
Arica 110 kV Parinacota 220kV
Flujo alto (80%-100% cap máx N-1) T.O Vitor 110 kV
Flujo moderado (50%-80% cap máx N-1) Flujo bajo (0%-50% cap máx N-1)
Cóndores 220kV
Collahuasi 220 kV
Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV
Lagunas 220 kV Calama 220 kV
Salar 220 kV
María Elena 220 kV Crucero 220 kV
Nueva Crucero Encuentro 220 kV El Tesoro 220 kV
Esperanza 220 kV
Encuentro 220 kV Laberinto 220 kV
Chacaya 220 kV
Mantos Blancos 220 kV
El Cobre 220 kV
Miraje 220 kV Sierra Gorda 220 kV
Capricornio 110 kV
Kapatur 220 kV
Mejillones 220 kV Los Changos 220 kV Atacama 220 kV
SIC Aguas Blancas 220 kV
O’Higgins 220 kV
Esmeralda 220 kV
T.O. Palestina 220 kV
Zaldívar 220 kV
Domeyko 220 kV
Andes 220 kV
Nueva Zaldívar 220 kV
Figura 10. Cargabilidad del sistema de transmisión durante el año 2018
A efectos de caracterizar los flujos por las líneas, en la Tabla 10 se muestra el detalle del comportamiento de las líneas con flujos moderados y altos. En particular, se resume la dirección de los flujos junto a la proporción del tiempo de cada dirección y valor máximo del flujo observado dentro de la simulación anual, así como la dirección de éste. Respecto a la líneas de transmisión con flujos altos, es decir, la línea 220 kV Mejillones - O'Higgins y la línea 220 kV Kapatur - O'Higgins, el flujo máximo alcanzado corresponde al 100% y 84,7% de su capacidad máxima, situación que solo ocurre un 9% y 0,1% del tiempo durante un año, respectivamente (ver Figura 11 y Figura 12). Además, cabe señalar que dicha situación no es resultado de la generación ERNC sino que por aumentos de demanda minera y limitada capacidad de transmisión en la zona sur-cordillera del SING.
Página 29 de 72
Dirección de flujo % del tiempo % del tiempo (+) (-) 100 0 100 0 100 0 100 0 1 99 5 95 94 6 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0
Líneas Línea 220 kV Chacaya - Capricornio Línea 220 kV Chacaya- Mejillones Línea 220 kV Encuentro- Collahuasi I Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro Línea 220 kV Esperanza - El Cobre I y II Línea 220 kV Esperanza - El Tesoro Línea 220 kV Kapatur - Laberinto Línea 220 kV O'Higgins - Palestina Línea 220 kV Palestina - Domeyko Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores Línea 220 kV Nueva Zaldívar - Zaldívar Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro Línea 220 kV Kapatur- O'Higgins I y II Línea 220 kV Mejillones- O'Higgins
Carga máxima %
Dirección flujo máximo6
51,6 75,7 58,3 69,0 77,4 62,5 70,0 78,0 69,8 55,3 58,2 69,0 84,7 100
(+) (+) (+) (+) (-) (-) (+) (+) (+) (+) (+) (+) (+) (+)
Tabla 10. Cargabilidad sistema de transmisión relevante, año 2018 (En rojo, líneas de transmisión que su flujo máximo es superior a 80% y, para efectos del presente Estudio, se consideran “Flujo Alto”)
Kapatur 220->Ohiggins 220 I
Mejillones 220->O'higgins 220 400
300
350
250
300
200
250
150
200 150
100
100
50
50
0
0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
0%
Figura 11. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Figura 12. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Kapatur - O'Higgins I
4.1.1.2 Comportamiento de los costos marginales simulados En la presente sección se muestran los CMg’s simulados para un horizonte de un año. Cabe señalar que, los CMg’s que se muestran en esta sección son el resultado de la optimización anual de la operación económica del sistema con las restricciones descritas en la sección 2.2, por lo que no representan una previsión de los CMg’s reales esperados para dicho horizonte. En este sentido, el principal objetivo de esta sección es analizar más bien la tendencia y comportamiento de los CMg’s. En la Figura 13 se muestra la generación diaria promedio por tecnología para el año 2018, así como el CMg simulado diario promedio anual en la SE Nueva Crucero Encuentro 220 kV. Es posible observar una correlación de los CMg’s simulados con la generación ERNC; cuando la generación ERNC promedio llega a los valores máximos en el día, se obtienen los CMg’s promedios menores, llegando en promedio en este periodo (entre las 09:00 hrs. y 18:00 hrs.) a 41 USD/MWh. En el periodo de las 00:00 hrs. a las 07:00 hrs. los CMg’s en general no poseen variaciones significativas, posicionándose en torno a los 44 USD/MWh. Luego, entre las 07:00 y 08:00 hrs. aparece un valor peak de 63 USD/MWh vinculado a la necesidad, en algunos 6
Dirección (+) y (-) corresponde a dirección A→B y B → A para una Línea 220 kV A - B, respectivamente
Página 30 de 72
días del año, de la operación de motores a base de diesel, debido a un aumento de la exportación hacia el SIC, lo cual ocasiona un aumento en el CMg promedio del año en esta hora. Finalmente, a partir de las 18:00 hrs y hasta el final del día, el periodo se caracteriza por un aumento de demanda y disminución de generación ERNC, obteniéndose CMg’s promedio en este horario del orden de 54 USD/MWh. Cabe señalar que, posteriormente se realiza una sensibilidad modificando levemente el perfil del intercambio entre SING y SIC, manteniendo la energía intercambiada pero disminuyendo el requerimiento en el horario entre las 07:00 hrs. y 08:00 hrs., apreciándose en este caso que el valor peak, antes señalado, desaparece. 3500
70
3000
60
2500
MW
2000
40
1500 30
1000
20
500
10
0 -500
USD/MWh
50
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas Hidro
ERNC
Carbón
GNL
Diesel
Interconexión
Sensibilidad
CMg
0
Figura 13. Generación por tecnología vs CMg’s simulados diarios promedios en el año 2018
Este valor peak de CMg que se produce en el horario entre las 07:00 hrs. y 08:00 hrs. se puede observar con más detalle en la Figura 14 donde muestra el CMg promedio simulado para el segundo trimestre del año 2018 (entre Abril a Junio) en la SE Nueva Crucero Encuentro 220 kV. Se observa que este peak de CMg se debe a que existe un descalce entre el intercambio SING-> SIC y la entrada de la generación solar FV (la exportación hacia el SIC comienza una hora antes de la entrada de generación fotovoltaica), por lo que algunos días de estos meses existe la operación de motores a diesel que elevan el CMg promedio. Este fenómeno puede entenderse como una dificultad de flexibilidad del parque generador del SING, entendiéndose esto como la falta de unidades rápidas y con amplio rango de regulación. Al respecto, al realizar la sensibilidad consistente en modificar el perfil de la interconexión en estos meses, moviendo el bloque de energía exportada al SIC del horario entre las 07:00 hrs. y 08:00 hrs. hacia el periodo comprendido entre la hora 10:00 hrs. Y 17:00 hrs., permite evitar el peak de CMg simulado.
Página 31 de 72
140
1000
120
800
MW
80
400 200
60
0
40
-200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 20
-400
USD/MWh
100
600
0
Horas Icx
ERNC
Diesel
ICx - Sensibilidad
CMg
CMg - Sensibilidad
Figura 14. CMg’s promedio del periodo de Abril a Junio de 2018. Sensibilidad de flujo por interconexión SING-SIC
En las Figura 15, Figura 16 y Figura 17 es posible observar el resto del año 2018, en donde para el primer y cuarto trimestre (periodo entre octubre y marzo) la generación proveniente de ERNC alcanza valores mayores que el segundo y tercer trimestre.
MW
800
100
600
80
400
60
200
40
0 -200 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
20
-400
0
Horas ICx - T1
ERNC - T1
Diesel - T1
CMg - T1
USD/MWh
120
1000
Figura 15. CMg’s promedio del periodo de Enero a Marzo de 2018
Página 32 de 72
100
800
100
600
80
600
80
400
60
400
60
200
40
0
MW
800
USD/MWh
MW
120
1000
200
40
0
-200 1 3 5 7 9 11131517192123
20
-200 1 3 5 7 9 11131517192123
20
-400
0
-400
0
Horas
Horas
ICx - T3
ERNC - T3
ICx - T4
ERNC - T4
Diesel - T3
CMg - T3
Diesel - T4
CMg - T4
Figura 16. CMg’s promedio del periodo de Julio a Septiembre de 2018
USD/MWh
120
1000
Figura 17. CMg’s promedio del periodo de Octubre a Diciembre de 2018
En la Figura 18, se muestran los CMg’s simulados diarios promedios del año 2018 para algunas SSEE representativas del SING. Se observa que los CMg’s simulados dentro del día siguen una tendencia similar para todas las SSEE, diferenciándose principalmente por las características de cada SE de acuerdo cada horario del día, es decir SSEE eminentemente de consumo (o más cerca eléctricamente de consumos) presentan CMg’s del orden de 5 USD/MWh superior a las SSEE eminentemente de generación (o más cercanas eléctricamente a SSEE de generación). De esta forma, por ejemplo en la SE Parinacota 220 kV se observa una tendencia marcada por la generación solar fotovoltaica conectada en dicha SE, donde en los horarios en los cuales existe mayor cantidad de recurso solar (entre 8:00 hrs. y 18:00 hrs.) presenta los CMg’s más bajos, mientras que en los horarios en que no está presente en gran medida el recurso solar (entre 18:00 hrs. y 8:00 hrs.), dicha SE presenta los CMg’s simulados más altos del sistema, por encontrarse en aquellas horas más alejada eléctricamente de la generación convencional del SING.
Página 33 de 72
75 70
USD/MWh
65 60 55 50 45 40 35 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas
Parinacota 220kV
Lagunas 220kV
Laberinto 220kV
Domeyko 220kV
Calama 220kV
Figura 18. CMg’s diarios promedios del año 2018 para SSEE representativas del SING
De acuerdo a lo anterior, es posible observar 3 bloques horarios distintos, caracterizados por distintas estados operativos del sistema y por tanto distintos CMg’s simulados que responden a dichos estados. Como se muestra en la Tabla 11, el primer bloque se caracteriza por no existir recurso solar y por una demanda más baja, obteniendo CMg promedio entre 44 y 48 USD/MWh; el segundo bloque se caracteriza por existir una gran presencia de recurso solar, obteniendo CMg promedio entre 40 y 44 USD/MWh; mientras que el tercer bloque se caracteriza por baja presencia de recurso solar y demanda alta en el SING, obteniéndose CMg entre 54 y 58 USD/MWh.
Horario 00:00 – 08:00 hrs 08:00 – 18:00 hrs 18:00 – 24:00 hrs
Parinacota 220 kV 47.9 41.3 58.3
Lagunas 220 kV 45.7 40.2 55.0
Calama 220 kV 45.2 40.8 54.2
Laberinto 220 kV 44.7 41.8 54.0
Domeyko 220kV 46.7 44.1 56.7
Tabla 11. CMg’s promedio por SE en los distintos bloques horarios. Escenario año 2018
Página 34 de 72
4.1.1.3 Vertimiento ERNC De acuerdo a los análisis realizados para el año 2018, es posible establecer que existen 6 horas en el año (equivalentes al 0,07% del tiempo) en que se produce vertimiento de ERNC y por ende el CMg simulado del sistema alcanza valores cercanos al costo variable (CV) de una central renovable. Al observar en detalle la condición del sistema en estas horas particulares, es posible constatar lo siguiente: En las 6 horas el CMg es similar en todas las SSEE del sistema (no existe desacople económico).
2 de las 6 horas se producen en el mes de Julio, coincidiendo con el mantenimiento mayor de unidades generadoras de amplio rango de regulación (ANG2 y CTM1).
4 de las 6 horas se producen en el mes de Diciembre, coincidiendo con el mantenimiento mayor de una unidad generadoras de ciclo combinado, la cual aporta gran flexibilidad al sistema.
Como ejemplo, en la Figura 19 se muestra la situación descrita para el mes de Diciembre, presentándose el CMg simulado de la SE Nueva Crucero Encuentro 220 kV, el monto total de generación ERNC vertida y la generación de la central convencional del SING que posee el CV más bajo. Al respecto, se observa que a las 11:00 hrs de los días 5, 6, 7 y 8 de diciembre el CMg del sistema llega a valores del orden de 6 USD/MWh y el monto máximo de vertimiento de la suma de todas las centrales ERNC llega a 82 MW (cerca de un 7% de la capacidad instalada en ERNC). En estas horas, todo el parque generador convencional despachado se lleva a mínimo técnico, lo cual se evidencia con el nivel de generación de la central de CV más bajo del sistema, momentos en los cuales no es posible seguir disminuyendo la generación convencional y la optimización económica implica verter ERNC en estas horas particulares en vez de sacar de servicio una unidad convencional que, en general, poseen restricciones de tiempos de operación y detención elevados. De acuerdo a lo anterior, es posible deducir que este fenómeno es atribuible a una baja flexibilidad del sistema, caracterizada por un parque generador en su mayor parte de tecnología vapor-carbón, con tiempos de operación y detención elevados. 300
160 140
250
MW
100
150
80 60
100
USD/MWh
120 200
40 50
20
0
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Dias - Diciembre Vertimiento ERNC
Gx Norgener
CMg
Figura 19. CMg’s y vertimiento ERNC en diciembre 2018
Página 35 de 72
4.1.2 Escenario año 2021 – Localización Tradicional A partir de los antecedentes indicados en la sección 2 y la metodología expuesta en la sección 3, en la presente sección se muestran los resultados obtenidos del pre-despacho anual para el Escenario del año 2021, considerando localización una localización tradicional de proyectos. 4.1.2.1 Sistema de transmisión Durante todo el año 2021, al igual que el año 2018 no se presentan situaciones que estresen en gran medida el sistema de transmisión por lo que gran parte de los flujos son bajos y moderados, según se puede apreciar en la Figura 20. Sin embargo, existen algunas líneas que presentan flujos altos, las que se detalla a continuación su justificación y comportamiento. Arica 110 kV Parinacota 220kV
Flujo alto (80%-100% Cap max N-1) T.O Vitor 110 kV
Flujo moderado (50%-80% Cap max N-1) Cóndores 220kV
Flujo bajo (0%-50% Cap max N-1) Pozo Almonte 110 kV
Tarapacá 220kV
Collahuasi 220 kV
Lagunas 220 kV
Calama 220 kV
Salar 220 kV
Crucero 220 kV
María Elena 220 kV
Nueva Crucero Encuentro 220 y 500 kV
Encuentro 220 kV
Laberinto 220 kV Chacaya 220 kV
Mantos Blancos 220 kV
El Cobre 220 kV
Miraje 220 kV Sierra Gorda 220 kV
Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV
Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV
Esmeralda 220 kV
SIC Aguas Blancas 220 kV
Atacama 220 kV
O’Higgins 220 kV
T.O. Palestina 220 kV
Zaldívar 220 kV
Domeyko 220 kV
Andes 220 kV
Nueva Zaldívar 220 kV
Figura 20. Cargabilidad del sistema de transmisión durante el año 2021, localización tradicional
En la Tabla 12 se muestra el detalle del comportamiento de las líneas con flujos moderados y altos. En particular, se resume la dirección de los flujos junto a la proporción del tiempo de cada dirección y valor máximo del flujo observado dentro de la simulación anual, así como la dirección de éste. Respecto a las líneas de transmisión de la zona norte del SING con flujos altos, es decir, la línea 110 kV Arica - Tap Off Vitor, línea 100 kV Tap Off Vitor - Tap Off Dolores y la línea 220 kV Tarapacá - Lagunas, los flujos altos (mayores al 80% de la capacidad de la línea) alcanzados ocurren solo un 0,2%, 5,7% y 0,3% del tiempo durante el año de evaluación, respectivamente (ver Figura 21 y Figura 22). Además, cabe señalar que dicha situación es
Página 36 de 72
resultado de la generación ERNC conectada en dicha zona, dado que el flujo por las líneas coincide con el perfil de generación se centrales solares FV, según se aprecia en la Figura 23 y Figura 24, respectivamente.
Líneas
Dirección de flujo % del tiempo % del tiempo (+) (-)
Carga máxima
Dirección flujo máximo
Línea 220 kV Chacaya - Capricornio
100
0
53,7
(+)
Línea 220 kV Chacaya - Mejillones
100
0
76,2
(+)
Línea 220 kV Cóndores - 220->Parinacota
59
41
63,5
(-)
Línea 110 kV Dolores - Pozo Almonte
40
60
73,9
(+)
Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi I
100
0
58,7
(+)
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
100
0
62,9
(+)
Línea 220 kV Encuentro - Lagunas I y II
69
31
57,7
(+)
Línea 220 kV Esperanza - El Cobre I y II
0
100
64,0
(-)
Línea 220 kV Esperanza - El Tesoro
0
100
57,9
(-)
Línea 220 kV Kapatur - Laberinto I y II
100
0
52,3
(+)
Línea 220 kV Kapatur - O'Higgins I y II
100
0
69,7
(+)
Línea 220 kV Laberinto - Nueva Zaldívar I
100
0
50,5
(+)
Línea 220 kV Laberinto - Nueva Zaldívar II
100
0
52,1
(+)
Línea 220 kV Los Changos - Kapatur I y II
2
98
62,5
(-)
Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro - Encuentro I y II
88
12
78,9
(+)
Línea 220 kV O'Higgins - Domeyko I y II
100
0
57,9
(+)
Línea 220 kV Pampa Lina - Spence
100
0
74,6
(+)
Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores
64
36
63,4
(+)
Línea 220 kV Encuentro - Pampa Lina
100
0
75,5
(+)
Línea 220 kV Encuentro - El Tesoro
100
0
62,9
(+)
Línea 110 kV Arica - TO Vitor
42
58
86
(+)
Línea 110 kV TO Vitor - TO Dolores
43
57
95
(+)
Línea 220 kV Atacama - O'Higgins I y II
54
46
80
(+)
Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins
100
0
100
(+)
Línea 220 kV O'Higgins - Palestina
100
0
92
(+)
Línea 220 kV Palestina - Domeyko
100
0
83
(+)
Línea 220 kV Salar - Calama
23
77
100
(-)
Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas I y II
74
26
86
(+)
Línea 220 kV Nueva Zaldívar - Zaldívar
100
0
82
(+)
Tabla 12. Comportamiento de flujos, año 2021, localización tradicional (En rojo, líneas de transmisión que su flujo máximo es superior a 80% y, para efectos del presente Estudio, se consideran “Flujo Alto”)
Página 37 de 72
Arica 110->Vitor110
Tarapaca 220->Lagunas 220
40 30
MW
MW
20 10 0
0%
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
-10 -20
Figura 21. Curva de duración de flujos de la Línea 110 kV Arica - Pozo Almonte: Arica - Tap Off Vitor
300 250 200 150 100 50 0 -50 0% -100 -150 -200
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
Figura 22. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Tarapacá -Lagunas
Tarapaca 220->Lagunas 220
Arica 110->Vitor110 250
30 25
200
20 150
MW
MW
15 10 5
100 50
0 -5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
-10
Figura 23. Perfil diario del flujo de la Línea 110 kV Arica Tap Off Vitor, 1 día de enero
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 -50
Figura 24. Perfil diario del flujo de la Línea 220 kV Tarapacá -Lagunas, 1 día de enero
Respecto al flujo máximo de la Línea 220 kV Salar - Calama, el cual llega incluso al 100% de su capacidad, ocurre un 0,25% del tiempo (ver Figura 25) y la condición de flujo alto (mayor al 80% de la capacidad de la línea) ocurre solo un 7% del tiempo del año de simulación. Cabe señalar, que la capacidad instalada en SE Calama para este escenario corresponde a 449 MW, es decir, un 36% sobre la capacidad de la Línea 220 kV Salar - Calama. Dicha situación es factible producto de la combinación del perfil horario de la demanda y la producción ERNC durante el año. Sin perjuicio de lo anterior, si consideramos que gran parte de la generación ERNC en zona Calama corresponde a energía eólica, para los periodos de máxima inyección de ésta es de esperar que existan mejores condiciones de ventilación de las líneas de transmisión. De acuerdo a lo anterior, la posibilidad de utilizar capacidad dinámica de la línea que conecta la zona Calama con el sistema de transmisión, podría significar una mayor capacidad de generación factible de instalar en zona Calama sin sobrecargar la Línea 220 kV Salar - Calama.
Página 38 de 72
Salar 220->Calama 220 100
50 0
MW
-50 0%
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
-100 -150 -200 -250
-300 -350
Figura 25. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Salar - Calama
Respecto a las líneas que suministran y conforman la zona sur-cordillera del SING que presentan flujos altos, éstos no son por la inyección de generación ERNC, sino que por motivos de incrementos de demanda y limitada capacidad de transmisión. Las curvas de duración de dichas líneas se resumen entre la Figura 26 y Figura 30. Para la línea 220 kV Atacama - O'Higgins, el flujo máximo llega hasta el 80,3% y ocurre sólo 2 horas al año.
Central Atacama 220->OHiggins 220
Mejillones 220->O'Higgins 220
600
300
500
250
400
200 MW
MW
300 200
150
100
100
0 -100
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
50
90%
0
-200
0%
Figura 26. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Atacama - O'Higgins
Figura 27. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Mejillones -O'Higgins
Palestina 220->Domeyko 220 300
250
250
200
200 MW
MW
O'Higgins 220->Palestina 220 300
150
150
100
100
50
50
0
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
0 0%
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
Figura 28. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV O'Higgins - Palestina
0%
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
Figura 29. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Palestina - Domeyko
Página 39 de 72
Nueva Zaldivar 220->Zaldivar 220 350
300
MW
250
200 150 100
50 0
0%
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
Figura 30. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Nueva Zaldívar - Zaldívar
4.1.2.2 Comportamiento de los costos marginales
4500
160
4000
140
3500
120
MW
3000
100
2500
80
2000
60
1500 1000
40
500
20
0
USD/MWh
En la Figura 31 se muestra la generación diaria promedio por tecnología para el año 2021 así como el CMg simulado diario promedio anual en la SE Nueva Crucero Encuentro 220 kV, considerando la localización en SSEE tradicionales para la generación ERNC. Al respecto, es posible observar una correlación de los CMg’s simulados con la generación ERNC; cuando la generación ERNC promedio llega a los valores máximos en el día, se obtienen los CMg’s promedios menores, llegando en promedio en este periodo (entre las 08:00 hrs y 18:00 hrs) a 41 USD/MWh. En el periodo de las 00:00 hrs a las 8:00 hrs los CMg’s no poseen variaciones significativas, posicionándose en promedio en torno a los 61 USD/MWh. Finalmente, a partir de las 18:00 hrs comienza el horario punta, caracterizado por un aumento de demanda y una mayor exportación hacia el SIC, así como una disminución de generación ERNC, obteniéndose CMg’s promedio en este horario del orden de 105 USD/MWh.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas
Hidro
ERNC
Carbón
GNL
Diesel
Interconexión
CMg
Figura 31. CMg’s diarios promedios del año 2021 – localización tradicional
Página 40 de 72
En la Figura 32 se muestran los CMg’s simulados diarios promedios del año 2021 para el escenario de localización tradicional de proyectos ERNC. Se observa que los CMg’s simulados dentro del día siguen una tendencia similar para todas las SSEE, diferenciándose principalmente por las características de cada SE de acuerdo cada horario del día, es decir, SSEE eminentemente de consumo (o más cerca eléctricamente de consumos) presentan CMg’s de hasta 14 USD/MWh superior a las SSEE eminentemente de generación (o más cercanas eléctricamente a SSEE de generación) en el horario entre 18:00 hrs y 24:00 hrs. Al igual que el escenario del año 2018, presentado en la Figura 18, en la SE Parinacota 220 kV se observa una tendencia marcada por la generación solar fotovoltaica conectada en dicha SE, donde en los horarios en los cuales existe recurso solar (entre 8:00 hrs y 18:00 hrs) presenta los CMg’s más bajos del sistema, mientras que en los horarios en que no está presente el recurso solar (entre 18:00 hrs y 8:00 hrs) dicha SE presenta el CMg simulado más alto del sistema. Asimismo, se observa que en horarios de la tarde-noche (entre 18:00 hrs y 8:00 hrs), la SE Calama 220 kV presenta CMg’s simulados menores que el resto de SSEE de sistema, lo cual se debe principalmente a la presencia en la zona de generación eólica que inyecta energía en la noche. 160 150 140 130
USD/MWh
120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Parinacota 220kV
Lagunas 220kV
Laberinto 220kV
Domeyko 220kV
Calama 220kV
Figura 32. CMg’s diarios promedios del año 2021 – localización tradicional
Como se muestra en la Tabla 13, el horario entre 00:00 hrs y 08:00 hrs se caracteriza por no existir recurso solar y por una demanda más baja, obteniendo CMg simulados promedio entre 61 y 69 USD/MWh; luego el periodo entre las 08:00 hrs y 18:00 hrs se caracteriza tener una gran presencia de recurso solar, obteniendo CMg promedio entre 37 y 44 USD/MWh; mientras que el periodo de 18:00 hrs a 24:00 hrs se caracteriza por baja presencia de recurso solar, alta exportación hacia el SIC y demanda alta en el SING, obteniéndose CMg entre 105 y 119 USD/MWh.
Página 41 de 72
Horario
Parinacota 220 kV 68.5 36.9 118.8
00:00 – 08:00 hrs 08:00 – 18:00 hrs 18:00 – 24:00 hrs
Lagunas 220 kV 65.0 40.7 111.2
Calama 220 kV 61.2 40.8 104.6
Laberinto 220 kV 62.2 42.0 105.7
Domeyko 220kV 65.1 44.1 110.7
Tabla 13. CMg’s promedio por SE en los distintos bloques horarios. Escenario año 2021 – Localización Tradicional
A modo de referencia, respecto a la colocación del parque generador convencional, es posible apreciar de los resultados del presente estudio, que existe un aumento significativo de las horas a mínimo técnico, principalmente en las centrales generadoras de tecnología vapor-carbón, similar a los resultados obtenidos en [2]. El detalle se resume en Figura 33.
DIESEL GAS NATURAL
MT
CARBÓN
HO 0
20
40
60
80
100
120
140
Horas operación (hr/1000)
Figura 33. Horas a mínimo técnico del parque generador convencional del año 2021 – localización tradicional
4.1.2.3 Vertimiento ERNC De acuerdo a los análisis realizados para el año 2021, es posible establecer que existen 40 horas en el año (equivalentes al 0,5% del tiempo) en que se produce vertimiento de ERNC y por ende el CMg simulado del sistema alcanza valores cercanos al CV de una central renovable. Esto ocurre bajo dos fenómenos diferentes que se describen a continuación: En primer lugar, en el mes de enero se produce un efecto donde todo el parque generador del SING se va a mínimo técnico producto de una alta generación ERNC además de coincidir con un mantenimiento mayor de las unidades generadoras CC1 y CTM1 que le entregan al SING una importante flexibilidad. Como ejemplo, en la Figura 34 se muestra la situación descrita, presentándose el CMg simulado de la SE Nueva Crucero Encuentro 220 kV, el monto total de generación ERNC vertida y la generación de la central convencional del SING que posee el CV más bajo. Al respecto, se observa que a las 11:00 hrs de los días 8, 10, 11, 12, 13 y 14 de enero el CMg del sistema llega a valores del orden entre 6 y 7 USD/MWh y el monto máximo de vertimiento de la suma de todas las centrales ERNC llega a 81 MW (cerca de un 7% de la capacidad instalada en ERNC). De la misma forma como ocurre en el escenario 2018, en estas horas todo el parque generador convencional despachado se lleva a mínimo técnico, lo cual se evidencia con el nivel de generación de la central convencional de CV más bajo del sistema, momentos en los cuales no es posible seguir disminuyendo la generación convencional y la optimización económica implica verter ERNC en estas horas particulares en vez de sacar de servicio una unidad convencional que, en general, poseen restricciones de tiempos de operación y detención elevados. De acuerdo a lo anterior, es posible deducir que este fenómeno es atribuible a una escasa flexibilidad del sistema, caracterizada por un parque generador en su mayor parte de tecnología vapor-carbón, con tiempos de operación y detención elevados.
Página 42 de 72
300
250
250 200 MW
150 150 100 100
USD/MWh
200
50
50 0
0 8
9
10
11
12
13
14
Días - Enero Vertimiento ERNC
GxNorgener
CMg Nueva Crucero Encuentro
Figura 34. CMg’s y vertimiento ERNC. Escenario año 2021 – Localización Tradicional
En segundo lugar, en la Figura 35 se muestra el flujo por la línea 220 kV Calama-Salar, los CMg en las SSEE Calama 220kV y Nueva Crucero Encuentro 220 kV y el vertimiento de generación ERNC. Se observa que para este escenario se produce una congestión en la línea 220 kV Calama-Salar en 22 horas en el año (equivalente al 0,3% del año), lo que produce un desacople económico, obteniendo un CMg simulado en la SE Calama 220 kV de 7,7 USD/MWh (CV de Central Valle de los Vientos) y en la SE Nueva Crucero Encuentro de 32 USD/MWh. Lo anterior ocurre en diferentes épocas del año, debido a que se combina una alta generación solar y eólica las cuales no siempre son coincidentes en los horarios en que inyectan energía al sistema. Dada esta alta generación eólica es posible que exista una mayor ventilación en las líneas de transmisión, por lo que se recomienda realizar un monitoreo dinámico de la capacidad de la línea (DLR) a efectos de aprovecharla de mejor manera.
Página 43 de 72
200
MW
300
150
200 100 100 50
0 -100
19
20
21
22
23
USD/MWh
400
0
Días - Septiembre Vertimiento ERNC
Flujo Calama->Salar 220kV
Cap. Max. Calama-Salar
CMg Nueva Crucero Encuentro 220
CMg Calama 220 Figura 35. CMg’s y congestión. Escenario año 2021 – Localización Tradicional
Página 44 de 72
4.1.3 Escenario año 2021 – Localización Demanda A partir de los antecedentes indicados en la sección 2 y la metodología expuesta en la sección 3, en la presente sección se muestran los resultados obtenidos del pre-despacho anual para el escenario del año 2021, considerando localización de proyectos ERNC en SSEE donde generalmente se ha conectado la demanda minera del SING. 4.1.3.1 Sistema de transmisión La ubicación de centrales de generación ERNC previstos para el año 2021 en SSEE de demanda resulta mejor condición en términos de cargabilidad del sistema de transmisión respecto al escenario con localización tradicional. Por ejemplo, los flujos altos en la Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas, Línea 110 kV Arica - Tap Off Vitor, Línea 110 kV Tap Off Vitor - Tap Off Dolores del escenario de localización tradicional se diluyen al redistribuir 720 MW (38% del total de generación ERNC considerada al año 2021) en SEE de demanda (zona sur-cordillera, por ejemplo). Cabe señalar, que dicha redistribución no empeora la cargabilidad del sistema de transmisión de la zona sur-cordillera sino que la mejora sustancialmente, producto de la inyección de generación ERNC en dirección contraria a la dirección de suministro de energía y potencia de los consumos mineros. Los resultados se resumen en la Figura 36. Arica 110 kV Parinacota 220kV
Flujo alto
(80%-100% cap máx N-1)
T.O Vitor 110 kV
Flujo moderado (50%-80% cap máx N-1) Cóndores 220kV
Flujo bajo Pozo Almonte 110 kV
Tarapacá 220kV
(0%-50% cap máx N-1)
Collahuasi 220 kV
Lagunas 220 kV
Salar 220 kV
Crucero 220 kV
Calama 220 kV
María Elena 220 kV
Nueva Crucero Encuentro 220 y 500 kV
Esperanza 220 kV
El Tesoro 220 kV Encuentro 220 kV
Laberinto 220 kV Chacaya 220 kV
El Cobre 220 kV
Miraje 220 kV
Mantos Blancos 220 kV
Sierra Gorda 220 kV
Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV
Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV
Esmeralda 220 kV
SIC Aguas Blancas 220 kV
Atacama 220 kV
O’Higgins 220 kV
T.O. Palestina 220 kV
Domeyko 220 kV
Zaldívar 220 kV Andes 220 kV
Nueva Zaldívar 220 kV
Figura 36. Cargabilidad del sistema de transmisión durante el año 2021, localización en demanda
Página 45 de 72
En la Tabla 14 se muestra el detalle del comportamiento de las líneas con flujos moderados y altos. En particular, se resume la dirección de los flujos junto a la proporción del tiempo de cada dirección y valor máximo del flujo observado dentro de la simulación anual, así como la dirección de éste. Dirección de flujo
Carga máxima %
Dirección flujo máximo
64
77,1
(+)
100
0
53,6
(+)
100
0
76,2
(+)
% del tiempo (+)
% del tiempo (-)
Línea 220 kV Atacama - OHiggins I y II
36
Línea 220 kV Chacaya - Capricornio Línea 220 kV Chacaya - Mejillones
Líneas
Línea 110 kV TO Dolores - Pozo Almonte
0
100
50,5
(-)
Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi I
100
0
58,7
(+)
Línea 220 kV Encuentro - Lagunas I y II
100
0
57,7
(+)
Línea 220 kV Esperanza - El Cobre I y II
0
100
67,3
(-)
Línea 220 kV Kapatur - Laberinto I y II
100
0
51,2
(+)
Línea 220 kV Kapatur - O'Higgins I y II
99
1
68,0
(+)
Línea 220 kV Los Changos - Kapatur I y II
0
100
66,0
(-)
Línea 220 kV Nueva Crucero Encuentro - Encuentro I y II
95
5
76,6
(+)
Línea 220 kV O'Higgins - Domeyko I y II
100
0
54,5
(+)
Línea 220 kV Palestina - Domeyko
100
0
78,4
(+)
Línea 220 kV Pampa Lina - Spence
100
0
74,6
(+)
Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores
100
0
63,4
(+)
Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas I y II
66
34
63,2
(-)
Línea 220 kV Nueva Zaldívar - Zaldívar
100
0
79,3
(+)
Línea 220 kV Encuentro - Pampa Lina
100
0
75,5
(+)
Línea 220 kV Mejillones 220 - O'Higgins
100
0
100
(+)
Línea 220 kV O'Higgins - Palestina
100
0
87
(+)
Tabla 14. Comportamiento de flujos, año 2021, localización tradicional (En rojo, líneas de transmisión que su flujo máximo es superior a 80% y, para efectos del presente Estudio, se consideran “Flujo Alto”)
Página 46 de 72
O'Higgins 220->Palestina 220 300
250
250
200
200 MW
MW
Mejillones 220->O'higgins 220 300
150
150
100
100
50
50
0
0 0%
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
Figura 37. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins
0%
Figura 38. Curva de duración de flujos de la Línea 220 kV O'Higgins -Domeyko: O'Higgins - Tap Off Palestina
Mejillones 220->O'higgins 220
O'Higgins 220->Palestina 220
300
180 160
250
140
200
120
MW
MW
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
150 100
100 80 60 40
50
20 0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figura 39. Perfil diario del flujo de la Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins, 1 día de enero
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figura 40. . Perfil diario del flujo de Línea 220 kV O'Higgins -Domeyko: O'Higgins - Tap Off Palestina, 1 día de enero
Página 47 de 72
4.1.3.2 Comportamiento de los costos marginales
4500
160
4000
140
3500
120
MW
3000
100
2500
80
2000
60
1500 1000
40
500
20
0
USD/MWh
En la Figura 41 se muestra la generación diaria por tecnología promedio del año 2021 así como el CMg diario simulado promedio anual en la SE Nueva Crucero Encuentro 220 kV, considerando la localización para la generación ERNC en SSEE de demanda minera. Al respecto, es posible observar que existe una tendencia muy similar al Escenario 2021 – localización tradicional, debido a que si bien existe una distribución diferente de los recursos renovables, los montos totales instalados son los mismos y por ende el despacho de centrales convencionales es muy similar.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas
Hidro
ERNC
Carbón
GNL
Diesel
Interconexión
CMg
Figura 41. CMg’s diarios promedios del año 2021 – localización demanda
En la Figura 42 se muestran los CMg’s simulados diarios promedios del año 2021 para el escenario de localización en demanda de proyectos ERNC. Se observa que en los horarios en que no está presente el recurso solar de forma intensiva, los CMg’s en las SSEE eminentemente de consumo (o más cerca eléctricamente de consumos) presentan CMg’s del orden de 13 USD/MWh superior a las SSEE eminentemente de generación (o más cerca eléctricamente de generación) en el horario entre 18:00 hrs y 24:00 hrs. Asimismo, y a diferencia del Escenario 2021 – localización tradicional, en este escenario en el horario entre las 08:00 hrs y 18:00 hrs los CMg’s presentan menores diferencias entre las SSEE posicionándose el CMg simulado promedio de estas SSEE en 42,5 USD/MWh, lo cual es aproximadamente 2 USD/MWh mayor al valor resultante del escenario del año 2021 – localización tradicional, debido a esta distribución en distintas ubicaciones de la generación ERNC.
Página 48 de 72
150
USD/MWh
130
110
90
70
50
30 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Parinacota 220kV
Lagunas 220kV
Calama 220kV
Laberinto 220kV
Domeyko 220kV
Figura 42. CMg’s diarios promedios del año 2021 – localización demanda
Por tanto, y como se observa al comparar las Tabla 13 y Tabla 15, en la localización de generación ERNC en SSEE de demanda permite homogenizar los CMg’s simulados en las SSEE del SING y, de esa forma, las SSEE con mayor cantidad de generación (y menores CMg simulados en el escenario localización tradicional) aumentan sus CMg’s simulados y las SSEE con mayor cantidad de demanda (y mayores CMg simulados en el escenario localización tradicional) disminuyen sus CMg’s simulados respecto del escenario de localización tradicional. Horario 00:00 – 08:00 hrs 08:00 – 18:00 hrs 18:00 – 24:00 hrs
Parinacota 220 kV 66.9 44.3 115.1
Lagunas 220 kV 63.1 42.3 107.6
Calama 220 kV 60.1 41.5 101.6
Laberinto 220 kV 60.3 41.6 102.3
Domeyko 220kV 63.0 42.6 106.7
Tabla 15. CMg’s promedio por SE en los distintos bloques horarios. Escenario año 2021 – Localización Tradicional
Página 49 de 72
4.1.3.3 Vertimiento ERNC Al igual que en el escenario del año 2018, es posible establecer que algunas horas en el año se produce vertimiento de ERNC y por ende el CMg simulado del sistema alcanza valores cercanos CV de una central renovable, lo cual ocurre en 35 horas en el año (0,4% de año). Como ejemplo, en la Figura 43 se muestra la situación descrita para el mes de septiembre, presentándose el CMg simulado de la SE Nueva Crucero Encuentro 220 kV, el monto total de generación ERNC vertida y la generación de la central convencional del SING que posee el CV más bajo. Al respecto, se observa que los días 21, 22, 24 y 25 de septiembre el CMg del sistema llega a valores del orden de 6-7 USD/MWh y el monto máximo de vertimiento de la suma de todas las centrales ERNC llega a 116 MW (cerca de un 6% de la capacidad instalada en ERNC). Al igual que el escenario del año 2018, en estas horas en que existe vertimiento ERNC, todo el parque generador convencional despachado se lleva a mínimo técnico, lo cual se evidencia con el nivel de generación de la central de CV más bajo del sistema, momentos en los cuales no es posible seguir disminuyendo la generación convencional y la optimización económica implica verter ERNC en estas horas particulares en vez de sacar de servicio una unidad convencional que, en general, poseen restricciones de tiempos de operación y detención elevados. De acuerdo a lo anterior, es posible deducir que este fenómeno es atribuible a una escasa flexibilidad del sistema, caracterizada por un parque generador en su mayor parte de tecnología vapor-carbón, con tiempos de operación y detención elevados. 300
350
250
300
MW
200 150 150 100
USD/MWh
250
200
100
50
50
0
0 21
22
23
24
25
Días - Septiembre Vertimiento ERNC
Gx Norgener
CMg Nueva Crucero Encuentro
Figura 43. CMg’s y vertimiento ERNC en septiembre. Escenario 2021 – Localización Demanda
Página 50 de 72
4.2 Criterio N-1 En la presente sección se muestran los resultados y análisis obtenidos al aplicar la metodología descrita en la sección 3.3.2, la cual tiene por objeto poder identificar dificultades que podría enfrentar el SING en presencia de una importante inserción de ERNC en los años 2018 y 2021 - por sobre lo exigido en la legislación vigente - al existir indisponibilidades en el sistema de transmisión, las cuales podrían provocar sobrecargas o tensiones en SSEE fuera del criterio adoptado para este estudio, ver consideraciones en la sección 2.2.1. Los resultados obtenidos se presentan de manera independiente para cada año y escenario analizado. Así también se consideran distintos niveles y direcciones del intercambio con el SIC, evaluando intercambios (exportación e importación) de 750 MW en el 2018 y 1000 MW para el 2021. 4.2.1 Escenario año 2018 Para el año 2018 se identifica que del total de contingencias analizadas un subconjunto de éstas tienen una implicancia mayor en el sistema, las cuales conllevan un impacto relevante en el sistema, registrando tensiones fuera del rango aceptable para este estudio y/o sobrecargas en el sistema de transmisión. En la Figura 44 se presentan dichas contingencias para los casos de importación y exportación al SIC. Arica 110 kV Parinacota 220kV T.O Vitor 110 kV
Caso importación desde el SIC
Caso exportación al SIC
Cóndores 220kV Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV
Lagunas 220 kV Calama 220 kV
Salar 220 kV
María Elena 220 kV Crucero 220 kV
Nueva Crucero Encuentro 220 kV Esperanza 220 kV
El Tesoro 220 kV Encuentro 220 kV
Laberinto 220 kV Mantos Blancos 220 kV
El Cobre 220 kV
Miraje 220 kV Sierra Gorda 220 kV
Chacaya 220 kV
Capricornio 110 kV
Kapatur 220 kV
Mejillones 220 kV Los Changos 220 kV Esmeralda 220 kV
SIC Atacama 220 kV
Aguas Blancas 220 kV
O’Higgins 220 kV
T.O Palestina 220 kV
Zaldívar 220 kV Andes 220 kV
Domeyko 220 kV
Nueva Zaldívar 220 kV
Figura 44. Contingencias que en el año 2018 implican un mayor impacto en el SING
En el anexo 6.2.2.1 se encuentran disponibles los despachos de unidades convencionales utilizados para los casos de importación y exportación para el año 2018.
Página 51 de 72
Condición base - sin contingencias: En este caso se tiene que para ambas condiciones de intercambio con el SIC no existen líneas de transmisión sobrecargadas, registrando una tensión levemente por debajo - de lo establecido como aceptable - en la SE Laguna Seca 220kV (0,948 pu) en el caso de importación desde el SIC. Importación de 750 MW desde el SIC: Del total de las contingencias analizadas (ver anexo 6.2.1) se observa 7 que solo 12 contingencias tuvieron un impacto relevante en el sistema, según se muestra en la Figura 44 provocando cada una de ellas tensiones fuera de rango en la SE de Laguna Seca 220 kV. Al respecto, se alcanzaron valores entre 0,922 pu para la contingencia en la Línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldívar Circuito N°2 y 0,947 pu para la contingencia en algún circuito de la Línea 220kV El Cobre - Esperanza. Exportación de 750 MW hacia el SIC: Del total de las contingencias analizadas -(ver anexo 6.2.1) se observa que solo ocho contingencias tuvieron un impacto relevante en el sistema, según se muestra en la Figura 44, provocando cada una de ellas sobrecargas en la línea 220 kV Mejillones - O´Higgins. Solo tres de ellas implicaron problemas de tensión en la SE Laguna Seca 220 kV, alcanzando valores entre 0,934 pu para la contingencia en la Línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldívar Circuito N°2 - y 0,949 pu, para la contingencia en la Línea 220 kV Kapatur - O'Higgins. En general, para exportar energía al SIC se requiere un mayor número de unidades convencionales en servicio, respecto del caso de importación, las cuales en su mayoría despachadas a su potencia máxima. En este escenario, la energía inyectada en SE Chacaya es mayor, implicando que frente a contingencias, en diversas líneas de transmisión del SING, existiría un reordenamiento de los flujos tal que se sobrecargaría la línea 220 kV Mejillones - O´Higgins para todos los casos señalados, ver Tabla 16. Para ambos casos de intercambio con el SIC (importación y exportación), se identifican ciertas contingencias comunes que provocan impactos relevantes en el sistema, los cuales se especifican en la Tabla 16. Este conjunto líneas posee en común que abastecen la zona sur cordillera del SING y que frente a una alta demanda de la zona e indisponibilidades en el sistema de transmisión se provocarían los inconvenientes antes detallados. En particular, por la importancia que tienen para la alimentación de los consumos de la zona sur cordillera del SING, para ambos casos de intercambio analizados, se identifica que una contingencia en la línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldívar Circuito N°2 es la más crítica para dicha zona, ocasionando problemas en el control de tensión.
7
Las contingencias se contabilizan como el número de circuitos que se consideran indisponibles
Página 52 de 72
Importación al SIC
Exportación al SIC
Contingencia
Sobrecarga
Tensión
Sobrecarga
Tensión
Atacama - Encuentro C1: Atacama - Miraje
-
-
Mejillones - O´Higgins
-
Atacama - Encuentro C2: Atacama - Miraje
-
-
Mejillones - O´Higgins
-
Nueva Crucero Encuentro - Laberinto
-
0.945 pu Laguna Seca
-
-
Encuentro - El Tesoro
-
0.943 pu Laguna Seca
-
-
Andes - Nueva Zaldívar C1
-
0.945 pu Laguna Seca
-
-
Andes - Nueva Zaldívar C2
-
0.945 pu Laguna Seca
-
-
-
-
Laberinto - Andes
-
0.944 pu Laguna Seca
Laberinto - El Cobre
-
0.946 pu Laguna Seca Mejillones - O´Higgins
-
Laberinto - Mantos Blancos
-
Mejillones - O´Higgins
-
Laberinto - Nueva Zaldívar C1
-
0.931 pu Laguna Seca Mejillones - O´Higgins 0.941 pu Laguna Seca
Laberinto - Nueva Zaldívar C2
-
0.922 pu Laguna Seca Mejillones - O´Higgins 0.934 pu Laguna Seca
Chacaya - El Cobre
-
0.943 pu Laguna Seca Mejillones - O'Higgins
-
El Cobre - Esperanza
-
0.947 pu Laguna Seca
-
-
Kapatur - Laberinto
-
0.942 pu Laguna Seca
-
-
Kapatur-O'Higgins
-
0.94 pu Laguna Seca
Mejillones - O´Higgins 0.949 pu Laguna Seca
Tabla 16. Contingencias que implican un impacto relevante en 2018 para el SING. (-) no presenta sobrecargas ni tensiones fuera de rango NT SyCS, respectivamente
Página 53 de 72
4.2.2 Escenario año 2021- Localización en SSEE tradicionales para centrales ERNC Para el año 2021 y utilizando una localización tradicional para las centrales ERNC, se identifica que del total de contingencias analizadas un sub conjunto de éstas tienen una implicancia mayor en el sistema, las cuales conllevan un impacto relevante en el sistema, registrando tensiones fuera del rango aceptable para este estudio y/o sobrecargas en el sistema de transmisión. En la Figura 45 se presentan dichas contingencias para los casos de importación y exportación al SIC: Arica 110 kV Parinacota 220kV T.O Vitor 110 kV
Caso importación desde el SIC
Caso exportación al SIC
Cóndores 220kV Collahuasi 220 kV
Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV
Lagunas 220 kV Calama 220 kV
Salar 220 kV
María Elena 220 kV Crucero 220 kV
Nueva Crucero Encuentro 220 y 500kV El Tesoro 220 kV
Esperanza 220 kV
Encuentro 220 kV Laberinto 220 kV Mantos Blancos 220 kV
El Cobre 220 kV
Miraje 220 kV Sierra Gorda 220 kV
Chacaya 220 kV
Capricornio 110 kV
Kapatur 220 kV
Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV Esmeralda 220 kV
SIC Atacama 220 kV
Aguas Blancas 220 kV
O’Higgins 220 kV
T.O Palestina 220 kV
Zaldívar 220 kV Andes 220 kV
Domeyko 220 kV
Nueva Zaldívar 220 kV
Figura 45. Contingencias que en el año 2021, localización tradicional, implican un mayor impacto en el SING
En el anexo 6.2.2.2 se encuentran disponibles los despachos de unidades convencionales utilizados para los casos de importación y exportación. Condición base - sin contingencias: No se identifican sobrecargas ni problemas de tensión en las SSEE del sistema de transmisión del SING, independiente de la dirección del intercambio con el SIC considerado. Importación de 1000 MW desde el SIC: Del total de las contingencias analizadas (ver anexo 6.2.1) se observa que 22 contingencias tuvieron un impacto relevante en el sistema, según se aprecia en la Figura 45 provocando 21 de ellas tensiones fuera del rango en la SE de Laguna Seca 220 kV alcanzando valores entre 0,913 pu para la contingencia en la Línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldívar Circuito N°2 y 0,949 pu (ver Tabla 17). Asimismo, una contingencia en algún circuito de la línea 220 kV Tarapacá - Lagunas si bien no provoca efectos negativos en la tensión en SE Laguna Seca, sí provoca una leve sobretensión (1,071 pu) en la SE Arica 110 kV.
Página 54 de 72
Exportación de 1000 MW hacia el SIC: Del total de las contingencias analizadas (ver anexo 6.2.1) se observa que solo seis contingencias tuvieron un impacto relevante en el sistema, según se aprecia en la Figura 45, provocando la mayoría de ellas sobrecargas en el circuito que queda en servicio para aquellas contingencias en líneas de doble circuito. Solo para tres de ellas se registraron problemas de tensión en la SE Laguna Seca 220 kV alcanzando valores entre 0,916 pu para la contingencia en la Línea 220kV Laberinto Nueva Zaldívar Circuito N°2 - y 0,947 pu, para la contingencia en algún circuito de la Línea 220 kV Kapatur O'Higgins. En general, el hecho de exportar energía al SIC requiere un mayor número de unidades convencionales en servicio, respecto del caso de importación, lo que permite que el sistema posea mayores recursos para realizar control de tensión de mejor manera, lo cual se expresa en la menor cantidad de contingencias que tienen un mayor impacto en el sistema. Importación al SIC Contingencia
Sobrecarga
Nueva Crucero Encuentro - Laberinto
Exportación al SIC Tensión
Sobrecarga
Tensión
0.946 pu Laguna Seca 1.057 pu María Elena
Nueva Crucero Encuentro - María Elena
0.949 pu Laguna Seca
Encuentro - Collahuasi C1
0.949 pu Laguna Seca
Encuentro - Collahuasi C2
0.949 pu Laguna Seca
Atacama - Encuentro C1: Atacama - Miraje
0.948 pu Laguna Seca
Atacama - Encuentro C2: Atacama - Miraje
0.947 pu Laguna Seca
Encuentro - El Tesoro Andes - Nueva Zaldívar C1
0.944 pu Laguna Seca 0.947 pu Laguna Seca
Andes - Nueva Zaldívar C2
0.947 pu Laguna Seca
Laberinto - Andes Laberinto - El Cobre
0.944 pu Laguna Seca 0.946 pu Laguna Seca
Kapatur - Laberinto
0.945 pu Laguna Seca
Laberinto - Mantos Blancos
0.947 pu Laguna Seca
Laberinto - Nueva Zaldívar C1
0.93 pu Laguna Seca 0.923 pu Laguna Seca O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 0.913 pu Laguna Seca O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 0.916 pu Laguna Seca
Laberinto - Nueva Zaldívar C2
T.O Est. De Bom. N°2-T.O. Llanos
T.O. Est. Bom. N°2-T.O. Llanos Mejillones-O'Higgins
Chacaya - El Cobre
0.945 pu Laguna Seca
El Cobre - Esperanza Tarapacá - Lagunas
0.949 pu Laguna Seca Tarapacá-Lagunas
1.071 pu Arica 110kV
Tarapacá-Lagunas
Lagunas - Collahuasi C1
Lagunas-Collahuasi.C2
0.949 pu Laguna Seca
Lagunas-Collahuasi.C2
Lagunas - Collahuasi C2
Lagunas-Collahuasi.C1
0.949 pu Laguna Seca
Lagunas-Collahuasi.C1
Kapatur - O'Higgins
0.942 pu Laguna Seca
Mejillones-O'Higgins
Los Changos - Nueva Crucero-Encuentro
0.949 pu Laguna Seca
0.947 pu Laguna Seca
Tabla 17. Contingencias que implican un impacto relevante en 2021 localización tradicional de centrales ERNC en el SING
Para ambos casos de intercambio con el SIC (importación y exportación), se identifican ciertas contingencias comunes que provocan impactos relevantes en el sistema, ver Tabla 17. Dentro de éstas se identifican algunas líneas de transmisión que conectan a la zona norte del SING con el resto del sistema o aquellas que abastecen la zona sur cordillera del SING, por lo que frente una condición de elevada temperatura ambiente, alta demanda e indisponibilidades en el sistema de transmisión se evidencian los inconvenientes antes detallados. En particular, por la importancia que tiene para la alimentación de los consumos de la zona sur cordillera del SING, para ambos casos de intercambio analizados, se identifica que una contingencia en la línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldívar Circuito N°2 es la más crítica para dicha zona, ocasionando problemas en el control de tensión y sobrecargas de líneas que permitan abastecer la demanda de dicha zona.
Página 55 de 72
La gran modificación en el sistema de transmisión del SING para el año 2021, respecto del 2018, es la entrada en operación de la Línea 2x500 kV Los Changos - Nueva Crucero Encuentro, la cual permitirá llevar gran parte del intercambio con el SIC desde o hacia la zona de Crucero-Encuentro. Esta modificación no es del todo relevante para mejorar los problemas de tensión existente en la zona sur-cordillera del SING, debido a que el problema de tensión es un problema local, por lo que un incremento de demanda en la zona se traduce en que una mayor cantidad de contingencias afectan de mayor manera al SING, agudizando los problemas en tensión en el año 2021 respecto del 2018. 4.2.3 Bajo aporte de generación ERNC Para el escenario del 2021 analizado en el punto anterior, el cual considera una ubicación tradicional para las centrales ERNC, se evalúa el desempeño del sistema frente a la aplicación del criterio N-1 en una condición de baja generación ERNC e importación desde el SIC de 1000 MW, representado en un escenario de noche en donde solo la generación eólica y termo solar realizan un aporte en el abastecimiento de la demanda del sistema. Para este escenario, se identifica que del total de contingencias analizadas un sub conjunto de estas tienen una implicancia mayor en el sistema, registrando tensiones fuera del rango aceptable para este estudio y/o sobrecargas en el sistema de transmisión. En la Figura 46 se presentan dichas contingencias para el caso de importación desde el SIC. Arica 110 kV Parinacota 220kV T.O Vitor 110 kV
Caso importación desde el SIC Cóndores 220kV Collahuasi 220 kV
Pozo Almonte 110 kV Tarapacá 220kV
Lagunas 220 kV Calama 220 kV
Salar 220 kV
María Elena 220 kV Crucero 220 kV
Nueva Crucero Encuentro 220 y 500kV El Tesoro 220 kV
Esperanza 220 kV
Encuentro 220 kV Laberinto 220 kV Mantos Blancos 220 kV
El Cobre 220 kV
Miraje 220 kV Sierra Gorda 220 kV
Chacaya 220 kV
Capricornio 110 kV Kapatur 220 kV
Mejillones 220 kV Los Changos 220 y 500 kV Esmeralda 220 kV
SIC Atacama 220 kV
Aguas Blancas 220 kV
O’Higgins 220 kV
T.O Palestina 220 kV
Zaldívar 220 kV
Andes 220 kV
Domeyko 220 kV
Nueva Zaldívar 220 kV
Figura 46. Contingencias que implican un impacto relevante en 2021, localización tradicional y bajo aporte de centrales ERNC en el SING
Página 56 de 72
En el anexo 6.2.2.3 se encuentran disponible el despacho de unidades convencionales utilizado. Condición base - sin contingencias: No se identifican problemas de sobrecargas y tensión en las SSEE del sistema de transmisión del SING. Considerando contingencias: Del total de las contingencias analizadas (ver anexo 6.2.1), se observa que ocho contingencias tuvieron un impacto relevante en el sistema, según se muestra en la Figura 46. De éstas, se observa que la ausencia del aporte de las centrales ERNC en la parte norte del SING propicia que frente a la indisponibilidad de una de las líneas de transmisión que permiten abastecer la zona, pueda quedar fuera de rango la tensión en la SE Parinacota 220 kV, alcanzando valores entre 0,939 pu (ver Tabla 18) y 0,941 pu, debido a la contingencia en algún circuito de la Línea 220 kV Encuentro - Lagunas. Por otra parte, se identifica que existen contingencias que afectan las tensiones de la zona sur cordillera del SING, alcanzando tensiones entre 0,929 pu y 0,941 pu en la SE Laguna Seca 220 kV frente a contingencias en alguno de los circuitos de la Línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldívar. Sin perjuicio que este escenario no contempla la instalación de una central ERNC en la zona de SE Domeyko, en caso de instalar generación en esta SE, podría suministrar los cerca de 55 MVAr requeridos, post contingencia antes mencionada, para elevar a 0,95 pu la tensión de la SE de Laguna Seca 220 kV, los cuales son necesarios incluso considerando en operación el actual SVC de Minera Escondida. A continuación, se presenta una tabla con el detalle de las contingencias que provocan inconvenientes para el año 2021 con un bajo aporte de generación ERNC, especificando las SSEE con tensiones fuera de rango y/o líneas de transmisión que presentan algún grado de sobrecarga según corresponda: Importación Contingencia
Sobrecarga
Tensión
Línea 220 kV Lagunas - María Elena
-
0.939 pu Parinacota
Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi C1
-
0.939 pu Parinacota
Línea 220 kV Encuentro - Collahuasi C2
-
0.939 pu Parinacota
Línea 220 kV Laberinto - Nueva Zaldívar C1
-
0.941 pu Laguna Seca
Línea 220 kV Laberinto - Nueva Zaldívar C2
-
0.929 pu Laguna Seca
Línea 220 kV Encuentro - Lagunas
-
0.941 pu Parinacota
Tabla 18. Contingencias que implican un impacto relevante en 2021, localización tradicional y bajo aporte de centrales ERNC en el SING
4.2.4 Escenario año 2021 - Localización en SSEE de demanda para centrales ERNC En este escenario de análisis del año 2021, se realiza el ejercicio de redistribuir centrales ERNC - alrededor de 750 MW - cuyo emplazamiento se ubicaba en SSEE tradicionales reemplazándolas por proyectos ubicados en SSEE en la zona sur-cordillera del SING. Sin perjuicio de los cambios realizados, se mantiene el monto total de centrales ERNC analizadas para el año 2021, el cual asciende alrededor de 2000MW. En la Figura 47 se aprecia la nueva distribución de centrales de generación renovable en el SING estudiada, se aprecia claramente como el nuevo escenario contempla una importante cantidad de generación en la zona sur del SING, en particular en las cercanías a Minera Escondida y Zaldívar.
Página 57 de 72
Figura 47. Distribución de centrales ERNC para escenarios de localización en SSEE tradicionales y demanda
En el anexo 6.2.2.4 se encuentran disponible el despacho de unidades convencionales utilizado. Con esta nueva distribución de la generación ERNC en el SING, se aplica el conjunto de contingencias consideradas en el análisis de criterio N-1, anexo 6.2.1, en las líneas de transmisión del SING. A través de dicho análisis, no se identifican contingencias que impliquen sobrecarga de líneas de transmisión y tampoco se detecta que producto de alguna de estas contingencias las SSEE del SING alcancen valores tensión fuera 8 del criterio adoptado como aceptable para este análisis . A través de este análisis se evidencia que localizar generación ERNC, en las SSEE en donde se encuentran los mayores consumos de la zona sur-cordillera del SING, posibilita tener una mejor condición de seguridad del sistema, en lo referido al control de tensión, respecto de un escenario de generación que no disponga de dichas centrales. Así también, este tipo de centrales ubicadas en SSEE de grandes consumos, podrían no solo proporcionar potencia activa, de manera de mejorar las condiciones de suficiencia de la zona, sino que de igual manera podrían aportar potencia reactiva, mejorando el factor de potencia y, por lo tanto, la calidad del suministro en dichas SSEE. Contar con un aporte de potencia reactiva que esté disponible tanto de día como de noche, es una prestación que podría entregar flexibilidad al SING, considerando que la tecnología de los convertidores de potencia que utilizan las centrales ERNC tendrían la capacidad para estos fines.
8
Frente a una contingencia, las tensiones de las SSEE deberían encontrarse dentro del estado normal definido en la NTSyCS. Página 58 de 72
Otro beneficio de que las centrales ERNC puedan proveer potencia reactiva en la zona sur del SING, es que podrían liberar en parte el aporte que realizará el SVC de Minera Escondida, de manera de aumentar la capacidad de este equipo frente a contingencias o condiciones deficientes de potencia reactiva en la zona producto de otros eventos que pueda enfrentar el sistema, como por ejemplo la desconexión de una unidad generadora o una línea de transmisión. 4.2.5 Sensibilidad: Aporte reactivos línea 345 kV Salta – Andes En esta sección se muestra el resultado de la influencia de la conexión en vacío de la línea 345 kV Salta Andes en los análisis de criterio N-1 descritos en las secciones anterior. Identificando si el disponer de esta alternativa mejora las tensiones en SSEE y/o disminuye las sobrecargas en líneas de transmisión frente a contingencias en el SING. Cabe mencionar que al estar conectada en vacío la Línea 345 kV Salta - Andes, el SING cuenta con un aporte adicional de potencia reactiva que varía en un rango de 80 - 85 MVAr. En particular, se analizó el aporte de la línea en vacío para la contingencia identificada como la más crítica o exigente analizada en cada uno de los escenarios en estudio, la cual corresponde a una contingencia en el circuito N°2 de la línea 220 kV Laberinto - Nueva Zaldívar. En la Tabla 19 se muestran las tensiones registradas para la SE que presenta más desafíos en cuanto a control de tensión:
Escenario
Tensión SE 220 kV Laguna Seca [pu] Sin línea en vacío
Con línea en vacío
2018 importación desde el SIC
0,922
0,951
2018 exportación al SIC
0,934
0,958
2021 importación desde el SIC - localización tradicional
0,913
0,941
2021 exportación al SIC - localización tradicional
0,916
0,952
2021 importación desde el SIC - noche
0,929
0,955
Tabla 19. Tensiones obtenidas en SE 220 kV de Laguna Seca frente a una contingencia en el circuito N°2 de la línea 220 kV Laberinto - Nueva Zaldívar
Considerando este aporte adicional, se tiene que frente a contingencias se mejora la condición de tensión en SSEE de la zona sur-cordillera del sistema. Sin perjuicio de lo anterior y frente a la contingencia identificada como la más exigente para el SING, se tiene que para el escenario del año 2021, importando desde el SIC y con localización tradicional, dicho aporte de reactivos es insuficiente para que todas las tensión de las SSEE del sistema se mantengan dentro del rango definido como aceptable en este estudio. Asimismo, este aporte de potencia reactiva no impide que se sobrecarguen líneas de transmisión que alimentan la zona sur-cordillera, que frente a contingencias presentan sobrecargas, como sucede para la contingencia más exigente, donde para el escenario del año 2018 exportando al SIC la línea 220 kV Mejillones - O’Higgins presenta sobrecargas con o sin la línea 345 kV Salta – Andes en vacío. 4.2.6 Sensibilidad: incremento de demanda en SE Esperanza Todos los resultados presentados en las secciones 4.2.1, 4.2.2, 4.2.3, 4.2.4 y 4.2.5 no consideran un incremento de la demanda en la SE Esperanza 220 kV, el cual no fue informado en el último proceso de información de demanda de largo plazo de los Coordinados, no obstante, había sido informado en procesos anteriores. En caso que se materialice este incremento de demanda, que corresponde a un incremento del orden de 240 MW en SE Esperanza, se agudizarían algunos hallazgos mencionados anteriormente.
Página 59 de 72
En particular y respecto de las secciones precedentes, se identifica que una mayor cantidad de contingencias implicarían problemas de sobrecargas en líneas de transmisión y tensiones fuera del rango aceptable en este estudio. Frente a contingencias, líneas cercanas a SE Esperanza se verían sobrecargadas y tensiones en SSEE del sistema alcanzarían valores menores que los registrados para los análisis sin este incremento de demanda, implicando una condición sistémica más compleja, por lo que en caso de materializarse debiera ser estudiada con atención. 4.3 Monto admisible de inyección por SE Según la metodología planteada en la sección 3.3.3 se realizó el ejercicio de determinar el monto admisible de inyección de potencia que soportaría el sistema de transmisión, en algunas SSEE de interés, verificando que estas nuevas inyecciones no provocaran sobrecargas en el sistema de transmisión o problemas de tensión frente contingencias en líneas de transmisión, estableciendo cuál de éstas se convierte en una restricción para incrementar la inyección en cada zona estudiada. Dicho análisis fue realizado de manera independiente para cada SE, considerando montos de demanda, desarrollo del parque convencional y red de transmisión previstos para el año 2021. En particular, el análisis se realizó en SSEE ubicadas tanto en el norte como en el sur del SING. Las ubicaciones seleccionadas para este análisis corresponden a SSEE que a la fecha cuentan con generación renovable como también SSEE en donde a la fecha solo existen consumos conectados. Sin perjuicio de lo anterior, se mantiene un clasificación entre locación de tradicional y de demanda para los proyectos ERNC. En la Tabla 20 se muestran las potencias (MVA) que, bajo los supuestos de este estudio, son posibles inyectar en las SSEE seleccionadas. Cabe señalar, que el análisis considero una sensibilidad de un escenario 9 con menor crecimiento de demanda .
Demanda
Tradicional
SE
Importación desde el SIC [MW] Exportación hacia al SIC [MW] Menor crecimiento Menor crecimiento Demanda esperada Demanda esperada demanda demanda
Arica 110 kV
10
10
10
10
Parinacota 220 kV
135
135
132
132
Cóndores 220kV
195
195
198
198
Pozo Almonte 220kV
190
190
190
190
Lagunas 220kV
370
250
300
185
Laberinto 220 kV
730
1100
820
1000
Chuquicamata 220kV
180
180
520
280
Sierra Gorda 220kV
410
410
395
415
Esperanza 220kV
305
285
300
345
0
120
0
150
620
830
730
820
Andes 220kV Domeyko 220kV
Tabla 20. Capacidad de inyección de ERNC en MVA (valores en rojo reflejan las SSEE en las cuales existen diferencias entre el monto obtenido con la demanda esperada respecto del menor crecimiento de la demanda)
Al revisar los valores de la Tabla 20, se aprecia que existen SSEE que no presentan variaciones importantes, para los casos de importación y exportación al SIC, debido a que existe una distancia eléctrica importante 9
El escenario de menor crecimiento de demanda no contiene crecimientos en SE Zaldívar (113 MW), SE Spence (160 MW), SE Radomiro Tomic (115 MW), SE Esperanza(239 MW) e incluye un recorte del 50% (127 MW) al crecimiento de demanda en SE Lagunas.
Página 60 de 72
entre dichas SSEE y SE Los Changos. Lo anterior se refleja en los montos obtenidos para aquellas SSEE ubicadas en la zona norte del SING, en donde - además - los valores posibles a inyectar son menores a las de otras SSEE analizadas, debido a la menor demanda local y bajo enmallamiento del sistema de transmisión en esa zona del SING. Asimismo, se aprecia que al ir incrementando la inyección en las SSEE de la zona norte, la tensión de las mismas comienza a subir, lo que limita la máxima inyección debido a que se estableció que las tensiones no pueden superar el rango definido para estado normal en la NTSyCS. Un ejemplo de lo anterior es lo verificado en S/E Arica, la cual arrojó el menor monto de inyección dentro del subconjunto de SSEE analizadas, en donde solo se pudo inyectar 10 MVA, valor que puede ser incrementado hasta alrededor de 28 MW si se considera que dicha central ERNC absorbe al menos 8 MVAr, de manera tal que se mantenga la tensión de la SE en el rango mencionado anteriormente. Así también, cabe destacar que para alcanzar los valores de las SSEE 220 kV Parinacota y Cóndores fue necesario desconectar los condensadores ubicados en dicha zona y conectar los reactores disponibles, de manera de disminuir la tensión en dichas SSEE. Al revisar los valores obtenidos para SSEE del centro y sur del SING, se aprecia como los valores son considerablemente mayores a los registrados para la zona norte del sistema, destacando los valores obtenidos para las SSEE: Laberinto, Domeyko, Sierra Gorda y Chuquicamata, los cuales son los más elevados dentro de las SSEE analizadas. Lo anterior debido a los elevados consumos mineros conectados en dichas SSEE y al enmallamiento de estas SSEE con el resto del SING. En SE Esperanza se determinó que podían ser inyectados en torno a 300 MVA, independiendo de la dirección del flujo de intercambio con el SIC, y ante escenario de menor crecimiento de demanda el monto admisible se reduce a 285 MVA en caso de importación y aumenta a 345 MVA en caso de exportación al SIC, respectivamente. Para los escenarios de exportación del SING al SIC se aprecia que en las SSEE 220 kV Chuquicamata, Laberinto y Domeyko existe entre 90 MW y 340 MW de potencia admisible adicional, respecto de los casos en que se importa energía desde el SIC. Por el contrario, en SE Lagunas se obtiene una disminución de 70 MW en el monto admisible. De acuerdo a lo anterior, la dirección del flujo a través de dicha interconexión impone cierta distribución de flujo en las líneas de transmisión del SING adyacentes eléctricamente a S/E Los Changos, permitiendo que en caso de exportación al SIC los montos máximos a inyectar en estas SSEE sean mayores a los alcanzados para escenarios de importación desde el SIC. Caso especial es el de SE Andes, en donde no fue posible inyectar generación renovable adicional a la existente, independiente del sentido del intercambio con el SIC. Lo anterior, debido a que los escenarios de demanda considerados contemplaban un incremento en la demanda de Minera Zaldívar que sumado a una inyección de generación adicional en SE Andes implicaba sobrecargar la línea 220 kV Nueva Zaldívar Zaldívar. Distinta es la situación si se realiza una sensibilidad a la demanda de Minera Zaldívar, en donde no se considere el incremento proyectado de alrededor de 100 MW, en dicho caso es posible conectar nueva generación renovable en S/E Andes por un monto cercano a 120 MVA y 150 MVA para los casos de importación y exportación al SIC respectivamente. En general, en el escenario de menor crecimiento de demanda, las principales variaciones en los montos admisibles respecto a la demanda esperada se da en las siguientes SSEE: Lagunas, Chuquicamata, Laberinto, Andes y Domeyko. Dichas variaciones podrían significar aumentos de 370 MW (SE Laberinto, caso importación) y una disminución de 240 MW (SE Chuquicamata, caso exportación) respecto del monto admisible de inyección obtenido en el escenario de demanda esperada, respectivamente. En el anexo 6.3, en particular en la Tabla 27 y Tabla 28, se puede revisar el detalle de la contingencia y elemento de transmisión que imponen una limitación a la capacidad de inyección en cada una de las SSEE analizadas. Es de gran importancia enfatizar que los montos de inyección adicional que el sistema podría recibir en las SSEE analizadas tienen un carácter referencial, debido a que fueron concebidos poniendo énfasis en asegurar el cumplimiento del criterio N-1 en líneas de transmisión y valores de tensión de SSEE dentro del Página 61 de 72
rango de estado normal definido en la NTSyCS. En caso de estudiar la posibilidad de materializar las capacidades presentadas en este estudio, el interesado debe revisar, entre otros aspectos, las capacidades disponibles en barras, espacios físicos en SSEE, requerimiento de modificaciones de equipos tales como interruptores, transformadores de medida, etc. Así también, los valores de capacidad de inyección calculados para algunas SSEE son fuertemente dependientes de los despachos de generación convencional utilizados, debido al reordenamiento de los flujos dentro del sistema de transmisión frente al despacho de una u otra central. Asimismo, estos valores de capacidad de inyección fueron determinados simulando una condición de día y verano, con la consecuente elevada temperatura ambiente, por lo que la capacidad del sistema de transmisión es menor a otros horarios del día y estaciones del año. Esta situación es representativa de las centrales solares fotovoltaicas, donde su máxima inyección ocurre en las horas de mayor temperatura y, por tanto, menor capacidad de las líneas de transmisión. En horas de radiación solar es baja (menor temperatura y más capacidad de transmisión), otros proyectos podrían aportar generación en dichas horas, tales como proyectos de centrales de bombeo, eólicas, geotérmicas, etc. Para finalizar, es importante recalcar que los montos determinados de capacidad de inyección podrían ser mayores si se considera un requerimiento de potencia reactiva para las centrales renovables, dicho aumento es relativo y dependerá de las características de la demanda y sistema de transmisión que conecta cada SE analizada con el sistema.
Página 62 de 72
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 Conclusiones
El sistema de transmisión del SING del año 2018 y 2021 permite la integración de los escenarios de inyección ERNC evaluados, en términos de que no se obtiene una peor condición en cuanto al control de tensión y cargabilidad del sistema de transmisión. Sin embargo, se obtiene un uso más eficiente del sistema de transmisión del SING al considerar una localización de los proyectos ERNC en torno a SSEE demanda, lo que se traduce mayores montos admisibles de inyección ERNC para dichas SSEE.
Sumado a lo anterior, la localización de proyectos ERNC en las SSEE de demanda presenta beneficios en la seguridad del SING respecto de la localización en SSEE tradicionales, debido a los siguientes aspectos: 1.
Menor cargabilidad del sistema de transmisión al reducir flujos máximos en la zona norte, centro y sur-cordillera para condiciones normales de operación y ante indisponibilidad (N1) del sistema de transmisión.
2.
Mejor control de tensión en las SSEE de demanda al utilizar de mejor forma las prestaciones que podrían brindar las ERNC. Al respecto, es trascendental inyectar potencia reactiva tanto en las horas de día como en las de noche.
Sin perjuicio de lo anterior, para viabilizar estos montos admisibles de inyección ERNC es necesario analizar aspectos fuera del alcance de este estudio, tales como: espacio en SSEE, capacidad de barras, entre otros. Sumado a lo anterior, los montos admisibles de inyección ERNC en SSEE con localización de demanda triplica los montos admisibles promedio en SSEE con localización tradicional.
Respecto a los CMg’s, conforme a lo montos ERNC evaluados, existe una clara tendencia intradiaria de los CMg’s de acuerdo al perfil de la inyección ERNC, siendo menores en el horario en que se produce la mayor inyección ERNC.
La flexibilidad del flujo por la interconexión del SING con el SIC presenta beneficios importantes para admitir los montos de generación ERNC considerados en el presente estudio, así como, para evitar efectos indeseados de descalces entre la entrada/salida de bloques de generación ERNC, requerimientos de exportación de energía hacia el SIC y/o variaciones intra-diaria de la demanda del SING.
5.2 Recomendaciones A continuación se exponen las recomendaciones que se establecen a partir del presente estudio:
Página 63 de 72
Profundizar en los análisis tendientes a facilitar una conexión de proyectos de generación ERNC en zonas con mayor cantidad de demanda minera para aprovechar los beneficios identificados en el presente estudio.
Estudiar y evaluar los criterios de planificación y operación integrada del SING con el SIC producto de la interconexión a efectos de que ésta se transforme en un recurso adicional para entregar mayor flexibilidad al nuevo Sistema Interconectado Nacional, facilitando así una integración segura y eficiente de centrales ERNC.
Evaluar alternativas tecnológicas que permitan flexibilizar el parque generador convencional y el sistema de transmisión para aumentar la eficiencia en la operación del SING y evitar vertimiento de energía de centrales ERNC.
Aprovechar las fortalezas del AGC (en desarrollo) del CDEC-SING para facilitar el control simultáneo de exportaciones desde el SING hacia el SIC y SADI con el ingreso/salida de energía solar fotovoltaica o durante los periodos de demanda de punta del SING.
Evaluar el uso de capacidad dinámica del sistema de transmisión a efectos de aprovechar de forma más eficiente las líneas de transmisión con flujos altos e incertidumbre diaria en los flujos de potencia a causa de generación renovable. Por ejemplo, los proyectos ERNC considerados en zona Calama corresponden principalmente a proyectos eólicos. Al respecto, teniendo presente que en situaciones de máxima inyección de centrales eólicas es esperable una mejor condición de ventilación de la línea que conecta dicha zona con el sistema de transmisión, sería factible el aumento de la capacidad de transmisión en forma transitoria producto de esta situación.
En los horarios que existe recurso primario, realizar un seguimiento a las centrales ERNC que se encuentran en operación a efectos de que éstas inyecten la potencia reactiva consignada de acuerdo a la curva PQ requerida por la NTSyCS. En los horarios donde no existe recurso primario (horas de noche para centrales solares), evaluar la capacidad de que las centrales ERNC puedan realizar un control de tensión e instruirlo mediante la regulación de los SSCC, en caso de que resulte necesario para el adecuado control de tensión del SING.
5.3 Trabajos futuros
Evaluar la estabilidad dinámica del SING, por ejemplo: o
Estabilidad de frecuencia ante la acción conjunta del control por sobrefrecuencia de las centrales ERNC para excursiones de frecuencia sobre 50,2 Hz (artículo 3-16 NTSyCS).
o
Pérdida y/o alta variabilidad intra-horaria de un bloque significativo de centrales solares fotovoltaica producto de eventos de alta nubosidad.
Analizar alternativas del volumen (MW) y localización de reservas operativas del SING y del nuevo Sistema Interconectado Nacional, para escenarios de alta integración de ERNC, considerando criterios de seguridad y eficiencia.
Estudiar como la flexibilidad de la demanda y/o sistemas de almacenamiento pueden facilitar la integración segura y eficiente de centrales ERNC en el SING y en el nuevo Sistema Interconectado Nacional.
Página 64 de 72
BIBLIOGRAFÍA
[1] CDEC-SING, «Balance Anual ERNC,» 2014. [2] CDEC-SING, Efectos Técnico-Económicos de la Integración de Energía Eólica y Solar en el SING: Escenario año 2017, 2015. [3] CNE, «Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio,» Septiembre 2015. [4] CDEC-SING, «Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión SING,» Septiembre 2015. [5] CNE, «Actualiza y comunica obras de generación y transmisión en construcción,» Resolución Exenta, Santiago, Mayo 2015. [6] CNE, «Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo,» Abril 2015. [7] Ministerio de Energía, «Renovables http://antiguo.minenergia.cl/.
no
Convencionales,»
2014.
[En
línea].
Available:
Página 65 de 72
6. ANEXO
6.1 Costos de combustibles Para las unidades generadoras convencionales los valores de consumo específico, costo de combustibles, costo variable no combustible y costo variable son los siguientes:
Propietario
Central
DIESEL ARICA
DIESEL IQUIQUE
Unidad
Tipo de Combusti ble
Unidad Consumo Específico
Consumo Específico
Unidad Costo de Comb.
Costo de Comb.
C.Var. No Comb. [USD/MWh]
C. Var. [USD/MWh]
GMAR
Diesel
[m3/MWh]
0.2948
[USD/m3]
550.68
9.2
171.55
M1AR
Diesel
[m3/MWh]
0.3016
[USD/m3]
550.68
9.2
175.31
M2AR
Diesel
[m3/MWh]
0.3007
[USD/m3]
550.68
9.2
174.79
MIIQ
Diesel
[m3/MWh]
0.3015
[USD/m3]
541.4
9.9
173.15
SUIQ
Diesel
[m3/MWh]
0.326
[USD/m3]
541.4
9.9
186.4
TGIQ
Diesel Diesel Fuel Oil Nro. 6 Diesel Fuel Oil Nro. 6 Carbón
[m3/MWh]
0.3807
[USD/m3]
541.4
1.7
207.82
[ton/MWh]
0.257
[USD/ton]
460.33
7.9
126.21
[ton/MWh]
0.2276
[USD/ton]
457.94
4.7
108.93
[ton/MWh]
0.435
[USD/ton]
71.42
2.08
33.15
[ton/MWh]
0.4154
[USD/ton]
71.42
2.56
32.23
[MBtu/MWh]
7.108
[USD/Mbtu]
4.86
4.65
39.16
[m3/MWh]
0.2482
[USD/m3]
547.32
7.21
143.07
[ton/MWh]
0.2972
[USD/ton]
410.2
1.19
123.12
[ton/MWh]
0.2972
[USD/ton]
410.2
1.19
123.12
MAIQ
MSIQ CTM1 TERMO ELÉCTRICA MEJILLONES
CTM2 CTM3 GNL CTM3d
U12
Carbón Gas Natural Diesel Fuel Oil Nro. 6 Fuel Oil Nro. 6 Carbón
[ton/MWh]
0.5113
[USD/ton]
80.31
2.97
44.03
U13
Carbón
[ton/MWh]
0.4887
[USD/ton]
80.31
2.97
42.22
U14
Carbón
[ton/MWh]
0.451
[USD/ton]
80.31
2
38.22
U15
[ton/MWh]
0.4343
[USD/ton]
80.31
2
36.88
[MBtu/MWh]
6.702
[USD/Mbtu]
4.86
6.37
38.91
U16d
Carbón Gas Natural Diesel
[m3/MWh]
0.195
[USD/m3]
548.8
85.35
192.37
TG1
Diesel
[m3/MWh]
0.398
[USD/m3]
548.8
0.99
219.41
TG2
[m3/MWh]
0.398
[USD/m3]
548.8
0.99
219.41
[MBtu/MWh]
12.3781
[USD/Mbtu]
4.86
0.99
61.09
[m3/MWh]
0.314
[USD/m3]
548.8
0.99
173.31
[ton/MWh]
0.2249
[USD/ton]
416.68
12.66
106.38
IEM 1
Diesel Gas Natural Diesel Fuel Oil Nro. 6 Carbón
[ton/MWh]
0.3965
[USD/ton]
95.32
6
43.79
CTA
Carbón
[ton/MWh]
0.3971
[USD/ton]
73.23
5.91
34.99
CTH
Carbón
[ton/MWh]
0.3863
[USD/ton]
69.82
5.74
32.71
NTO1
Carbón
[ton/MWh]
0.4008
[USD/ton]
71.1
1.66
30.16
U10
E-CL
U11
TERMO ELÉCTRICA TOCOPILLA
U16 GNL
TG3 GNL TG3d
ANDINA
HORNITOS
AES GENER
DIESEL TAMAYA IEM CENTRAL TÉRMICA ANDINA CENTRAL TÉRMICA HORNITOS TERMO ELÉCTRICA NORGENER ANGAMOS
TAMAYA
NTO2
Carbón
[ton/MWh]
0.397
[USD/ton]
71.1
1.63
29.86
ANG I
Carbón
[ton/MWh]
0.419
[USD/ton]
87.88
5.63
42.45
ANG II
Carbón
[ton/MWh]
0.419
[USD/ton]
87.88
4.22
41.04
Página 66 de 72
Cochrane
CELTA
ENAEX
TERMO ELÉCTRICA TARAPACÁ DIESEL ENAEX
COC1
Carbón
[ton/MWh]
0.425
[USD/ton]
95.32
6
46.51
COC2
Carbón
[ton/MWh]
0.425
[USD/ton]
95.32
6
46.51
CTTAR
Carbón
[ton/MWh]
0.446
[USD/ton]
71.3
1.4
33.2
TGTAR
Diesel
[m3/MWh]
0.3929
[USD/m3]
532.41
0.41
209.61
CUMMIN S
Diesel
[m3/MWh]
0.3529
[USD/m3]
538.33
14
204
Diesel Gas Natural Diesel
[m3/MWh]
0.3882
[USD/m3]
538.33
15
224
[MBtu/MWh]
7.5029
[USD/Mbtu]
13.9
4.39
108.68
DEUTZ CC1 GNL
GAS ATACAMA
ATACAMA
CC1d
ENOR
MANTOS BLANCOS NORACID
INACAL DIESEL ZOFRI ESTANDAR TES DIESEL MANTOS BLANCOS
0.2152
[USD/m3]
567.82
7.83
130.03
7.5029
[USD/Mbtu]
13.9
4.39
108.68
[m3/MWh]
0.2152
[USD/m3]
567.82
7.83
130.03
[ton/MWh]
0.2312
[USD/ton]
596.7
9.06
147.04
[m3/MWh]
0.3376
[USD/m3]
568.2
5
196.85
ZOFRI_1 ZOFRI_2
Diesel
[m3/MWh]
0.3376
[USD/m3]
568.2
2
193.85
ZOFRI_3
Diesel
[m3/MWh]
0.2647
[USD/m3]
568.2
23.03
173.44
Diesel
[m3/MWh]
0.2763
[USD/m3]
568.2
17.28
174.25
[ton/MWh]
0.2368
[USD/ton]
696.09
9
173.83
-
-
-
-
1.98
1.98
CC2d INACAL
[m3/MWh] [MBtu/MWh]
Gas Natural Diesel Fuel Oil Nro. 6 Diesel
CC2 GNL
INACAL
ESTANDA RTES MIMB
Diesel Fuel Oil Nro. 6 Calor Residual
NORACID
NORACID
ON GROUP
INGENOVA
INGENOV A
Diesel
[m3/MWh]
0.3088
[USD/m3]
718.92
14.15
236.15
TECNET
LA PORTADA
PORTADA
Diesel
[ton/MWh]
0.2485
[USD/ton]
680.65
16.07
185.21
KELAR
Gas Natural
[MBtu/MWh]
7.208
[USD/Mbtu]
8.16
3.2
62.02
BHP BILLITON
KELAR
Tabla 21. Consumo específico, costo de combustibles, costos variables no combustibles y costos variables de las unidades generadoras del SING, según [6]. En el caso de centrales generadoras ERNC su costo variable considerado según [6] es de 7,7 USD/MWh para centrales eólicas y 6 USD/MWh para centrales solares fotovoltaicas. 6.2 Análisis de seguridad de criterio N-1 6.2.1 Contingencias análisis de seguridad de criterio N-1 A continuación se presenta el listado de las contingencias evaluadas para los escenarios del 2018 en el desarrollo del análisis de seguridad de criterio N-1:
Lista de Contingencias 220 kV Chuquicamata - Salar 110 kV Central Diesel Tamaya - Salar 110 kV Central Tocopilla - A Circuito N°1 110 kV Central Tocopilla - A Circuito N°2 110 kV Central Diesel Tamaya - A 220 kV Cóndores - Parinacota 66 kV Iquique - Pozo Almonte Circuito N°1
Página 67 de 72
66 kV Iquique - Pozo Almonte Circuito N°2 220 kV Lagunas - Pozo Almonte 220 kV Norgener - Crucero Circuito N°1 220 kV Norgener - Crucero Circuito N°2 220 kV Central Tocopilla - Crucero Circuito N°1 220 kV Central Tocopilla - Crucero Circuito N°2 220 kV Chacaya - Crucero 220 kV Encuentro - Nueva Crucero Encuentro Circuito N°1 220 kV Encuentro - Nueva Crucero Encuentro Circuito N°2 220 kV Crucero - Nueva Crucero Encuentro Circuito N°1 220 kV Crucero - Nueva Crucero Encuentro Circuito N°2 220 kV Crucero - Laberinto Circuito N°1 220 kV Crucero - Laberinto Circuito N°2 220 kV Crucero - Salar 220 kV Crucero - Chuquicamata 220 kV Crucero - Lagunas Circuito N°1 220 kV Crucero - Lagunas Circuito N°2: Crucero - María Elena 220 kV Crucero - Lagunas Circuito N°2: Lagunas - María Elena 220 kV Encuentro - Collahuasi Circuito N°1 220 kV Encuentro - Collahuasi Circuito N°2 220 kV Atacama - Encuentro Circuito N°1: Atacama - Miraje 220 kV Atacama - Encuentro Circuito N°1: Miraje - Encuentro 220 kV Atacama - Encuentro Circuito N°2: Atacama - Miraje 220 kV Atacama - Encuentro Circuito N°2: Miraje - Encuentro 220 kV Encuentro - El Tesoro 220 kV Andes - Nueva Zaldívar Circuito N°1 220 kV Andes - Nueva Zaldívar Circuito N°2 220 kV Laberinto - Andes 220 kV Laberinto - El Cobre 220 kV Kapatur - Laberinto Circuito N°1 220 kV Kapatur - Laberinto Circuito N°2 220 kV Laberinto - Mantos Blancos 220 kV Laberinto - Nueva Zaldívar Circuito N°1 220 kV Laberinto - Nueva Zaldívar Circuito N°2 220 kV Chacaya - El Cobre Circuito N°1 220 kV Chacaya - El Cobre Circuito N°2 220 kV El Cobre - Esperanza Circuito N°1 220 kV El Cobre - Esperanza Circuito N°2 220 kV Encuentro - Lagunas Circuito N°1
Página 68 de 72
220 kV Encuentro - Lagunas Circuito N°2 220 kV Tarapacá - Lagunas Circuito N°1 220 kV Tarapacá - Lagunas Circuito N°2 220 kV Lagunas - Collahuasi Circuito N°1 220 kV Lagunas - Collahuasi Circuito N°2 220 kV Kapatur - O'Higgins Circuito N°1 220 kV Kapatur - O'Higgins Circuito N°2
Tabla 22. Contingencias realizadas para los escenarios de 2018 Para los escenarios del año 2021, a las contingencias de la Tabla 22 se le agregan las siguientes contingencias: 1. 2.
500 kV Los Changos - Nueva Crucero Encuentro Circuito N°1 500 kV Los Changos - Nueva Crucero Encuentro Circuito N°2
6.2.2 Despacho de unidades convencionales 6.2.2.1 Año 2018 Unidad
Importación
Exportación
ANG1
-
263
ANG2
150
263
CTA
100
157
CTH
100
158
CTM1
90
149
CTM2
90
154
CTTAR
100
140
Cochrane 1
-
263
Cochrane 2
-
200
Kelar TG1
-
172
Kelar TG2
-
172
Kelar TV1
-
162
NTO1
130
133
NTO2
130
133
PAM
20
20
U14
75
-
U15
75
116
U16
214
159
Total
1274
2814
Tabla 23. Para los casos de importación y exportación al SIC, potencia activa despachada en unidades convencionales en servicio (en MW)
Página 69 de 72
6.2.2.2 Año 2021: Localización tradicional para centrales ERNC Unidad
Importación
Exportación
ANG1
-
263
ANG2
-
263
CTA
100
157
CTH
100
158
CTM1
90
149
CTM2
154
154
CTTAR
100
140
Cochrane 1
-
150
IEM
-
350
Kelar TG1
-
172
Kelar TG2
-
172
Kelar TV1
-
160
NTO1
65
133
NTO2
65
133
PAM
20
20
U13
-
80
U14
75
122
U15
75
116
U16
224
240
Total
1068
3132
Tabla 24. Para los casos de importación y exportación al SIC, potencia activa despachada en unidades convencionales en servicio (en MW) 6.2.2.3 Bajo aporte generación ERNC Unidad
Importación
ANG1
263
ANG2
263
CTA
157
CTH
158
CTM1
149
CTM2
154
CTTAR
140
CTM3
226
Kelar TG1
172
Kelar TG2
172
Kelar TV1
160
Página 70 de 72
NTO1
65
NTO2
65
PAM
20
U13
80
U14
122
U15
116
U16
241
Total
2723
Tabla 25. Para el caso de importación desde el SIC, potencia activa despachada en unidades convencionales en servicio (en MW)
6.2.2.4 Año 2021: Localización en SSEE de demanda para centrales ERNC Unidad
Importación
Exportación
ANG1
-
263
ANG2
-
263
CTA
100
157
CTH
100
158
CTM1
90
149
CTM2
90
154
CTTAR
100
140
IEM
-
350
Kelar TG1
-
172
Kelar TG2
-
172
Kelar TV1
-
160
NTO1
65
135
NTO2
65
135
PAM
20
20
U12
-
80
U13
-
80
U14
75
122
U15
75
116
U16
268
258
Total
1048
3084
Tabla 26. Para los casos de importación y exportación al SIC, potencia activa despachada en unidades convencionales en servicio (en MW)
Página 71 de 72
6.3 Análisis de capacidad de inyección ERNC en el SING 6.3.1 Detalle de resultados SE
Capacidad de inyección Importando desde el SIC (MW)
Contingencia limitante
Arica 110 kV
10
Zona con criterio N
Parinacota 220 kV
135
Zona con criterio N
Cóndores 220kV
195
Zona con criterio N
Pozo Almonte 220kV
190
Zona con criterio N
Lagunas 220kV
370
Chuquicamata 220kV
180
Sierra Gorda 220kV
410
Esperanza 220kV
305
Laberinto 220 kV
730
Andes 220kV
0
Domeyko 220kV
620
Línea 220kV Lagunas - Collahuasi C1 Transformador S/E Chuquicamata 220/100 N°1 Línea 220kV Encuentro - Sierra Gorda C1 Línea 220kV El Cobre - Esperanza C1 Línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldivar C2 Línea 220kV Andes - Nueva Zaldivar C1 Línea 220kV Domeyko - Sulfuros
Elemento en servicio limitante Tensión en límite superior en SE de Arica 110kV Capacidad Línea 220kV Parinacota Cóndores Capacidad Línea 220kV Cóndores Tarapacá Capacidad Línea 220kV Pozo Almonte Lagunas Capacidad Línea 220kV Lagunas Collahuasi C2 Transformador S/E Chuquicamata 220/100 N°2 Capacidad Línea 220kV Encuentro Sierra Gorda C2 Capacidad Línea 220kV El Cobre Esperanza C2 Capacidad Línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldivar C1 Capacidad Línea 220kV Nueva Zaldivar Zaldívar Capacidad Línea 220kV Domeyko Escondida
Tabla 27. Resultados del análisis de máxima inyección (en MW) para escenario de importación desde el SIC SE
Capacidad de inyección Exportando al SIC (MW)
Arica 110 kV
10
Parinacota 220 kV
132
Cóndores 220kV
198
Pozo Almonte 220kV
190
Lagunas 220kV
300
Chuquicamata 220kV
520
Sierra Gorda 220kV
395
Esperanza 220kV
300
Laberinto 220 kV
820
Andes 220kV
0
Domeyko 220kV
730
Contingencia limitante
Elemento en servicio limitante
Tensión en límite superior en SE de Arica 110kV Capacidad Línea 220kV Parinacota Zona con criterio N Cóndores Capacidad Línea 220kV Cóndores Zona con criterio N Tarapacá Capacidad Línea 220kV Pozo Almonte Zona con criterio N Lagunas Capacidad Línea 220kV Lagunas Línea 220kV Lagunas - Collahuasi C1 Collahuasi C2 Transformador S/E Chuquicamata Transformador S/E Chuquicamata 220/100 N°1 220/100 N°2 Línea 220kV Encuentro - Sierra Capacidad Línea 220kV Encuentro Gorda C1 Sierra Gorda C2 Capacidad Línea 220kV El Cobre Línea 220kV El Cobre - Esperanza C1 Esperanza C2 Línea 220kV Laberinto - Nueva Capacidad Línea 220kV Laberinto - Nueva Zaldivar C2 Zaldivar C1 Línea 220kV Andes - Nueva Zaldivar Capacidad Línea 220kV Nueva Zaldivar C1 Zaldívar Capacidad Línea 220kV Domeyko Línea 220kV Domeyko - Sulfuros Escondida Zona con criterio N
Tabla 28. Resultados del análisis de máxima inyección (en MW) para escenario de exportación al SIC
Página 72 de 72
