impacto de los sistemas de almacenamiento de energía en la

www.coordinador.clwww.coordinador.cl

Impacto de los Sistemas de Almacenamiento de

Energía en la Operación del Sistema Eléctrico

Nacional

Ernesto Huber

Coordinador Eléctrico Nacional

www.coordinador.cl

Agenda

❑ Sistema Eléctrico Chileno

❑ Sistemas de Almacenamiento de Energía: Hidro, BESS

❑ Condiciones de Operación del Sistema

❑ Desafíos “futuros”

❑ Comentarios finales

3www.coordinador.cl Coordinamos la Energía de Chile@coord_electrico YouTube Linkedin

NATIONAL ELECTRIC COORDINATOR: CHILEAN ISO

Chile has a long

electric grid


Chile in comparison


Electric Systems – TotalNational System (2018)

• Installed Capacity: 24,487 MW (+3.2%)

• Energy Generated: 76,526 GWh (+3.1%)

• Peak Demand: 10,570 MW (+3.6%)

• ISO: Coordinador Eléctrico Nacional

11

SEN

3.100 km

Capacity & energy by fuel type

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Thermal Hydro Solar Wind Geothermal

Installed capacity MW Energy generated GWh

www.coordinador.cl

Agenda


❑ Sistemas de Almacenamiento de Energía: Hidro,

BESS





Sistemas de Almacenamiento de Energía

Embalse

Volante de inercia

Bancos de baterías

Concentrador Solar

Almacenamiento mediante

Centrales de bombeo


(*)

• Laja: considera la energíagenerada por la serie El Toro,Antuco, Rucúe y Quilleco.

• La Invernada: considera laenergía generada por la serieCipreses, Isla, Curillinque yLoma Alta.

• Colbún: considera la energíagenerada por la serie Colbún,Machicura y San Ignacio.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

(GW

h)

ENERGÍA EMBALSADA EN EL SEN 1994-2018 (*)

LAJA (*)

LA INVERNADA (*)

COLBUN (*)

RAPEL

CHAPO

RALCO

EMBALSE MELADO

EMBALSE PANGUE

Embalses - Almacenamiento de Energía


Energía Afluente - Almacenamiento de Energía

Escasez hídrica

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.0006

0-6

1

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2

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3

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4

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5

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1

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3

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4

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5

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6

76-7

7

77-7

8

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1

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2

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5

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6

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1

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3

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4

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5

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6

96-9

7

97-9

8

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9

99-0

0

00-0

1

01-0

2

02-0

3

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4

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5

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6

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7

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8

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9

09-1

0

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1

11-1

2

12-1

3

13-1

4

14-1

5

15-1

6

16-1

7

17-1

8

[GWh]

AÑO HIDROLÓGICO

Energía afluente anual al Sistema

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

72-7

3

82-8

3

65-6

6

80-8

1

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3

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8

05-0

6

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4

86-8

7

66-6

7

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3

78-7

9

84-8

5

01-0

2

00-0

1

79-8

0

87-8

8

95-9

6

75-7

6

61-6

2

91-9

2

94-9

5

63-6

4

09-1

0

81-8

2

69-7

0

08-0

9

71-7

2

73-7

4

74-7

5

83-8

4

04-0

5

60-6

1

03-0

4

85-8

6

70-7

1

67-6

8

76-7

7

88-8

9

99-0

0

11-1

2

14-1

5

15-1

6

90-9

1

64-6

5

89-9

0

17-1

8

10-1

1

13-1

4

07-0

8

12-1

3

62-6

3

16-1

7

96-9

7

68-6

9

98-9

9

[GWh]

AÑO HIDROLÓGICO

Energía afluente anual al Sistema

18-19

82%

Pbb.Exc

1 0www.coordinador.cl Coordinamos la Energía de Chile@coord_electrico YouTube Linkedin

Necesidad de BESS en el SEN (previos a la interconexión – año 2007)

Nace como una necesidad particular en el Sistema Interconectado del Norte Grande considerando

• Baja capacidad de aporte de las unidades carboneras al CPF (entre 1 y 3 MW/min)

• Tasas de variación de demanda de hasta 12 MW/min

Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías - BESS


Uso de BESS en el SEN


Requerimientos SING al año 2007

➢ Todas las unidades deben asegurar su

aporte al CPF, comprometido según

tecnología.

➢ Para eso las unidades generadores deben

operar a una capacidad máxima menor a

la capacidad nominal.

➢ Estudio establece que para garantizar el

aporte de CPF:

▪ Unidades térmicas a carbón deben

mantener al menos un 7% de reserva

en giro.

▪ Ciclos Combinados deben mantener

entre un 10 a 15% de reserva en giro

para evitar restricción por activación

del control de temperatura.

Res_Primaria

Res_Giro_Util

Capacidad utilizada Mín. Técnico

Despacho actual

Potencia Máxima de Despacho

Potencia Máxima (Nominal)

Reserva Total

Res_Pronta

Res_Detenida_CP

Reserva pronta disponible en tiempos de 0 a 15 minutos

Reserva fría disponible en tiempos de 15 a 120 minutos

Reserva F/S

RG para CSF

RG para garantizar CPF

(7 al 15 % )

Nivel 0

Rango regulación

Oportunidad para reemplazar el aporte al CPF, a través del BESS, logrando subir el

despacho máximo desde el 93% al 96% para el caso de unidades carboneras.



B E S S e n e l S E N

BESS Cochrane 20

MW(octubre 2016)

BESS Angamos 20

MW(febrero 2012)

BESS Andes 12,8

MW(marzo 2009)

BESS Arica 2

MW(en pruebas)

1 3www.coordinador.cl Coordinamos la Energía de Chile@coord_electrico YouTube Linkedin 13

Principales características de los BESS instalados

BESS COCHRANE

Ajuste S/E Angamos S/E Andes S/E Cochrane

Frec. Activación UF [Hz] 49,8 49,8 49,6

Frec. Desactivación UF [Hz] 49,9 49,9 49,7

Frec. Activación OF [Hz] 50,3 50,3 50,4

Frec. Desactivación OF [Hz] 50,1 50,1 50,3

Estado de Carga SOC 75% (5MWh) 75% (3,2MWh) 75% (5MWh)

Etapas y capacidad 10 eq., 2 MW c/u 8 eq., 1,6 MW c/u 10 eq. 2 MW c/u

Inyección de potencia 20 MW@15 min 12,8 MW@15 min 20 MW @ 15 min

Absorción de potencia 20 MW@ 3 min 12,8 MW@3 min 20 MW@ 3 min


Respuesta de los BESS – Casos reales 1

49,30

49,50

49,70

49,90

50,10

50,30

50,50

50,70

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

17:2

1:0

0

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1:3

0

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2:0

0

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2:3

0

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3:0

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3:3

0

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0

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4:3

0

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0

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5:3

0

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6:0

0

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0

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7:3

0

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0

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8:3

0

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0

17:2

9:3

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0:0

0

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0:3

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17:3

1:0

0

17:3

1:3

0

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2:0

0

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2:3

0

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3:0

0

17:3

3:3

0

17:3

4:0

0

Fre

cu

en

cia

[H

z]

Po

ten

cia

Acti

va [

MW

]

Aporte BESS vs Tiempo

BESS ANGAMOS

BESS ANDES

BESS COCHRANE

Frecuencia

Salida intempestiva CTA 140 MW

09/08/2016 17:22:00 (pre-interconexión)



Salida intempestiva Central Cochrane 200

MW

12/08/2016 16:10:00 (pre-interconexión)

49,30

49,50

49,70

49,90

50,10

50,30

50,50

50,70

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

16:0

9:0

0

16:0

9:3

0

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0:0

0

16:1

0:3

0

16:1

1:0

0

16:1

1:3

0

16:1

2:0

0

16:1

2:3

0

16:1

3:0

0

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3:3

0

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4:0

0

16:1

4:3

0

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0

16:1

5:3

0

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0

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0

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0

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0

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0

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0

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0

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0:3

0

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1:0

0

16:2

1:3

0

16:2

2:0

0

Fre

cu

en

cia

[H

z]

Po

ten

cia

Acti

va [

MW

]


BESS ANGAMOS

BESS ANDES

BESS COCHRANE

Frecuencia



Sobrefrecuencia pérdida de 800 MW aprox

07/11/2018 17:21:00

49,1

49,3

49,5

49,7

49,9

50,1

50,3

50,5

50,7

50,9

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

17:20:00 17:27:12 17:34:24 17:41:36 17:48:48 17:56:00

Fre

cuen

cia [

Hz[

Po

ten

cia

Acti

va [

MW

]


BESS ANGAMOS

BESS ANDES

BESS COCHRANE

Frecuencia



Salida intempestiva Central IEM 381 MW

03/12/2018 05:40:00

49,3

49,5

49,7

49,9

50,1

50,3

50,5

50,7

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

5:37:00 5:38:26 5:39:53 5:41:19 5:42:46 5:44:12 5:45:38

Fre

cu

en

cia

[H

z[

Po

ten

cia

Acti

va [

MW

]


BESS ANGAMOS

BESS ANDES

BESS COCHRANE

Frecuencia

www.coordinador.cl

Agenda





❑ Comentarios Finales

www.coordinador.cl

Interconexión en 500 kVhasta S/E N. Cardones

Tx.max (sist.500kV)=200 MW


Noviembre-Diciembre 2017

www.coordinador.cl

Interconexión en 500 kVhasta S/E N. Maitencillo



Enero - Abril 2018

www.coordinador.cl

Interconexión en 500 kVhasta S/E Pan de Azúcar



Mayo 2018


Restricciones de Transmisión

Fuente: Resumen Ejecutivo Operación, 5 de septiembre de 2018

Zona Norte

Chico:

D.Almagro -

Los Vilos

Dda: 900 MW

-1.000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

LosChangos500->Cumbres500 PAzucar220->Sur

0

500

1.000

1.500

2.000

Norte de P. de Azúcar

Pasadas Térmico Eólicas Solar

Zona Norte

Grande: Arica

– CumbresDda: 2500 MW

900 MW

400 MW

Nuevos

Mínimos

Técnicos

Reducción

Z.Norte:

700 MW

aprox.

SEN:

>1200

MW

Automatismo

Zona Norte


Los desafíos continúan

Fuente: Resumen Ejecutivo Operación, 5 de septiembre de 2018

- Aún falta capacidad

de Tx para integración

de ER-V

- GNL inflexible

- Escenarios de baja

demanda

- Restricciones de

seguridad: reserva,

inercia, control de

potencia reactiva


Power System Transformation: VRE

CHILE

~ 12%

North SEN

~ 30 - 40%


Eclipse Solar Total – La Serena, Chile 02.07.2019

0:00 2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:00

Gen

era

ció

n [

MW

]

Efectos Previstos del Eclipse en Generación PV

PV 02-07-2019

Efecto Eclipse

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Agenda







Capacidad Instalada: ER-V


Demanda Prevista 2021

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Pote

nci

a [M

W]

Tiempo[h]

NCRE Law+30%. NCRE Law Demand Net demand Net demand +30%

3600 MW

En 2 horas la demanda netadecrece:800 MW (NCRE según Ley)y 1.200 MW (NCRE Ley+30%)

En 4 horas la demanda netaaumenta:1.600 MW (NCRE según Ley)y 2.400 MW (NCRE Ley+30%)


SISTEMAS DE

ALMACENAMIENTOFLEXIBILIDAD

Desafíos para la Integración de ERV


ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA

Potencia

generada

Tiempo

Tiempo

Generación Consumo

Perfil de generación con bajo factor de planta

Disminución de potencia máxima e

incremento del factor de planta

Generación inyectada por el

generador al consumo

Almacenamiento

(+) descarga

(–) carga

Potencia neta

-

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Agenda






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Oportunidad para Sist.Almacenamiento:

Resiliencia del Sistema Eléctrico Terremoto: 27 de

febrero de 2010 • Richter 8.8; 03:34 hrs.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

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

Demanda [MW] 27/02/2010

Incendios: verano 2016-2017

Sequía: desde 2010-2018…hasta...

PRS

Operación IslaMicroredes

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En el Futuro Cercano…

• Mercado de SSCC: Oportunidad para ER.

• Primeras Pruebas de SSCC con una Planta

FV 141 MW, construido sobre la experiencia

de California (CAISO, NREL, First Solar).

• Generación Distribuida: Micro redes

• Sistemas de Almacenamiento: BESS, PSH

• HVDC

• Resonancia Subsíncrona

• Descarbonización de la Red Eléctrica

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Impacto de los Sistemas de Almacenamiento de

Energía en la Operación del Sistema Eléctrico

Nacional

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Coordinador Eléctrico Nacional

impacto de los sistemas de almacenamiento de energía en la

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