20 años
Unidad de Planeación Minero Energética
Integración de Fuentes No Convencionales de Energía en el Sistema Interconectado Nacional SIN Subdirección de Energía Eléctrica Grupos de Generación y Transmisión Unidad de Planeación Minero Energética Bogotá, Agosto 2015
20 años
Agenda Unidad de Planeación Minero Energética
Antecedentes
Implicaciones en la expansión de la red de transmisión – Caso eólico
Beneficios cuantificados por la UPME – Caso eólico
Retos asociados a la operación y administración del SIN
Señales Codigo de Conexión
20 años
Agenda Unidad de Planeación Minero Energética
Antecedentes
Implicaciones en la expansión de la red de transmisión – Caso eólico
Beneficios cuantificados por la UPME – Caso eólico
Retos asociados a la operación y administración del SIN
Señales Codigo de Conexión
20 años
Antecedentes Unidad de Planeación Minero Energética
La UPME analizó los beneficios de incorporar energía eólica en el SIN, con información de vientos en situ y la solicictud de conexión del promotor Jemeiwaa kai, para establecer los refuerzos requeridos en el Sistema de Transmisión Nacional (proyectos registrados ante al Unidad y localizados en la Guajira).
20 años
Antecedentes Unidad de Planeación Minero Energética
Escenario 14 Plan 2014 - 2028
Escenario 10 Plan 2014 - 2028 536.0, 2%
239.2, 1%
375.0, 2%
314.8, 1%
474.0, 2%
88.0, 0%
143.5, 1%
314.8, 2% 1,421.2, 7%
1,023.7, 5%
Hidraulica
Hidráulica
Gas 1,425.0, 7%
275.0, 1% 88.0, 0%
1,575.0, 7%
Gas
Carbón
Carbón
Menores
Menores
Cogeneración
Cogeneración Eólica
Eolica
Solar
4,141.0, 19%
Solar
3,841.0, 18%
Geotérmica
Geotermica 13,436.1, 62%
Otras 13,586.1, 63%
Otras
Hidraulica
9,313.0
Cargo por confiabilidad 2,923.1
Gas
3,841.0
0.0
0.0
3,841.0
Carbón
701.0
574.0
150.0
1,425.0
Menores
663.7
0.0
757.4
1,421.2
Cogeneración
66.8
0.0
248.0
314.8
Eólica
0.0
0.0
536.0
536.0
Solar
0.0
0.0
239.2
239.2
Geotermica
0.0
0.0
375.0
375.0
Otros
0.0
88.0
0.0
88.0
Total
14,585.5
3,585.1
3,505.6
21,676.3
Recurso
Base
Expansión adicional 1,200.0
13,436.1
Total Recurso
Base
Expansion CXC
Expansión adicional
Total
Hidraulica Gas Carbón Menores Cogeneración Eólica Solar Geotermica Otros Total
9,313.0 3,841.0 701.0 663.7 66.8 0.0 0.0 0.0 0.0 14,585.5
2,923.1 0.0 574.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 88.0 3,585.1
1,350.0 300.0 300.0 360.0 248.0 474.0 143.5 275.0 0.0 3,450.5
13,586.1 4,141.0 1,575.0 1,023.7 314.8 474.0 143.5 275.0 88.0 21,621.1
20 años
Antecedentes • En el Plan 2014 – 2028 se identificó, bajo el escenario 7, la necesidad de incorporar 3,231.4 MW de capacidad adicional a la establecida por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, de los cuales 474 MW corresponden a recursos eólicos en el norte de la Guajira.
Unidad de Planeación Minero Energética
Escenario 7 Plan 2014 - 2028 66.8, 0%
474.0, 2%
88.0, 0%
1,421.2, 7%
2,075.0, 10%
Hidraulica Gas Carbón Menores Cogeneración
3,841.0, 18%
Eolica
• Posterior a la adopción del Plan 2014 – 2028, y de acuerdo con los lineamientos establecidos por el artículo 2 de la Resolución MME 40029 de 2015, los Agentes generadores interesados en solicitar su incorporación al SIN suministraron la información requerida por la UPME. • La capacidad eólica solicitada a la fecha, la cual cumple con todos los requisitos, suma de manera agregada 3,131 MW.
Otras 13,436.1, 63%
COLECTORA Recurso
Base
Cargo por confiabilidad
Expansión adicional
Total
Hidraulica
9,313.0
2,923.1
1,200.0
13,436.1
Gas
3,841.0
0.0
0.0
3,841.0
Carbón
701.0
574.0
800.0
2,075.0
Menores
663.7
0.0
757.4
1,421.2
Cogeneración
66.8
0.0
0.0
66.8
Eólica
0.0
0.0
474.0
474.0
Otros
0.0
88.0
0.0
88.0
Total
14,585.5
3,585.1
3,231.4
21,402.1
COLECTORA 2 D=130km
TERMOCOL GUAJIRA
CUESTECITAS
SANTA MARTA CUATRICENTENARIO
RIOCORDOBA VALLEDUPAR FUNDACIÓN COPEY LA LOMA
-
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Agenda Unidad de Planeación Minero Energética
Antecedentes
Implicaciones en la expansión de la red de transmisión – Caso eólico
Beneficios cuantificados por la UPME – Caso eólico
Retos asociados a la operación y administración del SIN
Señales Codigo de Conexión
20 años
Implicaciones Red de Transmisión Unidad de Planeación Minero Energética
Balance Análisis energéticos (Variabilidad recurso)
Análisis energéticos (Variabilidad recurso)
Reserva terciaria (Balance G-D)
Reserva secundaria (AGC y reg) Reserva primaria (Inercia)
Análisis del Mercado
Análisis de pequeña señal
Análisis eléctricos (Adecuación de la red)
Estabilidad
Respuesta transitoria y control de tensión
Planeamiento
Años
Análisis subsíncronos
Calidad de potencia
Días
Minutos Segundos
Calidad de potencia
Milisegundos
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Implicaciones de Red de transmisión Unidad de Planeación Minero Energética
Identificación Tipo de generación
Establecer curva de aporte de reactivos
Establecer necesidades de reactivos
Necesidades de Reactivos
Proyecto de generación
Proyecto de generación
Escogencia de posibles subestaciones para conexión de generación en el SIN
Reemplazar generación convenciona con inercia por generación Eolica sin incercia
Análisis Eléctricos
Cálculo disminución de inercia
Analisis respuesta en frecuencia ante salida maquina más grande
Necesidades de Red
Análisis Estabilidad
Determinación distribución de Colectoras Necesidades de Expansión
Determinan refuerzos necesarios permitir evacuación Necesidades de Red
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Implicaciones en la expansión de la red de transmisión – Caso eólico Refuerzos identificados en el Plan de Expansión G&T 2014 – 2028 (1200 MW)
Unidad de Planeación Minero Energética
Segundo enlace Copey – Cuestecitas 500 kV. ?
Dos circuitos Cuestecitas – Colectora 500 kV.
COLECTORA 2
Alternativas estudiadas actualmente por la intención de nuevos desarrollos eólicos en el norte de la Guajira (3131 MW)
COLECTORA
D=130 km
TERMOCOL GUAJIRA
CUESTECITAS
SANTA MARTA CUATRICENTENARIO
RIOCORDOBA CONVENCIONES
VALLEDUPAR FUNDACIÓN
STN 500 kV EXISTENTE PUESTA STN 220 kV EXISTENTE STN - EXPANSIÓN DEFINIDA Y EN CONSTRUCCIÓN STN 220 kV – EXISTENTE CON GENERACIÓN TERMICA ESTACION CONVERSORA HVDC BIPOLAR RED 220 kV EXISTENTE RED 500 kV EXISTENTE RED STN DEFINIDA Y EN CONSTRUCCIÓN ALTERNATIVAS
COPEY
ALTERNATIVA 1 PUESTA ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 3
LA LOMA
CONVENCIONES BÁSICAS Límite de Nación Límite de Departamento Carretera Río Cabecera municipal
Anillo a nivel de 500 kV para incorporar los proyectos eólicos. Dos (2) subestaciones Colectoras. Dos corredores independientes a nivel de 500 kV para incorporar los proyectos eólicos. Dos (2) subestaciones Colectoras y dobles enlaces. Red HVDC bipolar entre un nuevo terminal en el norte de la Guajira, y otro terminal en la subestación Copey (u otro nuevo punto). Ramificación AC desde la ubicación de los parques y el terminal en la Guajira.
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Agenda Unidad de Planeación Minero Energética
Antecedentes
Implicaciones en la expansión de la red de transmisión – Caso eólico
Beneficios cuantificados por la UPME – Caso eólico
Retos asociados a la operación y administración del SIN
Señales Codigo de Conexión
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Beneficios cuantificados por la UPME – Caso eólico Complementariedad
Unidad de Planeación Minero Energética
60 3 55 2 50 1
45
40
6000
150
100 5000
50
Energía Eólica [GWh-month]
4
Valor Esperado Generacion Hidroeléctrica Valor Esperado Generación Eólica
Hidroenergía [GWh-month]
5
65
0 ene.-19 jun.-19 nov.-19 abr.-20 ago.-20 ene.-21 jul.-21 nov.-21 may.-22 sep.-22 mar.-23 jul.-23 dic.-23 may.-24 oct.-24 mar.-25 ago.-25 ene.-26 jun.-26 nov.-26 abr.-27 sep.-27 feb.-28 jul.-28
Costo Marginal [USD$/MWh]
70
6 Diferencia Valores Esperados Costo Marginal Valor Esperado Costo Marginal Escenario 5 Valor Esperado del Costo Marginal Escenario 7
Diferencia Costo Marginal [USD$/MWh]
75
4000 Jan14
Jul16
Jan19
Jul21
Jan24
Jul26
0 Dec28
La incorporación de generación eólica en el norte de la Guajira representa varios beneficios desde el punto de vista de la demanda, según los análisis energéticos llevados cabo. Ellos se pueden listar de la siguiente manera: Reducción del costo marginal de la demanda, al tener un recurso con un costo AOM tendiente a cero, el cual remplaza generación térmica convencional. Incremento de la confiabilidad del SIN, dada la complementariedad energética existente entre el recurso eólico en el norte de la Guajira y la hidroelectricidad (simulada e histórica).
20 años
Beneficios cuantificados por la UPME – Caso eólico Unidad de Planeación Minero Energética
Función de probabilidad acumulada de la variación horaria de la producción eólica
1
160
Perfil potencia eólica virtual
Carrizal Casa Eléctrica Irraipa
140
0.9
0.8 120
0.6
[p.u]
Potencia [MW]
0.7 100
80
0.5 60
0.4 40
0.3
20
0
0.2
0
10
20
30
40
50
60
Probabilidad[%]
70
80
90
100
0.1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
23
Periodo[hora]
Respecto a la intermitencia del recurso, se observa con la información histórica una probabilidad inferior al 0.1 %, de tener variaciones de potencia horarias superiores al umbral de activación del EDAC (Esquema de Desconexión Automática de Carga por baja Frecuencia). Adicionalmente, a diferencia de otras latitudes, se observa que la curva de producción de carga “virtual” en la Guajira (información histórica), presenta el mismo comportamiento de la curva típica de demanda horaria, es decir, la probabilidad de tener desbalances entre la demanda y la producción del parque generador por la incorporación del recurso eólico es relativamente baja. Finalmente, también se presentan beneficios ambientales (menores emisiones), al igual que se observa una ventaja de este tipo de fuentes respecto a la oportunidad de la puesta en servicio (son modulares y de rápida instalación).
20 años
Agenda Unidad de Planeación Minero Energética
Antecedentes
Implicaciones en la expansión de la red de transmisión – Caso eólico
Beneficios cuantificados por la UPME – Caso eólico
Retos asociados a la operación y administración del SIN
Señales Codigo de Conexión
20 años
Retos asociados a la operación y administración del SIN Ajustes regulatorios y normativos Unidad de Planeación Minero Energética
Monto y oportunidad en garantías asociadas a las expansiones en transmisión, relacionadas con la conexión de proyectos de generación: buscar simetría en los montos a garantizar y establecer la certidumbre de los proyectos de manera temprana. Aspectos operativos y de administración del mercado: establecimiento de nuevos criterios operativos, como: i) definición de límites dinámicos de transferencias, ii) restricciones probabilísticas, iii) mercados intradiarios, iv) pronóstico de generación renovable en la operación en tiempo real, v) implementación de una red de medida de los recursos intermitentes, vi) mercados de reservas, vii) nuevas reglas para el despacho centralizado, etc. Ajuste al código de Conexión, Planeación y Medida, donde se establezcan las características técnicas de incorporación de las Fuentes Renovables No Convencionales, principalmente el recurso eólico. Asimismo, determinar los atributos mínimos de los aerogeneradores a incorporar en el SIN. Alcance a la definición de activos de USO y CONEXIÓN: no solo se debe referenciar al mecanismo de remuneración. Propiedad y uso del recurso
20 años
Agenda Unidad de Planeación Minero Energética
Antecedentes
Implicaciones en la expansión de la red de transmisión – Caso eólico
Beneficios cuantificados por la UPME – Caso eólico
Retos asociados a la operación y administración del SIN
Señales Codigo de Conexión
20 años
Señales del Código de Conexión
Unidad de Planeación Minero Energética
Definición Requisitos Análisis Sistema Eléctrico colombiano Referenciación (mapeo), Análisis código de redes de otros países
Tolerancia
Teniendo en cuenta que una planta de generación eólica debe continuar operando frente a variaciones de tensión y frecuencia (de corto y largo plazo), esto debe estar acorde con el sistema eléctrico Colombiano
Control de Potencia Reactiva
Es importante que los generadores eólicos tengan la posibilidad de participar en el control de tensión de la red mediante la absorción o entrega de potencia reactiva
Control de potencia activa y respuesta en frecuencia Para realizar control de frecuencia los generadores convencionales realizan control de rotor , para el caso de parques eólicos se debe asegurar que se pueda control la potencia de entrega de la turbina.
Análisis relacionadas con protecciones
Se debe identificar que tipo de elementos deben tener este tipo de plantas en función de cómo es su desempeño, se debe asegurar que se tenga una mínima desconexión de equipos de generación Así mismo se debe asegurar preservando la integridad un control de la respuesta en de quipos y el menor frecuencia, se debe asegurar impacto de la red. control primario y secundario de frecuencia .
Calidad de Potencia
Esto involucra diferentes aspectos tales como armónicos, fluctuaciones de voltaje, variaciones de voltaje, la norma IEC 614000-21 establece los requerimientos en calidad de potencia de las plantas de generación eólica.
20 años
Unidad de Planeación Minero Energética
GRACIAS www.upme.gov.co @upmeoficial
Upme (Oficial)
