Consejo Nacional de Operación

Presentación del tema: "Consejo Nacional de Operación"— Transcripción de la presentación:

1 Consejo Nacional de Operación
Agosto de 2011

2 CONTENIDO Seguimiento de oscilaciones –Medidas Operativas-
2 CONTENIDO Seguimiento de oscilaciones –Medidas Operativas- Análisis Beneficio/Costo Inversiones para contrarrestar oscilaciones Estado de Avance de la Propuesta de Acuerdo CNO sobre requerimientos Modelos Controles de Generación

3 SEGUIMIENTO DE OSCILACIONES -MEDIDAS OPERATIVAS-

4 AMORTIGUAMIENTO DEL MODO DE MUY BAJA FRECUENCIA EN EL SIN DURANTE EL 2011

5 ACCIONES OPERATIVAS PARA AMORTIGUAR EL MODO DE MUY BAJA FRECUENCIA
Diciembre 29 de 2010: Cambios de generación >230 MW realizarlo con una rata de cambio máximo a 30 MW/min para los períodos 18 a 19 y 21 a 22 Enero 26 de 2011: Cambió el estatismo al 10% en la Segunda etapa de Chivor Febrero 08 de 2011: Cambió el estatismo al 10% en la Primera etapa de Chivor Febrero 22 de 2011: Dos unidades de Guavio para todos los períodos del día Marzo 05 de 2011: Se limitó la generación de las plantas de Guavio y San Carlos y para tener una mayor inercia térmica en el interior del país, se programó por mérito de precio una planta térmica elegible entre las plantas Termo Tasajero, Termo Centro, Termo Sierra y Meriléctrica Marzo 08 de 2011: Reajuste de los PSSs de la Etapa 1 de San Carlos Marzo 09 de 2011 : Reajuste de los PSSs de la Etapa 2 de San Carlos Marzo 23 de 2011 : Reajuste de los PSSs de las unidades 1 y 8 de Chivor Marzo 30 de 2011 : Reajuste de los PSSs de las unidades 2 y 4 de Chivor Abril 01 de 2011 : Reajuste del PSS de la unidad 3 de Chivor Mayo 30 de 2011 : Cambio del estatismo de la planta San Carlos al 10% Agosto 04: Programación de inercia térmica al interior del país en 15 segundos

6 ANÁLISIS BENEFICIO/COSTO INVERSIONES PARA CONTRARRESTAR OSCILACIONES

7 EVOLUCIÓN COSTO DE RESTRICCIONES ASOCIADAS A OSCILACIONES DE ENERO A JUNIO DE 2011

8 CÁLCULO RELACIÓN BENEFICIO/COSTO INVERSIONES MEJORA ESTABILIDAD DEL SIN
Costo restricciones Enero a Junio de 2011  mill $

9 9 CÁLCULO RELACIÓN BENEFICIO/COSTO INVERSIONES MEJORA ESTABILIDAD DEL SIN MODELAMIENTO CONTROLES DE GENERACIÓN en 97 unidades (20000 U$ c/u) 97 * * 1800 U$ = 3492 mill $ Modelamiento de controles de unidades del SIN + Implementación PSS´s Planta # unid # unid Guavio 5 Urrá 4 Jaguas 2 Alto Anch. 3 Tasajero 1 Sn. Carlos 8 Porce III Playas Salvajina La Tasajera Chivor Guadalupe Miel Tebsa Meriléctrica Porce I Guatapé Betania Termoflores Paipa 4 Termocandelaria Termocartagena Termoguajira Pagua 6 Termocentro Termosierra Termovalle Termoemcali Calima COSTO IMPLEMENTACIÓN PSS´S en 40 unidades del SIN: 40 * 90 mill $ = 3600 mill $ RELACIÓN BENEFICIO/COSTO : 16980/7092 = 2.39

10 PROPUESTA DE ACUERDO CNO SOBRE REQUERIMIENTOS MODELOS CONTROLES DE GENERACIÓN

11 Avances de la propuesta de Acuerdo - GCG
Fecha Actividad Mayo 6/2011 Curso dictado por experto turco  Se recomendó la elaboración de un Acuerdo CNO, para la determinación de los modelos validados de los controles de generación. Junio 16/2011 XM envió la primera versión del Borrador de Acuerdo a los integrantes del GCG teniendo en cuenta las consideraciones del grupo. Junio 24/2011 Teleconferencia con GCG para analizar comentarios a la primera versión del Borrador de Acuerdo. Junio 28/2011 XM envió segunda versión del Borrador de Acuerdo. Junio 30/2011 XM presentó los principales puntos del Borrador de Acuerdo en el CO-214. Julio 15/2011 El GCG definió una propuesta consolidada de Borrador de Acuerdo (versión 3). Julio 19 – 21/2011 Se publicó en las páginas web del SH&PH y SPT para revisión y comentarios la versión 3 del Borrador de Acuerdo. Julio 22/2011 XM envió al CNO la versión 3 del Borrador de Acuerdo para su revisión desde el punto de vista jurídico.

12 Avances de la propuesta de Acuerdo - GCG
Fecha Actividad Julio 22 /2011 El presidente del GCG presentó al SEE la propuesta de Acuerdo consolidada del GCG. Julio 26/2011 Se realizó teleconferencia con los agentes térmicos con el fin de socializar los comentarios realizados por ellos al Borrador de Acuerdo. Powertech resolvió dudas respecto a los procedimientos requeridos para la obtención de los modelos en las unidades térmicas.

13 ANEXOS

14 CÁLCULO BENEFICIO/COSTO  INVERSIONES MEJORA ESTABILIDAD DEL SIN
14 CÁLCULO BENEFICIO/COSTO  INVERSIONES MEJORA ESTABILIDAD DEL SIN Evento del 19 de agosto 2008, 18:00 hs, EDAC: 1119 MW ÁREA TOTAL DE LA DEMANDA AFECTADA (MW) HORA DE NORMALIZACIÓN DE LOS CIRCUITOS AFECTADOS Costos (millones $) CRO3 – 2047 $/kwh* Antioquia 250 19:57 $ ,255 Bogotá 291 19:56 $ ,435 Valle del Cauca 115.4 20:11 $ ,501 Nordeste 122.51 20:00 $ ,266 Cauca 10 $ ,730 Nariño 7.6 $ ,893 CQR 37.8 $ ,809 Huila - Caquetá 14.68 $ ,580 Meta 27.34 $ ,549 Tolima 23.76 19:52 $ ,500 Atlántico - Bolívar - Córdoba - Sucre - GCM 210.2 20:13 $ ,150 $ * Tomado de la página de la UPME de mayo 31 de 2011

15 Costos Racionamiento COSTOS:
Res CREG 025/95: Define los costos incrementales en que se incurre cuando se deja de atender una unidad de demanda Costo CRO1: Es el costo económico marginal de racionar 1.5% de la demanda de energía del SIN. Tiene un rango de validez entre 0 y 1.5% de la demanda de energía respectiva. Costo CRO2: Es el costo económico marginal de racionar 5% de la demanda de energía del SIN. Tiene un rango de validez entre 1.5 y 5% de la demanda de energía respectiva. Costo CRO3: Es el costo económico marginal de racionar 10% de la demanda de energía del SIN. Tiene un rango de validez para racionamientos superiores al 5% de la demanda de energía respectiva.

16 Modelamiento controles de unidades de generación
16 CÁLCULO RELACIÓN BENEFICIO/COSTO INVERSIONES MEJORA ESTABILIDAD DEL SIN Costo EDAC 19 de agosto  3,698 mill $ MODELAMIENTO CONTROLES DE GENERACIÓN en 97 unidades (20000 U$ c/u) 97 * * 1800 U$ = 3492 mill $ Modelamiento controles de unidades de generación Planta # unid # unid Guavio 5 Urrá 4 Jaguas 2 Alto Anch. 3 Tasajero 1 Sn. Carlos 8 Porce III Playas Salvajina La Tasajera Chivor Guadalupe Miel Tebsa Meriléctrica Porce I Guatapé Betania Termoflores Paipa 4 Termocandelaria Termocartagena Termoguajira Pagua 6 Termocentro Termosierra Termovalle Termoemcali Calima RELACIÓN BENEFICIO / COSTO : 3698/3492 = 1.06

17 Implementación Estabilizadores de Sistemas de Potencia (PSSs)
17 CÁLCULO RELACIÓN BENEFICIO/COSTO INVERSIONES MEJORA ESTABILIDAD DEL SIN Costo actuación del EDAC (19 de agosto 2008)  3,698 mill $ Costo IMPLEMENTACIÓN PSS´s en 40 unidades del SIN  40 * 90 mill $ = 3600 mill $ Implementación Estabilizadores de Sistemas de Potencia (PSSs) RELACIÓN BENEFICIO / COSTO: 3698/3600 = 1.027

18 PLAN PILOTO PARA MODELAMIENTO DE PLANTAS DE GENERACIÓN DEL SIN

19 COSTOS ESTIMADOS PARA MODELAMIENTO DE CONTROLES DE UNA UNIDAD DE GENERACIÓN DEL SIN
H: Hidráulicas T: Térmicas Notas: (1): El agente debe contar con equipo de adquisición de datos y debe realizar las pruebas requeridas para obtener la información correspondiente. (2): El agente debe contar con equipo de adquisición de datos, caso contrario PowerTech ofrece un equipo cuyo costo es de 100 millones $ (3): El agente debe contar con equipo de adquisición de datos. Ofrecen un equipo para ajustes de reguladores de velocidad útil para adquisición de datos que tiene un costo de 117 millones $. No tienen experiencia en modelamiento de plantas térmicas

20 ACTIVIDADES PLAN PILOTO
Consultar otros posibles oferentes Selección de la mejor alternativa de modelamiento y capacitación Definición de dos unidades del SIN: una Hidráulica y una Térmica Apropiación del conocimiento adquirido en el proceso de modelamiento de las plantas seleccionadas y difusión del mismo a través del Grupo de Controles de Generación Determinar procedimientos a implementar para cumplir con el plan de trabajo

21 Opcional para separadores