Planeamiento Operativo Sistema Interconectado Nacional

Presentación del tema: "Planeamiento Operativo Sistema Interconectado Nacional"— Transcripción de la presentación:

1 Planeamiento Operativo Sistema Interconectado Nacional

2 Contenido Primera parte Segunda parte Tercera parte
Características del Sistema Interconectado Nacional SIN Marco Regulatorio del planeamiento operativo Planeamiento Operativo Segunda parte El problema de la Planeación Operativa Energética El Despacho Hidrotérmico Información de entrada y supuestos Tercera parte El seguimiento de variables energética Estudios de mediano Y largo plazo

3 Primera parte Características del Sistema Interconectado Nacional SIN
Marco Regulatorio del planeamiento operativo Planeamiento Operativo

4 Generación de energía eléctrica en Colombia
Clima Carbón Gas ACPM JET Otros Electricidad Agua Generador Hidráulico 15,147 GWh 9,415 MW 4,506 MW

5 Características del Sistema
PAÍS EXPORTACIÓN (MW) IMPORTACIÓN (MW) ECUADOR 535 215 VENEZUELA 336 205 NIVELES DE VOLTAJES LONGITUD (km) kV 10,292 kV 11,672 500 kV 2,437 TOTAL 24,404 Demanda máxima de potencia del SIN 9,383 MW y TWh demanda del SIN para 2013.

6 Primera parte Características del Sistema Interconectado Nacional SIN
Marco Regulatorio del planeamiento operativo Planeamiento Operativo

7 Seguridad Confiabilidad Suficiencia
Criterios en la operación del sistema Seguridad Confiabilidad Economía La capacidad de satisfacer las necesidades de energía que tienen los usuarios finales, aun teniendo fallas inesperadas en equipos u otros factores que puedan reducir la cantidad de energía disponible. Confiabilidad Seguridad Suficiencia Tomado de la NERC Ley 143 de 1994 Artículo 33 - La operación del sistema interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país.

8 Funciones del CND Artículo 34 de la Ley 143 de 1994
Planear la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales. Determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación de los recursos energéticos del sistema interconectado nacional. Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional. Informar periódicamente al Consejo Nacional de Operación acerca de la operación real y esperada de los recursos del sistema interconectado nacional, y de los riesgos para atender confiablemente la demanda. Informar las violaciones o conductas contrarias al Reglamento de Operaciones.

9 Primera parte Características del Sistema Interconectado Nacional SIN
Marco Regulatorio del planeamiento operativo Planeamiento Operativo

10 El Planeamiento Operativo se fundamenta en el siguiente principio:
Resolución CREG 025 de 1995, Código de Operación, Numeral 2. Planeamiento Operativo. El Planeamiento Operativo se fundamenta en el siguiente principio: La planeación de la operación de los recursos disponibles de generación y transmisión debe hacerse en forma integrada, con el objetivo de minimizar los costos de operación del sistema, y procurando atender la demanda con los niveles de seguridad, confiabilidad y calidad de servicio definidos en este código.

11 Planeamiento operativo
Resolución CREG 025 de 1995, Código de Operación, Numeral 2. Planeamiento Operativo. Para realizar el Planeamiento Operativo se efectúa una descomposición funcional y temporal. La descomposición funcional considera el Planeamiento Operativo Energético y el Planeamiento Operativo Eléctrico. La descomposición temporal establece un Largo Plazo de 5 años, un Mediano Plazo de 5 semanas, un Despacho Económico de 24 horas y un Redespacho de una hora. El Planeamiento Operativo Energético de largo y mediano plazo tienen carácter indicativo, mientras el Planeamiento Operativo Eléctrico, el Despacho económico y el Redespacho tienen carácter obligatorio.

12 Planeamiento operativo
Artículo 4 de la Resolución CREG 080 de 1999. El CND debe realizar los estudios y análisis de operación real y esperada de los recursos del SIN y de los riesgos para atender confiablemente la demanda, de acuerdo a lo manifestado en el Código de Red (Resolución CREG 25 de 1995 y demás normas que la modifiquen o sustituyan).

13 Planeamiento operativo
ARTÍCULO 8o. de la Resolución CREG 062 de 2000. Levantamiento de Restricciones. El CND deberá definir un procedimiento de evaluación técnica y económica de soluciones específicas que permitan levantar Restricciones. El procedimiento deberá ser compatible con los análisis y estudios que efectúe la UPME con el apoyo del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión.

14 Planeamiento operativo
ARTÍCULO 9o. de la Resolución CREG 062 de 2000. Informe Trimestral de Evaluación de Restricciones. El CND emitirá un Informe Trimestral de Evaluación de Restricciones. Este informe debe contener información sobre capacidades de transmisión disponibles y su evolución en el tiempo, las Restricciones identificadas y las inversiones alternativas factibles o las recomendaciones operativas para el levantamiento de ellas. Para la preparación del Informe Trimestral de Evaluación de Restricciones, el CND debe considerar lo definido en el Plan de Expansión de Referencia del STN, así como la información entregada por los Generadores, los Transmisores, los Distribuidores y los Comercializadores. El CND creará para estos efectos un mecanismo regular de recolección de información de los agentes.

15 Segunda parte El problema de la Planeación Operativa Energética
El Despacho Hidrotérmico Información de entrada y supuestos

16 Planeación Operativa energética
Señales indicativas al mercado sobre el manejo de los recursos. Señales situaciones de riesgo de desabastecimiento energético. Necesidades de capacidad adicional de generación Intercambios internacionales Obras para reducir restricciones Coordinación de mantenimientos Impacto del adelanto o atraso de la entrada de proyectos G-T. Señales indicativas para la Inversión. Planeación Energética Clima Hidrología Demanda Disponibilidad y costo de Combustibles Disponibilidad infraestructura de abastecimiento de Gas y de red Eléctrica Plan de expansión de la generación y transmisión. Disponibilidad de la generación Marco regulatorio Planeación Energética Resaltar la importancia de la información

17 Canasta energética del Mercado Eléctrico
La capacidad instalada de recursos de generación hidráulica en Colombia corresponde a 9,415 MW que representa 64% del total instalado a Junio de 2014. En los últimos 17 años la generación Hidráulica ha cubierto el 78% de la demanda del SIN.

18 Vulnerabilidad a los ciclos climáticos
El Niño El Niño

19 Segunda parte El problema de la Planeación Operativa Energética
El Despacho Hidrotérmico Información de entrada y supuestos

20 El Despacho Hidrotérmico - Dilema de uso del agua
APORTES RESULTADO Húmedos Bueno Usar Embalses Secos Déficit Decisión Húmedos Vertimiento No usar Embalses Secos Bueno $ Costo Operativo Costo futuro Costo inmediato Generación Hidráulica

21 Segunda parte El problema de la Planeación Operativa Energética
El Despacho Hidrotérmico Información de entrada y supuestos

22 Hidrología Subcomité hidrológico Almacenamiento Lectura Medición
Análisis variables Climáticas Escenarios hidrológicos 22 4 1

23 Escenarios de demanda Escenarios de crecimiento
UPME suministra información sobre los escenarios de crecimiento de demanda, basados en las expectativas de crecimiento económico y entre otras variables

24 Costos de combustibles
Jet A1 y FO2 FO 6 Gas Carbón *Información suministrada por UPME Febrero 2014

25 Supuesto de disponibilidad de Combustibles
Para representar la cantidad de combustible que una planta dispone para generar, se emplea la información de contratos de combustible que cada recurso de generación registra para respaldar la energía firme de cargo por confiabilidad Energía Firme del Cargo por confiabilidad

26 Carlos Lleras Restrepo (H) 78.1 MW
Plan de expansión de generación Colombia Termonorte (T) 88 MW Diciembre de 2017* Gecelca 3 (T) 164 MW 31 de octubre de 2014* Gecelca 32 (T) 250 MW 1 de diciembre de 2015 Tasajero II (T) 160 MW 30 de noviembre de 2015 Ituango (H) 1200 MW 19 de agosto de 2019 Sogamoso (H) 800 MW 1° Unidad 30 de oct de 2014* 2° Unidad 15 de nov de 2014* 3° Unidad 30 de nov de 2014* Porvenir II (H) 352 MW 19 de agosto de 2019 * El agente reporta una fecha anticipada a la que se definió en el Plan de Referencia Carlos Lleras Restrepo (H) 78.1 MW 15 de marzo de 2015 San Miguel (H) 42 MW 30 de noviembre de 2015 336 MW menos Termocol (Diciembre 2012) y Miel II (Diciembre 2014) ya no serán ejecutadas Quimbo (H) 396 MW* 30 de abril de 2015 30 de junio de 2015 Cucuana (H) 60 MW* 1 de diciembre de 2014 * Información suministrada por el agente.

27 Costo Costos Incremental operativo de racionamiento de energía $/kWh
CRO1 802,050 CRO2 1453,941 CRO3 2549,869 CRO4 5049,514 CRO1 (Estrato 4) 618,923 Pesos de 31 de mayo de 2014

28 Red de transmisión Red Objetivo en 500 kV
El modelo Energético permite representar la red de transmisión eléctricas actual y futura del SIN definidas en el plan de expansión. De los estudios de análisis eléctrico es posible modelar las restricciones de la red

29 Interconexiones Internacionales
VENEZUELA Existen dos formas básicas de representar las interconexiones internacionales en un estudio energético: Mediante cargas fijas en los nodos frontera. Mediante la representación completa del sistema vecino y un enlace de interconexión entre los sistemas.

30 Tercera parte El seguimiento de variables energética
Estudios de mediano Y largo plazo

31 Fenómenos macroclimáticos – Evento El Niño
31 Fenómenos macroclimáticos – Evento El Niño

32 Fenómenos macroclimáticos – Evento El Niño
32 Fenómenos macroclimáticos – Evento El Niño

33 Predicciones anomalías de la TSM en región Niño 3.4

34 Seguimiento aportes hídricos históricos SIN
Los aportes en % de la media para abril de 2014 fueron similares a los aportes registrados en abril de 1991 (79.9% de la media), mientras los de mayo de 2014 fueron similares al año 1997. El acumulado de los aportes en lo corrido de junio, está por encima de los registros de los aportes de los años 1991, 1997 y 2009. * Valores parciales de junio Datos hasta 17 de junio de 2014

35 Evolución del embalse agregado SIN y Principales embalses
8,738.7 GWh Datos hasta 17 de junio de 2014

36 Seguimiento a la Generación y la demanda
* A mayo 31 de 2014, la demanda registró un valor de 5,411 GWh ubicándose por encima del escenario alto de la UPME. * Es importante destacar que este comportamiento se repite al igual que en años donde se presentan aportes deficitarios. * Se sugiere realizar una revisión a los escenarios de demanda.

37 Promedio Generación [GWh] Promedio Consumo [GBTUD]
Seguimiento al consumo de gas Promedio Generación [GWh] Festivos Ordinarios 66 65 Promedio Consumo [GBTUD] Festivos Ordinarios Costa 255 238 Interior 132 146 Total 387 384 10, 11 y 18 de mayo se tuvo mantenimiento en el campo de producción de La Guajira.

38 Tercera parte El seguimiento de variables energética
Estudios de mediano Y largo plazo

39 Estudios energéticos de Mediano y Largo Plazo
39 Estudios energéticos de Mediano y Largo Plazo Mediano Plazo Largo Plazo Horizonte: Hasta 2 años Resolución: Semanal Modelamiento de la variable hidrológica de aportes: Determinística Estocástico Señales principales: Riego de atención en situaciones particulares del SIN. Uso de los recursos en condiciones situación de eventos secos. Evolución de reservas. Necesidades de combustibles para generación térmica. Coordinación de mantenimientos de sector eléctrico y gas. Horizonte: Hasta 10 años Resolución: mensual Modelamiento de la variable hidrológica de aportes: Estocástico Señales principales: Verificación de índices confiabilidad para distintos escenarios de crecimiento de demanda. Impacto del atraso de proyectos de generación. Señales para la inversión en infraestructura de abastecimiento de combustibles. Potenciales de intercambios internacionales de energía. Evaluación de proyectos de transmisión y costo de restricciones. Señales de costo marginales de demanda en el LP. Resaltar la importancia de la información

40 Árbol de escenarios considerados
Hidrología Demanda Disponibilidad de Combustibles Entrada de Recursos de Generación Interconexiones Internacionales Disponibilidad de Generación Precios de Combustibles Pérdidas hídricas Curvas de embalse Restricciones de Generación Base Caso 1 Alta UPME Caso 2 Sin Restricciones Atrasos Estocástico Disp. Gas Media Caso 3 Media UPME Base Caso 4 Disp. Gas baja Base Caso 5 (Estocástico) Atrasos Disponibilidad de GNI Base Nuevos casos Atrasos 40

41 Plano de escenarios Alta Disp. De gas Con Sin Atrasos en P.exp
CASO 2 Con retiro de Proyectos y atraso en otros. Alta disponibilidad de gas CASO 1 Con retiro de Proyectos Alta disponibilidad de Gas Optimista Casos Disponibilidad GNI Con Atrasos en P.exp Sin Atrasos en P.exp CASO 4 Con retiro de Proyectos y Disponibilidad de Gas Baja CASO 3 Con retiro de Proyectos y Disponibilidad de Gas Media CASO 5 Con retiro de Proyectos Atrasos de proyectos Disponibilidad de Gas Baja Pesimista Baja Disp. De gas

42 Resolución CREG 025 de 1995, Código de Operación
Criterios de confiabilidad energética Resolución CREG 025 de 1995, Código de Operación Límite de Confiabilidad de Energía: Es el máximo nivel aceptable de riesgo en el suministro de la demanda de energía. Este nivel de riesgo se mide con el índice valor esperado de racionamiento de energía (VERE), expresado en términos de porcentajes de la demanda mensual de energía y tiene un valor del 1.5%, obtenido como el máximo valor en el cual se puede reducir la demanda de energía mediante reducción de voltaje y frecuencia, sin desconexión de circuitos. Adicionalmente, se tiene el índice valor esperado de racionamiento de energía condicionado (VEREC), correspondiente al valor esperado de racionamiento en los casos en que se presenta, cuyo valor límite es el 3% de la demanda de energía y el número de casos con racionamiento, cuyo límite es 5 casos.

43 Donde se ha usado el SDDP
43 Introducción y Generalidades sobre el SDDP Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) SDDP es un modelo de despacho hidrotérmico con representación de la red de transmisión y utilizado en los estudios operativos de corto, mediano y largo plazos. El modelo calcula la política operativa estocástica de mínimo costo de un sistema hidrotérmico teniendo en cuenta distintos aspectos operativos. Power System Research (PSR) tiene veinte y cinco años de experiencia en el desarrollo de algoritmos y software de modelado y solución de problemas de gran tamaño para simulaciones probabilísticas y optimización estocástica Donde se ha usado el SDDP Todos los países de América del Sur y Central Estados Unidos y Canadá Austria, España, Noruega, región de los Balcanes (10 países) y Turquía Nueva Zelandia, Sur de China y provincia de Shangai.

44 Resultados análisis energéticos de MP

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