ANÁLISIS DE LA INCORPORACIÓN DE GENERACIÓN ERNC DE TIPO INTERMITENTE PARA UNA INTEGRACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA ÓPTIMA CON EL PARQUE DE GENERACIÓN TÉRMICA

MANTE TORRES, CARLOS IGNACIO (2016)

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Tesis Pregrado

De acuerdo a lo establecido en la Ley 20.698, Chile tiene como objetivoproducir el 20% de su energía al año 2025 a partir de fuentes de EnergíasRenovables No Convencionales (ERNC). De esta forma y considerando lasproyecciones del mercado, esta cuota sería ampliamente superada llegando aalcanzar alrededor de un 40% de la energía producida sobre la base de ERNCpara el año 2030, donde alrededor de 42.000 GWh/año corresponderán atecnologías Eólicas y Fotovoltaica, con una capacidad instalada estimada de14.000 MW ( 6.100 MW Eólico y 7900 MW Solar).Esta alta integración de ERNC de tipo intermitente trae consigo efectoseconómicos y técnicos a nivel sistémico que deben ser considerados a fin deobtener una integración óptima de este tipo de tecnología con el parqueexistente, maximizando los beneficios globales por concepto de la incorporaciónde un bloque masivo de generación ERNC.Desde el punto de vista técnico, esta alta integración provoca un aumentoconsiderable de la operación cíclica del parque térmico, cuya distribucióndependerá de la flexibilidad que presente el parque a fin de afrontar desde lasvariaciones de carga hasta continuas detenciones y partidas de las distintasunidades de generación térmica. De esta forma, para obtener una generaciónconfiable y segura del sistema, éste requiere de un parque térmico robusto yflexible.De los resultados obtenidos en el estudio de la Mesa ERNC, y en virtud de losniveles de penetración de ERNC explorados, se observa que las unidades devapor-carbón continúan con el número de ciclos promedios experimentadosactualmente en la operación de los sistemas eléctricos nacionales.Asimismo, se observa que con una incorporación masiva de fuentes variablescomo eólica y solar fotovoltaica, el número de ciclos promedio de turbinasasociadas a ciclos combinados operando con GNL podría triplicarse.Dicha condición no dista de ciclos operativos que unidades de estascaracterísticas han experimentado en la operación normal de los sistemasnacionales, y están muy por debajo de operaciones típicas en sistemaseléctricos internacionales. Los resultados muestran que en el peor de los casosno se superarían 3 partidas semanales para unidades de ciclo combinado.Si las características técnicas de nuestro parque térmico se acercaran aparámetros internacionales, que permitirían una mejor integración de energíavariable, se observa un aumento en el número de ciclos de varias tecnologías térmicas a medida que aumenta el nivel de participación eólico-fotovoltaico.Particularmente se aprecia un aumento en los ciclos de las unidades de carbóny de los ciclos combinados que operan con GNL.Lo anterior se deduce de una disminución en el costo de ciclaje con unidadesde carbón y GNL en desmedro de realizar dicha tarea con unidades diesel. Apesar de observar una operación más agresiva, los resultados muestran que enningún caso se obtienen valores de ciclos promedio por sobre la referenciainternacional.Esta incorporación masiva de energía renovable variable generará un uso másintensivo del parque térmico e hidroeléctrico con el objetivo de gestionareficientemente niveles crecientes de variabilidad e incertidumbre en laoperación. A fin que las ERNC de generación variable no generen alzas en loscostos operacionales tendientes a incrementar los costos globales de expansiónde los sistemas eléctricos, se hace necesario incrementar la flexibilidad actualdel parque térmico, como también de mitigar el resto de los afectos adversosque se producen.El parque térmico actual de nuestro sistema eléctrico corresponde a un parquemaduro, con una alta variabilidad respecto a los parámetros claves para laflexibilidad, específicamente en cuanto a mínimos técnicos, tiempos y costos departida, como también a la tasa de salida forzada. Respecto a esta última, seobserva que unidades nuevas estarían bajo los límites nominales para cada tipode tecnología, donde la dispersión mayor se visualiza para unidades con másde 10 años de operación, cuya variabilidad respecto a lo esperado se justificaríaprincipalmente al historial de operación, diseño y prácticas de mantenimiento yconservación realizadas.La generación variable de ERNC trae consigo desde un seguimiento de cargahasta partida y detenciones tanto frías como calientes de las unidades térmicas,lo cual provoca un derrateo del ““Heat Rate”” o Eficiencia de estas unidadesafectando sus costos variables de operación. Se observa que unidades decarbón y ciclos combinados operando a un 50% de carga tienen un incrementodel ““Heat Rate”” de 6% y 15% respectivamente.De acuerdo a la experiencia internacional en la materia, se establece que existeuna correlación directa entre el aumento de la operación cíclica y el aumento dela tasa de salida forzada, cuyo impacto depende principalmente de las prácticasoperacionales históricas y del diseño de las unidades. De esta forma, unincremento de la operación cíclica del parque térmico traerá un aumento de latasa de salida forzada y periodos de mantenimiento, lo que se traduce en unadisminución de la disponibilidad del parque térmico. Desde el punto de vista regulatorio y teniendo en cuenta los afectos sobre losniveles de emisiones del parque térmicos, con miras a dar cumplimiento a loestablecido en el Decreto Supremo N°13, los análisis realizados tomando enconsideración las curvas de arranque de cada una de las tecnologías, lossistema de abatimiento que estas poseen, los niveles de generación, potenciainstalada y niveles de operación cíclica estimados para cada tecnología, seobserva que de acuerdo a los escenarios proyectados de integración ERNC yniveles de flexibilidad del parque térmico (Parámetros Nacionales eInternacionales) las tecnologías de carbón y ciclos combinados GNL y Dieselpodrían tener un incumplimiento de la cantidad de horas máximas permitidaspara superar los límites establecidos en el DS-13.11.Respecto a las emisiones de SO2, las Centrales Térmicas a carbón estarían allímite de tener un incumplimiento, sobre todo si se pasa desde partidas encaliente a tibias para condición cíclica. Los ciclos combinados y turbina a gasoperando con FO Diesel no deberían tener problemas de emisionesconsiderando los limites de azufre por norma (Diesel Gr. A 15 ppm max. yDiesel Gr. B 50 ppm max.). Caso distinto seria para unidades operando conpetróleo pesado, donde se superarían los 30 mg/Nm3 para unidades existentesy los 10 mg/Nm3 para las unidades nuevas.Situación similar se visualiza para las emisiones de Material Particulado para laUnidades a Carbón y Ciclos combinados operando con Diesel.Desde el punto de vista de las emisiones globales del sistema, se observa quea medida que se incrementa el nivel de integración ERNC las distintasemisiones se ven disminuidas, producto del desplazamiento de generacióntérmica, logrando disminuciones entre un 10% a 30% según tipo decontaminante y nivel de flexibilidad del parque. Este último parámetrorepresenta un factor fundamental en los niveles de emisiones obtenidos, ya quellevar el parque térmico a estándares internacionales de flexibilidad provocaríadisminuciones cercanas a un 8% para CO2, 37% para NOx, 44% para SO2 y 4%para MP. Un aspecto importante a destacar corresponde a que las emisionesproducto de la operación cíclica se ven incrementadas a medida que seincrementan los niveles de integración ERNC, pero estás solo representan entreun 1% a 3% de las emisiones globales del sistema, dependiendo del escenariode integración y flexibilidad del parque térmico.De esta forma, se verifica la necesidad de incorporar sistemas de abatimientopost-combustión de tipo SCR para el abatimiento de emisiones de NOx, para launidades nuevas considerar sistema de desulfurización de tipo húmedo(WFGD) dado su mejor desempeño en todas las etapas de operación de lascentrales para el abatimiento de SO2, como también mejorar aspectos

According to established in the Law 20.698, Chile has as objective to producethe 20% of his energy from non-conventional renewable energy sources at2025. The market forecast, indicates that this objective will be overcome,reaching to the 40% of the generated energy from non-conventional energysources at 2030, where around 44.000 GWh/año will be generated by wind andFV technologies, with a installed capacity near to 14.000 MW (6.100 MW Windand 7.900 MW Solar)This high integration of intermittent non-conventional energy sources produceeconomics and technical effects in the electrical system that should beconsidered in order to obtain a proper integration of this kind of generationtechnology with the existing thermal power plants, maximizing the globalbenefits for the system.From of the technical point of view, this high integration increase the cyclingoperation of the existing thermal power plant, which distribution will depend onthe power plant flexibility in order to perform the load following up to thecontinuous two-shifting operation. Thus, to obtain a reliable and safety operationof the electrical system, is necessary to have a robust and flexible thermalpower plants.According to the obtained results for the different sceneries analyzed for thenon-conventional renewable generation integration, is possible to visualize thatthe coal power plant will keep the current cycling operation levels.Likewise, is possible to visualize that the combined cycles will have three timesthe current cycling operation, in order to response to the load fluctuations due tothe high integration of the intermittent non-conventional renewable generation.This condition is not different regarding the current operation condition observedfor this technologies. In the worst case, combined cycles will have three startupfor week.If the technical characteristics of the existing thermal power plants were similarto the international standards, where under this condition leads a betterintegration of the intermittent non-conventional renewable energy, is possible tovisualize that the coal and gas technologies increase the cycling operation, atthe expense of the diesel power plants. Is necessary to note, that the cyclinglevels will be similar to the international standards for these technologies (Coaland LNG).The high integration of the intermittent non-conventional renewable energy willrequire to use more intensely the hydro and thermal power plants, in order toperform an efficient management of the load fluctuation in the system operation.