MEJORES PRÁCTICAS OPERATIVAS EN LA RED CON … · Evolución de la potencia y de la producción de...

elel MEJORES PRÁCTICAS OPERATIVAS EN LA RED CON INTEGRACIÓN DE

CENTRALES EÓLICASRamón Fiestas; Noviembre 2011, MÉXICO DF

Beijing | Brussels | London

Indice:

- El desarrollo de la energía eólica a gran escala: El caso de España

- La integración de la generación eólica en el sistema eléctrico- La integración de la generación eólica en el sistema eléctrico

- Practicas operativas y desafíos de la gestión de alta penetración de energía eólica en el sistema eléctrico

Potencia instalada en el sector eléctrico en España Fuente: REE


Cobertura de la demanda eléctrica por tecnologías en

2010HIDRÁULICA

14,85%

NUCLEAR23,74%

CARBÓN8,49%

FUEL+GAS0,70%CICLO COMBINADO

24,85%

EÓLICA16,40%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

18,40%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,70%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-3,21%

Source: REE

�2ª TECNOLOGÍA EN POTENCIA INSTALADA�3ª TECNOLOGIA EN kWh PRODUCIDOS�LIDER DE PRODUCCIÓN EÓLICA EN EUROPA EN 2010 CON 42.702 GWh

Distribución de la potencia eólica en el sistema peninsular

6.000

En 2010


� 1 CC.AA con cerca de 5 GW eólicos instalados� 3 CC.AA. con mas 3 GW � 7 CC.AA concentran el 90% de la potencia eólica

instalada

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

MW

En 2009

En 2008

En 2007

En 2006

En 2005

En 2004

Total a 01/01/2004

Fuente: AEE

Fuente:REE

Factor de capacidad del parque eólico en España: Promedio 25,5%

35,00%

40,00%

Factor de capacidad mensual promedio, mínimo y máximo

1998-2010

MÁXIMO


0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

Fa

cto

r d

e C

ap

aci

da

d

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2009

2010

Fuente: Elaboración AEE

Evolución de la potencia y de la producción de origen eólico en España

3.522

5.033

6.185

8.462

10.013

11.595

15.115

16.699

19.160

20.676

5.000

10.000

15.000

20.000

MW

ANUAL ACUMULADA


7231.408

2.358

3.522

0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

AÑOSFuente: AEE

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Generación eólica 15.744 20.520 22.684 27.169 31.136 36.188 42.702

Tasa de variación eólica (%) 34,3% 30,3% 10,5% 19,8% 14,6% 16,2% 18,0%

Cobertura de la demanda (%) 6,7% 8,3% 8,9% 10,3% 11,8% 14,4% 16,4%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

GW

h

Fuente: REE

OBJETIVOS DE

CONSUMO

EE.RR

ObjetivosIndicativos/

vinculantes• Año 2010: 12%• Año 2020: 20%

• Plan de Energías Renovables 2000-2010 : 8.900 MW eólicos• PER 2005-2010: 20.155 MW eólicos


BASES REGULATORIAS DEL DESARROLLO DE LA GENERACIÓN EÓLICA

12%20%

Planificación

Regulación

Planes

• PER 2005-2010: 20.155 MW eólicos • Plan Nacional de Acción 2020 (PER 2020) 35.000 MW eólicos• Planificación infraestructuras 2016 29.000 MW eólicos• Planes Energéticos e Industriales CC.AA.

Derechos y obligaciones

• Procedimientos de autorización y competencias administrativas• Mecanismo de apoyo- Régimen económico• Normativa Técnica:• Derechos de conexión y acceso a las redes eléctricas• .Características de despacho y entregas de energía

LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO

20000

25000

30000

Hydro

CICLOS COMBINADOS Y PARQUES EÓLICOS CUBREN EL INCREMENTO DE LA DEMANDA ENTRE 2000 Y 2010

MW

0

5000

10000

15000

20000

Nuclear

CCGT

Other thermal

Wind

Other Special Regime

1997

2007

2011

Fuente: JM Rodríguez, REE.

CONTRATACION Y DESPACHO DE LA

ELECTRICIDAD


MERCADOS ELECTRICOS LIBERALIZADOS

Fuente: OMEL


TRANSACCIONES DE LOS AGENTES DEL MERCADO DIARIO E INTRADIARIO ESPAÑOL

Fuente: OMEL


Fuente: OMEL

.



Fuente: REE

Las centrales convencionales apoyan a la generación eólica en el seguimiento de la demanda y permiten que la frecuencia se mantenga

constante, por:– El sistema eléctrico opera con un elevado grado de flexibilidad.– Todos los parques eólicos programan su producción.

4.500.00035.000.000

Coste energía secundaria (€)

Coste energía terciaria (€)

Coste restricciones en tiempo real (€)


COSTE DE RESPALDO A LA EÓLICA CON CONVENCIONALES INFERIOR AL 0,1% DE LOS COSTES TOTALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

4.500.000

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

30.000.000

35.000.000

Ene

ro

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tie

mb

re

Oct

ub

re

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

Ene

ro

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tie

mb

re

Oct

ub

re

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

2007 2008

€

Producción eólica

MW

h

Resultado de la Casación

Parque Eólico 1

Parque Eólico 2

Programación (10:00h/D-1)

SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES

OMEL

MERCADO DIARIO

REE

RESULTADO DE LA CASACIÓN

PROGRAMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE LOS PARQUES EÓLICOS

C. Bilaterales Internacionales

C. Bilaterales Nacionales

PROGRAMA BASE DE FUNCIONAMIENTO

(PDBF)

Programa

SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES


Parque Eólico N

Ajustes intradiarios

RESTRICCIONES TÉCNICAS

6 MERCADOS

INTRADIARIOSProgramación ajustada 6

veces/día

Procesos en tiempo real

OTROS PROCESOS DE GESTIÓN

TÉCNICA

Servicios complementarios

PROGRAMA HORARIO OPERATIVO (P48)

PROGRAMA HORARIO FINAL (PHF)

PROGRAMA DIARIO VIABLE (PDVP)

RESTRICCIONES TÉCNICAS

Procesos en tiempo real

LA EOLICA PARTICIPA EN EL MERCADO A TRAVES DE UNIDADES DE OFERTA: LA AGREGACION DE PARQUES REDUCE LOS DESVIOSGLOBAL

METEOROLOGICAL DATA

FORECASTERS

WIND FARM PRODUCTION

Offer Unit 1

Offer

Offer 1 Deviation 20% DAY

AHEAD MARKET<10.00 AM

REDISPATCHING INTRADAY MARKETS

DEVIATION: 15%

Wind Farm Deviation 30 %



WINDPOWER 2009

FORECASTS Offer Unit 2

Offer 2 Deviation 17% DAY

AHEAD MARKET<10.00 AM

REDISPATCHING INTRADAY MARKETS

DEVIATION: 13%


• DESVÍO POSITIVO(se produce más de lo programado)

Desvío a favor del sistema: Pdesvío=Precio Mercado Diario (PMD)Desvío en contra del sistema: Pdesvío<PMD (PENALIZA)

La instalación COBRA un precio por la energía que ha producido y no había programado, inferior al PMD.


• DESVÍO NEGATIVO (produces menos de lo programado)

Desvío a favor del sistema: Pdesvío=PMDDesvío en contra del sistema: Pdesvío>PMD (PENALIZA)

La instalación PAGA por la energía que no ha producido (pero ha percibido de OMEL el PMD) un precio mayor que el PMD.

LA MAYOR GENERACION EOLICA DISMINUYE LOS ERRORES EN LOS PROGRAMAS.

15.0%

16.0%

17.0%

%DESVIO EOLICO vs PRODUCCION EOLICA


y = -9E-06x + 0.1488R² = 0.1742

8.0%

9.0%

10.0%

11.0%

12.0%

13.0%

14.0%

2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500 5,000

PRODUCCION

Lineal (PRODUCCION)

...WIND FARM

TelemandoVSATHUB

TODOS LOS PARQUES EÓLICOS >10MW ESTÁN CONECTADOS A DESPACHOS DELEGADOS A SU VEZ CONECTADOS AL CECRE PARA GARANTIZAR LA

SEGURIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO


...WIND FARM

...WIND FARM

Punto a Punto

Control Center

ADSL

Dedicated line

LOS PARQUES EÓLICOS RECIBEN CONSIGNAS DEL CECRE A TRAVES DE LOS CENTROS DE CONTROL DE REDUCCIÓN DE POTENCIA ACTIVA ANTE :

• Sobrecargas en nudos específicos.• Perdidas de carga por problemas de inestabilidad dinámica.• Limites en las protecciones de la red que podrían verse afectadas por cortocircuitos en los parques eólicos. • Exceso de generación eólica que no puede incorporase por muy baja demanda.

CÓDIGOS DE RED: P.O. 12.3 LA EOLICA CONTRIBUYE A LA ESTABILIDAD DE LA RED

Capability to face sucessfuly “deep voltage”No switch off is allowed during the failure in grafic:

"Capacitive reactive & active energy consumption: 150 m after breackdown


Voltage

(pu)

1

0,2

0,5 1 time (sec.)

Instant when

disturbance begins

0,80,95 pu

0 15

Failure clearance

Failure duration

1

0,85

0,50

0,9

Generación de reactiva

Consumo de reactiva

operación normalfalta y recuperación

Ireactiva / Itotal (pu)

Cotización entre corriente activa y reactiva (generada o consumida) en el punto de conexión de red, dependiendo del voltaje en el punto dicho.

Voltage at the grid

connection point (pu)

EJEMPLO DE CONSIGNA DE REDUCCIÓN DE POTENCIA ACTIVAReducción de generación eólica por hueco de tensión (4/3/2008)


Reducción de generación eólica por sobrecarga en la red (7/3/2008)

Source: CAM

RdT RdD LVRT

Generation excess

MWh EÓLICOS NO INTEGRADOS POR CONSIGNAS En 2010

% DE GENERACION EÓLICA NO INTEGRADA POR CONSIGNAS


Vertidos de producción eólica:Principales causas:

•Elevada generación fluyente

•Agotamiento de reservas de potencia a bajar

•Necesidades de mantener grupos térmicos convencionales

acoplados.

RdD LVRT Generation excess

Limitaciones DE GENERACIÓN EÓLICA:

•Insuficiencia red de transporte: RDT.• Insuficiencia red de distribución: RdD

• Riesgos de inestabilidad: LVRT• No asimilable por el sistema:

Generacion excess.

Si las limitaciones se producen en tiempo real se cobra (15% PMD)

Principales áreas con restricciones de evacuación

de producción eólica debido a falta de de capacidad de la

red existente

El desarrollo de las infraestructuras eléctricas es crítico para el crecimiento de la generación eólica y para evitar vertidos de producción


Fuente REE Planning of the sectors electricity and gas 2007-2016

red existente


C0 Members Uniting the Global Wind Industry

C2 Members

Associations


MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN

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