Generación eficiente de Energía Eléctrica en la isla de Gran Canaria en el horizonte del año 2020.

Transcripción

1 en la isla de Gran Canaria en el horizonte del año Dirección General de Energía Gobierno de Canarias

2 ÍNDICE 1. Introducción Estudio de la generación actual para la isla de Gran Canaria Problemática de la integración de la energía eólica Solución adoptada Diseño de parque generador para el año 2020 y posterior aplicación Aplicación de la solución adoptada al parque generador Inclusión central de turbinación-bombeo Conclusiones

3 1. Introducción El presente estudio tiene por objetivo el comprobar si los distintos sistemas eléctricos canarios se encuentran preparados para asumir la potencia eólica prevista de instalar de acuerdo con el DECRETO 32/2006, de 27 de marzo, por el que se regula la instalación y explotación de los parques eólicos en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Canarias. En dicho decreto se establece que la potencia eólica máxima que podrá estar instalada y conectada a la red en el año 2015 en los sistemas eléctricos insulares, no podrá sobrepasar los valores siguientes: Gran Canaria: 411 MW, Tenerife: 402 MW, Lanzarote-Fuerteventura: 162 MW, La Palma: 28 MW, La Gomera: 8 MW y el Hierro 14 MW. El problema al que nos enfrentamos es trabajar con sistemas eléctricos pequeños con una alta penetración de energía eólica con las consiguientes condiciones de inseguridad que esto puede acarrear. El sistema deberá estar preparado para por un lado asumir toda la generación eólica evitando así cortes en la integración de la misma. Y por otro lado reaccionar mediante reserva primaria de manera inmediata ante las disminuciones de producción de origen eólico que podrían conllevar una caída de todo el sistema. Este estudio trata de dar una respuesta a esta problemática y para ello toma como patrón o como origen para empezar los trabajos a la isla de Gran Canaria. Se trata en primera instancia de observar como con el parque generador actual instalado se comporta el sistema observando la contribución de las distintas tecnologías a la demanda total de energía de la isla. Para ello lo que se ha hecho es estudiar la demanda y generación para el año 2007 y se sacarán distintas conclusiones. 3

4 Un segundo paso será aumentar la contribución de energía eólica al total de la generación y trabajar con datos estimados para el año 2020, se tendrá en cuenta no solo la potencia eólica actualmente instalada sino también la que ha salido a concurso. Nuevamente se observarán las pautas de comportamiento del sistema planteando en este caso dos supuestos, el primero es manejar un parque generador que trate de integrar estas nuevas cantidades de energía eólica basándose en tecnologías de origen térmico. El segundo supuesto será trabajar con la hipótesis de una instalación de turbinación-bombeo de 150 MW. Con observar las pautas de comportamiento del sistema nos referimos a si son necesarios cortes en la generación eólica porque el sistema no puede asumirla en su totalidad, a observar si hay un abuso del uso de ciertas tecnologías o si por el contrario existen tecnologías que no caben en el sistema. De esta observación se tratará de sacar unas pautas de integración de la energía eólica en el sistema y formularlas matemáticamente. 4

5 2. Estudio de la generación actual para la isla de Gran Canaria El objetivo inicial simplemente es conocer el comportamiento de cada una de las tecnologías que participan en la alimentación del sistema eléctrico actual de la isla de Gran Canaria. Se realiza un modelo para caracterizar el año que consiste en tomar datos horarios de demanda real de dos días de cada mes. De otro lado se cuenta también con los valores horarios de producción eólica del año El parque generador para el año 2007 de la isla incluye motores diesel, turbinas de vapor, turbinas de gas y el ciclo combinado. Además hay que tener en cuenta 75 MW de energía eólica instalados los cuales actualmente son perfectamente integrables no dando lugar a cortes en la generación de energía eólica ni causan mayores problemas que los normales de operación. Se muestra a continuación una representación gráfica de los datos, en abcisas están representadas las horas y en ordenadas la potencia demandada, un código de colores indica de qué manera se cubre la correspondiente demanda. Se llegó a la conclusión de que el comportamiento actual del parque generador de Gran Canaria podría ser el siguiente, tal y como se observa en la figura. 5

6 Gran Canaria Año ,00 Vapor Ciclo Diésel Eólica Gas 700,00 600,00 500,00 400,00 300,00 200,00 100,00 0,

7 Se utilizan en base grupos de vapor que permanecen constantemente encendidos, salvo cuando proceda su mantenimiento. La contribución de dichos grupos de vapor como es lógico oscila igual que oscila la demanda, apreciándose en la gráfica perfectamente como en las horas punta del día aumentan su producción considerablemente. La contribución de dichos grupos al total de la energía generada sería aproximadamente de un 45%, es decir en 2007 son la base del sistema eléctrico de Gran Canaria. Tecnología % Eólica 5,22 Diesel 9,5 Gas 3,5 Vapor 45,13 Ciclo Comb. 36,64 La segunda tecnología en importancia es el ciclo combinado que copa un 36 % de la energía generada, se mantiene en funcionamiento todo el año exceptuando también la parada por mantenimiento. Junto con los grupos de vapor el ciclo combinado forma parte de la base la curva de demanda. Los motores diesel tienen una función reguladora siendo su misión la de actuar en la zona media de la curva de demanda. Sobre todo para paliar las fluctuaciones de la demanda que los grupos vapor y el ciclo no son capaces de absorber por sus características técnicas. La aportación de las turbinas de gas al sistema es necesaria no solo para cubrir los picos de demanda sino también para compensar las fluctuaciones que la energía eólica actualmente instalada causa en el sistema eléctrico. Los rendimientos térmicos conseguidos con esta distribución de energía rondan el 44% para el total de todo el sistema y las emisiones específicas rondan 0,669 kgco 2 /kwh. 7

8 2.1 Problemática de la integración de la energía eólica El problema al que se enfrenta un sistema eléctrico a la hora de asumir una generación no controlable como es la eólica radica en la aleatoriedad de la fuente o combustible, en este caso el viento. Hay que contar con que el viento aunque sigue unas pautas de comportamiento y aunque existe toda una ciencia en cuanto a predicciones y estudios de vientos, conserva un carácter aleatorio. Este carácter aleatorio del viento entraña que si en un momento dado en el que se cuenta con cierta cantidad de energía de origen eólica cesa el viento y por tanto desaparece esta generación, el sistema deberá estar preparado para su reposición inmediata. De esta reposición se encargarán grupos que en ese momento se encuentren conectados a la red y cuyas características técnicas les permitan aumentar su producción de manera que la demanda pueda ser colmada de nuevo inmediatamente. Por otro lado puede ocurrir lo contrario, es decir que el viento haga que la capacidad de generación eólica aumente, el sistema deberá estar preparado para asumir esta nueva generación y se encargarán de ello grupos que en ese momento se encuentren conectados a la red y puedan disminuir su producción rápidamente para dar paso a la nueva energía que entra en el sistema. Como ya se explicó anteriormente, en la actualidad el sistema de Gran Canaria que cuenta con 75 MW de energía eólica instalados no registra ningún problema de operación con respecto a la integración de la energía eólica en el sistema. Se estima por tanto que los motores diesel así como las turbinas de gas, todos estos capaces de proporcionar una respuesta rápida, que se encuentran instalados en la actualidad son suficientes para realizar las siguientes labores. De restitución de potencia al sistema cuando cesa el viento y por tanto se pierde potencia eólica y de retirada de potencia del sistema para que este pueda asumir un posible aumento de la potencia de generación eólica. 8

9 El reto de este estudio será idear la manera de asumir no solo la generación eólica actual que ya hemos visto que es perfectamente asumible sino también la que se tiene prevista que entre en los próximos años, la cual sin las reformas pertinentes del sistema no sería posible asumir. 2.2 Solución adoptada Un primer paso para la resolución del problema pasa por un cierto estudio estadístico de los datos eólicos. Es muy probable que la velocidad del viento, que azota nuestras islas, no sea capaz de pasar de valores nulos a valores máximos de un instante de tiempo a otro y viceversa. De un lado interesa saber si el viento sufre cambios bruscos en el sentido de aumentar, es decir observaremos los datos de viento de años anteriores y calibraremos cual es el máximo pico de subida de producción eólica en una hora observado. Se trata de confirmar y cuantificar la sospecha que tenemos de que la velocidad del viento por lo general aumenta gradualmente y por tanto hacernos una idea de en que rangos de potencia se moverá el sistema en cuanto a las oscilaciones de la potencia eólica. Por otro lado interesa observar más aún todavía que capacidad de cesar que manifiesta el viento. De este análisis resultará un dato de la cantidad de potencia que el sistema puede perder en una hora debido a la disminución del viento. Llegados a este punto tenemos que decir que los datos eólicos con lo que se ha trabajado corresponden a los del año 2007 multiplicados por 5,48. Se trata con ello de acercarnos a esa posible situación que en un futuro se prevé que se dé. Analizados los datos la conclusión a la que se llega es que el sistema puede registrar un aumento máximo de la producción eólica de 190 MW de una hora respecto a la otra. Concluiremos que habrá que tener tantos grupos de respuesta rápida; esto es motores diesel turbinas de gas, cuya potencia pueda oscilar 190 MW. De manera que al estar conectados al sistema estos grupos sean capaces de disminuir su producción de forma inmediata para que sea 9

10 posible asumir una eventual subida de la producción por parte las fuentes eólicas. Esta es la que hemos denominado primera condición y antes de hacerla efectiva se considera que si en la actualidad el sistema es capaz de trabajar con 75 MW eólicos sin ningún problema para gestionarlos nada hace presagiar que en 2020 tenga algún problema con ellos, luego a los 190 MW se le restan estos 75 MW quedando 115 MW sujetos a la condición establecida. De otro lado tenemos que asumir que el sistema tiene que estar preparado para lo que hemos llamado una bajada en la producción eólica, obrando de la misma manera que para el caso anterior se realiza un estudio estadístico de los datos eólicos aunque de esta vez será distinto. Para el caso que nos atañe interesa saber no solo cual será la bajada máxima de eólica sino relacionarla con la producción que en ese momento esté puesta en juego. Ya que por ejemplo se puede dar el caso de que habiendo en el sistema para una hora determinada 2 MW de producción eólica para la hora siguiente se registren cero. Ello no quiere decir que en todo momento tengamos que estar atentos a una retirada del 100 % de la potencia eólica del sistema. De hecho al igual que antes somos conscientes a la vista de los datos estadísticos que el viento cuando está soplando con fuerza no disminuye de repente hasta dejar de soplar en una hora sino que avisa de que va a disminuir. Los resultados de ese estudio de los datos se presentan en la siguiente tabla. Producción eólica MW % de bajada respecto hora anterior

11 En la columna de la izquierda encontramos el rango de producción eólica en el que nos encontramos y en la de la derecha el porcentaje respecto de la producción en que se prevé puede disminuir la cantidad de energía eólica puesta en el sistema en un plazo de una hora. Así para pequeños valores de penetración eólica podemos encontrar ceses repentinos y totales de la generación eólica mientras que para valores altos estos ceses ya disminuyen considerablemente. De esta manera se ha obtenido una segunda condición y es que en todo momento habrá conectados al sistema tanto grupos consistentes en turbinas de gas y motores diesel como sea necesario para cubrir la eventual retirada de energía eólica en los valores establecidos según la tabla anterior, estos grupos tienen que encontrarse en un punto de funcionamiento lejos de su máximo de manera que el aumento de producción hasta su máximo si fuera necesario contribuya a paliar esa falta de potencia momentánea en el sistema provocada por esa caída en la producción eólica. El siguiente paso será alcanzar una formulación matemática de estas condiciones y proceder a implementar un algoritmo para observar el comportamiento del sistema. Primera condición: E n ( d + g ) ( F F ) = 115MW = 1 0 min donde: E (d+g): Potencia a suministrar por lo grupos de gas y diesel 11

12 F 0 : Punto de funcionamiento F min : Punto de funcionamiento de mínimo técnico 1..n: distintos grupos disponibles Segunda condición: n ( F F ) Ee E = % ( d + g) max 0 = 1 donde E (d+g) : Reserva de potencia a suministrar por los grupos de gas y diesel F max : Punto de funcionamiento de máxima potencia %E e : Fracción de la potencia eólica puesta en el sistema que es posible perder en una hora 12

13 2.3 Diseño de parque generador para el año 2020 y posterior aplicación Obviamente como paso previo a cualquier análisis habrá que plantearse la composición del parque generador que se prevé existirá en el año Para el diseño del parque generador se han tomado como criterios los siguientes: Se mantienen como grupos de vapor únicamente aquellos que estando instalados actualmente no hayan sobrepasado la edad de 25 años para el año No se prevé ni aconseja la instalación de nuevos grupos de vapor por tanto quedarán únicamente dos grupos de vapor de 74,24 MW cada uno. Diesel: se estima que habrá una mayor utilización de los grupos diesel hasta el punto de llegar a responsabilizarlos del 25% de la potencia instalada, esto es porque estos grupos adquirirán especial importancia a la hora de regular la eólica y presentan un rendimiento más que aceptable sobre todo a la hora de compararlos con las turbinas de gas. Gas: tecnologías como esta tendrán un papel protagonista en sistemas con alta penetración de energías renovables. Sus condiciones de operación las hacen altamente recomendables para conseguir unas mínimas condiciones de seguridad y por ello su presencia se estima será de casi un 30% de la potencia total instalada. Ciclo combinado: el rendimiento actual de esta tecnología la propone como una de las más atractivas a la hora de utilizarla. Actualmente en la isla de Gran Canaria existe únicamente uno de estos ciclos operativos y se prevé la apertura de otros de ciclos de idéntica potencia 208,8 MW teniendo por tanto un total 608,4 MW. 13

14 Resumen Potencia (MW) % Diesel 410,2 25,84 Gas ,48 Vapor 148,48 9,35 Ciclo Comb. 608,4 38,32 Pot. Total 1587,5 Se trata de potencias netas Todo esto hace un total de 1587,5 MW netos, es decir descontando perdidas en generación, instalados para el año 2020 que si se comparan con los 1135 MW de punta de demanda que se prevén para este año se está en torno al 40% por encima Aplicación de la solución adoptada al parque generador. La culminación del desarrollo teórico anteriormente expuesto será realizar un análisis del sistema aplicando las condiciones expuestas. Este análisis se realiza para el año 2020 en cual se estima que la generación eólica alcance valores cercanos los actuales multiplicados por 5,5. La demanda de energía para este año se ha estimado en base a predicciones publicadas por el Ministerio de Industria hasta el año 2016 y luego se han realizado extrapolaciones hasta el año en cuestión. La siguiente gráfica muestra la cobertura de la demanda con el parque generador que anteriormente se diseñó. 14

15 Gran Canaria Año Vapor Ciclo Diesel Eólica Gas

16 En cuanto a la participación de cada tecnología en términos de energía generada podemos observar el siguiente cuadro: Tecnología % Eólica 13,07 Diesel 13,74 Gas 13,44 Vapor 6,72 Ciclo Comb. 53,04 De la gráfica observamos como a la eólica se le responsabiliza de casi un 13% del total generado por el sistema, esta participación implica el corte de este tipo de fuente distintos momentos del año. Cortes que se producen debido a que no sería posible mantener las condiciones iniciales de seguridad si se contara con toda la generación eólica disponible para el momento en cuestión. La participación con más del 50 % de la energía generada por parte de los ciclos combinados habla del papel que esta tecnología podrá tener en el futuro sobre todo en cuanto a la sustitución de los grupos de vapor, los cuales presentan un rendimiento muy pequeño con respecto a los primeros. La presencia de turbinas de gas es necesaria también para salvar al sistema en determinados momentos, bien por necesidades de operación, por mantenimientos, por averías. También es notable su papel sobre todo como garantía de seguridad a la hora de jugar con altas penetraciones eólicas en el sistema. Los motores Diesel siguen jugando su papel, sobretodo regulador para paliar las fluctuaciones de la demanda que otros grupos no son capaces de absorber por sus características técnicas. Los rendimientos conseguidos con esta distribución de energía rondan el 45% para el total de todo el sistema y las emisiones específicas rondan 0,599 kgco 2 /kwh. 16

17 2.3.2 Inclusión central de turbinación-bombeo Se prevé la instalación de 150 MW (3x50 MW) de potencia de origen hidráulico la cual contribuirá a una integración de la eólica debida a la gran flexibilidad de operación que presenta esta tecnología. Se podrá emplear esta central para realizar las funciones que en el desarrollo teórico explicado en la solución adoptada se otorgaban a las turbinas de gas y motores diesel, de manera que la utilización de estas tecnologías de origen térmico se de en un menor grado. Se trata de además de una tecnología que contribuirá a conseguir una curva de demanda más plana, turbinando en momentos de gran demanda y bombeando en aquellos momentos en que la demanda es pequeña y por tanto hay un exceso de energía en el sistema. Se considera el rendimiento de la instalación de turbinación-bombeo de aproximadamente un 75%. Resulta muy atractivo realizar estas operaciones teniendo en cuenta la energía eólica presente en el sistema. Así es conveniente bombear en momentos en que la energía eólica alcanza máximos y por tanto se contrarresta los efectos negativos que esta tiene para la operación del sistema y turbinar cuando la energía eólica es escasa y por ello se necesita capacidad de generación. Si se realiza el ejercicio anterior teniendo en cuenta la inclusión de una central de turbinación-bombeo el parque generador puede quedar de la siguiente manera, se ha reducido la presencia de turbinas de gas con respecto al anteriormente diseñado por considerar que parte de su labor podrá realizarse por parte de la susodicha central: 17

18 Resumen Potencia (MW) % Diesel 410,2 25,51 Gas 291,06 18,1 Vapor 148,48 9,23 Ciclo Comb. 608,4 37,83 Bombeo 150 9,33 Pot. Total 1608,14 Se trata de potencias netas A continuación podemos observar los resultados obtenidos del análisis para el año 2020 y sacar las correspondientes conclusiones. 18

19 Gran Canaria Año Vapor Ciclo Diesel Turbinado Eólica

20 En primer lugar se presenta la gráfica de demanda considerando instalada la central de bombeo. Se observa como la central de bombeo-turbinado entra en funcionamiento aportando energía al sistema en momentos de alta demanda. Esto lo podemos observar como tramos de color azul en el gráfico. Se bombeará agua desde un estanque a otro en aquellos momentos en los que la presencia de eólica es abundante, esto solo podemos observar en la gráfica como un aumento de la demanda de potencia en ciertos momentos que dan a la curva un aspecto distinto al que se observaba anteriormente. No obstante la función de la central de bombeo no es otra que aumentar la demanda en determinados momentos para aprovechar esa energía eólica que de otra manera no se hubiera podido integrar y por ende la curva presentará una distorsión respecto a su forma normal cuando no existía esta forma de almacenamiento. Resumiendo los resultados obtenemos la siguiente participación de cada una de las tecnologías. Tecnología % Eólica 14,45 Diesel Gas 0 Vapor 6,71 Ciclo Comb. 65,44 Turbinado 1.95 Es de resaltar que se logra una integración total de la eólica objetivo perseguido por el estudio. De otro lado se consigue una gran participación de los ciclos combinados, los cuales llevan el peso de la generación. Se observa también como las turbinas de gas quedan prácticamente inutilizadas ya que como ya se había comentado parte de las funciones que antes se destinaban a estas turbinas íntimamente relacionadas con las fluctuaciones de la energía eólica pasan a realizarse por la central de turbinación-bombeo. De manera que turbinas de gas que antes por condiciones de seguridad debían permanecer funcionando a regímenes cercanos a su 20

21 mínimo técnico, lo cual es altamente ineficiente, pueden ser sacadas del sistema para que a cambio se introduzca una potencia de origen hidráulico. Esto no quiere decir que esta tecnología se suprima, las turbinas de gas deben seguir presente por la flexibilidad que otorga al sistema aunque su utilización será la menor posible de acuerdo a su mal rendimiento. Por otro lado tanto el gas como el vapor toman un papel importante en el caso de pérdidas de grupos de otras tecnologías ya sea por avería o por mantenimiento. Se observa como los grupos diesel continúan desempeñando su papel de reguladores en la zona media de la curva de demanda. En cuanto al rendimiento total del sistema tenemos que hablar de un rendimiento cercano al 54% y unas emisiones específicas del 0,511 kgco 2 /kwh, lo cual habla de los beneficios que tendría la instalación de una central de bombeo-turbinado. No solo por los beneficios que aporta la energía de origen hidráulico como renovable que es sino más bien por la integración total de la energía eólica gracias a la capacidad de regulación que aporta al sistema la mencionada central. 21

22 3. Conclusiones Existen tecnologías como es el caso de los grupos de vapor que con los años debido a su bajo rendimiento y condiciones de operación, perderán su sentido dentro de los sistemas canarios. La tecnología de los ciclos combinados ofrece muy buenas condiciones en cuanto a rendimiento y condiciones de operación pero su aplicación dependerá de la entrada del gas natural como combustible en Canarias. La energía eólica presenta un enorme potencial llegando a poderse integrar hasta fracciones superiores al 25% de la potencia instalada para los sistemas estimados para el año La penetración de la misma hasta esos niveles implica el diseño de un parque generador integrado por tecnologías capaces de asumir grandes fluctuaciones de demanda, como son sobre todo turbinas de gas. La presencia de las turbinas de gas en el sistema siendo necesaria y recomendable por su versatilidad de maniobra implica una disminución del rendimiento total de sistema, mitigando en parte el beneficioso efecto que la presencia de energía eólica tiene sobre este parámetro. La adquisición de nuevos grupos térmicos adaptados al trabajo conjunto con fuentes de energía primaria no gestionable, cuyas características técnicas les permiten por ejemplo operar con bajos mínimos técnicos es fundamental para que no se registren efectos contrapuestos sobre le rendimiento global del sistema a la hora de integrar fuentes renovables. La contribución de las centrales de turbinación-bombeo permite paliar los efectos que la energía eólica produce sobre el sistema allanando la curva de 22

23 demanda. La respuesta de esta tecnología ante las distintas solicitaciones del sistema evita mantener unidades de respaldo (normalmente turbinas de gas) funcionando a bajos niveles de eficiencia por motivos de seguridad del sistema eléctrico, con los consiguientes beneficios que esto conlleva en cuanto al rendimiento global del sistema. De todo esto se puede concluir que la evolución del sistema eléctrico debe ir orientada a tecnologías que no solo aporten un volumen de energía al mismo sino que también ayuden a una correcta integración de las energías renovables en el mix de generación. En este sentido son importantes proyectos como los de instalar centrales de turbinación-bombeo en aras de la consecución de un sistema eléctrico eficiente y respetuoso con el medio ambiente posible. 23

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