Almacenamiento de energía: Centrales Hidráulicas Reversibles. Octubre 2014

Transcripción

1 Almacenamiento de energía: Centrales Hidráulicas Reversibles Octubre 2014

2 Centrales Hidráulicas Reversibles Descripción y Tipología Funcionamiento actual de las Centrales Reversible en el Sistema Eléctrico Español Puntos fuertes y puntos débiles Puntos débiles -> Nuevas tendencias 2

3 Centrales Hidráulicas Reversibles Dos embalses a distinta altura (Almacenes de energía) Dos modos de funcionamientos de los grupos: Turbinación: Generación de energía en punta Bombeo: Consumo de energía en valle CANTIDAD DE ENERGIA ALMACENADA DEPENDIENTE DE DOS FACTORES: DIFERENCIA DE COTA ENTRE LOS DOS EMBALSES CAPACIDAD DEL EMBALSE SUPERIOR

4 Tipología En función de la Capacidad Almacenamiento Bombeo semanal y diario Pequeña Capacidad de almacenamiento: Todo lo que se bombea se turbina en la misma semana o día Bombeo estacional Gran Capacidad de Almacenamiento: Lo que se bombea se puede turbinar se incluso meses o años más tarde En función de las aportaciones de caudal en el Embalse Superior Bombeo Puro Las únicas aportaciones al Embalse Superior son los caudales de bombeo Suelen ser diarios o semanales Bombeo Mixto El Embalse Superior tiene aportaciones propias además de los caudales bombeados Pueden ser diarios, semanales o estacionales

5 Tipología CH LA MUELA Potencia Instalada: 630 MW Depósito Superior: Capacidad: 20 hm3 Reserva Energética: 35 GWh BOMBEO PURO SEMANAL CH VILLARINO Potencia Instalada: 810 MW Depósito Superior: Embalse de Almendra (Rio Tormes) Capacidad: 2,586 hm3 Reserva Energética: GWh BOMBEO MIXTO HIPERANUAL

6 Sistema Eléctrico Español Potencia Instalada 2013 Sistema Peninsular Balance Generación 2013 Sistema Peninsular TOTAL MW TOTAL GWh Producción Eólica + Solar = 26 % del Sist. Peninsular Potencia instalada Eólica + Solar = MW Elevada producción de tecnologías NO GESTIONABLES 6/2/2013 Tecnología Hidroeléctrica 15:50h Record Producción Eólica MW ( 50% Demanda)

7 Sistema Eléctrico Español: Bombeo POTENCIA BOMBEO MW 7

8 Seguimiento de la curva de carga SEGUIMIENTO DE LA CURVA DE CARGA EN CIRCUSTANCIAS DE GRAN VARIABILIDAD EN LA PRODUCCIÓN DE LA TECNOLOGÍAS NO GESTIONABLES 8

9 Seguimiento de la curva de carga 9

10 Seguimiento de la curva de carga Intervalo de 12 horas Incremento de 9000 MW Descenso de 6500 MW Gran flexibilidad de la hidráulica, especialmente de las Centrales Reversibles

11 Seguimiento de la curva de carga SEGUIMIENTO DE LA CURVA DE CARGA EN CIRCUNSTANCIAS DE EXCEDENTES DE PRODUCCIÓN 11

12 Seguimiento de la curva de carga 12

13 Seguimiento de la curva de carga Incremento de más de 6000 MW en las horas valle Rápida respuesta de la hidráulica, especialmente de las Centrales Reversibles 13

14 Centrales Hidráulica Reversibles Ventajas Tecnología madura, capaz de almacenar grandes cantidades de energía Alta eficiencia del ciclo completo (70 % - 80%) Rápida capacidad de respuesta Inconvenientes Escasez de emplazamientos adecuados: Muchos de estos emplazamientos situados en zonas protegidas Largos periodos de tramitación Largos periodos de construcción (más de 6 años) Costes de inversión dependientes de los emplazamientos (0,4 M /MW 1,3 M / MW) Imposibilidad de regulación en modo de funcionamiento de bombeo (grupos convencionales)

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16 Bombeo: La Muela II MUELA I MUELA II TOTAL Nº de grupos : Turbinación : 630 MW 850 MW MW Bombeo : 540 MW 740 MW MW LA MUELA I LA MUELA II

17 Bombeo: La Muela II 17

18 Reducción de dimensiones maquinaria. Máquina con tendencias hacia velocidades específicas más bajas. Menor excavación, menor trabajo en obra, menores transportes. LA MUELA I (500 rpm) LA MUELA II (600 rpm) B (-24%) C (-22%) Mayor cavitación, desafío para los materiales y simulación fluido dinámica.

19 Eliminación del impacto ambiental

20 Mayores saltos de bombeo para máquinas monoetapa. Menor volumen de excavación. Menor complejidad técnica. Simplicidad de mantenimiento. Nivel Dep. Sup. 885 Nº Unidades 4 rev. Salto bruto 654,0 m Caudal max. 146,7 m3/s Tunel en carga m Capacidad 880 MW Tubería forzada m Production GWh Mayor cavitación, desafío para los materiales y simulación fluido dinámica.

21 Circuito Hidráulico duplicado C.H. Kops II 30m Rifabecken Balancing Reservoir Rifa Stauziel Top storage level Schieberstollen valve chamber Druckschacht Pressure shaft high head manifold Turbine Absenkziel Pelton150 MW 61m Druckluftkammer Compressed air chambers Pumpensteigleitung high head pump manifold pipeline Draw down level Verbindungsstollen Motor Generator Wandler torque converter Pumpe storage Pump Bomba150 MW Pumpwasserstollen Low head manifold, pumpwater tunnel horizontale Pumpenleitung ** Fuente Vorarlberger Illwerke AG Tecnología Hidroeléctrica

22 Circuito Hidráulico duplicado C.H. Kops II PGrid = MW ** Fuente Vorarlberger Illwerke AG Tecnología Hidroeléctrica

23 Circuito hidráulico duplicado VENTAJAS Regulación continua de potencia en el ± 100 % del rango Facilidad de arranque en bombeo INCONVENIENTES Coste del equipamiento: doble equipo hidráulico (turbina y bomba) Mayores necesidades de espacio en caverna Coste de excavación y revestimiento de las conducciones hidráulicas Necesidad de presurización de la caverna Coste de mantenimiento Tecnología Hidroeléctrica

24 Máquinas de Velocidad Variable Variación de la velocidad de máquina mediante el uso de electrónica de potencia Similares ventajas que el circuito hidráulico duplicado a menor coste** ** Salvo la capacidad de regulación de potencia en bombeo, limitada por la curva característica de la bomba Diferentes líneas de desarrollo Inyección frecuencia variable en rotor Máquina asíncrona doblemente alimentada Tecnología Hidroeléctrica Inyección frecuencia variable en estator Máquina síncrona con plena conversión de potencia

25 Inyección de frecuencia variable en el rotor Inyección de frecuencia variable en rotor Rotor trifásico bobinado En función de la velocidad hay salida/entrada de potencia a través del rotor Potencia convertidor proporcional a margen de velocidad Tecnología Hidroeléctrica

26 Inyección de frecuencia variable en el rotor VENTAJAS Regulación continua de potencia (rango: alrededor de ±10 % de la potencia) Optimización del rendimiento en función del salto y el caudal Facilidad de arranque en bombeo Rapidez de respuesta ante transitorios de la red** INCONVENIENTES Coste del equipamiento: turbina/alternador y electrónica de potencia Mayores necesidades de espacio en caverna Coste de mantenimiento ** Rapidez de respuesta no remunerada por la regulación española, aunque muy valiosa desde el punto de vista de estabilidad dinámica de la Red de Transporte Tecnología Hidroeléctrica

27 Inyección de frecuencia variable en el estator Conversión de frecuencia en estator ~ ~ Rotor tradicional con polos Generador tradicional, de tecnología ampliamente probada Potencia y tensión del convertidor igual la del grupo Tecnología Hidroeléctrica

28 Inyección de frecuencia variable en el estator VENTAJAS Alternador tradicional, de tecnología probada Coste de mantenimiento Posibilidad de aplicación en máquinas existentes INCONVENIENTES Mayor coste de la electrónica de potencia El desarrollo del Modular Multilevel Converter permite el desarrollo de esta tecnología Convertidor modular, que permite valores superiores de potencia y tensión El desarrollo de la inyección de frecuencia en rotor o estator dependerá del coste de cada tecnología Tecnología Hidroeléctrica

29 Convertidores de Frecuencia SFC Intensidad Eficaz Estátor; Velocidad; Potencia Activa Consumida; Tensión (p.u) 2,50 Curvas de arranque asíncrono en bombeo Intensidad (pu) Velocidad (pu) 1,50 Potencia activa (pu) Tensión (pu) 0,50 El arranque en forma asíncrona produce fuertes solicitaciones a la RED de transporte y Segundos 0,0 3,0 6,0 9,0 12,0 15,0 18,0 21,0 24,0 27,0 30,0 33,0 36,0 39,0 42,0 45,0 48,0 51,0 54,0 57,0 60,0 63,0 66,0 69,0 72,0 75,0 78,0 81,0 84,0-0,50 fuertes solicitaciones a la propia máquina Tecnología Hidroeléctrica

30 Convertidores de Frecuencia SFC: solución Añadiendo un interruptor de generación (Sg) en media tensión y un equipo convertidor de frecuencia SFC entre el transformador y el estátor, el arranque en bombeo se hace suave, durante más tiempo y sin transitorios que afecten a la red de transporte ni a la máquina Tecnología Hidroeléctrica

31 Convertidores de Frecuencia SFC: solución La tecnología actual de electrónica de potencia permite equipos SFC instalados en armarios compactos, con refrigeración de los semiconductores por aire o por agua. En las centrales ya construidas existe el problema del espacio requerido. Tecnología Hidroeléctrica

32 Conclusiones La optimización de las energías renovables no gestionables requiere el apoyo de energías flexibles y con capacidad de almacenamiento Las Centrales Hidroeléctricas Reversibles poseen ambas características, por lo que son excelentes para la integración de estas energías A pesar de tratarse de una tecnología madura está evolucionando buscando mejoras que aporten mayor flexibilidad, eviten afecciones ambientales y disminuyan los costes de ínversión 32

33 MUCHAS GRACIAS Enrique Sola Álvarez