La operación del sistema uruguayo con alta presencia de eólicas

Transcripción

1 La operación del sistema uruguayo con alta presencia de eólicas

2 Introducción El sistema eléctrico uruguayo ha tenido una muy grande y rápida instalación de generación renovable no convencional, especialmente, eólica. Esto es válido en términos absolutos pero es más impresionante en términos relativos a la demanda. Las características propias del sistema eléctrico uruguayo y su generación facilitaron este proceso. Sin embargo fue necesaria la realización de diversas acciones en el sistema para asegurar condiciones de funcionamiento adecuadas. Por otro lado, las ampliaciones de red necesarias aún no están concluidas (y no lo estarán por un tiempo importante) por lo cual ha sido necesario implementar herramientas y procedimientos adicionales que permitieran mejorar el funcionamiento. El objetivo de la presentación es mostrar la experiencia obtenida hasta el momento en Uruguay en cuanto a acciones realizadas y resultados obtenidos.

3 El funcionamiento del sistema uruguayo con alta presencia de eólicas o El sistema eléctrico uruguayo. o Evolución de la generación eólica instalada. o Algunas características de la generación eólica uruguaya. o La inserción de la eólica en el sistema eléctrico uruguayo. o Acciones de adecuación del sistema. o Resultados obtenidos: desempeño de la generación eólica.

4 El sistema eléctrico uruguayo. El sistema eléctrico uruguayo ha sido un sistema predominantemente hidráulico con respaldo térmico. La demanda pico máxima fue 1964 MW en julio de El mínimo diario de consumo está entre los 800 y 1000 MW. El consumo anual en el 2016 fue GWh. Uruguay está fuertemente interconectado con sus vecinos. Con Argentina la interconexión data desde hace 30 años y tiene una potencia nominal de MW. Con Brasil la interconexión tiene una potencia de 570 MW nominales, 500 de los cuales quedaron en servicio el año pasado.

5 El sistema eléctrico uruguayo. La potencia instalada en plantas convencionales es: Hidráulica: Térmica: 1515 MW. 600 MW. ( 540 MW en construcción) (la potencia térmica instalada ha bajado últimamente, quedando desafectados 475 MW). La potencia renovable no convencional se ha incrementado mucho en los últimos años, en especial la generación eólica.

6 Evolución de la generación eólica instalada.

7 2013

8 2013

9 2016

10 Evolución de la generación eólica instalada.

11 Algunas características de la generación eólica uruguaya. El despacho debe despachar la generación eólica con costo variable nulo, pero tiene la potestad de reducir la generación por razones técnicas. La mayor parte de la generación eólica se instaló mediante procesos licitatorios los que resultaron en contratos en los que se remunera la energía producida. En caso que se reduzca la generación se remunera la energía que se hubiera producido.

12 La inserción de la eólica en el sistema eléctrico uruguayo. Siempre se percibió la variabilidad eólica como el aspecto más importante a cuidar. El objetivo fue no degradar el desempeño que tenía el sistema eléctrico previo a la incorporación de la generación eólica. En relación a la regulación de potencia ello significa ajustar la generación uruguaya con el fin de regular la interconexión con Argentina. Se instaló un sistema de control automático de generación (AGC) a tal fin, el cual entró en servicio en el último año. Las características de la generación convencional uruguaya favorecen la regulación de potencia del sistema: Generación hidráulica sin restricciones ajenas al sistema eléctrico. Generación térmica de arranque rápido (TG, motores). La incorporación de la eólica ha coincidido hasta ahora con circunstancias hidrológicas ricas (fenómeno de El Niño) por lo que la regulación se ha hecho generalmente con generación hidráulica.

13 La inserción de la eólica en el sistema eléctrico uruguayo. Desde que comenzó la instalación de la generación eólica se ha tenido circunstancias cambiantes en cuanto a la posibilidad de exportar energía a los países vecinos. En consecuencia tuvimos frecuentes situaciones de superávit de energía con costo variable nulo. En esas condiciones hubo vertimiento de centrales hidráulicas y eólicas. La asignación de los vertimientos entre las distintas fuentes de costo variable nulo es económicamente indiferente. Adicionalmente hubo vertimientos por restricciones locales (zona centro).

14 Acciones de adecuación del sistema. o Control Automático de Generación. o Pronósticos de generación eólica. o Adecuación de la red y cargabilidad dinámica. o El control de la potencia activa. o Evaluación de la reducción de potencia de origen eólico. o Ofertas de oportunidad a grandes consumidores. o Control de tensión.

15 Control automático de generación. Asociado a la instalación de la generación eólica se implementó en el centro de control del Despacho de Cargas una herramienta de control automático de generación. La gran parte de la generación eólica fue instalada sin contar con esta herramienta. No se observó dificultades para la regulación de la potencia del sistema debido a ello. El modo de control utilizado es el conocido como tie line bias, debido a que Uruguay opera interconectado con Argentina. Se resolvió técnicamente el control de la central binacional de Salto Grande.

16 Pronósticos de generación eólica Modelo Estadístico Modelos numéricos de la Atmósfera Centro local Datos Centro Regional Pronóstico Regional (GFS) Modelo global Centro Mundial Asimilación de datos + + Dominio WRF UTE - FING Pronóstico Alta resolución (1Km x 1Km) + Modelo Regional WRF Modelos numéricos de la Atmósfera + Modelos Estadísticos

17 Pronósticos de generación eólica Para gestionar la generación eólica se han implementado pronósticos de generación de varias fuentes y con varios horizontes. Se dispone de 3 fuentes de pronósticos, uno de ellos en convenio con la Facultad de Ingeniería y 2 pronósticos contratados. Se dispone de los siguientes pronósticos de potencia horaria: actividad horizonte frecuencia Programación semanal 240h 1/día Programación diaria 72h 1/6h Tiempo real 6h 1/h

18 Pronósticos de generación eólica de 240 horas.

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20 Error medio absoluto enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto 8,34 8,71 7,47 9,94 6,68 6,54 9,63 7,85 % entre percentiles enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto 90,57 83,48 93,91 88,19 96,83 93,91 88,69 94,90

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24 Previsión energía GE semanal (semana s+1)

25 Adecuación de la red. La ERNC se instaló sin que entraran en servicio los refuerzos de red previstos. Como consecuencia de ello hay partes del sistema que tienden a congestionarse. Se ha desconectado generación de costo nulo para controlar las sobrecargas. Adicionalmente se ha tomado acciones sobre la red para aumentar su capacidad de trasmisión: Cambios de ti Cambios de trampas de onda. Instalación de estaciones meteorológicas Cambio de ajuste de protecciones. Mediciones con termovisión. Aplicación de cargabilidad dinámica.

26 Circuito central

27 TACUAREMBO YOUNG VALENTINES BONETE B 100 MW PALMAR BAYGORRIA 140 MW BONETE DURAZNO PINTADO TRINIDAD FLORIDA RODRIGUEZ MONTEVIDEO A

28 TACUAREMBO YOUNG 140 MW 150 MW 50 MW VALENTINES BONETE B 100 MW PALMAR BAYGORRIA 140 MW 70 MW BONETE DURAZNO PINTADO TRINIDAD 88 MW 100 MW FLORIDA RODRIGUEZ 100 MW MONTEVIDEO A

29 Operación de la red con cargabiliad dinámica de Líneas Aéreas de Trasmisión Requisitos: (alternativas) registro y envío de la temperatura superficial del conductor en tiempo real en vanos críticos o disponer de medidas de velocidad de viento, radiación solar y temperatura ambiente lo más próximas posible a la ubicación de los conductores de la línea de trasmisión considerada y realizar el balance de calor despejando Imax

30 Cálculo de Imax I= qc + q r - q s ) ( r Siendo I - valor eficaz de la corriente que circula por el conductor. y las siguientes magnitudes por unidad de longitud: qc - pérdidas de calor por convección qr - pérdidas de calor por radiación qs - cantidad de calor recibida de radiación solar y del cielo r - resistencia efectiva del conductor.

31 Idea Mediodía, Verano Alta temperatura Vientos calmos Noche, Invierno Baja Temperatura Vientos fuertes Histograma de corrientes máximas calculadas para una línea diseñada para In=250 A, calculado con datos reales de un año.

32 TACUAREMBO YOUNG 140 MW 150 MW 50 MW VALENTINES BONETE B 100 MW PALMAR BAYGORRIA 140 MW 70 MW BONETE DURAZNO PINTADO TRINIDAD 88 MW 100 MW FLORIDA RODRIGUEZ 100 MW MONTEVIDEO A

33 TACUAREMBO YOUNG 140 MW 150 MW 50 MW VALENTINES BONETE B 100 MW PALMAR 140 MW Para minimizar los vertimientos por restricción de red se ha empezado a usar unabaygorria técnica de cargabilidad dinámica. BONETE 70 MW Se mide las condiciones meteorológicas en, al menos, ambos extremos de la línea y se calcula que corriente es capaz de llevar la línea sin superar la temperatura de diseño del conductor (55 C). DURAZNO Esta técnica es crítica pues la mayor exigencia que la eólica PINTADO presenta a la red ocurre en situaciones donde el enfriamiento de la TRINIDAD línea por viento es alto. El operador del centro 100 de MW control recibe en tiempo real información, a través del scada, de la corriente máxima (resumen RODRIGUEZ de los puntos de medición y otras limitantes). 88 MW FLORIDA 100 MW MONTEVIDEO A

34 TACUAREMBO YOUNG 140 MW 150 MW 50 MW VALENTINES BONETE B 100 MW PALMAR BAYGORRIA 140 MW 70 MW BONETE DURAZNO PINTADO TRINIDAD 88 MW 100 MW FLORIDA RODRIGUEZ 100 MW MONTEVIDEO A

35 TACUAREMBO YOUNG 140 MW 150 MW 50 MW VALENTINES BONETE B 100 MW PALMAR BAYGORRIA 140 MW 70 MW BONETE DURAZNO PINTADO TRINIDAD 88 MW 100 MW FLORIDA RODRIGUEZ 100 MW MONTEVIDEO A

36 TACUAREMBO YOUNG 140 MW 150 MW 50 MW VALENTINES BONETE B 100 MW PALMAR BAYGORRIA 140 MW 70 MW BONETE DURAZNO PINTADO TRINIDAD 88 MW 100 MW FLORIDA RODRIGUEZ 100 MW MONTEVIDEO A

37 TACUAREMBO YOUNG 140 MW 150 MW 50 MW VALENTINES BONETE B 100 MW PALMAR BAYGORRIA 140 MW 70 MW BONETE DURAZNO PINTADO TRINIDAD 88 MW 100 MW FLORIDA RODRIGUEZ 100 MW MONTEVIDEO A

38 Estaciones meteorológicas con envío de información en tiempo real Se diseñó y construyó una rutina de tratamiento y corrección de errores en las lecturas recibidas Se definieron rutinas de cálculo para cada conductor de los normalmente utilizados en UTE, con la hipótesis de no superar la temperatura de diseño (55 C).

39 Estaciones meteorológicas con envío de información en tiempo real

40 Adecuación de la red: aplicaciones scada. IMAX: calcula la máxima corriente que puede trasmitirse en una línea, para las condiciones atmosféricas observadas, sin superar la temperatura de conductor de diseño (55 C). DAGLIN: Automatismo que, en caso de ocurrir una desconexión de línea, identifica el exceso de generación y la desconecta, de forma de no superar IMAX.

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42 - El DAGLIN calcula en tiempo real, en función de factores de distribución y factores de alivio, que parques eólicos hay que disparar para que la líneas de transmisión, frente a una contingencia, no queden por encima del valor máximo de carga admisible. - Éste programa corre sobre cada una de las líneas del circuito centro, y calcula cuanto es el corte generación necesario a realizar. En caso que se de una contingencia, en función de este valor de corte, selecciona que parque eólicos disparar de manera de aliviar la carga por las líneas que quedaron en servicio.

43 El control de la potencia activa. En el centro de control del Despacho de Cargas se dispone de la posibilidad de enviar consignas de potencia activa de la mayor parte de los parques de gran tamaño. Desde el Despacho se puede enviar mediante el scada consignas de potencia activa al 85% de la potencia eólica instalada. En tiempo real se ejecutan reducciones de eólica: Para controlar Sobrecargas de circuitos Por imposibilidad del sistema de incorporar la totalidad de la generación En el centro de control se dispone también del comando del interruptor principal de cada parque, por lo cual es posible desconectarlo.

44 Energía eólica vertida. Energia Restringida [MWh] Okt.15 Nov.15 Dez.15 Jän.16 Feb.16 Mär.16 Apr.16 Mai.16 Jun.16 Energia Restringida [MWh] Jul.16 Aug.16 Sep.16

45 Porcentaje de vertimiento eólico. Restriccióon [%] 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Okt.15 Nov.15 Dez.15 Jän.16 Feb.16 Mär.16 Apr.16 Restriccióon [%] Mai.16 Jun.16 Jul.16 Aug.16 Sep.16

46 Evaluación de la reducción de potencia de origen eólico. La generación reducida deberá ser retribuida económicamente Él Operador del DC debe saber que potencia efectivamente ha reducido para evaluar las necesidades de reserva Se desarrollo un sistema que brinda al Operador en tiempo real una estimación de la generación reducida El sistema toma como base de cálculo datos en tiempo real del parque y de torres meteorológicas representativas, incluye una validación de la información meteorologica recabada y establece modelos de carácter estadístico.

47 Evaluación en tiempo real de la potencia eólica reducida.

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49 Ofertas de oportunidad a grandes consumidores. Como prueba piloto se ha comenzado a realizar ofertas semanales a grandes consumidores, de manera de aprovechar los excedentes y favorecer la regulación de potencia. Los incrementos de demanda de quienes declaren aceptar la oferta son cobrados con importantes descuentos. Esta experiencia ha tenido efectos muy limitados, con potencia asociada del orden de los 10 MW.

50 Control de potencia reactiva y tensión. En el centro de control se dispone de la posibilidad de establecer el modo de funcionamiento de cada parque y la consigna asociada. Es posible seleccionar entre 3 modos: V, Q, cos φ. La utilización de estas funciones es frecuente.

51 Control de tensión y reactiva. V 2,4 s/reg 29,3 s/reg Q cos fi V 55,0 Q 4,1 cos fi 19,8 V V

52 Resultados obtenidos: el desempeño de la generación eólica. o El funcionamiento ante fallas. o Confiabilidad de la potencia eólica durante el pico o Variabilidad

53 El funcionamiento ante fallas. La instalación de la generación eólica fue hecha con requerimientos de permanencia en servicio ante huecos de tensión. Se ha observado que la mayoría de los parques permanecen en servicio ante fallas importantes en el sistema. Se ha observado parques que han salido de servicio en la mayoría de las faltas. El sistema tuvo fallas muy profundas y persistentes. En las mismas se desconectó toda la generación.

54 Confiabilidad de la potencia eólica durante el pico de consumo Se analizó si era posible identificar que potencia eólica podía disponerse en forma confiable. El análisis se hizo para resolver la indisponibilidad programada de una máquina térmica durante el invierno, esto es, en la época del pico anual de demanda. La demanda tiende a hacer el pico en invierno, en condiciones de sensación térmica especialmente baja. La sensación térmica baja ocurre con temperaturas bajas y vientos altos. Es posible entonces que la generación eólica tienda a ser alta durante el pico anual.

55 Confiabilidad de la potencia eólica durante el pico de consumo Para identificar el aporte del parque eólico al abastecimiento del pico anual se consideró el desempeño de una máquina térmica, la cual tiene un factor de disponibilidad distinto de 1. Se consideró una confianza de 90% para la potencia. Se evaluó entonces que potencia generada por la eólica en condiciones de demanda alta era superada el 90% de las veces. El resultado se calculó referido a la potencia instalada y entonces se expresó como un factor de capacidad. El análisis fue hecho con muy poca historia (un invierno). Posteriormente se amplió el estudio considerando medidas de viento disponibles y estimando la producción.

56 Confiabilidad de la potencia eólica durante el pico de consumo El estudio fue ampliado al pico de verano, el cual suele ocurrir en la tarde, horas donde la generación eólica tiende a bajar.

57 Variabilidad

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59 Variabilidad 10 m Función de Factor de Capacidad Para distintas potencias instaladas (1/2015 3/2017) sin excluir días fuertes rachas Con mayor información hacer para potencia instalada

60 FC diaria

61 Variabilidad diaria Distribución probabilidad FC

62 FC semanal PROMEDIO 35 %

63 FC mensual ENERGÍA FIRME ANUAL 35 % VER PAMPA ENTRO EN SETIEMBRE SEMANA 36??

64 Eólica - Perfil diario

65 PERFIL DIARIO

66 PERFIL DIARIO TRIMESTRE

67 Conclusiones Uruguay instaló una potencia eólica muy importante en términos relativos, en un proceso muy rápido. Esto representó un cambio importante para el sistema eléctrico en general y especialmente para su operación. Fue necesaria la implementación de diversas herramientas para la gestión del sistema, muchas de ellas en el ámbito del centro de control del Despacho de Cargas. Fue necesario cambiar los procedimientos de programación y operación, tanto energética como la gestión de la red. La incorporación de tanta eólica es posible y conveniente pero requiere implementar cambios en la gestión del sistema eléctrico, de forma de conseguir los mejores resultados.

68 Puntos destacables: Medir el viento a la altura del eje de las máquinas. Analizar el viento (diversas ópticas). Especificaciones (fallas, regulación, telecontrol). Capacitar. Adecuar las herramientas de análisis (eléctricas y energéticas) Disponer de pronósticos. Adecuar la red. Implementar herramientas en el CC. Analizar el comportamiento de la generación eólica instalada. Gestión de la demanda.

69 fin

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