EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN BASE A
ENERGÍA EÓLICA
Trabajo de fin de curso SimSEE 2010
OBJETIVO
� Determinar hasta que año podría abastecerse la demanda incorporando potencia eólica al sistema eléctrico actual.
� Cuanta potencia eólica se puede respaldar con la potencia instalada actual más 200 MW de centrales a biomasa.
� No se consideran restricciones desde el punto de vista eléctrico.
HIPÓTESIS DE TRABAJO
� Modelación de la generación eólica
� Serie de viento generada realizando un desplazamiento de 12 horas de la “serie de viento equivalente” calculada en trabajo de simulación de parques eólicos del 2009 (*)
� Considera datos de viento históricos distribuidos en el territorio nacional y conforma una serie equivalente
� Los datos históricos son a 10 m de altura y su comportamiento horario no se ajusta al esperado a alturas de generación típicas (mayores a 70 m)
(*) Simulación de granjas eólicas en el despacho óptimo del sistema hidrotérmico de generación de energía eléctrica del Uruguay. Ruben Chaer. ELAEE 2009.
HIPÓTESIS DE TRABAJO
� Con el desplazamiento de 12 horas el comportamiento medio
horario aproxima razonablemente bien el comportamiento real.
Curva horaria
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
hora
m/s
HIPÓTESIS DE TRABAJO
� Estacionalidad anual: multiplicadores mensuales de la velocidad
calculados a partir de los promedios mensuales de 10 años de
medición en la estación meteorológica de Durazno, que concuerdan
con lo medido en distintas zonas del país durante un año.
0
5
10
15
20
25
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULI
O
AGOSTOSETIE
MBRE
OCTUBRE
NOVIE
MBRE
DICIE
MBRE
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
HIPÓTESIS DE TRABAJO
� Máquinas:
� Curva de potencia del aerogenerador V90
� Disponibilidad 95%
� Tiempo de reparación de 96 horas
� Factor de capacidad: Con las hipótesis consideradas en el modelado
el valor esperado de factor de capacidad de los parques eólicos es
del 35%
HIPÓTESIS DE TRABAJO
� Interconexión
� Para evaluar la probabilidad de falla introducida por la variabilidad de la generación eólica no se considera la posibilidad de importación de energía. Sí se considera la exportación de excedentes a 10 USD/MWh.
� Centrales térmicas
� Modelado de las centrales de encendido lento:� Paso de tiempo diario y horario: centrales con costo de arranque y
parada, considerando un costo de arranque de 20.000 USD
� Paso de tiempo semanal: centrales de encendido y apagado por paso de tiempo.
HIPÓTESIS DE TRABAJO
� Demanda
� La demanda esperada se estima con un crecimiento anual del 3,8%.
� Biomasa
� Incorporación de 200 MW de la siguiente manera:
Año Biomasa convocable Biomasa autodespachada 2013 60 MW 40 MW 2014 60 MW 40 MW
METODOLOGÍA� Determinar, si fuera factible, la potencia eólica a instalar necesaria para
garantizar el abastecimiento de la demanda desde el año 2013 hasta el año 2030 con corridas de paso semanal
� Partiendo de una base de 300 MW de eólica en al año 2013 se incorporan 100 MW adicionales en cada año que se registran fallas mayores a los 70 MW con probabilidad de excedencia del 5%. Si la falla persiste se aumenta la potencia instalada hasta reducir la falla a niveles aceptables.
� Este procedimiento de incorporación de potencia se considera válido siempre y cuando el valor esperado del costo marginal promedio anual sea superior al costo total de la energía eólica, estimado en 90 USD/MWh.
� Luego se hacen corridas de paso de tiempo diario y horario para verificar la factibilidad de la expansión determinada.
METODOLOGÍA� Análisis de largo plazo 2013 – 2030
� Corridas de paso semanal
� 4 postes: 7, 28, 91 y 42 horas
� únicamente se considera significativo en este paso de tiempo el estado del embalse de Bonete.
� las máquinas turbo vapor se modelan como centrales con encendido y apagado por paso de tiempo. El resto de las centrales térmicas se considera generadores térmicos básicos.
� La 6ta unidad de la Central Batlle se considera en conjunto con la Sala B como una única máquina de 160 MW.
� Se considera un cambio de combustible de gasoil a gas natural en el año 2015.
METODOLOGÍA� Análisis de corto plazo
� los estados se inicializan a partir de la corrida de paso semanal (o diario)
� se consideran los embalses de Bonete, Palmar y Salto.
� máquinas turbo vapor con costo de arranque de 20.000 dólares
� El modelado con costo de arranque implica que cuando la central se encienda será por un período suficiente para absorber dicho costo.
� No obstante, dada esta situación el modelo admite que el encendido se resuelva en 1 hora. Esto no se ajusta a la realidad ya que el arranque de estas máquinas insume varias horas.
� Se asume que la capacidad de predicción a corto plazo de la potencia eólica permitirá la predicción de la situación antes mencionada con las horas de anticipación necesarias.
RESULTADOS� Desde el punto de vista energético es factible el abastecimiento de la
energía demandada por el sistema hasta el año 2020 con la siguiente inserción de potencia eólica:
� En el año 2021 deja de cumplirse el criterio de equilibrio económico para la inserción de potencia eólica (costo marginal promedio anual < 90 USD/MWh).
RESULTADOS
El valor esperado promedio del costo marginal promedio anual caedesde los 100 a los 80 dólares/MWh en el año 2021.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
01/01/2013 28/09/2015 24/06/2018 20/03/2021 15/12/2023 10/09/2026
US
D/M
Wh
Prom
0,1
0,3
0,5
0,7
0,9
RESULTADOS
potencia eólica total (barras), pico de demanda anual (puntos rojos), potencia instalada térmica e hidráulica (puntos amarillos), porcentaje de energía de falla anual con 5% de probabilidad de excedencia (curva celeste, eje derecho).
Incorporación Eólica
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Año
MW
inst
alad
os
0,00%
0,20%
0,40%
0,60%
0,80%
1,00%
1,20%
1,40%
1,60%
1,80%
2,00%
RESULTADOS
Al 2020 la energía anual exportada ronda los 400 GWh, mientras que a partir de ese año supera los 1000 GWh y continúa aumentando.
Energías por fuente
0
100
200
300
400
500
600
01/0
1/20
13
01/0
1/20
14
01/0
1/20
15
01/0
1/20
16
01/0
1/20
17
01/0
1/20
18
01/0
1/20
19
01/0
1/20
20
01/0
1/20
21
01/0
1/20
22
01/0
1/20
23
01/0
1/20
24
01/0
1/20
25
01/0
1/20
26
01/0
1/20
27
01/0
1/20
28
01/0
1/20
29
GW
h
eExp_Prom
efalla_Prom
eEOL_Prom
eHid_Prom
eGDis80_Prom
eBioConv_Prom
eBioAutoDesp_Prom
eGN_Prom
eGO_Prom
eFO_Prom
RESULTADOS
Nivel de inserción eólica en términos de potencia instalada respecto de la potencia firme del resto de las centrales considerando como potencia firme el 60% de la potencia hidráulica instalada y el 100% de las térmicas de cualquier fuente.
201314%
38%
44%
5%
Eolica TérmicaHidráulica firme Biomasa
2016
24%
32%
37%
8%
Eolica TérmicaHidráulica firme Biomasa
2020
42%
24%
28%
6%
Eolica TérmicaHidráulica firme Biomasa
RESULTADOS� Los análisis de paso diario y horario verifican la factibilidad desde el punto de
vista energético del abastecimiento con la expansión eólica planteada hasta el año 2020.
� La probabilidad de falla con 1% de probabilidad de excedencia es cero hasta el año 2015 y muy baja en los años siguientes. Se registran únicamente sobre el fin del otoño y comienzo del invierno donde coinciden altos niveles de demanda con velocidades de viento esperadas no muy altas.
� Los valores de la tabla corresponden a simulaciones de 1000 crónicas, de paso horario, entre los meses de junio y agosto, iniciando la fuente de lluvias con caudales correspondientes al 50% del promedio histórico.
RESULTADOS
Evolución de la distribución de la generación por fuente. Promedio 100 crónicas de paso diario.
Potencias por fuente 2015
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
01/0
1/20
15
15/0
1/20
15
29/0
1/20
15
12/0
2/20
15
26/0
2/20
15
12/0
3/20
15
26/0
3/20
15
09/0
4/20
15
23/0
4/20
15
07/0
5/20
15
21/0
5/20
15
04/0
6/20
15
18/0
6/20
15
02/0
7/20
15
16/0
7/20
15
30/0
7/20
15
13/0
8/20
15
27/0
8/20
15
10/0
9/20
15
24/0
9/20
15
08/1
0/20
15
22/1
0/20
15
05/1
1/20
15
19/1
1/20
15
03/1
2/20
15
17/1
2/20
15
MW
pFalla_Prom
Exportacion_Prom
Potencia hidráulica_Prom
Potencia eólica_Prom
Potencia térmica_Prom
Pot Bio-Dis_Prom
RESULTADOSPotencias por fuente 2018
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
180001
/01/
2018
15/0
1/20
18
29/0
1/20
18
12/0
2/20
18
26/0
2/20
18
12/0
3/20
18
26/0
3/20
18
09/0
4/20
18
23/0
4/20
18
07/0
5/20
18
21/0
5/20
18
04/0
6/20
18
18/0
6/20
18
02/0
7/20
18
16/0
7/20
18
30/0
7/20
18
13/0
8/20
18
27/0
8/20
18
10/0
9/20
18
24/0
9/20
18
08/1
0/20
18
22/1
0/20
18
05/1
1/20
18
19/1
1/20
18
03/1
2/20
18
17/1
2/20
18
MW
pFalla_Prom
Exportacion_Prom
Potencia hidráulica_Prom
Potencia eólica_Prom
Potencia térmica_Prom
Pot Bio-Dis_Prom
Evolución de la distribución de la generación por fuente. Promedio 100 crónicas de paso diario.
RESULTADOSPotencias por fuente 2020
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
01/0
1/20
20
15/0
1/20
20
29/0
1/20
20
12/0
2/20
20
26/0
2/20
20
11/0
3/20
20
25/0
3/20
20
08/0
4/20
20
22/0
4/20
20
06/0
5/20
20
20/0
5/20
20
03/0
6/20
20
17/0
6/20
20
01/0
7/20
20
15/0
7/20
20
29/0
7/20
20
12/0
8/20
20
26/0
8/20
20
09/0
9/20
20
23/0
9/20
20
07/1
0/20
20
21/1
0/20
20
04/1
1/20
20
18/1
1/20
20
02/1
2/20
20
16/1
2/20
20
30/1
2/20
20
MW
pFalla_Prom
Exportacion_Prom
Potencia hidráulica_Prom
Potencia eólica_Prom
Potencia térmica_Prom
Pot Bio-Dis_Prom
Evolución de la distribución de la generación por fuente. Promedio 100 crónicas de paso diario.
RESULTADOS� Operación del sistema
� se observa en una crónica al azar, de paso horario, posibles complejidades que se pueden presentar para el despacho en una de las semanas más críticas del año para los años 2015 y 2020. Se inicializó la fuente de lluvias con aportes del 50% del promedio histórico
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
15/0
6/20
15
15/0
6/20
15 0
6:00
15/0
6/20
15 1
2:00
15/0
6/20
15 1
8:00
16/0
6/20
15
16/0
6/20
15 0
6:00
16/0
6/20
15 1
2:00
16/0
6/20
15 1
8:00
17/0
6/20
15
17/0
6/20
15 0
6:00
17/0
6/20
15 1
2:00
17/0
6/20
15 1
8:00
18/0
6/20
15
18/0
6/20
15 0
6:00
18/0
6/20
15 1
2:00
18/0
6/20
15 1
8:00
19/0
6/20
15
19/0
6/20
15 0
6:00
19/0
6/20
15 1
2:00
19/0
6/20
15 1
8:00
20/0
6/20
15
20/0
6/20
15 0
6:00
20/0
6/20
15 1
2:00
20/0
6/20
15 1
8:00
21/0
6/20
15
21/0
6/20
15 0
6:00
21/0
6/20
15 1
2:00
21/0
6/20
15 1
8:00
22/0
6/20
15
MW
Exp_Prom
pEOL_Prom
pSG_Prom
pPal_Prom
pBay_Prom
pBon_Prom
pMots_Prom
pTGAA_Prom
pCTRs_Prom
pPTIs_Prom
pGenDis_Prom
pBotnia_Prom
pBioC_Prom
pBioA_Prom
p6ta_Prom
p5ta_Prom
RESULTADOS
� Como se observa, para la crónica del año 2015, a pesar de tener muy baja generación eólica no se requiere encender ni la 6ta unidad de la Central Batlle ni la CTR. En el año 2020 en cambio se requiere de todas las centrales para hacer frente a la demanda.
Generación por fuente
0
500
1000
1500
2000
2500
15/0
6/20
20
15/0
6/20
20 0
6:00
15/0
6/20
20 1
2:00
15/0
6/20
20 1
8:00
16/0
6/20
20
16/0
6/20
20 0
6:00
16/0
6/20
20 1
2:00
16/0
6/20
20 1
8:00
17/0
6/20
20
17/0
6/20
20 0
6:00
17/0
6/20
20 1
2:00
17/0
6/20
20 1
8:00
18/0
6/20
20
18/0
6/20
20 0
6:00
18/0
6/20
20 1
2:00
18/0
6/20
20 1
8:00
19/0
6/20
20
19/0
6/20
20 0
6:00
19/0
6/20
20 1
2:00
19/0
6/20
20 1
8:00
20/0
6/20
20
20/0
6/20
20 0
6:00
20/0
6/20
20 1
2:00
20/0
6/20
20 1
8:00
21/0
6/20
20
21/0
6/20
20 0
6:00
21/0
6/20
20 1
2:00
21/0
6/20
20 1
8:00
22/0
6/20
20
MW
Exp_Prom
pEOL_Prom
pSG_Prom
pPal_Prom
pBay_Prom
pBon_Prom
pMots_Prom
pTGAA_Prom
pCTRs_Prom
pPTIs_Prom
pGenDis_Prom
pBotnia_Prom
pBioC_Prom
pBioA_Prom
p6ta_Prom
p5ta_Prom
RESULTADOS� Revisión de hipótesis
� En el planteo del problema no se consideró la salida de servicio de las unidades de la Central Batlle, las cuales no tienen una vida útil muy extensa por delante.
� A partir de la corrida de paso semanal se calculó el promedio de las horas de utilización de estas centrales entre los años 2013 y 2020 para verificar si dicha cantidad de horas excede la vida útil esperada de las centrales obteniéndose:
� Se estima que las horas calculadas están dentro de la vida útil esperada de las centrales.
Central Horas Factor de utilización 5ta 18037 26%
6ta (incluye Sala B) 9120 13%
CONCLUSIONES� Se ha determinado que hasta el año 2020 podría abastecerse la demanda del
sistema incorporando solamente potencia eólica y 200 MW de biomasa al sistema eléctrico actual.
� El impacto de esta expansión sobre el despacho es mayor año a año con el aumento de la penetración eólica haciéndose imprescindible la capacidad de predecir con anticipación suficiente la producción esperada de los parques eólicos.
� Mas allá de las posibles restricciones que surjan de un análisis que contemple la capacidad real de predicción de la generación eólica (capacidad en etapa de desarrollo en el país), el balance energético logrado permite pensar en soluciones sin necesidad de introducir centrales en base a combustibles no autóctonos. Estas soluciones pueden ser usinas de bombeo o acuerdos de intercambio energético por devolución a muy corto plazo.
� Correspondería analizar las posibles restricciones desde el punto de vista eléctrico para verificar la factibilidad de la expansión planteada.
POSIBLES TRABAJOS FUTUROS� Modelación de Centrales de Bombeo en SimSEE:
� Determinar la potencia y capacidad de almacenaje necesarias para respaldar la expansión eólica mas allá de lo que admite la capacidad de respaldo hidrotérmico actual.
� Evaluación de la influencia de la dispersión territorial de los parques:� La modelación del recurso eólico utilizada en este trabajo supone que los
parque eólicos se instalarán dispersos en el territorio, de modo que las variaciones bruscas del viento no afectarán simultáneamente a todo el parque eólico nacional reduciendo así los riesgos de falla. Realizar una modelación con una única serie de viento y comparar los resultados.