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26-27 de noviembre de 2010 Operación del sistema eléctrico Español con alta penetración de energías renovables 8º Encuentro de especialistas de Energía.

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1 26-27 de noviembre de 2010 Operación del sistema eléctrico Español con alta penetración de energías renovables 8º Encuentro de especialistas de Energía Potencia Instrumentación y Medidas de la IEEE-Uruguay

2 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

3 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

4 Que es Red Eléctrica? Red Eléctrica de España es el Operador del Sistema Eléctrico Español Sistema eléctrico peninsular Sistemas eléctricos insulares y extra peninsulares. Red Eléctrica de España es el Gestor de la Red de Transporte 4

5 REE: Misión y principios q Operacion del sistema q Operar la red y coordinar su uso junto con el de las instalaciones de generación para asegurar la seguridad y continuidad del suministro eléctrico. q Gestión de la Red de Transporte q El desarrollo y mantenimiento de las instalaciones de transporte q Proveer de máxima fiabilidad del servicio. 5

6 Refuerzos previstos , parcialmente debidos a la integración de renovables: REE es la propietaria de prácticamente la totalidad de la RdT q Parques y líneas de 400 y 220 kV y transformadores 400/220 kV. q Reactancias y condensadores conectados en el nivel de 400 o 220 kV y los que se conecten a los terciarios de los transformadores de la RdT. q Interconexiones internacionales, independientemente del nivel de tensión. q Activos de comunicaciones, protecciones, control, SS.AA., terrenos… 6

7 Régimen OrdinarioIntercambios Internacionales · REERégimen especial Mercado Diario e intradiario Mercado Diario e intradiario Ofertas demanda Flujos de energía Comunicaciones Red de Transporte · REEOperador del Sistema · REE Operador Mercado· OMEL TSO externos Compañías distribución Red de distribución < 132 kV Subestación de distribución Consumidores cualificados Indisponibilidades Descargos Mercados de operación Mercados de operación Funcionamiento del Sistema Eléctrico Español Ofertas a los mercados de los servicios de ajuste del sistema Consumidores sin/con tarifa de último recurso Comercializadores Comercializadores de último recurso LEYENDA Ofertas demanda 7

8 Programación de la operación a corto plazo en el sistema eléctrico español 8 Mercado D+1 Restricciones Técnicas Regulación secundaria Mercado Intradiario: Sesiones 1 a 6 Restricciones Técnicas (MI) Gestión de desvíos Reserva terciaria Restricciones Técnicas (TR) Operador del mercado h h h h 15 min antes de la hora Tiempo Real Operador del sistema Información previa MD < h Recepción de Nominaciones PBC PVP PHF P48 PBF < 9.00 h < h h

9 Características del Sistema Eléctrico (I) q Red de transporte muy mallada Elevada Pcc. q Diversificación de tecnologías de generación. Tecnologías instaladas en los últimos años: m Ciclos combinados: (*) MW (= MW) m Generación eólica: (*) MW (= MW) q Instalación de generadores de ciclo combinado como instrumento básico de cobertura. q Déficit de generación en zonas centro y norte-oriental. q Elevada concentración de la generación: m Probabilidad de pérdida simultánea de generación m Congestiones (necesidad teledisparos) m Elevada Pcc q Dependencia de la hidráulica. 9

10 Características del Sistema Eléctrico (II) q Limitada capacidad de intercambio con otros sistemas: m Desequilibrio en interconexión con Francia y Portugal. m Transporte virtual a través de los sistemas francés y portugués. Limitada capacidad de apoyo en situaciones de alerta y emergencia 1. q Transporte de energía NoroesteCentroEste. Debido a la alta implantación de CT.CC. en Levante esta tendencia está cambiando q Gran modulación del consumo diario. m Ratio punta/valle [1.3, 1.9] m Fuerte gradiente horario de carga [2000, 4000 MW/h] q Proliferación de subestaciones no malladas (entrada/salida). m Condiciona mantenimiento. m Incumplimiento de criterios de seguridad ante fallo cuando se realiza mantenimiento de una de las líneas. 1 Limitada capacidad de respuesta de los sistema portugués y marroquí 10

11 Curva de la demanda Récord de demanda invierno Máximo diario MW 18:50 h 17/12/2007 Récord de demanda verano Máximo diario MW 13:26 h 19/07/2010 Puntas de demanda de 45 GW y valles de GW 11

12 Manifestación contra los ataques terroristas del 11 de marzo de 2004 en Madrid: Parada de 15 a las 12:00 h y a las 19:00 h. Factores con incidencia: Hechos excepcionales 12

13 Final de la copa de futbol del mundo 2010 en Sudáfrica (11 de Julio 2010) Retransmision de la Final de la copa del mundo 2010 Factores con incidencia: Hechos excepcionales 13

14 MW Crecimiento de la demanda: Evolución del récord de la demanda 14

15 GWh Crecimiento de la demanda: Evolución del consumo anual 15

16 Potencia instalada y evolución del record de la demanda 16

17 Cobertura de la demanda 17

18 Capacidades comerciales intercambio

19 ( 2 ) NTC (Net Transfer Capacities) Winter 2007/2008 Source: ETSO ( 1 ) Values for UCTE peak and off-peak Source: UCTE Situación de España en el sistema interconectado europeo 19

20 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

21 21

22 22 Contexto energético español La estrategia europea 20/20/20 es el factor clave del cambio del modelo energético español Estrategia 20 / 20 / 20 El desarrollo de fuentes de energía renovables y la reducción del consumo implica la reducción de la emisión de gases de efecto invernadero. La integración de energía de origen renovable implica una mejora en la eficiencia del sistema. 20% reducción en el consumo de energía primaria 20% de la energía final de renovables (10% biocarburantes en transporte) 20% reducción de gases de efecto invernadero respecto a niveles de 1990

23 Potencia eólica instalada y su evolución m Plan de Energías Renovables (Agosto 2005): ~20,000 MW en el año m Planificación 2016 contempla un escenario con ~29,000 MW m A partir de esa fecha se espera una tasa de crecimiento similar para cumplir las iniciativas propuestas de la CE (20% energía final debe ser renovable en 2020, 40% energía eléctrica). 23

24 Potencia neta instalada octubre 2010 TecnologíaMW% Hidráulica ,6 Nuclear ,9 Carbón ,4 Fuel-Gas ,95 Ciclo combinado ,2 Total régimen ordinario ,02 Eólica ,5 Solar ,1 Biomasa 684 0,7 Hidráulica RE ,1 Cogeneración ,3 RSI y RSU ,2 Total régimen especial ,98 Total

25 25 Renovables: Mini-hidráulica Biomasa Eólica R.S.Industriales R.S.Urbanos Fotovoltaica No Renovables: Calor residual Carbón Fuel - Gas oil Gas de refinería Gas natural Régimen Especial Cobertura de la demanda de GWh = Régimen Ordinario neto Régimen Especial neto Consumo bombeo Intercambios internacionales

26 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

27 q Derechos m Entregar energía a la red a través de una compañia distribuidora o venderla en el mercado, recibiendo una retribución regulada (tarifa regulada o prima) m Prioridad de conexión a la red m Entregar toda la energía producida q Obligaciones m Entrega de energía a la red en condiciones adecuadas que no causen interrupciones en el sistema eléctrico m Adherirse a un centro de control de generación (>10 MW), intermediario con el Operador del Sistema (REE) m Sólo para eólica: cumplir la legislación en cuanto a los requisitos técnicos de respuesta frente a huecos de tensión 1. Es una condición para recibir la tarifa regulada o prima Marco regulatorio actual: RD 661/2007 (1) Procedimiento de Operación

28 Definiciones R.D. 661/ Régimen Especial Instalaciones cuya potencia instalada no supere los 50 MW y que utilicen: q cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto rendimiento energético. q como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles (eólica, solar…), biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario. q como energía primaria residuos no renovables. También tendrá la consideración de producción en régimen especial la producción de energía eléctrica desde instalaciones de tratamiento y reducción de los residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto rendimiento energético. Renovable No Renovable Las energías renovables son aquellas que se producen de forma continua y son inagotables a escala humana: solar, eólica, hidráulica, biomasa y geotérmica. Las energías renovables son fuentes de abastecimiento energético respetuosas con el medio ambiente Gestionable No Gestionable Gestionable No Gestionable Generacion cuya fuente primaria no es controlable ni almacenable y cuyas plantas de producción asociadas carecen de la posibilidad de realizar un control de la producción siguiendo instrucciones del Operador del Sistema sin incurrir en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza del perfil de producción futura no es suficiente para que pueda considerarse como programa, aunque sí pudiera considerarse como previsión.

29 77.47 /MWh /MWh /MWh / MWh /MWh Regulado: Opción 24 a) Tarifa fija regulada 77.47/MWh para la eólica en 2010 Mercado : Opción 24 b) Participación en el mercado diario e intradiario. Precio marginal + Bonos Dos opciones de pago para el RES Otros complementos: potencia reactiva, adaptación a los huecos de tensión… Penalización de desvíos. Bandas de reserva pagadas por los clientes finales. Adicionalmente Marco económico R.D. 661/

30 Desvíos respecto al programa: Generacion eólica inferior al programa q Al generar de menos la eólica, otra generación (la que aporta regulación) deberá generar de mas. q La generación en regulación cobrara por generar y la generación desviada pagara por generar de menos. Energía Programa Generacion Medida Desvío a bajar 400 MW 300 MW Precio de Regulación a subir = 60 /MWh Precio Mercado diario = 50 /MWh Desvío a favor del sistema Paga el precio del mercado diario. q Ingreso= [Precio programa x Programa ] - [Precio mercado diario x desvío] = (50*400) – (50*100) = Euros Programa Desvío Desvío en contra del sistema Paga el Max (Preg. Subir, Pmerc. Diario) q Ingreso= [Precio programa x Programa ] - [P.reg.Subir x desvío] = (50*400) – (60*100) = Euros Programa Desvío

31 Desvíos respecto al programa: Generacion eólica superior al programa q Al generar de mas la eólica, otra generación (la que aporta regulación) deberá generar de menos. q La generación en regulación pagara por dejar de generar y la generación desviada cobrara por generar de mas. Energía Programa Generacion Medida Desvío a subir 500 MW 400 MW Desvío a favor del sistema Cobra el precio del mercado diario. q Ingreso= [Precio programa x Programa ] + [Precio mercado diario x desvío] = (50*400) + (50*100) = Euros Programa Desvío Desvío en contra del sistema Cobra el Min (Preg. Bajar, Pmerc. Diario) q Ingreso = [Precio programa x Programa ] + [P.reg.Bajar x desvío] = (50*400) + (30*100) = Euros Programa Desvío Precio de Regulación a bajar = 30 /MWh Precio Mercado diario = 50 /MWh

32 m En el caso de la eólica la opción 24 b) es a la que se acogen la mayoría: el 96% de la potencia eólica instalada vende su energía en el mercado m Las instalaciones renovables consideradas como gestionables y con una potencia instalada superior a 10 MW pueden participar también en el mercado de servicios complementarios (regulación primaria, secundaria y terciaria) m Como los generadores convencionales, las renovables tienen que pagar por la energía necesaria para compensar sus desvíos involuntarios, originados por la incertidumbre en la predicción. Las bandas de reserva son pagadas por los consumidores finales m Además hay otros incentivos que sólo dependen de la energía generada: bonificación/penalización por potencia reactiva y, sólo para eólica, complemento por cumplimiento con el P.O.12.3 (requisitos técnicos de respuesta ante huecos de tensión) Integración en el mercado del RE eólico 32

33 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

34 Características: Producción Eólica y Evolución q Producción Eólica Absoluta y Evolución q Monótona de producción eólica relativa q La producción eólica relativa se mantiene constante para periodos largos de tiempo q La producción absoluta se incrementa como resultado del incremento de la capacidad instalada. Evolución Producción Eólica (GWh) Año 34

35 n Máximo: MW (09/11/2010) n Mínima en el último año: 164 MW (03/06/2009) n Máxima: 54% de la demanda (09/11/2010 3:35 h) n Producción eólica: MW n Demanda: MW n Mínima < 1% de la demanda PRODUCCIÓN MÁXIMA DEMANDA vs. PRODUCCIÓN EÓLICA Producción máxima/mínima Máxima/mínima cobertura de la demanda con energía eólica Record de generación eólica cobertura Características: Máximos de producción 35

36 36 PRODUCCIÓN EÓLICA DURANTE UN AÑO Características: Comportamiento anual y diario de la generación eólica (I) DEMANDA vs. PROUDUCCCIÓN EÓLICA q Energía primaria no gestionable. q Producción muy variable. q Rampas de bajada de producción eólica durante las mañanas habitualmente incrementan rampas de generación convencional.

37 37 m Datos correspondientes al año 2009 m La producción eólica no se corresponde en algunos casos con los requerimientos de demanda: Verano. Horas valle DISTRIBUCIÓN HORARIA DE LA PRODUCCIÓNDISTRIBUCIÓN MENSUAL DE LA PRODUCCIÓN Características: Comportamiento anual y diario de la generación eólica (II)

38 38 q Tecnología de los aerogeneradores m Disparo de los aerogeneradores para rachas de viento superiores a 25 m/s. m Variación de producción el 23/03/2008: 1800 MW m Incremento de 586 MW en 30 min. Gradiente: 1172 MW/h m Disminución de 1110 MW en 1 h 25 min. Gradiente: -785 MW/h q Variabilidad de la producción Características: Variaciones de la producción

39 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

40 Débil capacidad eléctrica de interconexión con el sistema europeo (UCTE). Generación distribuida (dispersión geográfica y de propietarios). Congestiones en la RdT/RdD Problemas tecnológicos: desconexión súbita de aerogeneradores ante huecos de tensión. Variabilidad de la producción eólica y dificultad para su predicción Balance eléctrico en valles de demanda con elevada producción eólica. No participación en los servicios complementarios del sistema. Retos de la integración eólica en la Operación del Sistema Eléctrico Español Capacidad Importación / Capacidad Instalada (%) Objetivo establecido por la Comisión Europea (Barcelona 2002): Capacidad de interconexión de al menos el 10 % en

41 Propuestas de cambios regulatorios lideradas por el Operador del Sistema. Adaptación de la tecnología de aerogeneradores a las necesidades del sistema. Creación de un Centro de Control para el Régimen Espacial (CECRE) Supervisión y control de generadores en tiempo real. Incremento de la capacidad de bombeo. Gestión de la demanda: participación de consumidores en la gestión de la demanda, coche eléctrico… Desarrollo y refuerzo de la capacidad de interconexión. Desarrollo y mejora de las herramientas de predicción eólica. Modulación optimizada de los recursos de generación/bombeo en la Operación del Sistema. Operación del Sistema orientada a maximizar la integración de las tecnologías de régimen especial. Medidas para facilitar la integración eólica en el sistema 41

42 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Generación distribuida Congestiones en la evacuación Comportamiento ante huecos de tensión Impacto de los errores de predicción Viabilidad de los balances de potencia Control de tensión Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

43 43 Retos de la generación distribuida para la operación clásica del sistema q Elevado número de parques pertenecientes a diferentes compañías con diferentes políticas de operación, conexión y mantenimiento. q Lentitud en las comunicaciones en caso de reducción por situaciones de emergencia, disparos o mantenimiento planificado de los activos de transporte a los que se conectan la generación distribuida. q Elevados tiempos de ejecución como consecuencia de las actuaciones manuales del OS. q Si el control y la supervisión presentan tiempos de ejecución más largos, aumentan los riesgos para el sistema. Por lo tanto, las reducciones se deben planificar con más antelación e implicarán una mayor reducción de las plantas de energía renovable. q Actualmente en el sistema peninsular hay instalados alrededor de 700 parques eólicos.

44 Índice de la presentación REE y El sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Generación distribuida Congestiones en la evacuación Comportamiento ante huecos de tensión Impacto de los errores de predicción Viabilidad de los balances de potencia Control de tensión Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

45 Congestiones en la evacuación q Según el RD 661/2007 y el procedimiento de operación PO 3.2, en caso de que varias instalaciones a partir de un determinado nivel de sensibilidad deban ser redespachadas a causa de una congestión detectada se debe seguir el siguiente orden para su resolución: q Régimen Ordinario. En nivel decreciente de sensibilidad. q Régimen especial no renovable gestionable q Régimen especial renovable gestionable q Régimen especial no renovable no gestionable q Régimen especial renovable no gestionable 45 de 141

46 46 de 141 Reducciones de eólica en tiempo real (II) Los gestores de la RdD puede solicitar limitaciones de producción del régimen especial, vía Operador del Sistema, para resolver congestiones en su red.

47 Solución de restricciones para generación renovable no gestionable (congestiones, estabilidad, insuficiente reserva) hay que proceder a reducir generación renovable no gestionable: Energía Programa tras Mercados Programa tras Restricciones Reducción por restricciones 500 MW 400 MW Reducción de generación tras el mercado diario o intradiario: Devuelven el importe cobrado correspondiente a la energía reducida Ingresos = [(Precio produccion x Programa) - (Precio produccion x Reducción) ] = [(500x50)-(100x50) ]= Euros* Reducción de generación en tiempo real: Devuelven del 85% del importe cobrado correspondiente a la energía reducida (ingresan un 15 %) Ingresos = [Precio produccion x Programa ]- (Precio produccion x Reducción x 0.85) = [(500x50)-(100x50x0.85) ]= Euros* Precio produccion = 50 /MWh *El nuevo programa pasaría a ser el (programa –reducción). Los desvíos serán calculados respecto a este nuevo programa. La prima se aplica a la generación producida (una vez tenido en cuanta las restricciones y los desvíos).

48 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Generación distribuida Congestiones en la evacuación Comportamiento ante huecos de tensión Impacto de los errores de predicción Viabilidad de los balances de potencia Control de tensión Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

49 Disparo de generación eólica por huecos de tensión Huecos de tensión ocasionados por faltas trifásicas en ciertas subestaciones de 400 kV pueden afectar a la mayor parte del sistema. Desde 1/1/2008 los nuevos PP.EE. instalados deben cumplir con los requerimientos del PO MW de generación eólica instalados con antelación al 1/1/2008 han conseguido el certificado de cumplimiento con el PO Todavía 500 MW de aerogeneradores no poseen capacidad de soportar huecos de tensión inferiores al 85 % de su tensión nominal con duración inferior a 100 ms. 49

50 Vigilancia en tiempo real Procedimiento de Operación 12.3 Análisis de las pérdidas de eólica por hueco de tensión 50

51 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Generación distribuida Congestiones en la evacuación Comportamiento ante huecos de tensión Impacto de los errores de predicción Viabilidad de los balances de potencia Control de tensión Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

52 Impacto de los errores de predicción en la cobertura de la demanda q En D-1 a la hora 12, cuando se realiza el análisis de restricciones, hay un 15% de probabilidad de que la producción eólica sea 630 MW inferior a la prevista q Dentro de los tiempos de arranque estimados para los ciclos combinados (5 horas) todavía existe un 15% de probabilidad de que la producción eólica sea 570 MW inferior a la prevista q Las reservas se revisan dentro de estos horizontes temporales y las incertidumbres se deben traducir en aumentos en la reserva rodante Necesidad de acoplar más grupos térmicos para garantizar la cobertura de la demanda -630 MW -570 MW 52

53 q Los errores de previsión se traducen en incertidumbres añadidas de operación. Necesarios mayores niveles de reserva. Impacto también en la reserva a bajar. q Ejemplo: Proceso de Resolución de Restricciones Técnicas al MD REE comprueba el nivel de reserva caliente para el día siguiente. Se utiliza una previsión con un 85% de probabilidad de ser superada. 53 Impacto de los errores de previsión Reservas adicionales durante la punta= MW

54 54 Situaciones particulares con elevados errores de predicción: Tormenta Klaus. q Tormenta Klaus: 23 y 24 de enero q Gran parte de los aerogeneradores del norte de España desconectaron, por actuación de la protección de sobrevelocidad, debido a las fuertes rachas de viento (de hasta 220 km/h). q Diferencia entre la producción real y la programada llegó a ser superior a 7000 MW. Impacto de errores de previsión en la cobertura de la demanda

55 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Generación distribuida Congestiones en la evacuación Comportamiento ante huecos de tensión Impacto de los errores de predicción Viabilidad de los balances de potencia Control de tensión Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

56 56 0 h 24 h Req_min D_min Req_max D_max MW Requerimiento para la generación gestionable (I) Demanda Producción eólica Requerimiento para la generación gestionable q Ratio Demanda = D_max/D_min q Ratio Requerimiento = Req_max/Req_min q Debido al comportamiento de la generación eólica durante los períodos punta/valle: m Ratio Requerimiento > Ratio Demanda m Pendientes más acusadas en las transiciones valle-punta

57 57 Requerimiento para la generación gestionable (II) q Puesto que existe un mínimo para la generación gestionable (mínimo técnico de generadores, hidráulica fluyente …), hay un ratio a partir del cual es necesario desacoplar en tiempo real generación convencional en horas valle, para acoplarla horas después con objeto de cubrir la punta de demanda (realizado en 8 ocasiones). q Debido a la necesidad de mantener generación convencional acoplada en horas valle para garantizar la cobertura de la punta (elevado tiempo de arranque) y debido a los requerimientos de servicios complementarios, existe otro ratio a partir del cual es inevitable la reducción de generación eólica. Requerimiento 05/03/2009

58 Requerimiento : = Demanda – Generación eólica q : Pocos días con un ratio de requerimiento > 2 q 2011 ( MW eólicos previstos): 10% del tiempo el ratio de requerimiento será > 2 q Posibles soluciones: almacenamiento energético (bombeo), generación eólica proporcionando control potencia-frecuencia, turbinas de gas de arranque rápido… Monotonous Curve of the Daily Requirement Ratio (Daily Peak Requirement / Daily Lowest Requirement) 58

59 59 Ejemplo de problemas de balance de potencia 5 ciclos combinados en valle Demanda Mínima MW Demanda máxima MW 30 ciclos combinados en punta Mix de generación en valle 1 de Marzo 2010 Terciaria a bajar agotada de y h

60 Dificultades para la integración de generación eólica (I) q De 0 a 7 y de 12 a 20 h se realizaron convocatorias del mercado de gestión de desvíos con valores comprendidos entre 800 y MW, de los cuales se asignaron parcialmente los valores recogidos en la siguiente tabla: q Una vez constatada por el Jefe de Turno la insuficiente reserva de potencia a bajar, y con el objeto de mantener los criterios de seguridad del sistema dentro de los límites establecidos, se emitieron las siguientes ordenes de reducción de generación eólica por motivo 5 (Excedentes de generación no integrables en el sistema) desde el CECRE: 60

61 Dificultades para la integración de generación eólica (IV) Gráfica energía eólica real 61

62 Dificultades para la integración de generación eólica (V) Gráfica comparativa eólica real/casada Reducción 1:12 a 6:19 Reducción 10:50 a 18:36 62

63 Dificultades para la integración de generación eólica (VI) Gráfica comparativa demanda real/casada 63

64 Balance generación-demanda en horas valles con elevada producción eólica: 2/11/2008 q Demanda baja (~ MW) y elevado error de predicción (~ MW) q Agotamiento de las reservas de regulación a bajar en el sistema español: q Desacoplamiento de grupos térmicos. q Como último recurso, reducción de la producción eólica desde 7:22 hasta 9:30 h. Reducción de generación eólica: 2 de Noviembre

65 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Generación distribuida Congestiones en la evacuación Comportamiento ante huecos de tensión Impacto de los errores de predicción Viabilidad de los balances de potencia Control de tensión Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

66 Control de tensión (I) q RD 661/2007 Art. 29: complemento por energía reactiva. m Desde +8 hasta -4% de c/kWh dependiendo del factor de potencia. m Los periodos no distinguen entre vacaciones y días laborables, los productores podrían llegar a comportarse de forma opuesta a los requerimientos del sistema. q En la práctica, esto lleva a la conexión/desconexión simultánea de condensadores. q El OS podría lanzar instrucciones para modificar estos valores si se detectaran problemas de tensión. 66

67 Control de tensión (II) q Variación de las tensiones en la RdT en transiciones valle-punta. (9/3/2009) 67 q Variación de las tensiones en la RdT en transiciones llano-punta. (7/2/2009)

68 q El CECRE puede enviar instrucciones de modificación del factor de potencia para solucionar problemas de tensión en la RdT y/o en la RdD. q Antes del 1 de abril de 2009, se enviaron consignas particulares de factor de potencia a PP.EE. que evacuaban en nudos concretos de la RdT. q A partir del 1 de abril de 2009, el régimen especial con potencia instalada mayor de 10 MW tienen obligación de mantener un factor de potencia comprendido entre 0.98 y 0.99 inductivo. Se eliminan los cambios bruscos de tensión en el sistema asociados a las transiciones liquidatorias punta-llano-valle. Perfil de tensiones más bajo para el conjunto de la RdT. Disminuyen los problemas globales de sobretensión del sistema, en parte provocados por la no capacidad de control de tensión del régimen especial atendiendo a las necesidades del sistema. Solución final: control de tensión continuo desde el CECRE (implica cambios regulatorios). 68 Control de tensión (III) Comparación perfil tensiones Semana Santa 2008 y /3/2008. Demanda valle: MW. Eólica (8:00 h): MW 12/4/2009. Demanda valle: MW. Eólica (8:00 h): MW Se comprueba la efectividad de las medidas adoptadas el 1/4/2009: desaparece el incremento de tensión a las 8 de la mañana

69 Energía Solar: Influencia en la operación del sistema de: q Reducida observabilidad por el OS. Debe ser resuelto. q Comportamiento con respecto a los requerimientos de demanda: q Durante el verano acorde con los requerimientos. q En invierno no contribuye a cubrir la punta de la noche. Conectados a la Red de Transporte/Distribución: 2/98% YEAR PRODUCCION SOLAR FOTOVOLTAICA (GWh) Solar fotovoltaica Solar termoelectrica q Dos tecnologías: Cilindro - parabólica y de torre. q Comportamiento con respecto a los requerimientos de demanda: q Durante el verano acorde con los requerimientos. q En invierno contribuye a cubrir la punta de la noche gracias al almacenamiento en sales e hibridación con gas natural. q Conectados a la Red de Transporte/Distribución: 54/46% 69

70 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Previsión eólica Reservas Acciones en tiempo real para reponer la reserva Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

71 Previsión de la generación eólica q Para el correcto dimensionamiento de la reserva y para comprobar la necesidad instantánea de generación gestionable, la previsión de eólica se ha convertido en una herramienta crucial para el balance del sistema. q SIPREÓLICO: Herramienta de REE para la previsión eólica q Previsión horaria por regiones o nudos de la RdT para las próximas 48 horas (actualizaciones cada 15 minutos). q Previsión nacional agregada para los próximos 10 días (actualizaciones horarias). q Producción horaria probabilística: percentiles 15, 50 y 85. q Programas de los parques eólicos casados en el mercado diario. Previsión de los agentes. 71

72 Error de la previsión efectuada para las próximas 48 horas q Los horizontes críticos son 24 horas antes para el análisis de las reservas para el día siguiente y 5 horas antes para la operación en tiempo real. q La evolución positiva en el error de previsión en los últimos años ha dado lugar a la menor necesidad de reservas para hacer frente a los errores de predicción, especialmente en el día d-1. 72

73 Error de la previsión efectuada para las próximas 10 días 73

74 SIPREOLICO q 73% de la eólica instalada se encuentra conectada directamente a la red de transporte o a niveles observables. Visibilidad en el SCE y en el estimador de estados. q El resto puede ser modelada en el estimador de estado en el nudo mas cercano de la red de transporte, gracias a los datos proporcionados por el CECRE mediante el empleo de PSSE. q De esta forma podemos tener en cuenta la previsión de eólica al realizar el estudio de escenarios futuros. Previsión eólica Escenarios futuros Escenarios futuros con la generación eólica modelada q La observabilidad es muy importante para la integración ya que permite al operador del sistema monitorizar la producción. (y entre otras actividades, analizar el comportamiento de las herramientas de predicción) 74

75 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Previsión eólica Reservas Acciones en tiempo real para reponer la reserva Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

76 Influencia de la generación en las reservas del sistema TipoInfluencia del viento en la reservaDefinicion Regulación PrimariaNo influenciada por la eólica Acción de los reguladores de velocidad de las unidades de generación ante cambios en la frecuencia del sistema. (<30 s a15 minutos) Regulación secundaria Only slightly affected by wind generation ramps when these ramps are opposite to system demand. Presently, no need to contract further reserve bands. Acción automática de un algoritmo de control central (AGC) de las unidades de generación que proveen este servicio ante cambios en la frecuencia del sistema y desvíos de programa respecto a Francia. (100 s a 15 minutes) Tertiary Regulation Only slightly affected by wind generation ramps when these ramps are opposite to system demand. Manual power variation with respect to a previous program in less than 15 minutes. (<15 min to 2 hours) Running Reserves or Hot Reserves Significant influence of wind power. Reserve provision must be increased to take into account wind power forecast errors. Presently confidence intervals used and probabilistic sizing of reserve needs under study. Manageable generation reserves that can be called upon within 15 minutes to approximately 2 hours. Include tertiary reserves and consist on the running reserves of connected thermal units and hydro and hydro pump storage reserves. (15 min-2 hours to 4 hours) Only slightly affected by wind generation ramps when these ramps are opposite to system demand. Presently, no need to contract further reserve bands. Only slightly affected by wind generation ramps when these ramps are opposite to system demand. Significant influence of wind power. Reserve provision must be increased to take into account wind power forecast errors. Presently confidence intervals used and probabilistic sizing of reserve needs under study. Regulación terciaria Variación manual de potencia con respecto al programa previo en menos de 15 minutos. (<15 min a 2 horas) Reserva caliente Reservas de generación gestionable disponibles en 15 minutos y que pueden mantenerse al menos 2 horas. Incluye reserva terciaria y consiste en la reserva caliente de los unidades térmicas, reservas hidráulicas y unidades de bombeo. (15 min-2 horas a 4-5 horas) Ligeramente afectada por las rampas de eólica cuando estas rampas son contrarias a la demanda del sistema. Actualmente, no es necesario contratar bandas de reserva mayores por esta causa. Ligeramente afectada por las rampas de eólica cuando estas rampas son contrarias a la demanda del sistema. Influencia significativa. Es necesario provisionar una mayor cantidad de reserva para contemplar posibles errores en la previsión eólica. Dichas reservas se chequean desde el día D-1 hasta el TR. 76

77 La generación eólica determina el nivel de reserva necesario, pero hay otros factores que también influyen Para garantizar un nivel adecuado de reserva de un modo eficiente, se proponen dos métodos para el cálculo de reserva caliente en el sistema. Otros errores de previsión (demanda, solar, cogeneración etc.) Disparos fortuitos de unidades de generación. Desvíos entre los programas de mercado y las previsiones realizadas por el Operador del sistema. 77

78 Cálculo de reservas (Metodología determinista) 78 Este método añade cierta cantidad de reserva asociada a cada variable de incertidumbre Reserva Req. = MPP + DD + DE + RA m MPP (Máxima pérdida de generación por fallo simple): representa la mayor pérdida posible de generación (típicamente una planta nuclear). m DE (Desvíos de eólica): Este valor tiene en cuenta posibles errores de previsión eólica. DD (Desvíos de Demanda): Este valor tiene en cuenta posibles errores de previsión de demanda. m RA (Reserva adicional): Este valor contempla posibles incertidumbres debido a los desvíos entre los programas de mercado y la gestión de interconexiones internacionales. Esta metodología considera que los cada uno de los errores de previsión y pérdida de generación no depende del horizonte temporal considerado.

79 q A las 11:00 h el día D-1 después de recibir los contratos bilaterales y el mercado diario, REE analiza si la reserva programada para el día siguiente es suficiente. q Empleo de previsión eólica probabilista. Se utiliza una previsión con un 85% de probabilidad de ser superada. q Si las reserva no es suficiente, deberán ser conectadas mas centrales de generación térmica. Reserva rodante programada Empleo de la previsión eólica para el calculo de la reserva el día D-1 79

80 Cálculo de reservas (Metodología Probabilística) q Este método considera cada incertidumbre como una variable probabilística independiente. R= C+RA m C (Convolución of diferentes funciones de densidad de probabilidad): La reserva probabilística tiene en cuenta los errores de previsión de demanda, viento y disparos fortuitos de generación térmicas. m RA (Reserva Adicional): Este valor contempla posibles incertidumbres debido a los desvíos entre los programas de mercado y la gestión de interconexiones internacionales. C(x,y,z)=d(x)*w(y)*i(z) x : Variable estocástica para los errores de previsión de demanda. d(x) : Función de densidad de probabilidad de los errores de previsión de demanda. y : Variable estocástica para los errores de previsión de eólica. w(x): Función de densidad de probabilidad de los errores de previsión de eólica. z : Variable estocástica para las indisponibilidades fortuitas de generación. i(x) : Función de densidad de probabilidad estocástica para las indisponibilidades fortuitas de generación. 80

81 Cálculo probabilístico de reservas – F.D.P. errores de previsión de demanda Los errores de previsión de demanda para la hora punta han sido ajustados a una curva de distribución normal 81

82 Errores de previsión eólica ajustados a la distribución de Weibull Las colas de la distribución de Weibull son mayores en el lado negativo Cálculo probabilístico de reservas – F.D.P. errores de previsión de eólica 82

83 En el eje negativo, es decir cuando la previsión es mayor que la eólica real, el error máximo posible está acotado, ya que la producción eólica no puede ser inferior a cero Error de previsión Máximo error de previsión Cálculo probabilístico de reservas – F.D.P. errores de previsión de eólica 83

84 Error de previsión Máximo error de previsión En el lado positivo, es decir cuando la producción real es superior a la previsión, el error máximo está tan solo acotado por potencia total instalada Potencia total instalada Cálculo probabilístico de reservas – F.D.P. errores de previsión de eólica 84

85 q Para obtener las funciones de densidad, se han seguido los siguientes pasos: 1.Cálculo de la probabilidad de que una unidad dispare k veces en un periodo mediante el uso de la distribución de Poisson: λ representa la probabilidad de fallo de un grupo en el horizonte considerado. 2.Una vez que se han calculado la probabilidad de fallo para todos los grupos que van a estar acoplados en el horizonte analizado, se ejecuta una simulación de montecarlo que proporciona la función de densidad combinada de todas las unidades. 85 Cálculo probabilístico de reservas – F.D.P. disparos fortuitos de generación

86 La forma de dientes de sierra de esta función, máximos locales cada 400 MW, se explica por el hecho de que la potencia nominal típica de las unidades térmicas instaladas en España está alrededor de este valos. Cálculo probabilístico de reservas – F.D.P. disparos fortuitos de generación 86

87 87 Estas funciones de densidad están desplazadas hacia el lado positivo, debido a la gran cantidad de reserva a provisionar por los disparos fortuitos de las unidades térmicas de generación. Cálculo probabilístico de reservas – F.D.P. de la reserva necesaria necesaria

88 Cálculo probabilístico de reservas para diferentes horizontes temporales y diferentes niveles de confianza 88

89 Índice de la presentación El sistema eléctrico español y REE Régimen Especial en España Integración en el mercado de la energía renovable Características de la generación eólica Integración de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Previsión eólica Reservas Acciones en tiempo real para reponer la reserva Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

90 Acciones en tiempo real para reponer la reserva rodante q La reserva rodante puede verse reducida debido a la acción combinada de: El disparo de generación convencional. Errores de predicción de demanda. Errores de previsión de producción eólica y solar. Disparo de la eólica por sobre velocidad Insuficiente generación gestionable conectada (dar servicios complementarios y hacer frente a los requerimientos de la demanda) Energía eólica reducida por problemas de integracion (MW) * Datos provisionales a (*) Numero de reducciones de produccion eolica debido a problemas de integracion q En el caso de insuficiente: Reserva a subir durante las puntas de la demanda, se procede a acoplar mas unidades de generación térmica mediante redespachos en tiempo real. Reserva a bajar durante los valles, se desconectan en primer lugar unidades de generación térmica. Si no se hace con suficiente tiempo de antelación (aumento rápido de los errores de previsión) o no se puede retirar mas generación gestionable del sistema el TSO, como ultimo recurso enviara instrucciones para la reducción de producción eólica. q 2 veces en 2008 q 14 veces en 2009 q 17 veces en los 2 primeros meses del

91 q Medidas a corto plazo: 2011 (generación eólica instalada = MW) q Viabilidad de los balances de potencia en horas valle. q Control de tensión con consignas de tensión enviadas por el CECRE y control de tensión dinámico. q El disparo de generación por hueco de tensión no debería ser ya un problema debido al cumplimiento por parte de la generación eólica de los procedimientos de operación. q Medidas a largo plazo: después del 2011 (mas de MW de eólica) q Capacidad técnica y económica de la generación eólica para poder proveer al sistema de control frecuencia-potencia (reserva primaria, emulación de inercia…). q Aumento de la capacidad internacional de intercambio. q Almacenamiento, como bombeo y centrales térmicas muy rápidas (turbinas de gas de ciclo abierto). q Evolución de las herramientas de previsión de producción eólica y solar. q Gestion de la demanda. Desafíos futuros de la integración de energías renovables 91

92 Índice de la presentación REE y El sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

93 Centro de Control de Régimen Especial (CECRE) 93

94 CECRE: esquema funcional El CECRE es un centro de control dedicado a la generación de régimen especial y especialmente, a la generación eólica: Integrado en la estructura de control de REE Comunicación con los Centros de Control de generación para supervisión y control de instrucciones. El CECRE no telemanda los equipos de generación. Esta función la llevan a cabo los Centros de Control. CECRE emite límites de generación a los Centros de Control a través de un sistema SCADA. CCRE: Centro de Control Regimen Especial DD: Despacho delegado para generación convencional Enlace y telemando CCREn CECOEL / CECORE CECRE CCRE 1 DD CONV … Enlace y telemando Enlace IPC Enlace y telemando 94

95 RE potencia conectada al CECRE vía CCRE n De acuerdo con el RD661/2007 todas las instalaciones de régimen especial de >10 MW deben de estar adscritas a un CCRE. n Las instalaciones que no cumplan con este requerimiento perderán la prima Operación del Sistema Eléctrico Español TecnologíaMW% Eólica Solar Biomasa Hidráulica RE Cogeneración RSI y RSU Total adscrito a CECRE

96 CECRE GEMAS Medidas en tiempo real Consignas 20 minutes calculation frequency RESCC 1 RESCC n … q El CECRE analiza en tiempo real la máxima generación admisible por el sistema. q Si es necesario aplicar limitación, las consignas de producción eólica son calculadas y enviadas. q Los parques eólicos deben adaptar su producción a la consigna en menos de 15 minutos q Aunque en la actualidad solo se aplica a la generación eólica una metodología similar podría ser aplicada al resto de la generación renovable de ser necesario. Control de la producción en tiempo real 96

97 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

98 Esquema Funcional de GEMAS: GEMAS (PSS/E + EXCEL) Info. estructural de los parques Escenario (PSS/E) Generación eólica en tiempo real Consignas a nivel de parque y nudo de la RdT, C.C. y tipo tecnológico Maximización de la producción eólica integrable en el sistema garantizando la seguridad CECRE 98

99 Cálculo de Consignas: GEMAS CECREGEMAS Telemedidas en tiempo real Consignas Calculadas Consignas frecuencia de diseño de los cálculos : 20 minutos CCRE 1 CCRE n … GEMAS: Generación Eólica Máxima Admisible en el Sistema CCRE: Centro de Control de Régimen Especial Actualmente, de forma provisional, se emiten consignas cada hora. 99

100 Fundamentos de GEMAS Etapas de cálculo de GEMAS 1.Identificación de la pérdida máxima de generación eólica que puede darse en tiempo real 2.Calcular, en su caso, las limitaciones de producción –consignas- para cada parque 3.Dotar de robustez y estabilidad temporal al proceso de emisión de consignas. Transformar la solución matemática en solución física con sentido 4.Agregar las consignas acorde al P.O.3.7 (consignas a nivel de parque y además a nivel de centro de control, nudo de la RdT y tipo de parque) 100

101 ROCAMORA LA ELIANA BENEJAMA LA PLANA CASTELLÓN PINILLA ROMICA OLMEDILLA CATADAULA MUELACOFRENTES MORATA Tipo 1 P=40 MW Tipo 1: Aguanta huecos si V > 90% Tipo 2: Aguanta huecos si V > 85% Tipo 3: Aguanta huecos si V > 20% Tipo 3 P=26 MW Tipo 1 P=50 MW Tipo 3 P=32 MW Tipo 2 P=21 MW Tipo 1 P=25 MW Tipo 3 P=72 MW GEMAS: Identificación de la pérdida máxima 15% 26% 33% V = 0% 83% Duración de la falta 100 ms Pérdida de generación en el ejemplo P Pérdida = 208 MW Este método permite simulaciones en tiempo real Se simulan faltas trifásicas francas en las barras de las 70 subestaciones más críticas. La pérdida mayor se compara con la pérdida máxima admisible para prevenir sobrecargas en las líneas de interconexión con Francia o tensiones inadmisibles en el sistema. 101

102 Optimización de la Producción Eólica q Si la pérdida máxima de generación eólica > pérdida admisible q Integración de la máxima producción eólica preservando la seguridad. Max Σ P parque Sujeto a: Pérdida Gen. contingencia crítica i máxima pérdida admisible 0 P parque P parque, actual Debido a que el problema tiene múltiples soluciones de considera un segundo bucle de optimización. Min Σ Pérdidas de generación para contingencias críticas y semicríticas De esta forma se garantiza la función objetivo del primer problema y de entre las posibles múltiples soluciones se escoge la que maximiza la seguridad de sistema (minimiza las pérdidas eólicas de las contingencias críticas). Se prorratean las reducciones de consigna que se hayan calculado entre los parques con iguales sensibilidades ante las contingencias. 102

103 q Debido a la propia variación de la producción de los parques la solución matemática puede variar, aunque sea poco, cada ciclo de cálculo (20 minutos) q Las consignas emitidas deben ser lo más estables posible en el tiempo q Compromiso entre exactitud en la solución y estabilidad de las consignas q Evitar variaciones bruscas de producción eólica que comprometan la seguridad como consecuencia de variaciones en las consignas Dotar de robustez y estabilidad temporal al proceso de emisión de consignas. Transformar la solución matemática en solución física con sentido Robustez y estabilidad Temporal Agregar las consignas acorde al P.O.3.7 (consignas a nivel de parque y además a nivel de centro de control, nudo de la RdT y tipo de parque). q Parque – consigna q Centro de control, nudo de la RdT, tipo tecnológico - consigna 103

104 Índice de la presentación REE y El sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

105 105 Estudios de Capacidad q Evaluación de limites de generación que permitan mantener la idoneidad y seguridad del sistema de acuerdo con los criterios de planificación y operación para el último plan de medio plazo vigente [H2016] m Idoneidad: Estudios de capacidad Por comportamiento estático (flujo de cargas y análisis de contingencias) Por potencia de cortocircuito (5% Scc) m Seguridad: Estudios de aceptabilidad Comportamiento dinámico: estabilidad tras cortocircuito m Criterios de diseño de red: mallado

106 106 Programa de estudios de integración de régimen especial q Planificación 2016 q Estudios preliminares zonales y de CC.AA. q Información a las CC.AA. de los resultados preliminares q Información CC.AA Adaptación de los perfiles nodales q Estudios finales: m Análisis estático y de potencia de cortocircuito m Análisis dinámico m Análisis de actuación de protecciones q Resultados y conclusiones : Finales 2008 Requisitos técnicos

107 107 Carácter zonal del estudio El análisis estadístico de los datos de producción eólica ha permitido determinar zonas de simultaneidad de producción eólica, así como coeficientes de simultaneidad de producción de energía eólica/solar. Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4

108 108 Hipótesis de producción de régimen ordinario (I) q Hipótesis actuales de producción de régimen ordinario: Conexión de toda la generación térmica clásica existente de forma proporcional a la potencia nominal (75%-25%) en función de la mejor estimación del Operador del Sistema. q Para alcanzar la máxima integración de energías renovables en el sistema eléctrico español se propone utilizar una nueva hipótesis de producción de régimen ordinario: Conexión de la generación térmica clásica necesaria para garantizar reserva rodante para hacer frente a las variaciones de producción no gestionable la seguridad del sistema

109 109 Hipótesis de producción de régimen ordinario (II) MWZona 1Península Total RO RO / Demanda (%)9177 Hipótesis actualesHipótesis nuevas MWZona 1Península Total RO RO / Demanda (%)3638

110 110 Referencia: planes de las CCAA q Eólica total instalada: MW q Solar total instalada: MW Distribución eólica/solar considerada en el estudio Potencia instalada Eólica Solar

111 111 Estudios de comportamiento estático y de cortocircuito q Estudios de flujo de cargas en escenarios tipo (principal referencia: punta no extrema verano) q Estudios de cortocircuito sobre escenarios de referencia Zona de Estudio: 80% = Nudo o Zona Valoración: 80% Zona exterior : 30÷60% N, N-1 y N-2 según POs Capacidad de producción en nudo o zona de valoración

112 112 Desde el punto de vista de capacidad estructural de red, la realización de todas las instalaciones planificadas en H2016 * permitiría la incorporación de la mayor parte del contingente de generación eólica planificado por las CCAA* (supuesto el cumplimiento de los requisitos frente a huecos de tensión) y de una elevada magnitud de generación solar, aunque plantea importantes retos de operación diaria m Necesidad de potencia disponible en el sistema para cubrir las puntas tras un valle con alta generación eólica Control de la producción en valles y otros casos necesarios m Aportación de los servicios de ajuste que deja de proporcionar la generación ordinaria Establecimiento de nuevos requisitos técnicos para el régimen especial Conclusiones preliminares del estudio estático Nota: * recogidas en el documento del MITYC Planificación de los sectores de electricidad y gas de mayo de 2008

113 113 Objetivo del estudio dinámico Análisis desde el punto de vista de la estabilidad transitoria de los escenarios de producción eólica admisibles según los estudios estáticos previos, con el fin de validarlos de acuerdo a criterios de admisibilidad dinámica en los escenarios limitantes Metodología Simular el comportamiento del sistema eléctrico peninsular ante cortocircuitos trifásicos francos en subestaciones de la red de transporte de la zona de estudio, despejadas en tiempo y selectividad equivalentes al fallo de interruptor (250 ms).

114 114 Para la realización de este estudio se ha partido de un modelo detallado de la red de transporte de la Península Ibérica, que incorpora, además, un modelo dinámico equivalente del resto de la UCTE. Modelos dinámicos de generadores, reguladores de excitación, velocidad, estabilizadores de potencia, protecciones … Para las cargas se considera el modelo genérico de intensidad constante para la potencia activa e impedancia constante para la potencia reactiva (IZ) La potencia eólica instalada en la actualidad se ha considerado que mayoritariamente cumplirá con el P.O.12.3 y se ha modelado mediante un modelo genérico de aerogenerador que ha desarrollado REE y que, mediante la adaptación paramétrica, permite reproducir la respuesta dinámica que se obtendría de las diferentes tecnologías de aerogeneradores que cumplen los requisitos técnicos. El nivel de precisión es adecuado desde el punto de vista de un análisis del comportamiento del sistema eléctrico con penetración eólica en el horizonte de planificación Hipótesis y Modelos para los estudios dinámicos

115 115 Se considerará inadmisible el resultado de la simulación cuando se dé alguna de las circunstancias siguientes recogidas en los apartados y del P.O.13.1: Pérdida de sincronismo entre generadores, excepto en el caso en que los generadores pierdan el sincronismo individualmente frente al resto del sistema eléctrico, considerándose la condición alcanzada cuando se detecte la entrada de la impedancia aparente, vista desde los extremos de una rama, dentro de la característica de disparo de sus protecciones. Sólo en ramas malladas y sin falta interna. Pérdidas de generación en el sistema ibérico superiores a MW (desvío máximo instantáneo postulable entre generación y demanda en el sistema síncrono de la UCTE). Pérdida de al menos una línea de interconexión internacional. Se dan pérdidas de mercado en cascada o extensivas. Se alcanza una sobrecarga superior al 30% en el régimen permanente inmediatamente posterior a la perturbación, en alguna de las interconexiones internacionales, antes de que se complete la actuación de la regulación secundaria. Criterios de admisibilidad dinámica

116 116 de 27 Bajo diferentes hipótesis de requerimientos a la generación eólica, se analiza la evolución de la tensión en nudo próximo de 400 kV Cortocircuito trifásico despejado en 250ms en nudo de 400 kV Escenario MW eólicos instalados y alta producción eólica Situación 2008: Sólo un 10% de los parques eólicos cumplen con el P.O.12.3 (pérdida de interconexiones) Situación hipotética (2011): El 100% de los parques eólicos cumplen con el P.O.12.3 Situación hipotética (entre ): El 100% de los parques eólicos cumplen con el P.O Un 10% de ellos incorporan el AVR Situación hipotética (2016): El 100% de los parques eólicos cumplen con el P.O e incorporan el AVR Evolución de la tensión en nudo próximo de 400 kV

117 117 Escenario de valle 2016 Potencia eólica instalada 43 GW - Sólo generación convencional generación eólica nula - Generación eólica 16 GW Los 22 GW previstos hasta 2011 sólo cumplen el P.O.12.3; el resto, 19 GW (previstos hasta 2016) con control dinámico de la tensión habilitado - Los 43 GW previstos para 2016 sólo cumplen P.O.12.3 Evolución de la tensión en nudo próximo de 400 kV m Escenarios futuros con muy elevada penetración eólica y solar La generación eólica y solar reemplazará de forma masiva a la generación convencional, y por tanto, a los servicios complementarios y prestaciones que ésta aporta al Sistema Objetivo: La generación eólica y solar debe colaborar, aportando estos servicios complementarios y prestaciones, en el funcionamiento normal y ante incidentes del Sistema Estudios zonales para Conclusiones preliminares (P.O.12.2) Cortocircuito trifásico despejado en 250ms en nudo de 400 kV Conclusiones preliminares del estudio dinámico horizonte 2016

118 118 Conclusiones de los estudios q Tras el análisis de las simulaciones realizadas, los resultados han sido en principio admisibles, de acuerdo con los criterios de admisibilidad dinámica del P.O q A futuro, en los estudios se advierte una tendencia en la que a medida que se desplaza de forma masiva generación síncrona por generación basada en electrónica de potencia con conversión completa de potencia podrían comenzar a aparecer problemas de sobretensiones transitorias, originadas tras el despeje de los cortocircuitos aplicados como consecuencia del funcionamiento de estas tecnologías como fuente de intensidad constante en el despeje. q De igual modo, en estos escenarios futuros de masivo desplazamiento de la generación síncrona por tecnologías basadas en electrónica de potencia podrían disminuir las corrientes de cortocircuito y afectar a la actuación de los sistemas de protección de la red, lo que sin duda puede conducir a nuevos requisitos necesarios para preservar la seguridad del sistema.

119 Conclusiones (I) 119 q Los resultados del estudio apuntan a que se podrían integrar, en general, los planes de las CCAA, con una capacidad de: MW de generación eólica MW de generación solar q El desarrollo de toda la red planificada en 2016 q Cumplimiento por parte de la generación eólica existente del PO12.3 (comportamiento ante huecos de tensión) y de nuevos requisitos técnicos (preliminares) por parte de la generación de régimen especial futura Dificultades en la operación diaria, necesidad de potencia disponible en el sistema para cubrir las puntas tras un valle con alta generación eólica Control de producción en valles y otros casos excepcionales Regulación de tensión con consigna de tensión por nudo de las centrales de régimen especial Condicionantes

120 Índice de la presentación REE y el sistema eléctrico español El Régimen Especial en España Integración en el mercado del RE Características de la generación eólica Integración en el sistema de la generación eólica Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables Centro de Control de RE (CECRE) GEMAS Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) Conclusiones

121 Conclusiones q Integrar generación no gestionable supone un gran desafío. A pesar de ello el CECRE y los CCRE han ayudado a conseguir un alto nivel de integración de generación de régimen especial, consiguiendo que estas tecnologías sean compatibles con la seguridad del sistema. q Una de las herramientas básicas para el análisis de la reserva es la previsión de eólica. Su precisión para horizontes de entre 24 y 36 horas afecta al nivel de reserva requerido y ayuda a redespachar la generación gestionable necesaria para contrarrestar la variabilidad de la generación eólica. q La afección de los errores de previsión eólica en el corto plazo en la reserva primaria, secundaria y terciaria es reducida, ya que el impacto de las rampas de demanda e indisponibilidades fortuitas de generación es mucho mayor. Sin embargo, las fluctuaciones de la eólica a largo plazo tienen una afección mayor especialmente sobre las reservas calientes. Con objeto de calcular el nivel adecuado de reservas calientes en el sistema el Operador de Sistema se basa en dos métodos de cálculo, determinista y probabilística. q Algunos días debido a la reducción de la reserva del sistema a bajar, la única manera de mantener el balance generación-demanda es mediante la reducción de generación eólica. Gracias al CECRE y a los CCRE estas reducciones se llevan a cabo en menos tiempo de forma que es posible planearlas con mayor tiempo de antelación y de forma menos estricta aumentando la producción e instalación de energía proveniente de fuentes renovables. 121

122 Gracias por su atención! 122

123 Demanda Potencia instalada - Demanda Distribución geográfica de la potencia instalada y la demanda Potencia instalada 123

124 La Moraleja Disponibilidad permanente de los Centros de Control Dos Centros de Control con capacidad de respaldo simétrico Duplicidad de sistemas informáticos, de telecomunicación y alimentación en cada Centro de Control Centro de Control Eléctrico (CECOEL) Centro de Control de Red (CECORE) + Centro de Control de Régimen Especial (CECRE) Centros de Control de Red Eléctrica de España 124

125 q La energía terciaria programada esta solo ligeramente influenciada por las rampas de generación eólica cuando estas van en sentido opuesto a la demanda del sistema Reserva terciaria programada 125

126 El bombeo como instrumento para la integración de energías renovables no gestionables Situación actual n Utilización en los mercados con óptica de beneficio empresarial. n Recursos de cuantía insuficiente (~5000 MW). n Existencia de vertidos de energía renovable que se podrían haber minimizado. Situación objetivo n Utilización como instrumento para la integración de energías renovables gestionado por el O.S. en coordinación con los propietarios. Almacenamiento reducirá el vertido de energía renovable Turbinación sustituirá la ausencia de recurso renovable en punta n Incremento de la capacidad de bombeo (duplicar valor actual) para alcanzar los objetivos de integración de energía renovables. Turbinación Bombeo 126


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