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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.


� 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


� 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


� 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%


� 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.


� 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� Corridas de paso semanal

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

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160

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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

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14

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01/0

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01/0

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01/0

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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%


2020

42%

24%

28%

6%


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

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1200

1400

1600

01/0

1/20

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15/0

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29/0

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12/0

2/20

15

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2/20

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12/0

3/20

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26/0

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09/0

4/20

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23/0

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5/20

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21/0

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6/20

15

18/0

6/20

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02/0

7/20

15

16/0

7/20

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30/0

7/20

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8/20

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27/0

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22/1

0/20

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05/1

1/20

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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

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07/0

5/20

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21/0

5/20

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04/0

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6/20

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02/0

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18

16/0

7/20

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30/0

7/20

18

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18

27/0

8/20

18

10/0

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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




Pot Bio-Dis_Prom


RESULTADOSPotencias por fuente 2020

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

01/0

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20

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20

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20

26/0

2/20

20

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20

25/0

3/20

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08/0

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22/0

4/20

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06/0

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20/0

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17/0

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29/0

7/20

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12/0

8/20

20

26/0

8/20

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09/0

9/20

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23/0

9/20

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20

21/1

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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




Pot Bio-Dis_Prom


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

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15 0

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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

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20

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20 1

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16/0

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17/0

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18/0

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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.

Fin

Muchas gracias!

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