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MASTER EN ENERGIAS RENOVABLES EN SISTEMA ELÉCTRICO
Gestionabilidad de centrales termosolares
Integración de energías renovables en sistema eléctrico
José Antonio Lorca MartínezLeganésMayo 2014
¿Por qué surge el concepto de gestionabilidad?
GESTIONABILIDAD
Energía solar Energía eólica Intermitencia del recurso
Variabilidad de la
producción
Variabilidadde la
demanda
Incidencias enel sistema
(cortocircuitos, caídas deotras centrales, etc.)
G=D en todo instante
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Normativa RD 661/2007 + RD 1565/2010
- Seguir instrucciones del Operador del sistema
- Firmeza de predicción futura para considerarse como programa
- Valoración específica de gestionabilidad del operador del sistema - Las instalaciones eléctricas de régimen especial que venden a mercado pueden participar en los servicios de ajuste del sistema
Acreditación de la gestionabilidad de las Instalaciones de régimen especial 03/03/2012
- El CECRE realiza las pruebas de gestionabilidad, caso particular de las centrales termosolares
Resolución Secretaría de Estado de la Energía y Recursos Minerales
- Resolución de 30/07/1998 - Resolución de 17/3/2004- Resolución de 18/5/2009- Resolución de 24/07/2012 P.O. 9, información estructural
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Factores que determinan la gestionabilidad técnica
Variabilidad del recurso primario: componente directa de la irradiancia solar directa.
Fiabilidad de la predicción
Gestionabilidad
Hibridación con combustibles fósiles-Caldera auxiliar gas natural 15% - 25% serie o paralelo-ISCC
% hibridación Gestionabilidad
Almacenamiento térmico sales fundidas
Horas almacenamiento
Gestionabilidad
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Modos de operación: límites técnicos a la gestionabilidad
Turbina
- Puesta en marcha- “Stand-by”- Generación: plena carga, carga parcial- Virador- Parada
Campo solar
- Menor irradiancia, menor flujo másico- Mayor irradiancia, mayor flujo másico- Siempre flujo turbulento- Modo anticongelamiento
Central eléctrica
- Modo arranque- Modo “stand-by”- Modo producción - Modo de parada
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Participación en los servicios complementarios
Servicio complementario P.O. Central termosolar
con almacenamientoCentral termosolar
sin almacenamiento
Regulación primaria 7.1 SI (en modo generación)
SI (en modo generación)
Regulación secundaria 7.2
Depende del recurso solar y
almacenamiento
Depende del recurso solar, mayor
dificultad
Regulación terciaria 7.3Depende del
recurso solar y almacenamiento
Dificil
Control de tensión 7.4 SI (en modo generación)
SI (en modo generación)
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Pruebas de gestionabilidad del CECRE
PRUEBA CONDICIONES PRUEBA SUPERADA SI
Programación en D-1 para 24 horas siguientes E10días≥0,25Pnx8x10días
Horaria, diaria, 10 días: ε<10% en 90% medidas
Programación intradiaria, 2 máximo 6 horas sin solape, H+3 a H+8
E10días≥0,25Pnx8x10díasHoraria: ε<10% en 95% medidas
E>0 en al menos 40% horas
Reducción 50% de potencia programada con límite mínimo técnico
Respuesta t≤15 minFuncionamiento t≥4 h
Fiabilidad y calidad telemedidasReducción ±10%
Aumento en 24 h desde reducción de P del 60% energía reducida con límite P neta máx
Respuesta t≤15 minFuncionamiento t≥4hEnergía almacenada
en reducción
Fiabilidad y calidad telemedidasEl aumento de potencia se
mantiene t≥4 h
Sin almacenamiento: aumento 30% P sobre la prevista con límite P neta máx
Respuesta t<1 hFuncionamiento t≥4 h
Fiabilidad y calidad de telemedidasMantiene consigna aumento
Sin almacenamiento: aumento 30% Pn en modo parada
Respuesta t<2 hFuncionamiento t≥4 h
Fiabilidad y calidad de telemedidasMantiene consigna aumento
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CONCLUSIONES
-Buena capacidad de adaptación a la demanda en los meses de verano y producción alta en los meses con mayor disponibilidad de recurso primario, si bien hay días incluso en meses de verano en que la ausencia de recurso primario impide una mejor gestionabilidad de la planta.
-Bajo factor de capacidad anual debido a la disponibilidad del recurso en los meses de octubre a abril.
-Producción limitada por aspectos normativos al impedir un mayor uso de la hibridación con gas natural
- Posibilidades de mejora en la implementación de sistemas de regulación y operación de las plantas sino estuviesen sometidos a restricciones económicas, que favorecerían su integración y gestionabilidad 9 / 12
ALMACENAMIENTO CENTRALES DE BOMBEO
Almacenamiento en centrales bombeo
η Energía (MWh)
P (MW)
Generador síncrono 0,98 8.989,84 1.151,84
Turbina 0,91 9.878,94 1.265,75
Multiplicadora 0,98 10.080,55 1.291,59
Bomba 0,85 11.859,47 1.519,51
Pérdidas tuberías 0,9801 12.100,27 1.550,37
Pérdidas eléctricas 0,9604 12.599,20 1.614,29
TOTALES 0,70 12.599,20 1.614,29
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Almacenamiento en tanques η Energía
(MWh) P (MW)
Generador síncrono 0,98 8.989,84 1.151,84
Ciclo termodinámico 0,3774 23.820,45 3.052,03
Intercambiador de calor 0,9801 24.304,10 3.114,00
Pérdidas en el tanque 0,99 24.549,59 3.145,45
Eficiencia conversión 0,99 24.797,57 3.177,23
Pérdidas eléctricas 0,9604 25.820,04 3.308,23
TOTALES 0,34 25.820,04 3.308,23
ALMACENAMIENTO EN SALES FUNDIDAS POR EFECTO JOULE
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GRACIAS POR SU ATENCIÓN
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