12 mantenimiento de parques eolicos

GestiGestióón de parques en de parques eóólicos desde el CGElicos desde el CGE

14 de septiembre de 2007

ContenidoContenido

• Datos generales

• Programación y despacho

• Previsiones eólicas

• Realimentación de los modelos de previsión

• Anexo I: El sistema de control OPEN

• Anexo II: Normativa aplicable

Galicia 25 parques, 482,3 MW

Aragón: 10 parques, 127,0 MW

Cataluña 1 parque, 0,6

MW

Canarias 15 parques, 38,9

MW Andalucía

13 parques, 161,8 MW

Castilla y León: 12 parques, 128,7 MW

Castilla-La Mancha

1 parque, 32,0 MW

TOTAL ESPAÑA PENINSULAR : 12.323 MW

TOTAL ESPAÑA INSULAR: 139 MW

TOTAL ESPAÑA: 12.462 MW

TOTAL PENINSULAR : 932,0 MW

TOTAL INSULAR: 38,9 MW

TOTAL : 970,9 MW

Potencia ePotencia eóólica instaladalica instalada

EÓLICA ENDESA 932 MW

75.5% 6.3%

18.1%

MERCADO ENDESA

MERCADO OTROS

TARIFA

ENDESA GESTIONA EN MERCADO 759,7 MW , 703,9 MW PROPIOS Y 55,8 MW DE TERCEROS

MERCADO : 11.965,3 MW TARIFA: 357,4 MW

DESVÍO PROGRAMA vs PRODUCCIÓN

acumulado Endesa 2007 : 17,5%

ERRORES DE PREVISION DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA:

• SEMANAL: 34%

• DIARIA: 20%

TOTAL EÓLICA SISTEMA 12.323 MW

97.1%

2.9%

MERCADO

TARIFA

Datos de MercadoDatos de Mercado

ContenidoContenido

• Datos generales






ProgramaciProgramacióón y despacho de la generacin y despacho de la generacióón en eóólicalica

• Programación: planificación de la producción a corto plazo de una central o conjunto de ellas (parque de generación)

• Despacho: instrucciones sobre régimen de carga impartidas en tiempo próximo al real a una central o conjunto de ellas.

Conforme a estas definiciones, la energía eólica no es despachable pero ¿se puede programar?

OperaciOperacióón de parquesn de parques

• Programación:

– Previsiones, ventas, construcción y comunicación del programa

– Planificación del mantenimiento y descargos

• Despacho:– Conexión con CECRE– Alarmas:

• Parada y rearranque de aerogeneradores• Mantenimiento eólico (técnico de parque)• Mantenimiento eléctrico – interlocución con la

distribuidora

– Control de potencia por saturación de la red– Reducciones excepcionales de carga

Sólo activospropios

Activos propiosy de terceros

Las tareas que realiza el CGE en relación con la operación de parques son:

ProgramaciProgramacióón semanaln semanal

• Semanal y diariamente se actualizan las previsiones y se programa el resto del equipo (térmico e hidráulico)

– Las previsiones semanales tienen escasa fiabilidad más allá del tercer o cuarto día

– La fiabilidad de las previsiones diarias dependen del estado de la atmósfera y de la bondad de los modelos de previsión

PrevisionesPrevisiones

• Las previsiones las tenemos contratadas con Meteológica, que nos envía previsiones individualizadas para cada parque y previsiones del total de eólica nacional.

• Por periodos temporales, disponemos de previsiones semanales (10 días), diarias e intradiarias 7 veces al día (sólo en dos de ellas se actualizan los parámetros meteorológicos. A nivel diario contamos adicionalmente con la previsión nacional que realiza REE.

La oferta diaria e La oferta diaria e intradiariaintradiaria

• Las previsiones diarias se integran en la programación del resto de la cartera:– Mediante la previsión del total eólica nacional, que afecta la demanda total del

sistema: cálculo de elasticidades y estrategia de cartera– Para la programación de cada uno de los parques en función de su previsión

individual.

• En los intradiarios se ajusta el programa de los parques en función de las previsiones, de 4 en 4 horas. La desviación de la previsión nacional se utiliza como referencia para mercados posteriores.

Ficheros Previsio-

nesProducción

Eólica

BD

SGO

WEB Autopro-ductores

Aplicación ofertas RE

CARGA DATOS

GENERACIÓN FICH. OFERTA

Programas a ofertar

Limitaciones evacuación

Limitaciones parques

Ficheros oferta .xml

ENVIO OFERTA AL OMEL

Modificación según

estrategia

Precio según

estrategia

Hoja de cálculo de Microsoft Excel

PDMsHidráulica RE

AjustesAjustes

• Las previsiones recibidas se filtran en función de la disponibilidad extraordinaria del equipo y, eventualmente, de consideraciones económicas sobre el impacto del desvío.

• Los mantenimientos se reciben mediante la web de autoproductores (internet), al igual que los programas de la cogeneración.

OperaciOperacióón de parquesn de parques

• La operación de parques se realiza desde Montearenas, con los mismos procedimientos que para la hidráulica.

• Disponemos de un sistema de control específico para parques, el OPEN, conectado al sistema de control principal del CGE, desde el que lo supervisamos.

OPEN opera directamente cada uno de los molinos y es utilizado por Montearenas y los técnicos de parque para labores de mantenimiento.

RelaciRelacióón con las Distribuidorasn con las Distribuidoras

• Gran cantidad de PPEE conectados a red de distribución (no observable por el OS)

• La distribuidora supervisa su red e informa al OS ante:

– Descargos programados que afecten a generación eólica

– Incidentes en tiempo real que afecten a generación eólica– Sobrecarga por congestión en la red (exceso de generación)

El OS procede a la reprogramación de la generación que corresponda

• El mismo procedimiento puede aplicarse para el control de tensiones (reactiva), obteniendo el propietario del parque bonificaciones en la prima.

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• Datos generales






Volatilidad de la eVolatilidad de la eóólicalica

• Los desvíos eólicos son la principal fuente de volatilidad de los precios del mercado diario.

• La producción eólica diaria oscila entre 3 y 169 GWh/día, con una media de 63,5 GWh/día. Las variaciones (en valor absoluto) de un día al siguiente son también altas, con una media de 22 GWh de diferencia.

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97

Variación diaria de la producción eólica (GWh)

Modelos meteorolModelos meteorolóógicosgicos

• El modelo de Meteológica es un modelo mixto meteorológico-estadístico. Estábasado en el modelo de predicción numérica del ECMWF.

• Los Modelos de Predicción Numérica (MPNs) son la herramienta de predicción meteorológica a nivel mundial

– Centro Europeo (ECMWF)– Americano (NCEP)

• Se ejecutan en potentes computadoras simulando flujos de masa y energía entre puntos contiguos de una red tridimensional virtual, que se extiende por las capas superiores del suelo, océanos, criosfera y atmósfera.

• Adolecen de fidelidad topográfica

Sistemas de reinterpretaciSistemas de reinterpretacióónn

Día 12.418

Día 1

El campo de alta resolución de precipitaciónestimado para el día "X" se obtiene a partir de los

campos de precipitación observados los díasi,j,k..., obtenidos del banco de datos de referencia.

. . .

Presión a nivel

del mar.

Altura de

geopotencial

de 500 hPa.

Precipitación

acumulada

diaria.

Bancos de datos de referencia, para 1961-1994.

El método busca, entre todos los días del bancode datos de referencia, los días con configuraciones

atmosféricas más similares al día problema "X".

Configuraciones atmosféricas de baja resolución deldía problema "X", cuyos campos de efectos en superficie de alta resolución se desean estimar.

Día 12.418

Día 1

Día "i"Día "j"

Día "k"

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• Datos generales






RealimentaciRealimentacióón de los modelosn de los modelos

Los modelos de previsión se realimentan de la realidad para la mejora estadística. De dicha realimentación hay que aislar las incidencias de operación.

Incidencias a reportar:

– El mantenimiento programado es relativamente constante y lo absorbe el modelo

– Incidencias eléctricas

– Disparos por sobrevelocidad

– Influencia de la historia (puesta en marcha)

Ejemplo de seguimiento de previsionesEjemplo de seguimiento de previsiones

Galicia24.42 MWMar 2007 (29.8%)

ProblemProblemáática asociada a las previsionestica asociada a las previsiones

P.E. Castilla-León21.25 MWMar 2007 (43.5%) Problemas de modelado por poca historia


Descargos

P.E. Andalucía24.0 MWMar 2007


P.E. Galicia45.54 MWOct 2005 (--,-%)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

MWh Medida Previsión Pot. Inst.

Realización de pruebas de potencia máxima de evacuación

Problemas de evacuación y pruebas


P.E. Galicia45.54 MWMar 2007 (31.7%) Mismo parque sin problemas de evacuación (solucionado con teledisparo)


P.E. Andalucía13.6 MWMar 2007 Disparo por sobrevelocidad

Efecto del Efecto del apantallamientoapantallamiento

Parques propios a mercado748 MWMar 2007 (16.2%) Efecto del apantallamiento

ContenidoContenido

• Datos generales






El sistema de control OPENEl sistema de control OPEN

ContenidoContenido

• Datos generales






El RD 661/2007El RD 661/2007

• El fin de este Real Decreto es mejorar la retribución de aquellas tecnologías menos maduras, como la biomasa y la solar térmica, para de este modo poder alcanzar los objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010. También persigue impulsar definitivamente la cogeneración como herramienta de ahorro y eficiencia energética.

• Sistema de Cap y floor horario para las nuevas instalaciones a mercado (aquellas que entren a partir de enero de 2008), excepto para la cogeneración

• Desaparición de los pagos por garantía de potencia para la renovable “no gestionable” a mercado (eólica y minihidráulica fluyente)

• Periodo transitorio para instalaciones existentes:– Instalaciones a mercado: Pueden mantener las primas e incentivos hasta fin de

2012. Eólicas e hidráulicas fluyentes pierden el pago por garantía de potencia – Instalaciones a tarifa: Pueden mantener la tarifa del RD 436 hasta fin de vida de

la instalación

• Desaparición definitiva de los regímenes económicos “antiguos” RD 2366/94 y 2818/98. Estas instalaciones pasan al régimen transitorio del 436 o al nuevo régimen establecido en el RD 661

• Actualización trimestral de las primas y tarifas de las cogeneraciones en función de la evolución del coste de combustible e IPC, aparece también un complemento por eficiencia en función del ahorro de energía primaria que exceda del requisito mínimo

• Para el resto de tecnologías, actualización de tarifas y primas anual según IPC-0,25 hasta 2013, IPC-0,50 a partir de entonces

El RD 661/2007 (2)El RD 661/2007 (2)

• Se admite la hibridación de combustibles y se introduce la co-combustión de biomasa con carbón en centrales de régimen ordinario que recibirán una prima específica para cada instalación (aprobada en Consejo de Ministros).

• Todas las instalaciones de P>10 MW deberán estar adscritas a un centro de control de generación que actuará como interlocutor con el OS

• Instalaciones a tarifa tienen la obligación de ofertar su producción al mercado a precio cero, bien directamente o a través de un representante. Se les repercute el coste horario del desvío fijado en el mercado. Hasta el 1 de enero de 2009, el distribuidor podrá actuar como representante de último recurso.

Procedimientos de OperaciProcedimientos de Operacióón (OS) n (OS)

• P.O. 3.7: Programación de la generación no gestionable:

Objeto: Englobar las unidades de producción no gestionable en la operación del sistema en su conjunto, asegurando el suministro y la estabilidad en el sistema.

Ámbito de aplicación: REE, empresas propietarias y Centros de Control, empresas propietarias de instalaciones de red de transporte y distribución y gestores de distribución.

En cuanto a las instalaciones, aplica a aquellas de generación no gestionable con potencia mayor de 10 MW, definiéndose como generación no gestionable aquella 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 OS sin incurrir en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza del perfil de producción futura no es suficiente para considerarse como programa, aunque si como previsión. Se consideran no gestionables las siguientes tecnologías: eólica, hidráulica fluyente y solar.

Información a suministrar al OS: complementario al P.O. 9.0 (Información intercambiada por REE) Los Centros de Control deben informar al OS, dentro de los 10 primeros días naturales de cada mes, de los cambios de las unidades de producción.

Programación de las modificaciones de producción: El OS, en su supervisión del sistema y para evitar riesgos sobre este, actuará sobre la producción de las unidades no gestionables por medio de los respectivos Centros de Control.


• P.O. 3.7: Programación de la generación no gestionable (2):

Criterio base de modificación de producción.Orden de reducción de producción:-Generación que participa en el Mercado y cuya oferta al MD haya sido a precio distinto de cero -Generación en régimen de entrega de energía al distribuidor o que, participando en el Mercado, no haya presentado oferta en el MD-Generación que participa en el Mercado y cuya oferta al MD haya sido a precio cero

Tipos de reducción de la producción: -Congestión en la evacuación-Estabilidad-Excedentes de generación no integrables en el sistema...

El OS realizará el reparto de la producción máxima por nudo de forma proporcional a la potencia, programada o en producción, gestionada en dicho nudo por cada Despacho, según el ámbito temporal en que tenga lugar la limitación propuesta, informado a éstos de la máxima producción de cada una de las unidades bajo su control (desagregación). Dicha producción debe ser alcanzada en un plazo máximo de 15 minutos. Alternativamente cada Despacho puede hacer otro reparto interno de la generación de forma que se respete la limitación en el nudo correspondiente. El orden de levantamiento de la limitación será el inverso

Mecanismo excepcional de resolución:ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, el OS podrá adoptar las decisiones de programación que considere oportunas.


• P.O. 12.3: Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas:

Objeto: Establece los requisitos que han de cumplir las distintas instalaciones de producción en Régimen Especial, a efectos de garantizar la continuidad de suministro frente a huecos de tensión.

Ámbito de aplicación: Instalaciones de generación en Régimen Especial que utilicen la energía eólica como fuente exclusiva de energía primaria.

Respuesta frente a cortocircuitos: El titular de la instalación deberá adoptar las medidas necesarias para que las instalaciones a las que aplica este P.O. se mantengan acopladas al sistema eléctrico, sin sufrir desconexión por causa de los huecos de tensión asociados a cortocircuitos

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