complementación híbrida entre el corredor eólico del istmo y el complejo hidroeléctrico del río...

Complementación híbrida entre el Corredor Eólico del Istmo y el Complejo Hidroeléctrico

del Río Grijalva

Dr. Ricardo O. Mota Palomino

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

Cuarto Coloquio Internacional

Corredor Eólico del Istmo

Huatulco,Oaxaca,Septiembre 2004

Antecedentes

CFE ha determinado la viabilidad física de producir energía eoloeléctrica en el Istmo de Tehuentepec

Se ha establecido el “Corredor Eólico del Istmo de Tehuantepec” estimado en 2000 MW

Al considerar la eoloelectricidad como un recurso “comercial”, requiere demostrarse su viabilidad técnico-económica

Estudios Desarrollados

Desarrollo de modelos de simulación de aprovechamientos eoloeléctricos e hidroeléctricos para evaluar el beneficio de integrarlos al Sistema Eléctrico Nacional

Cálculo de índices de confiabilidad del sistema generador para dimensionar el “mercado” que puede ser suministrado por el sistema

Comparación del comportamiento del sistema eolo-hidroeléctrico para compararlo con uno hidro-termoeléctrico

Criterios de evaluación de beneficios de un parque generador

Se desea comparar los beneficios derivados de un proyecto de generación eléctrica de acuerdo a los parámetros siguientes:

1. Energía generada en un período de tiempo determinado

2. Capacidad (en MW) agregada al sistema con el proyecto

3. Mejoramiento de la calidad entendida como confiabilidad o garantía de suministro

En México se utilizan explícitamente los conceptos 1 y 2

Criterios de evaluación de beneficios de un parque generador

Las centrales eoloeléctricas y las hidroeléctricas son recursos renovables de naturaleza aleatoria

Las centrales hidroeléctricas con capacidad de almacenamiento son “programables”, por lo que pueden “reclamar” una aportación en capacidad para el período de tiempo en que pueden predecir esta “programación”

En este contexto se evaluó la aportación del desarrollo de granjas eoloeléctricas al coordinar su operación con el complejo hidroeléctrico del Río Grijalva

Modelaje de los sistemas

Generalmente los sistemas eoloeléctricos se desarrollan como una opción “ahorradora” de energía de otra naturaleza:

P eñitas400 M W

M alpaso1040 MW

La Venta200 M W

A ngostura900 M W

Chicoasén1500 MW

E lectric dem and


Debido a la naturaleza aleatoria de la hidrología, para evaluar los beneficios que introduce el Complejo hidroeléctrico a un sistema, se requiere desarrollar metodologías probabilísticas de simulación del parque generador

Adicionalmente aplicar criterios probabilísticos para evaluar su contribución a la confiabilidad ó garantía de suministro


G e ne ra to r of w ind se rie s

W in d p ow e r sim u lato r

G e ne ra to r of h yd rolog ic se rie s

M a rke t w ith u nc erta in ity

D isp atch p rio rities

H yd ro po w er sim u lato r

P roc ed u re to a ss ig n loa d to h yd ro p la n ts

U p da tin g w a ter lev els a nd av aila b ity o f h yd ro

p ow e r plan ts

A ss es m e nt of d eficits a nd ch an ge s in s ta te

o f th erm a l u n its

A va ilab ility of the rm a l p ow e r plan t

G e ne ra to r of tim efor failure lu se an d

re pa irm en t

WIND

HYDRO

THERMAL

Coordinación Hidro-Eólica

Objetivo del Estudio:

CoordinaciónHidro-Térmica

Evaluar el Beneficio de la generación eólica en la Coordinación Hidrotérmica de largo plazo del SIN

Descripción del Estudio Realizado

Criterio probabilístico de suministro de potencia

Mediante el método de Monte-Carlo se tratan de calcular índices de confiabilidad del sistema generador. Estos índices son principalmente:

LOLE (Índice de pérdida de carga esperada)

LOEE (Índice de pérdida de energía esperada)

Permiten cuantificar la continuidad y magnitud de los racionamientos de energía

Criterio probabilístico de suministro de potencia

(i) La pérdida de carga esperada (LOLE hr/año): Es el promedio de número de días u horas en un período dado (comúnmente un año) en el que la demanda pico diaria o la demanda horaria se espera que exceda la capacidad disponible de generación; y

(i) La Pérdida de energía esperada (LOEE MWh/año): Es la energía que se espera no poder abastecer durante un período dado (comúnmente un año) por el sistema generador dado que la demanda excede la capacidad disponible de generación

Criterio probabilístico de suministro de Potencia (Complejo hidroeléctrico)

Criterio probabilístico de suministro de Potencia (Central eoloeléctrica)

Criterio probabilístico de suministro de Potencia (Sistema híbrido)


CAPACIDAD EN VIENTO

(MW)

LOLE (hrs/añ

o)

DEMANDA MEDIA

SIN VIENTO (MW)

DEMANDA MEDIA CON

VIENTO(MW)

BENEFICIO (MW)

PORCIENTO DE LA

CAPACIDAD INSTALADA (%)

200 22.0 1764.6 1842.9 78.3 39.15

9.0 1750.7 1829.3 78.6 39.3

500 22.0 1764.6 1958.0 193.4 38.68

9.0 1750.7 1944.6 193.9 38.78

750 22.0 1764.6 2052.5 287.9 38.38

9.0 1750.7 2039.1 288.4 38.45

1000 22.0 1764.6 2147.8 383.2 38.32

9.0 1750.7 2133.4 382.7 38.27

2000 22.0 1764.6 2519.1 754.5 37.725

9.0 1750.7 2504.8 754.1 37.705


CAPACIDAD EN VIENTO(MW)

DEMANDA MEDIA

SIN VIENTO(MW)

LOEESIN

VIENTO (GWh/añ

o)

DEMANDA MEDIA

CON VIENTO(MW)

LOEECON

VIENTO (GWh/añ

o)

BENEFICIO EN LA

REDUCCIÓN DE LOEE

(GWh/año)

200 1829.3 364.6 1829.3 12.5 352.1

500 1945.0 1709.3 1945.0 12.5 1696.8

750 2040.2 3025.0 2040.2 12.5 3012.5

1000 2135.5 3961.5 2135.5 12.5 3949.0

2000 2510.5 7441.2 2510.5 12.5 7428.7



DEMANDA MEDIA

SIN VIENTO(MW)

LOEESIN

VIENTO (GWh/añ

o)

DEMANDA MEDIA

CON VIENTO(MW)

LOEECON

VIENTO (GWh/añ

o)

BENEFICIO EN LA

REDUCCIÓN DE LOEE(GWh/año)

200 1842.6 528.2 1842.6 30.0 498.2

500 1958.0 1882.9 1958.0 30.0 1852.9

750 2053.1 3156.4 2053.1 30.0 3126.4

1000 2149.6 4091.8 2149.6 30.0 4061.8

2000 2522.1 7551.3 2522.1 30.0 7521.3

Criterio probabilístico de suministro de Potencia (Sistema hidrotérmico)

Criterio probabilístico de suministro de Potencia (Sistema hidroeléctrico)



LOLE (hrs/año

)

DEMANDA PICO SIN VIENTO (MW)

DEMANDA PICO CON

VIENTO (MW)

BENEFICIO (MW)

PORCIENTO DE LA

CAPACIDAD INSTALADA

(%)200 22.0 2859.5 2986.7 127.2 63.6

9.0 2835.6 2964.9 129.3 64.65

500 22.0 2859.5 3175.8 316.3 63.26

9.0 2835.6 3154.1 318.5 63.7

750 22.0 2859.5 3330.3 470.8 62.77

9.0 2835.6 3309.3 473.7 63.16

1000 22.0 2859.5 3485.0 625.5 62.55

9.0 2835.6 3463.0 627.4 62.74

2000 22.0 2859.5 4087.4 1227.9 61.395

9.0 2835.6 4057.8 1222.2 61.11


CAPACIDAD

ADICIONAL (MW)

LOLE (hrs/añ

o)

DEMANDA PICO SIN

CAPACIDAD

ADICIONAL (MW)

DEMANDA PICO CON CAPACIDA

D ADICIONAL

(MW)

BENEFICIO

(MW)

PORCIENTO DE LA

CAPACIDAD

INSTALADA %

200 22.0 2859.5 2986.7 127.2 63.6

VIENTO 9.0 2835.6 2964.9 129.3 64.65

200 22.0 2859.5 3166.4 306.9 153.45

TERMO 9.0 2835.6 3144.7 309.1 154.55

Conclusiones Principales

1. Las evaluaciones actuales de CFE de proyectos candidatos a considerarse en su plan de expansión de generación consideran solamente criterios determinísticos de producción

2. El uso de métodos y criterios probabilísticos para el manejo de recursos renovables permite evaluar su contribución al mejoramiento de la garantia de suministro

3. Mediante el empleo de métodos y criterios probabilísticos es posible cuantificar la equivalencia entre centrales termoeléctricas y centrales de recursos renovables

4. Mediante su contribución a la confiabilidad en sistemas compuestos, es posible asignar crédito adicional a las centrales eoloeléctricas

5. Se desarrollaron métodos y modelos para hacer estas evaluaciones.

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