tema: sistemas eléctricos con gran alto grado de ... · coal 2.854 combined cycle 2.760 fuel 0...

Autor: Gumersindo Queijo

Cargo: Ingeniero Senior, Profesor Asociado

Empresa u Organismo: REE, ETSI Industriales UNED

CONGRESO

INTERNACIONAL Supervisión del Servicio Eléctrico

4to

Tema: Sistemas Eléctricos con gran alto

grado de penetración de generación eólica:

Impacto en la operación del Sistema,

experiencia y soluciones.

1.Características del sistema eléctrico

2. Impacto de las energías renovables

3.Energía eólica: características

4.Predicción

5.Cobertura de la demanda

6. Impactos en la potencia de regulación

7.Huecos de tensión

8.Control de tensiones

9.Control de potencia

10.Restricciones de generación eólica

11.Conclusiones

Energía eléctrica: Características Características del sistema eléctrico:

Seguridad de suministro:

¿Qué ocurriría si en España no hubiese corriente?

Y además es un producto que todavía no es posible almacenar y que por tanto

es necesario generar la misma cantidad que se consume.

Objetivos que gobiernan la explotación del sistema eléctrico

Garantía de Seguridad de

funcionamiento

Favorecer el carácter

económico y la apertura

del mercado eléctrico

Satisfacer los

COMPROMISOS

contractuales

Necesidad de Energías renovables Dependencia exterior

Objetivos medioambientales

20 20 20

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Evolución de al potencia renovable en el sistema

peninsular español

Fotovoltaica

Térmica solar

Mini hidráulica

Eólica




4.Predicción







11.Conclusiones

Impacto de la generación eólica en el

sistema eléctrico

6

• Modifica los flujos de energía y las tensiones

• Esquemas de protección y su contribución a las faltas

• Calidad de onda

• Necesita nueva construcción o repotenciación de líneas y subestaciones

• Estabilidad transitoria » Capacidad de soportar huecos de tensión

» Recuperación tras la falta

• Control de tensión

• Regulación potencia frecuencia

• Influencia en la asignación de unidades de generación – Errores de previsión mayor uso de los mercados de balance y de los

servicios complementarios

– Reemplaza a otros generadores reducción de las fuentes de servicios complementarios

• Generación distribuida mayor dificultad para la operación del sistema

Lo

cal

Glo

bal

Energía eléctrica: Generación eólica

7

Eólico Solar

Evolución de la potencia instalada de renovables (MW)

Energía eléctrica: cobertura demanda

8

Cobertura de

la demanda en

2013

251.710 GWh = + 260.164 Net Special Regime -6.732 International exchanges

-5.958 Hydro-pump storage - 1.269 Baleares Interconnection

Eólica; 22,1%Fotovoltaica;

3,2%

Termosolar; 1,8%

Hidráulica Convencional; 13,6%

Hidráulica no Convencional; 2,9%

Térmica renovable; 2,1%

Nuclear; 22,0%Carbón; 15,2%

Ciclo combinado; 9,9%

Fuel-Gas; 0,0% Térmica no convencional; 13,0%

Consumo Bombeo; -2,4%

Enlace Baleares; -0,5%

Intercambios Internacionales; -

2,7%

∑Energia sin emisiones CO 2 ≈ 67% ∑Energia Renovables ≈ 45%

Energía eléctrica: Estructura de

generación

10

Wind28%

Solar PV2%

Solar CSP0%

Hydro-power Conventional19%Hydro-power Non

Conventional 3%

Renewable Thermal2%

Nuclear21%

Coal6%

Combined cycle6%

Fuel-Gas0%

Non Conventional Thermal11%

Pumping Generation2%

∑Energy without CO2 emissions ≈ 74% ∑Renewable Energy ≈ 54%

GWh

Wind 12.509

Solar PV 781

Solar CSP 188

Hydro-power 8.242

Hydro-power Non

Conventional 1.482

Renewable thermal 725

Nuclear 9.218

Coal 2.854

Combined cycle 2.760

Fuel 0

Thermical no Renewable 4.690

Hydro pump 1.052

GENERATION 44.501

Enero y Febrero de 2014

Energía eléctrica: Generación actual

11

Eólica


12

Solar fotovoltaica


13

Solar Termoeléctrica

Renovable térmica


14

CHP y otras Mini-hidro


15

Evolución de la potencia instalada con respecto al la punta




4.Predicción







11.Conclusiones

Energía eléctrica: Características

Curva de demanda

16.000

18.000

20.000

22.000

24.000

26.000

28.000

30.000

32.000

34.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

19/4/94 M

20/4/94 X

21/4/94 J

13 ºC

15 ºC

17 ºC

MW

Energía eléctrica: Características

Manifestación contra los

atentados del 11 de marzo

de 2004:

Parada a las 12.00 h durante

15’ y manifestación a las

19.00 h

Curva de demanda


Producción horaria. Total España 2006 Producción horaria. Total España 2006

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

(M

Wh

)


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

01

/01

/201

308

/01

/201

315

/01

/201

322

/01

/201

329

/01

/201

305

/02

/201

312

/02

/201

319

/02

/201

326

/02

/201

305

/03

/201

312

/03

/201

319

/03

/201

326

/03

/201

302

/04

/201

309

/04

/201

316

/04

/201

323

/04

/201

330

/04

/201

307

/05

/201

314

/05

/201

321

/05

/201

328

/05

/201

304

/06

/201

312

/06

/201

319

/06

/201

326

/06

/201

303

/07

/201

310

/07

/201

317

/07

/201

324

/07

/201

331

/07

/201

307

/08

/201

314

/08

/201

321

/08

/201

328

/08

/201

304

/09

/201

311

/09

/201

318

/09

/201

325

/09

/201

302

/10

/201

309

/10

/201

316

/10

/201

323

/10

/201

330

/10

/201

306

/11

/201

313

/11

/201

320

/11

/201

327

/11

/201

305

/12

/201

312

/12

/201

319

/12

/201

326

/12

/201

3

Mínima cobertura 2011(08/12/2013): <1% Mínima producción eólica = 157 MW

Máxima cobertura (25/12/2013): 68%

Máxima producciónon = 17.056 MW


Necesario mantener

mayores reservas de

regulación con

generación no eólica

Comportamiento inverso en

valle, transiciones valle-

punta, en punta y

transiciones punta-valle

Potencia eólica instalada año 2011: ~20.000 MW; Crecimiento medio demanda: ~5% La necesidad de mantener acopladas plantas convencionales en valle, necesarias posteriormente para cubrir la punta de demanda y suministrar servicios auxliares para la operación, la reducción de generación eólica puede llegar a ser inevitable


22

Producción eólica (MW)

Demanda sistema peninsular español (MW) 7000

0

40000

20000

0 6 12 18 24 3 12 18 24 3 12 18 24

Sab 3 FEB 2007 Dom 4 FEB 2007 Lun 5 FEB 2007 7000

0

40000

20000

0 6 12 18 24 3 12 18 24 3 12 18 24

Mie 7 FEB 2007 Jue 8 FEB 2007 Mar 6 FEB 2007


La probabilidad de superar una

producción eólica del 69% es del 0%



(500 horas al año)


producción eólica del 21% es del

50%



Monótona eólica horaria

2004-2006

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

MW

h

2004 2005 2006


24

Incremento de 800 MW en

45 minutos

Gradiente: 1067 MW/h

Reducción de 1000 MW

en 1 hora y 45 minutos

Gradiente: -570 MW/h


25

Rampas de generación eólica en 2006 (MW)

Sistema eléctrico peninsular

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

Pro

du

ctio

n h

ou

rly v

aria

tio

n (

MW

)


26

q Actualmente los valores de las rampas pueden alcanzar los ±2.000 MWh.

q Las previsiones de viento pueden mitigar los efectos de la variabilidad del

viento., pero es necesario márgenes de reserva adicionales si los errores son

elevados




4.Predicción







11.Conclusiones

Energía eléctrica: Predicción

28

q A FIN DE ANALIZAR LAS RESERVAS NECESARIA Seguridad de suministro.

q REE tiene su propio programa de predicción de la generación eólica :

SIPREÓLICO

Previsiones horarias para los 10 próximos dias (se recalcula cada hora)

Previsiones horarias para las próximas 48 horas por zona o nudo del sistema de

transporte (se recalcula cada 15 minutos+

Cálculo de la banda de previsión horaria del total de produción por percentiles

12, 50 y 85

SIPREOLICO


29

q A FIN DE ANALIZAR LAS RESERVAS NECESARIA Seguridad de suministro.

q REE tiene su propio programa de predicción de la generación eólica :

SIPREÓLICO

Previsiones horarias para los 10 próximos dias (se recalcula cada hora)

Previsiones horarias para las próximas 48 horas por zona o nudo del sistema de

transporte (se recalcula cada 15 minutos+

Cálculo de la banda de previsión horaria del total de produción por percentiles

12, 50 y 85

SIPREOLICO


30

SIPREOLICO

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

00:

00

Time 09/02/2009

Win

d P

rod

ucti

on

in

MW

SIPREÓLICO

Real Production

Market program

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

00:

00

Time 09/02/2009

Win

d P

rod

ucti

on

in

MW

SIPREÓLICO

Real Production

Market program


31

SIPREOLICO


32

SIPREOLICO




4.Predicción

5.Cobertura de la demanda. Potencia firme






11.Conclusiones

Energía eléctrica: Generación Renovable

34

Aportación de potencia firme de la energía renovable a la

potencia firme a largo plazo es pequeña

Fotovol. Termoeléctrica sin

alacenam.

Termoeléctrica con

almacena. Eólica

Ene. 0,00 0,00 0,28 0,07

Feb. 0,00 0,00 0,34 0,06

Mar. 0,00 0,00 0,38 0,07

Abr. 0,08 0,10 0,4 0,06

May. 0,09 0,12 0,4 0,07

Jun. 0,15 0,17 0,47 0,05

Jul. 0,16 0,18 0,47 0,05

Ago. 0,12 0,14 0,47 0,07

Sep. 0,09 0,10 0,48 0,04

Oct. 0,06 0,07 0,39 0,05

Nov. 0,00 0,00 0,34 0,09

Dic. 0,00 0,00 0,27 0,06

Energía eléctrica: Generación Renovable

35

Se precisa:

• Potencia firme térmica

•Potencia firme Renovable no gestionable - hidráulica de

almacenamiento – bombeo

• Medidas de interrumpibilidad - Modificación de la utilización

de la electricidad




4.Predicción







11.Conclusiones

Energía eólica: impacto en la regulación

37

Type Influence of Wind Power on Reserve Definition

Primary Regulation Not influenced by wind power

Action of speed regulators from generator units

responding to changes in system frequency (<30 s

to 15 minutes)

Secondary Regulation

Only slightly affected by wind generation ramps when these ramps

are opposite to system demand. Presently, no need to contract

further reserve bands.

Automatic action of central algorithm and AGCs in the

generation units that provide this service responding to

changes in system frequency and power deviations

with respect to France. (≤100 s to 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)







increased to take into account wind power forecast errors. Presently

confidence intervals used and probabilistic sizing of reserve needs

under study.

Tertiary Regulation

Manual power variation with respect to a previous

program in less than 15 minutes. (<15

min to 2 hours)

Running Reserves or

Hot Reserves

Manageable generation reserves that can be called

upon within 15 minutes to approximately 2 hours.

Include tertiary reserves and consist of the running

reserves of connected thermal units and hydro and

hydro pump storage reserves. (15 min-2 hours

to 4-5 hours)







increased to take into account wind power forecast errors. Reserves

are checked from day D-1 once market results are received until real

time.




4.Predicción







11.Conclusiones

Energía Eólica: Hueco de tensión

39

Es una disminución brusca de la tensión seguida de su restablecimiento después de un

corto tiempo. Su duración oscila entre 10ms y 1 minuto

40

ROCAMORA

LA ELIANA

BENEJAMA

LA PLANA CASTELLÓN

PINILLA

ROMICA

OLMEDILLA

CATADAU LA MUELA COFRENTES

MORATA

Tipo 1

P=40 MW

Tipo 1: Aguanta huecos si V > 90% p.u.



Tipo 3

P=26 MW

Tipo 1

P=50 MW

Tipo 3

P=32 MW

Type 2

P=21 MW

Tipo 1

P=25 MW Tipo 3

P=72 MW

15% p.u.

26% p.u.

33% p.u.

V = 0% p.u.

83% p.u.

Pérdida de generación en el

ejemplo PPérdida= 208 MW

Comportamiento del parque de generación eólica ante perturbaciones:

56,6% Potencia eólica instalada → Desconexión V<0.85

52,6% Potencia eólica instalada → Desconexión V<0.90


41

Pérdida de generación

eólica aproximada por

huecos de tensión

debidos a falta trifásica

correctamente

despejada (100 ms)


42

Incidente en trasformador Magallón

400/220 kV (01/08/2005)

600 + 1.150 MW


43

AT-1 400/220 kV / Magallón 1/8/2005

• 19:00 h: Magallón 400/220 kV AT 1

discionnection

• Total wind power tripping: 600 MW

• 20:36 h: Inrush current at 400/220

kV Magallón AT 1

• Total Wind Power Tripping:

1.150MW MW

Time (min)


44

Incidencia en Ls-220 kV Hernani-Itxaso, 1 y 2. a 01:01 h. (b)

Incidencia en L-220 kV Güeñes-La jara-Ayala-Poza de la Sal (c)

y AT2 400/220 kV Güenes.

Incidencias en L-400 kV Barcina-Itxaso

Y L-400 kV Grijota-Vitoria (d).

Incidencia en L-400 kV Hernani-Itxaso y AT1 400/220 kV Güeñes. (e)

Incidencias en Ls-132 kV Ormaiztegui-Hernani, 1 y 2 (f).

Incidencias en L-220 kV Mercedes-Puentelarra,

AT1 220/132 kV Puentelarra y L-220 kV Garoña-Puentelarra (g).


45

• El 30 de octubre de 2010 en el que se produjo un desvío con Portugal de 1000 MW y con Francia de 1100 MW. El desvío, se debió a la pérdida simultánea de aproximadamente 1000 MW (850 MW eólicos y 150 MW no eólicos) en Portugal y 400 MW (eólicos) en España por un hueco de tensión. Un cortocircuito bifásico entre Lindoso y Pedralva originó el hueco de tensión, que afectó a los casi 1250 MW eólicos

-10,0 min

-8,0 min

-6,0 min

-4,0 min

-2,0 min

0,0 min

2,0 min

4,0 min

6,0 min

8,0 min

10,0 min

-1.200

-900

-600

-300

0

300

600

900

1.200

MW

(F→E)

(E→F)

Pérdida de la central

nuclear de Trillo

Tiempo Potencia

Pérdida de generación

eólica en Portugal

21-06-10

10-08-10

29-09-10

18-11-10

07-01-11

26-02-11

17-04-11

06-06-11

07-1

0-1

0

08-1

0-1

0

09-1

0-1

0

12-1

0-1

0

21-1

0-1

0

25-1

0-1

0

28-1

0-1

0

30-1

0-1

0

31-1

0-1

0

01-1

1-1

0

07-1

1-1

0

09-1

1-1

0

11-1

1-1

0

16-1

1-1

0

19-1

1-1

0

22-1

1-1

0

23-1

1-1

0

03-1

2-1

0

04-1

2-1

0

05-1

2-1

0

07-0

1-1

1

11-0

1-1

1

12-0

1-1

1

18-0

1-1

1

20-0

1-1

1

24-0

1-1

1

26-0

1-1

1

28-0

1-1

1

28-0

1-1

1

29-0

1-1

1

03-0

2-1

1

10-0

2-1

1

14-0

2-1

1

16-0

2-1

1

23-0

2-1

1

04-0

3-1

1

04-0

3-1

1

28-0

3-1

1

29-0

3-1

1

05-0

4-1

1

07-0

4-1

1

10-0

4-1

1


46

Pérdidas de generación eólica 2005-06

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0-10

0

100-

200

200-

300

300-

400

400-

500

500-

600

600-

700

800-

900

1000

-110

0

>1100

MW

Nº

pérd

idas 60

450


47

• Para faltas bifásicas aisladas de tierra la tensión mínima es 0,6 pu en lugar de 0,2

• También se establecen limitaciones al consumo de potencia activa y reactiva durante la

perturbación

Tensión (pu)

1

0,2

0,5 1 Tiempo (seg.)

punto de comienzo de la

perturbación

0,8

0,95 pu

0 15

despeje de la falta

duración de la falta

m Capacidad de soportar los «huecos de tensión»:

m garantía de no desconexión ante una perturbación. (No desconexión en la zona gris de la gráfica).

q P.O. 12.3: «Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas» (octubre 2006)





4.Predicción







11.Conclusiones

49

49

• RD 436/2004: Complemento por energía reactiva para parques

eólicos. Define tres tipos de horas y factores de potencia

Energía Eólica: Control de tensión

Peak Inter

Off-

Peak

< 0,95 -4 -4 8

< 0,96 y ≥ 0,95 -3 0 6

< 0,97 y ≥ 0,96 -2 0 4

< 0,98 y ≥ 0,97 -1 0 2

< 1 y ≥ 0,98 0 2 0

1 0 4 0

< 1 y ≥ 0,98 0 2 0

< 0,98 y ≥ 0,97 2 0 -1

< 0,97 y ≥ 0,96 4 0 -2

< 0,96 y ≥ 0,95 6 0 -3

< 0,95 8 -4 -4

Inductive

Capacitive

Power Factor

Reactive Power Bonus

Type of

Bonus (%)

q No se diferencia entre dias festivos y laborables que tienen diferente requeriminto de reactiva.

q Se entiende como posibilidad de conexión /desconexión de los bancos de condensadores a determinadas horas.

405

410

415

420

425

430

435

0:0

0

1:0

0

2:0

0

3:0

0

4:0

0

5:0

0

6:0

0

7:0

0

8:0

0

9:0

0

10

:00

11

:00

12

:00

V (

kV

)

Energía Eólica: Control de tensión


51

q Generación con renovables: Bono o penalización

por el control de reactiva. Desde l +8% al -4% de

78.44 €/MWh dependiendo del factor de potencia.

q Desde 1/4/2009: el factor de potencia ha de estar

entre 0,98 y 0,99 inductivo.

Eliminar elevados valores de tensiones

q Desde noviembre de 2010 el bono máximo se da si

el factor de potencia r = 1 y sin penalización para

factores de potencia >0.98.

q El OS puede dar instrucciones específicas para

modificar este conjunto de factores de potencia..

La solución futura: control continuo de la tensión

para potencias P>10 MW, incluidas las renovables.

NUDOS 400 kV NUDOS 220 kV

17:50

18:00

18:10




4.Predicción







11.Conclusiones

Energía eólica: Necesidad de control

53

Caso de un

día de muy

baja demanda

1 Ene 04

Distribution Zone A Distribution Zone B

Distribution Zone C Distribution Zone D


55

Problemas de falta de respuesta

• Unidades abandonadas

• Zona A y D: Compañías eléctricas tradicionales con experiencia en operación de

centrales

• Zona B y C: Inversores privados

• Creación del CECRE (National control center for renewable)

• Nueva regulación imponiendo la obligación de que cualquier central > 10 MW ha

de estar conectadas a un centro de contrl llamado Centro de control delegado

• Todo centro de control ha de estar conectado al CECRE 24/24 y con posibilida de

recibir órdenes de éste y enivar órdenes de ocntrol a las centrales conectadas a

ellos

Soluciones encontradas


56


56

q Generación eólica.

m Potencia eólica instalada (12.695 MW):

~ 15% total instalada.

m Producción muy variable.

Difícil previsión.

m Desconexión ante perturbaciones.

m Necesidad de Supervisión y Control de todos los generadores.

m Necesidad operativa de agrupar a los generadores en Centros de Control (CC) y de coordinar a éstos.

CECRE

57


57

• RD 661/2007:

– Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW deberán estar

adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del

sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus

instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema

eléctrico. Esta adscripción será necesaria para el cobro de las primas.

– Estas instalaciones disponen hasta el 30 de junio de 2007 para la adscripción a un centro de

control

– Aquellas instalaciones eólicas con fecha de inscripción definitiva en el RAIPRE anterior al 31 de

diciembre de 2001, podrán realizar una modificación sustancial cuyo objeto sea la sustitución de

sus aerogeneradores por otros de mayor potencia, en unas condiciones determinadas. Estas

instalaciones han de estar adscritas a un centro de control y cumplir el P.O. 12.3.

• P.O. 3.7: «Programación de la Generación Renovable No Gestionable»

(octubre 2006)

– Procedimiento en el que se describe los flujos de información y los procesos necesarios para la

programación de la generación renovable no gestionable, que permitan la máxima integración

posible de potencia y de energía de este tipo compatible con la operación segura y estable del

sistema.

58


• Objetivo: Posibilitar la integración de la generación en régimen especial en la

operación de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico.

• Función Principal: articular la integración de la producción de energía

eléctrica del régimen especial en función de las necesidades del sistema

eléctrico.

– Ser la interlocución única en tiempo real con el CECOEL y con los Centros de

Control que serían los encargados de telemandar las instalaciones.

– Recibir la información sobre las unidades de producción necesaria para la

operación en tiempo real y remitirlos al CECOEL.

– Satisfacer la necesidad de supervisión y control de todos los generadores,

mediante su agrupación en Centros de Control y coordinar a los mismos.

59


– Aportar desde la Operación del Sistema, seguridad y eficiencia Operativa.

– Permitir sustituir hipótesis de simultaneidad zonal (necesariamente

conservadoras) y criterios preventivos, por control de la producción en

tiempo real, lo que redunda en:

– Mayor energía producida

– Mayor potencia instalada (decisión de los agentes)




4.Predicción







11.Conclusiones

61

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

2008 2009 2010 2011

Réductions de la génération éolienne (MWh)

RdT RdD Chute de tension Génération excédent

Reducciones de generación eólica

█ Por problemas en la red de transporte

█ Por sobrecargas en la red de distribución

█ Por hueco de tensión

█ Por excesiva generación

Energía eólica: Restricciones


62

Vertidos por

exceso de

generación

Generación eólica: Características

Vertidos de energía del Régimen Especial

Esta situación se produjo por primera vez en 2008, se repitió en

algunas ocasiones al final del año 2009, y adquirió una notable relevancia

durante el año 2010, en que sucedió durante el 2,5% de las horas del año y

vertiéndose 0,6% del producible eólico.

Energía eólica: Restricciones

63

Número de grupos térmicos desacoplados poara la intergración de la

generación eólica entre 2006-2011

33

3 1

53

100

9

0

20

40

60

80

100

120

2006 2007 2008 2009 2010 2011 a 30.09.11




4.Predicción







11.Conclusiones


El incremento de energía renovable implica una mayor

incertidumbre

Puede originar problemas de estabilidad de carga y de

tensión, de sobrecarga en las líneas de transmisión,

estabilidad dinámica y falta de corriente de cortocircuito,

Pueden ser resueltos o limitados mediante el control de la

cantidad total, del tipo de generador instalados y de los

modelos de previsión de la producción de este tipo de

energías

Energía eólica: Conclusiones

66

Su incertidumbre y variabilidad puede producir mayores

necesidades de regulación que disminuyen con la

aproximación al tiempo real, con la calidad de los modelos

utilizados, con la forma específica de evolución de viento

en la zona, y el conocimiento por parte del Despacho del

comportamiento de las tecnologías, de la evolución real de

la producción local, y en general del factor eólico y solar.

Pero estos problemas no son irresolubles, aunque se

necesitan una gran cooperación de todos los agentes

Futuro reeducación del consumidor y hacerle parte del

sistema de regulación

Energía eólica: Conclusiones

67

Su incertidumbre y variabilidad puede producir mayores

necesidades de regulación que disminuyen con la

aproximación al tiempo real, con la calidad de los modelos

utilizados, con la forma específica de evolución de viento

en la zona, y el conocimiento por parte del Despacho del

comportamiento de las tecnologías, de la evolución real de

la producción local, y en general del factor eólico y solar.

Pero estos problemas no son irresolubles, aunque se

necesitan una gran cooperación de todos los agentes

Futuro reeducación del consumidor y hacerle parte del

sistema de regulación

tema: sistemas eléctricos con gran alto grado de ... · coal 2.854 combined cycle 2.760 fuel 0...

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