12 Mantenimiento De Parques Eolicos

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  • Gracias Angel por el comentario, Esta presentación Endesa la tiene publicada en la web, en ningún momento me hago propietario de ella. No está ni manipulada ni alterada, solo referenciada. Aún así, si hai una petición de Endesa de retirarla, se hará inmediatamente.
    Una vez más, gracias por el comentario y un cordial saludo.
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  • Otra cosilla: a la que has subido de REE le debe pasar lo mismo.
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  • Hola, Manuel.

    Esta presentación es corporativa de Endesa y no tienes permiso para subirla a la red. Supongo que lo sabes y te da igual, pero deberías quitarla.

    Te animo a que escribas sobre este apasionante tema y realices tu propia contribución.

    Un saludo
    Angela
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12 Mantenimiento De Parques Eolicos

  1. 1. Gestión de parques eólicos desde el CGE 14 de septiembre de 2007
  2. 2. Contenido • Datos generales • Programación y despacho • Previsiones eólicas • Realimentación de los modelos de previsión • Anexo I: El sistema de control OPEN • Anexo II: Normativa aplicable
  3. 3. Contenido • Datos generales • Programación y despacho • Previsiones eólicas • Realimentación de los modelos de previsión • Anexo I: El sistema de control OPEN • Anexo II: Normativa aplicable
  4. 4. Potencia eólica instalada 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 Galicia 25 parques, 482,3 MW Cataluña 1 parque, 0,6 MW Aragón: Castilla y León: 10 parques, 12 parques, 128,7 MW 127,0 MW Castilla-La Mancha 1 parque, 32,0 MW Canarias Andalucía 15 parques, 38,9 13 parques, 161,8 MW MW
  5. 5. Datos de Mercado MERCADO ENDESA EÓLICA ENDESA 932 MW TOTAL EÓLICA SISTEMA 12.323 MW MERCADO OTROS MERCADO TARIFA TARIFA 97.1% 18.1% 75.5% 6.3% 2.9% MERCADO : 11.965,3 MW ENDESA GESTIONA EN MERCADO 759,7 MW , TARIFA: 357,4 MW 703,9 MW PROPIOS Y 55,8 MW DE TERCEROS ERRORES DE PREVISION DE PRODUCCIÓN DESVÍO PROGRAMA vs PRODUCCIÓN DEL SISTEMA: • SEMANAL: 34% 17,5% acumulado Endesa 2007 : • DIARIA: 20%
  6. 6. Contenido • Datos generales • Programación y despacho • Previsiones eólicas • Realimentación de los modelos de previsión • Anexo I: El sistema de control OPEN • Anexo II: Normativa aplicable
  7. 7. Programación y despacho de la generación eólica • 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?
  8. 8. Operación de parques Las tareas que realiza el CGE en relación con la operación de parques son: • Programación: Sólo activos – Previsiones, ventas, construcción y comunicación propios del programa – Planificación del mantenimiento y descargos • Despacho: – Conexión con CECRE – Alarmas: • Parada y rearranque de aerogeneradores Activos propios • Mantenimiento eólico (técnico de parque) y de terceros • Mantenimiento eléctrico – interlocución con la distribuidora – Control de potencia por saturación de la red – Reducciones excepcionales de carga
  9. 9. Programación 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
  10. 10. Previsiones • 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.
  11. 11. La oferta diaria e intradiaria • 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 Aplicación ofertas RE Previsio- nes Producción Eólica BD Programas Ficheros CARGA ENVIO OFERTA GENERACIÓN a ofertar DATOS AL OMEL oferta .xml FICH. OFERTA SGO Hoja de cálculo de PDMs Hidráulica RE Microsoft Excel Precio Modificación según según Limitaciones estrategia estrategia evacuación Limitaciones parques WEB Autopro- ductores
  12. 12. Ajustes • 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.
  13. 13. Operación 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.
  14. 14. Relación 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.
  15. 15. Contenido • Datos generales • Programación y despacho • Previsiones eólicas • Realimentación de los modelos de previsión • Anexo I: El sistema de control OPEN • Anexo II: Normativa aplicable
  16. 16. Volatilidad de la eólica • 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)
  17. 17. Modelos meteorológicos • El modelo de Meteológica es un modelo mixto meteorológico-estadístico. Está basado 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
  18. 18. Sistemas de reinterpretación 4. -199 961 cipitación 1 para Precumulada cia, ia. a ren diar refe ura de l e tos d Alt tencia da o . geop 00 hPa s de co e5 Ban a nivel d ión Pres el mar. d Día 12.418 Día 12.418 Día quot;kquot; Día quot;jquot; ... Día quot;iquot; Dí a 1 Dí a 1 El método busca, entre todos los días del banco de datos de referencia, los días con configuraciones atmosféricas más similares al día problema quot;Xquot;. El campo de alta resolución de precipitación estimado para el día quot;Xquot; se obtiene a partir de los Configuraciones atmosféricas de baja resolución del campos de precipitación observados los días día problema quot;Xquot;, cuyos campos de efectos en i,j,k..., obtenidos del banco de datos de referencia. superficie de alta resolución se desean estimar.
  19. 19. Contenido • Datos generales • Programación y despacho • Previsiones eólicas • Realimentación de los modelos de previsión • Anexo I: El sistema de control OPEN • Anexo II: Normativa aplicable
  20. 20. Realimentación 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)
  21. 21. Ejemplo de seguimiento de previsiones Galicia 24.42 MW Mar 2007 (29.8%)
  22. 22. Problemática asociada a las previsiones P.E. Castilla-León 21.25 MW Mar 2007 (43.5%) Problemas de modelado por poca historia
  23. 23. Problemática asociada a las previsiones P.E. Andalucía 24.0 MW Mar 2007 Descargos
  24. 24. Problemática asociada a las previsiones P.E. Galicia 45.54 MW Oct 2005 (--,-%) Problemas de evacuación y pruebas Medida Previsión Pot. Inst. MWh 45 40 35 30 Realización de pruebas de potencia 25 máxima de evacuación 20 15 10 5 0 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
  25. 25. Problemática asociada a las previsiones P.E. Galicia 45.54 MW Mar 2007 (31.7%) Mismo parque sin problemas de evacuación (solucionado con teledisparo)
  26. 26. Problemática asociada a las previsiones P.E. Andalucía 13.6 MW Mar 2007 Disparo por sobrevelocidad
  27. 27. Efecto del apantallamiento Parques propios a mercado 748 MW Mar 2007 (16.2%) Efecto del apantallamiento
  28. 28. Contenido • Datos generales • Programación y despacho • Previsiones eólicas • Realimentación de los modelos de previsión • Anexo I: El sistema de control OPEN • Anexo II: Normativa aplicable
  29. 29. El sistema de control OPEN
  30. 30. Contenido • Datos generales • Programación y despacho • Previsiones eólicas • Realimentación de los modelos de previsión • Anexo I: El sistema de control OPEN • Anexo II: Normativa aplicable
  31. 31. El 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
  32. 32. 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.
  33. 33. Procedimientos de Operación (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.
  34. 34. Procedimientos de Operación (OS) • 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.
  35. 35. Procedimientos de Operación (OS) • 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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