las red de distribución del futuro ... - cátedra endesacatedraendesa.us.es/documentos/seminario...
TRANSCRIPT
Las red de distribución del futuroSmartgrids
David Trebolle / responsable de “Teleprocesos y optimización de la Explotación”
12 Mayo 2010
2
3
4
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
Introducción
6
Passive networks….
7
Network Current distribution grid Management practice needs to be changed from passive to active –DG control paradigm DG control paradigm
…. Active networks
8
1.- Introducción
9
Gestión activa de la demanda
Redes Activas
Generación Distribuida
Nue
vas
Tecn
olog
ías
CalidadEficienciaSostenible
Nuevo paradigma del sector eléctrico
Nuevos esquem
as
regulatoriosMicrorredes
Almacenamiento, VE
1.- Introducción
10
1.- Introducción
Tiempo
Gestión inteligente de la red
Optimización de la explotación
de la red
• Telecontrol y monitorización de red
• Telegestión del sistema de protección
• Herramientas de ayuda a la operación
• Gestión activa de la red
• Esquemas regulatorios
1. Advanced Metering Infrastructure
1
Telegestión
• AMI1 (despliegue masivo con comunicación bidireccional)
• Lectura remota y generalizada de la información de uso
• Integración en procesos de distribución
3
• Integración de la generación distribuida
• Criterios técnicos de conexión
• Integración SSCC • Operación en isla• Cambios
regulatorios
Integración de la GD
2
Gestión avanzada
de la demanda
• Participación activa de la demanda (desplazamientos de carga, reducción de consumo)
• Gestión activa de la demanda (integración en SSCC)
• Cambios regulatorios
• Automatización en consumo final (redes inteligentes en los hogares y aparatos eléctricos inteligentes
• Vehículo eléctrico
4
• Integración de todos los DER
• Operación optimizada de las instalaciones
• Control avanzado de las sistemas de red (fiabilidad, fraude, control de flujos)
• Almacenamiento eficiente de energía
• Cambios regulatorios (mejor asignación de costes según uso de las redes)
Optimización y coordinación del SE global
5Hoja de ruta Smartgrids
11
12
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
Smartgrids
Smartgrids
2.1 Definición
2.2 Smartgrid: Una visión
A smart grid delivers electricity from suppliers to consumers using two-way digital technology to control appliances at consumers' homes to save energy, reduce cost and increase reliability and transparency
Wikipedia
2.1 – Definición
Son aquellas redes eléctricas capaces de integrar los recursos energéticos distribuidos de una manera eficiente maximizando la calidad de servicio al menor coste.Se entiende por recursos energéticos distribuidos a la demanda, la GD, el coche eléctrico y el almacenamiento energético
Gestión inteligente de la red de distribución
2.1 – Definición
Para que tenga sentido es necesaria abordarla desde diferentes puntos de vista: sus valores, sus características y sus hitos a conseguir
Valores Características
Hitos
Fiable
Segura
Rentable
Eficiente
Limpia
No contaminante
Gestión activa de la demanda
Generación y almacenamientoNuevos productos, servicios y mercados
Calidad
Auto gestionable
Participación activa del consumidor
Gestión inteligente de la red de transporte
Gestión avanzada de activos
Es más una visión que un conceptoNo es una revolución. Es una evolución
Smartgrids and new technologies
2.1 Definición
2.2 Smartgrid: Una visión
18
Loads
Storage
Generation
Transit
e-Mobility
Smart Grids
Smart Meters
Virtual Power Plant
Transmission grids
Distribution Grids
Smart Home
e-Energy
ICT
Trade
Future Market Places
MUC = Multi Utility CommunicationICT = Information and Communication Technology
MUC
2.2 – Una vision
19
2.2 – Una vision
20
2.2 – Una vision
21
2.2 – Una vision
22
2.2 – Una vision
23
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
Gestión Activa de la demanda
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
Gestión Activa de la demanda
5.1 Definición
Source: REE
Entendemos por Gestión de la Demanda la planificación e implementación de aquellas medidas destinadas a influir en el modo de consumir energía, de manera que se produzcan los cambios deseados en la curva de la demanda
00:0
0
02:0
0
04:0
0
06:0
0
08:0
0
10:0
0
12:0
0
14:0
0
16:0
0
18:0
0
20:0
0
22:0
0
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
Gestión Activa de la demanda
28
5.2.- Caracterización de la demanda
Crecimiento sostenido de la demanda en los
últimos años
Incremento medio annual del 4.70 % desde 1996.
Ralentización del crecimiento en 2006, 2007 and 2008 con tasas por debajo del
3%
Evolución interanual de la demanda
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08
MW
Media
Max
Min
Los máximos de demanda (puntas) se incrementan de forma más rápida que
el consumo de energía
1 2Incremento anual de las
puntas de demandaEvolución de los máximos y
mínimos de demanda mensuales
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
7.00%
8.00%
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08
GWhAnual Demand
Anual variation
Fuente REE
29
Fuente: Unesa
5.2.- Caracterización de la demanda
La demanda del sistema peninsular debido a la crisis económica ha caído por primera vez en los últimos 15 años debido a una menor producción industrial principalmente
Sin embargo en determinadas zonas de la red de distribución las puntas de potencia han aumentado …
30
Ratios punta-valle elevados
Ratios elevados para el cociente entre demanda punta y demanda valle diaria, con valores comprendidos entre 1,35 y
1,75 (Valor medio de 1,52)
4
600
620
640
660
680
700
720
740
760
780
800
1/07
2/07
3/07
4/07
5/07
6/07
7/07
8/07
9/07
10/0
7
11/0
7
12/0
7
GWh medios diarios
Comportamiento estacional a lo largo del año
Mayor demanda en Invierno y verano que en primavera y otoño. Fundamentalmente asociada a la temperatura y al número de
horas de luz solar.
3
1.20
1.30
1.40
1.50
1.60
1.70
1.80
1.90
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-0
5
sep-
05
nov-
05
ene-
06
mar
-06
may
-06
jul-0
6
sep-
06
nov-
06
ene-
07
mar
-07
may
-07
jul-0
7
sep-
07
nov-
07
Ratio Diario
Media Mes
Lineal (Ratio Diario)
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000M WEl día de la punta de
invierno de 2.007 el ratio punta-valle fue
de 1,73
Fuente REE
5.2.- Caracterización de la demanda
Demanda Generación Generación - Demanda
Distribución y crecimiento desigualmente localizado de la generación y la demanda eléctrica.
1 2 3
Fuente REE
5.2.- Caracterización de la demanda
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
Gestión Activa de la demanda
(*) Fuente MITyC
5.3.- Medidas
Discriminación horariaIncremento del almacenamiento de energía:
•Bombeo Puro (previsión de 3.000 nuevos MW en 2016 *)•Tecnologías futuras de almacenamiento•Vehículos Eléctricos
00:0
0
02:0
0
04:0
0
06:0
0
08:0
0
10:0
0
12:0
0
14:0
0
16:0
0
18:0
0
20:0
0
22:0
0
00:0
0
02:0
0
04:0
0
06:0
0
08:0
0
10:0
0
12:0
0
14:0
0
16:0
0
18:0
0
20:0
0
22:0
0
Mejoras en la eficiencia de equipos y procesosConcienciación sobre el ahorro energético
Reducción del Consumo Desplazamiento del consumo de la punta al valle
Reducción del Consumo en las horas punta del Sistema
00:0
0
02:0
0
04:0
0
06:0
0
08:0
0
10:0
0
12:0
0
14:0
0
16:0
0
18:0
0
20:0
0
22:0
0
Servicio de interrumpibilidadGestión automática de cargasParticipación activa de la demanda en los mercados
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
Gestión Activa de la demanda
5.4.- Vectores del cambio
Información Precios Automatización y mejora
1 32
Conocimiento de las pautas de consumo de los suministros como paso previo a su modificación
Difusión de información sobre las mejores prácticas
Necesidad de señales de precio horarias que trasladen al consumidor final los costes reales de la energía, en el momento en que ésta se consume
Automatización que permita implementar de forma práctica las medidas de Gestión de la Demanda (Sistemas de gestión de cargas, contadores inteligentes, …)
Cuatro vectores clave para conseguir los cambios buscados
Regulación4
El marco regulatorio resulta esencial para la implantación y desarrollo de las herramientas de gestión de la demanda
Fuente REE
5.4.- Vectores del cambio
9,7
4,2
16,11,1
68,9
EnergíaCostes Perm.TransporteDistribuciónOtros
5.4.- Vectores del cambio
Comparativa de costes de la electricidad en la Unión Europea (2008)
5.4.- Vectores del cambio
MITYC
COSTE DE PRODUCCIÓN 7.258.498Primas Régimen Especial 5.888.099Extracoste insular y extrapeninsular 920.399Gestión demanda Grandes Consumidores 450.000
COSTES DE TRANSPORTE 1.414.100COSTES DE DISTRIBUCIÓN 4.995.180
RESTO DE COSTES 2.425.720Operador del Sistema Peninsular y Extrapeninsular 38.267Comisión Nacional de Energía 17.550Plan viabilidad ELCOGÁS 65.473Déficit hasta 31.12.02, excluyendo sobrecoste de generación extrapeninsular 203.713Déficit extrapeninsular hasta 2005 165.895Déficit extrapeninsular 2006-2008 118.353Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2005 310.233Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2006 171.123Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2007 94.521Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2008 326.782Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2009 242.365Gastos Sociedad Gestora del Fondo de Titulización (emisión deuda) 36.462Superación del Déficit ingresos previsto para 2009 (R.D-L 6/2009) 0Déficit ingresos liquidaciones de las actividades reguladas en el año 2010 211.680Gestión de la Demanda (E4) 308.900Planes limpieza de vegetación bajo líneas de distribución 10.000Moratoria Nuclear 104.403
INGRESOS POR PEAJES DE EXPORTACIONES -43.100
TOTAL 16.050.398
PREVISIÓN DE COSTES DE ACTIVIDADES
5.4.- Vectores del cambio
GWh centEuro/kWh miles Euros
Energía aportada por los Generadores peninsulares 254.848 6,294 16.039.139Régimen Ordinario 175.689 4,037 7.092.556Régimen Especial 79.159 11,302 8.946.583
Energía aportada por los Generadores extrapeninsulares 15.265 14,071 2.147.973Régimen Ordinario 13.377 14,462 1.934.590Régimen Especial 1.888 11,302 213.383
Energía procedente de otros países -5.266 2,323 -122.357264.847 18.064.755
2010
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
Gestión Activa de la demanda
5.5.- Avances tecnológicos
Es necesario un importante despliegue tecnológico entorno a los vectores de cambio identificados
Display informacion:ConsumoPreciosSeñales medioambientales
Contadores inteligentes:Curvas de carga Parámetros de calidadCapacidad de comunicación
Control de cargas:AutomatizaciónControl
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
5.6.1 Beneficios para los consumidores
5.6.2 Beneficios para la Generación
5.6.3 Beneficios para la Distribución
5.6.4 Costes / Beneficio
5.6.5. Conclusiones
Gestión Activa de la demanda
5.6.- Análisis coste beneficio
Este estudio se centra en la evaluación de los beneficios asociados al ligero aplanamientopermanente de la curva de carga que puede conseguirse con la respuesta de la demanda doméstica al precio horario de la electricidad
Fuente: Proyecto GAD
Evaluación de beneficios para los consumidoresEvaluación de beneficios para los generadoresEvaluación de beneficios para los distribuidoresAnálisis de coste / beneficioConclusiones
Análisis
Fuente: Proyecto GAD
Placas de inducción
DVDMúsica
OrdenadorImpresora
Vitroceramica
TelevisiónMicroondas
Campana extractoraCombi frigorífico
Horno
No Gestionables
Robots secado-planchadoEquipos “del futuro”
Aire acondicionadoCalefacción eléctrica
Termo eléctricoSecadora
Equipos baja Penetración
LavavajillasEquipos media Penetración
LavadoraEquipos alta Penetración
Gestionables
Clasificación de los equipos eléctricos de
las viviendas españolas
5.6.- Análisis coste beneficio
Mayor conocimiento y caracterización de la demanda doméstica….
Fuente: Proyecto GAD
5.6.- Análisis coste beneficio
Capacidad de reducción y desplazamiento de consumo de los electrodomésticos gestionables
Fuente: Proyecto GAD
5.6.- Análisis coste beneficio
Fuente: Proyecto GAD
5.6.- Análisis coste beneficio
Precios Pool 2006
Datos del consumo total y del consumo doméstico español en el año 2007 (CNE, 2008)
Fuente: Proyecto GAD
5.6.- Análisis coste beneficio
Pool 2006Datos del consumo total y del consumo doméstico español en el año 2007 (CNE, 2008)
Fuente: Proyecto GAD
Clientes en consumo medio
5.6.- Análisis coste beneficio
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
5.6.1 Beneficios para los consumidores
5.6.2 Beneficios para la Generación
5.6.3 Beneficios para la Distribución
5.6.4 Costes / Beneficio
5.6.5. Conclusiones
Gestión Activa de la demanda
Fuente: Proyecto GAD
5.6.1- Beneficio para los consumidores
Fuente: Proyecto GAD
5.6.1- Beneficio para los consumidores
Fuente: Proyecto GAD
5.6.1- Beneficio para los consumidores
1.- Ahorros económicos en la factura eléctrica de los clientes:
• El ahorro anual de los clientes analizados oscila entre 14 € y 178 € en términos absolutos (aunque en la mayoría de los casos es inferior a 50 €), o entre el 6% y el 21% en términos porcentuales.• Los resultados ponen de manifiesto que el potencial de GAD puede variar considerablementeen diferentes segmentos de clientes.• Los resultados sugieren que la magnitud del ahorro económico depende de la conjunción de numerosos factores, como los electrodomésticos disponibles en la vivienda, la potencia contratada original o el horario habitual de consumo.• Generalmente, el ahorro en el término de energía tiene más peso que al ahorro en el término de potencia.• La contribución de los desplazamientos y las reducciones de carga al ahorro total depende muy significativamente de los electrodomésticos disponibles en la vivienda.
2.- Modificación del perfil de consumo (reducción de la punta de potencia y ahorro energético):
• Se han observado reducciones de la potencia contratada comprendidas entre 0 W y 1300 W(o, en términos relativos, entre el 0% y el 26%).• El potencial de reducción de la potencia contratada no depende necesariamente del nivel inicial de potencia contratada.• El ahorro energético observado está comprendido entre el 3% y el 10% para la mayoría de los clientes analizados, y alcanza el 17% en el caso de mayor reducción de consumo.
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
5.6.1 Beneficios para los consumidores
5.6.2 Beneficios para la Generación
5.6.3 Beneficios para la Distribución
5.6.4 Costes / Beneficio
5.6.5. Conclusiones
Gestión Activa de la demanda
5.6.2- Beneficio para la Generación
Fuente: Proyecto GAD
Bloques de carga en los cuatro escenarios (enero)
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
5.6.1 Beneficios para los consumidores
5.6.2 Beneficios para la Generación
5.6.3 Beneficios para la Distribución
5.6.4 Costes / Beneficio
5.6.5. Conclusiones
Gestión Activa de la demanda
5.6.3- Beneficio para la Distribución
Fuente: Proyecto GAD
Fuente: Proyecto GAD
5.6.3- Beneficio para la Distribución
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
5.6.1 Beneficios para los consumidores
5.6.2 Beneficios para la Generación
5.6.3 Beneficios para la Distribución
5.6.4 Costes / Beneficio
5.6.5. Conclusiones
Gestión Activa de la demanda
5.6.4- Costes
Fuente: Proyecto GAD
Información y concienciación 2 millones (IDAE)
5.6.4- Costes
Fuente: Proyecto GAD
5.6.4- Costes
Fuente: Proyecto GAD
5.6.4- Costes
Fuente: Proyecto GAD
5.1 Definición
5.2 Caracterización de la demanda
5.3 Medidas
5.4 Vectores
5.5 Avances tecnológicos
5.6 Análisis coste / beneficio
5.6.1 Beneficios para los consumidores
5.6.2 Beneficios para la Generación
5.6.3 Beneficios para la Distribución
5.6.4 Costes / Beneficio
5.6.5. Conclusiones
Gestión Activa de la demanda
5.6.5- Conclusiones
Fuente: Proyecto GAD
Desde el punto de vista social, se ha observado que el coste estimado de implantar el programa analizado es aproximadamente cuatro veces superior a los beneficios estimados, aunque no han sido evaluados la totalidad de los beneficios potenciales del programa.
Este resultado sugiere que para asegurar la rentabilidad social de este tipo de programas habría que reducir los costes o aprovechar al máximo los beneficios potenciales.
66
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
Generación Distribuida
3.1 Por qué GD Hoy?
3.2 Definiciones
3.3 Energía y potencia instalada
3.4 Análisis macro de la GD en la Unión Europea
3.5 Costes y tecnologías
68
3.1.- Por qué GD Hoy?
• Liberalización de los sistemas eléctricos• Elevados precios de combustibles fósiles• Seguridad en el suministro• Menor dependencia energética exterior• Aspectos medioambientales• Eficiencia y sostenibilidad
3.1 Por qué GD Hoy?
3.2 Definiciones
3.3 Energía y potencia instalada
3.4 Análisis macro de la GD en la Unión Europea
Generación Distribuida
70
3.2.- Definiciones (GD)
“Conjunto de sistemas de generación eléctrica que se encuentran conectados dentro de las redes de distribución y que se caracterizan por su pequeña potencia y por su ubicación en puntos cercanos al consumo”
Sus principales características son:• Estar conectada a la red de distribución.• Reducen pérdidas en la red• No existe una planificación centralizada de dicha generación
y no suele despacharse centralizadamente• Su potencia no se vierte a redes de tensión superiores
71
Podrán acogerse al régimen especial establecidoen este real decreto las instalaciones de producción deenergía eléctrica contempladas en el artículo 27.1 dela Ley 54/1997, de 27 de noviembre.
La actividad de producción de energía eléctrica tendrála consideración de producción en régimen especialen los siguientes casos, cuando se realice desdeinstalaciones cuya potencia instalada no supere los 50 Mw
Artículo 2.1 del RD436/2004
Artículo 27.1 de la ley 54/1197
3.2.- Definiciones (RE)
72
El régimen especial es una demanda negativa razonablemente bien pagada…
NO OS ENGAÑÉIS………..
3.2.- Definiciones (RE)
73
3.2.- Definiciones (ER)
• Las fuentes energéticas que se renuevan con un período de tiempo corto a escala humana
• Las fuentes energéticas que son tan abundantes que el consumo humano no disminuye significativamente las reservas
Las energías renovables más utilizadas son: solar, biomasa, hidráulica, eólica, geotérmica, energía de las mareas, energía de las olas, etc.
Esta definición coincide con las energías de origen solar directo, a excepción de la biomasa y la geotermia. No obstante, el período de reposición de la biomasa es muy inferior que el período geológico de formación del carbón, en relación a la escala temporal humana.
3.1 Por qué GD Hoy?
3.2 Definiciones
3.3 Energía y potencia instalada
3.4 Análisis macro de la GD en la Unión Europea
Generación Distribuida
75
3.3.- Energía y potencia instalada (31-12-2009)
Fuente: UNESA
76
3.3.- Energía y potencia instalada (31-12-2009)
Fuente: UNESA
77
E.R. Solar 3%
E.R. Wind 13%
CCGT 29%
Hydro 9%
Nuclear 19%
Coal 12%
Fuel/Gas 1%
Energy balance (251 TWh)
E.R. Rest 11%
E.R. Solar 4%
E.R. Wind 19%
CCGT 24%
Hydro 18%
Nuclear 8%
Coal 12%
Fuel/Gas 4%
Installed Capacity (93.215 MW)
E.R. Rest 14%
Source: REE
3.3.- Energía y potencia instalada (31-12-2009)
3.1 Por qué GD Hoy?
3.2 Definiciones
3.3 Energía y potencia instalada
3.4 Análisis macro de la GD en la Unión Europea
Generación Distribuida
79
Source: DG-Grid Project
3.4.- Análisis de la GD en al unión Europea
- Integración vertical, subsidios cruzadosEstructura del sector inadecuada
- Ausencia de ingresos- Riesgos e incertidumbre
Falta de beneficio para el operador de GD
- Limitación de capacidad- Control de tensión - Equilibro G-D
Restricciones de red
- Retrasos- Complejidad en los procedimientos de autorización- Ausencia de criterios técnicos de conexión
Barreras por procedimientos
- Elevada concentración horizontal- Economías de escala- Altas cuotas para acceso al mercado- requerimientos para operar en el mercado
Dificultad para acceso al mercado
- Relativamente altos y veces discriminatorios- Falta de transparencia- Pagos en los refuerzos por conexión
Cargos por conexión
- Ausencia de incentivos en marcos regulatorios- Filosofía de operación: redes pasivas- Seguridad dependiente del DSO, retraso de inversiones
Falta de incentivos para el TSO y el DSO
80
Connection charges
Grid constraints
Procedural barriers
Unbundling Lack of incentive for
proactive DSO
Market Barriers
Market procedural
barriers
Lack of benefit for
DG
Austria X X X X X XBelgium X X X X XDenmark
Finland X X XFrance X X XGermany X X X XGreece X X X X X X X XIreland X X X XItaly XLuxemburg X X XNetherlands X X XPortugal X X XSpain X X X XSweden X X XUnited kingdom
X X X X
Source: DG-Grid Project
3.4.- Análisis de la GD en al unión Europea
81Source: Solid-DER
3.4.- Análisis de la GD en al unión Europea
Generación Distribuida
3.1 Por qué GD Hoy?
3.2 Definiciones
3.3 Energía y potencia instalada
3.4 Análisis macro de la GD en la Unión Europea
3.5 Costes y tecnologías
83
CO2 Nox SO2 CO
Turbinas de gas
Gas Natural Diesel > 1 25 - 40 545 - 700 1,8 - 5 0,14 - 0,18 0,5 4,5 90 - 98 350 - 950 0,3 - 0,5 4,3 - 9,8 6,4
Micro turbinas Gas Natural Propano y Diesel 0,02 - 0,5 20 - 30 590 - 800 0,09 - 0,64 despreciable 0,14 - 0,82 90 - 98 700 - 1000 0,5 - 1 6 - 12,5 8,6
Turbinas de vapor
Gas Natural, Diesel, Biomasa. > 1 20 - 30 0 - 1000 0,15 - 3 < 0,15 1 - 4 90 1500 - 3000 0,8 - 1 6,9 - 12 9,1
Ciclos Combinados
Gas Natural principalmente > 20 40 - 60 320 - 400 0,05 - 0,4 despreciable 0,02 - 0,45 90 - 98 350 - 700 0,2 - 0,5 2,9 - 6,4 4,7
Motores Alternativos
Diesel, Gas Natural y Fuel Oil 0,05 - 5 30 - 45 590 - 800 4,5 - 18,6 0,18 - 1,36 0,18 - 4 90 - 95 350 - 550 1 - 1,5 4,7 - 19,1 10,3
Mini Hidráulica Agua 0,1 - 10 75 - 90 0 0 0 0 2500 - 3500 1500 - 4000 0,8 - 1,9 4 - 15,5 8,7
Eólica Viento 0,2 - 1,5 15 - 30 0 0 0 0 2000 - 2500 750 - 1500 1,5 - 2 3,6 - 8,5 5,8Mini Eólica Viento 0,01 - 0,2 15 - 30 0 0 0 0 2000 - 2500 1000 - 2500 1,5 - 2 4,4 - 12,5 8Solar Fotovoltaica Radiación solar 0,001 - 0,5 10 - 20 0 0 0 0 1100 - 1500 5000 - 7000 - 26,9 - 51,7 37,4
Solar térmica Radiación solar 5 - 100 10 - 20 0 0 0 0 2000 - 2500 2500 - 3800 2 9,6 - 17,7 13,2Pilas de combustible
Hidrógeno, Gas Natural, propano 0,02 - 2 30 - 50 360 - 630 < 0,023 0 0,005 - 0,055 > 95 1600 - 3500 1,5 - 2 6,9 - 14,1 10
LEC (cent€/kWh)
Promedio (cent€/kWh)
Emisiones (kg/MWh)Disponibilidad
(% o hequi)
Coste Inversión (€/kWh)
O&M (cent€/kWh)
Tipos de tecnología Combustible Tamaño
(MW)Eficiencia
(PCI)
LEC: es el valor promedio calculado con los promedios de disponibilidad, coste de instalación, O&M, precio de combustible y eficiencia
Promedio: Es el coste medio anual divido por la producción de energía media anual prevista y secalcula teniendo en cuenta la vida útil del sistema. Es una medida que se suele utilizar para la comparación de diversas alternativas
Fuente: Víctor Méndez Quezada: “tesis doctoral Generación Distribuida: Aspectos técnicos y su tratamiento regulatorio” 2005
3.5.- Costes y tecnologías
84
Comparativa costes por tecnología
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Turbinas de gas
Micro turbinas
Turbinas de vapor
Ciclos Combinados
Motores Alternativos
Mini Hidráulica
Eólica
Mini Eólica
Solar Fotovoltaica
Solar térmica
Pilas de combustible
Tecn
olog
ías
Coste (centE/kWh)
3.5.- Costes y tecnologías
85
3.5.- Costes y tecnologías
86
3.5.- Costes y tecnologías
Reducción de costes de las tecnologías. La importancia de las primas…
87
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
Integración de la GD en las redes
89
Muy poca
Poca
Media
Elevada
Flexibilidad operación
Muchas
Muchas
Bastantes
Pocas
Instalaciones (Nº)
Bajo
Medio
Alto
Alto
Grado Monitorización
BastantesRadialMallada / Radial
Media tensión
(20, 15kV)
MuchosRadialMallada / Radial
Baja Tensión
(400, 380V)
PocosMallada / RadialMallada
Reparto(132, 45,
66kV)
Distribución(Calidad)
Muy pocosMalladaMallada
Transporte(Seguridad suministro)
(400, 275, 220kV)
Clientes (Nº)OperaciónEstructuraTipos de red
38%
52%
10%
LVMVSubtransmission
4.- La red de transporte y distribución
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
4.1 Planificación y diseño de red
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
4.1.2 Nuevas inversiones
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
Integración de la GD en las redes
92
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
1.- No hay normativa clara y concentrada. Aspectos sueltosÚnica y específica fotovoltaica: RD1663/2000Más genérica: ITC-BT-40
2.- Inversión a cargo del cliente: estudios previos, ampliacióno modificación de instalaciones (Cap2,Art8, RD2366/1994)
Igual o superior a 132 kVSuperior a 15000 kVA
45-66 kVEntre 5000 kVA y 15 kVA
15-20 kVEntre 100 kVA y 5000 kVA
< 1 kVHasta 100 kVA
NIVEL DE TENSIONPOTENCIA DE GD
3.- Conexión en función de la potencia
93
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
94
7.- La más importante: los criterios de conexiones de protecciones
4.- No se permiten variaciones del +5% V en la red de reparto.Criterio UFD
5.- Factor de potencia: anteriormente lo más próximo a la unidadActualidad: incentivos del RD 436/2004 ahora 661/2007
6.- Capacidad de evacuación (Apart D, Art20 RD2818/1998)
Conexión a una línea: Pg<50%Plinea
Conexión a una SE: Pg<50%Ptransformación
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
95
Incidente Magallón 1-08-2005
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
96
Incidente Magallón 1-08-2005
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
97
Al energizar el transformador 400/220kV se produjo la desconexión de 300MW más
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
98
Incidente Magallón 1-08-2005
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
99
Para la eólica….
¿ y el resto de tecnologías?....
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
4.1 Planificación y diseño de red
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
4.1.2 Nuevas inversiones
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
Integración de la GD en las redes
101
Datos de la redDatos de la red Escenarios Generación
Actualidad Futuro
Escenarios Generación
Actualidad Futuro
DemandaProvisión servicio
DemandaProvisión servicio
Análisisrestricciones
AnálisisSensisbilidad
Análisisrestricciones
AnálisisSensisbilidad
Análisis de inversiones
Plan de Inversión
Análisis de inversiones
Plan de Inversión
4.1.2 Nuevas inversiones
4.1 Planificación y diseño de red
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
4.1.2 Nuevas inversiones
a) Marco regulatorio
b) GD vs Planificación de red
Retraso de inversiones?
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
Integración de la GD en las redes
103
a) Marco regulatorio
“A la hora de planificar el desarrollo de la red de distribución, el gestor de la misma examinará las medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda o de generación distribuida que puedan suplir la necesidad de incrementar o sustituir la capacidad eléctrica”
Artículo 25.7 de la Directiva europea 2009/72 EC
¿Qué es lo más eficiente? ¿Podemos hacer lo más eficiente?
104
Real decreto 661/2007
•El régimen especial no tiene obligación de generarcuando los momentos de demanda son de punta pero si perciben la garantía de potencia aquellas instalaciones que hayan optado por vender su energía al mercado. Excepto aquellas cuya energía primaria no sea gestionable (Disposición adicional segunda. Garantía de potencia.)
•No existe ningún incentivo explícito para que el distribuidor considere la GD en la planificación de red
a) Marco regulatorio
105
Además….
Los distribuidores no tienen ningún incentivo económico para integrar la GD en sus redes
a) Marco regulatorio
4.1 Planificación y diseño de red
4.1.1 Criterios técnicos de conexión
4.1.2 Nuevas inversiones
a) Marco regulatorio
b) GD vs Planificación de red
Retraso de inversiones?
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
Integración de la GD en las redes
107
b) Planificación con GD: retraso de inversiones?
Ejemplo red de reparto C.Real. Trafo 132/45kV 30MVA
Curva de carga neta anual 2002 Monótona de carga neta 2002
28 MW punta
108
Cogenerador inmerso en la red
Curva de producción anual 2002 Monótona de producción 2002
b) Planificación con GD: retraso de inversiones?
109
Curva de carga bruta anual 2002 Monótona de carga bruta 2002
Nuevo trafo !!!!!!Sobrecarga!!!
33 MW punta
b) Planificación con GD: retraso de inversiones?
4.1.2 Nuevas Inversiones
a) Marco regulatorio
b) Planificación con GD: retraso de inversiones?
b.1 Introducción
b.2 Métodos de planificación con GD
b.2.1 – DSO propietario de GD
b.2.2 – Análisis de probabilidad de pérdida de carga
b.2.3 – opciones de fiabulidad
111
b.1 Introducción
Tres conceptos sobre garantía de potencia en generación
1.- Seguridad – fiabilidad (CP): que no falle. Disponibilidad máxima
2.- Firmeza (CP-MP): que genere cuando realmente es necesaria.
3.- Suficiencia (LP): existencia de suficiente capacidad instalada,para encontrar la demanda.
Pagos por capacidad
112
b.1 Introducción
Solución actual:
Propuesta:
Consideraciones:
• La demanda nacional no coincide con la local (Las señales de precio no funcionan para reducir la demanda local)• No toda la GD va a mercado• Este método puede no servir al distribuidor pues no tiene en cuenta la situación de la red (sobrecargas, tensiones etc..) sino únicamente la situación del mercado.
Nueva red y GD ignorada
Graphic Source:Imperial College London
• Planificación: desde el diseño basado en capacidad a la flexibilidad y controlabilidad con GD• Opciones de fiabilidad
4.1.2 Nuevas Inversiones
a) Marco regulatorio
b) Planificación con GD: retraso de inversiones?
b.1 Introducción
b.2 Métodos de planificación con GD
b.2.1 – DSO propietario de GD
b.2.2 – Análisis de probabilidad de pérdida de carga
b.2.3 – opciones de fiabulidad
114
b.2.1 – DSO owns DG
Para los que tienen más de 100.000 clientes supondría una integración vertical entre un negocio regulado y una actividad liberalizada
En Europa esta opción es posible actividad para aquellos distribuidores de menos de 100.000 clientes
4.1.2 Nuevas Inversiones
a) Marco regulatorio
b) Planificación con GD: retraso de inversiones?
b.1 Introducción
b.2 Métodos de planificación con GD
b.2.1 – DSO propietario de GD
b.2.2 – Análisis de probabilidad de pérdida de carga
b.2.3 – opciones de fiabulidad
116
b.2.2 – Análisis de probabilidad de pérdida de carga
Se calcula el valor esperado de la ENS en función de la probabilidad de fallo de los elementos de red y los generadores, teniendo en cuenta los perfiles de generación y demanda.
Ejemplo: metodología P2/6
117
118
¿Cuál es la capacidad efectiva del sistema con GD? 2 turbinas de gas idénticas
b.2.2 – Análisis de probabilidad de pérdida de carga
119
Estos métodos son una aproximación más realista al problema pues tiene en cuenta la GD
Sin embargo………….
El DSO sigue siendo el último responsable de la calidad de servicio y la GD sigue sin tener incentivo a producir en los momentos de punta para la red
b.2.2 – Análisis de probabilidad de pérdida de carga
120
Integración de la GD en las redes4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.2.1 – Introducción
4.2.2 – Descripción del método
4.2.3 – Perspectivas GD y DSO’s
4.2.4 – Ejemplo
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
121
4.2.1 – Introducción : Opciones basadas en precios del mercado
Fuente: “A market approach to long term security of supply” Arriaga, Vazquez, Rivier
Basado en suficiencia y firmezaBusca G=D en el medio - largo plazoY que cuando haya situaciones de emergencia de demanda la generación estépresente
Los generadores reciben una prima cada que el precio del mercado supere el valor strike price
Si no producen pagan una penalización
122
Integración de la GD en las redes4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.2.1 – Introducción
4.2.2 – Descripción del método
4.2.3 – Perspectivas GD y DSO’s
4.2.4 – Ejemplo
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
123
4.2.2 – Descripción del método
El distribuidor identifica las zonas con problemas y los generadores inmersos en dicha red
El método busca potencia firme de los GD para que el distribuidor pueda considerarlos como alternativa
Fuente: “Distribution planning with reliability options for DG” Trebolle, San Roman, Cossent, Frias
124
La participación en el mercado será de carácter voluntario (Recurso primario no gestionable)
Los GD 1, 2 y 3 ofertan. Se casa produce la casación y se determina el precio (PF)
El distribuidor convoca en el año n-1 para el año n una subasta de capacidad (C)
Señales de localización: perfil de demanda similar a los perfiles de generación
4.2.2 – Descripción del método
125
Firmeza: los períodos de obligación de producción para los generadores G1 y parte del G2 serían el t2, t4 y t5
Obligaciones de la GD
Fiable ante perturbacionesFirmezaPenalización: si el generador ofertante se encuentra indisponible o no produce deberá pagar una penalización que estará indexada al coste de la energía no suministrada a la que se había comprometido
Derechos de la GDPercibir la prima
Transformer Load (%)
Time
t1 t2 t3 t4 t5
Ov(%)
100%FirmCapacityRequired (C)
t6
DG availability
ENS
Strike price: lo determina la red
4.2.2 – Descripción del método
126
Integración de la GD en las redes4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.2.1 – Introducción
4.2.2 – Descripción del método
4.2.3 – Perspectivas GD y DSO’s
4.2.4 – Ejemplo
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
127
4.2.3 – Perspectivas de la GD y los DSO’s
Visión del DistribuidorMecanismo de retribución
Coste por servicioTasa de retorno
IncentivosIngresos acotados
Retraso de inversiones (Coste de oportunidad)
Análisis coste / beneficio
Identificar la prima máximaOperaciónMantenimientoPérdidasCalidad de suministro
Visión del Generador
¿cómo oferto capacidad y a qué coste?
¿cuánto pago si incumplo? ENS
ipii PEN6078λλPrima ⋅⋅⋅=
Fracción horas firmeza
Fiabilidad y firmeza
128
Integración de la GD en las redes4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.2.1 – Introducción
4.2.2 – Descripción del método
4.2.3 – Perspectivas GD y DSO’s
4.2.4 – Ejemplo
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
129
4.2.4 – Ejemplo Aranjuez
Demanda prevista 107MVA 100 horas 2625 horas
130
4.2.4 – Ejemplo Aranjuez
131
4.2.4 – Ejemplo Aranjuez
132
4.2.4 – Ejemplo Aranjuez
133
4.2.4 – Ejemplo Aranjuez
17 MVA subastadosCoste de 1.650 €/MWCoste de inversión 46.204 €/MVA
Situación n
Firmeza superior a 0.537
134
4.2.4 – Ejemplo Aranjuez
50 MVA subastadados a un coste de 1.575.000 €/MWCoste de inversión 15.709 €/MVA
Situación n-1
Firmeza superior a 0.994
135
4.2.4 – Ejemplo Aranjuez
Las horas de firmeza requeridas y la firmeza de cada tecnología es determinante
136
4.2.4 – Ejemplo Ciudad Real
137
4.2.4 – Ejemplo Ciudad Real
Inversiones en la red: •Línea de 132kV entre las subestaciones A y B•Transformador 132/45 60MVA en B•Repotenciación del circuito 45kV que une lassubestaciones A y C a LA280
O bien, obtener la potencia firme necesaria a través del cogenerador G1 de 8.8 MW y los fotovoltaicos de 2 MW presentes en la zona.
138
4.2.4 – Ejemplo Ciudad Real
139
4.2.4 – Ejemplo Ciudad Real
140
4.2.4 – Ejemplo Ciudad Real
141
4.2.4 – Ejemplo Ciudad Real
La prima (228.250 €/MW) es claramente superior a los 76.885 €/MW que suponen las inversiones en red.
¿Cuál es la tasa de disponibilidad mínima para que la participación de GD fuera interesante económicamente?
142
MW
Hours
Capacity Required (4MW)
375 Hours
Distribution
~
Transformer 45/15kV22 MVA
Demand24MVA CHP1
2MW
~CHP24MW
~Hydro1.5MW
~PV1MW
Ofertas de GD’s
Transformador de 22MVADemanda 24MW
8.5 MW Generación instalada
¿Nuevo trafo e ignorar GD?
O
¿Contribución de GD sin trafo?Subasta de capacidad de 4MW
4.2.4 – Ejemplo 3
143
4.2.4 – Ejemplo 3
375hours (4.3%)
Load duration curve 2008
Typical winter curve 2008
Annual curve 2008
144
DG unitCapacity
auctioned [MW]Assigned firm capacity [MW]
Income [€/MW year]
Total Income [€/year]
CHP1 2 0.5 11250 5625
2.5 2.5 11250 28125
1.5 0 - 0
1 1 11250 11250
0.5 0 - 0
0.2 0 - 0
0.8 0 - 0PV
CHP2
Mini-hydro
Auction Clearing0.5MW CHP12.5MW CHP2
1MW Mini-hydro
DG Bids
4.2.4 – Ejemplo 3
145
DG unitCapacity
auctioned [MW]Assigned firm capacity [MW]
Income [€/MW year]
Total Income [€/year]
CHP1 2 0.5 11250 5625
2.5 2.5 11250 28125
1.5 0 - 0
1 1 11250 11250
0.5 0 - 0
0.2 0 - 0
0.8 0 - 0PV
CHP2
Mini-hydro
Cost of 22 MVA transformer [€] 700000
Useful life [years] 30
Remaning life [years] 12
Residual value (linear depreciation) [€] 280000
Cost of 30 MVA transformer [€] 900000
Difference [€] 620000
Interest rate 8%
Depreciation time [years] 30
Annualized cost [€] 55073
Annualized cost [€/MVA-auctioned] 13768
Coste anualizado del nuevo trafo: 13.768 euros / MVA-año
Coste de la contribución de la GD: 11.250 euros / MVA-año
Es rentable:2.518 euros / MVA-año
Resultado de la subasta Coste del nuevo trafo (30MVA) / MVA
4.2.4 – Ejemplo 3
146
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.3.1 Criterios de seguridad (n-1)
4.3.2 Continuidad de suministro
4.3.3 Pérdidas
4.3.4 Descargos y seguridad del personal
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
147
4.3.1 Criterios de seguridad
Ejemplo en red de reparto zona de Segovia:
I
T1 T2
T3 T1
T1
T1 T2
T1
∼
J
T1
T1
15MW5
5
15
5 5
5 5
4MW
1.5MW
D
∼B
H
G
F
C
5 T2 A
∼
Trafo 132/45
E
Red de 132kV
Trafo 132/45
Continuidad suministro
Fallos n-1 (Trafo 132/45kV)Colapso de tensiones
148
4.3.1 Criterios de seguridad
Grid with a trip
Demand (MW)
Voltages
Voltage collapseNormal operation
Pre-fault without DG
46.5kV
43kV
Post-fault without DG
Pre-fault Critical Margin
Post-fault Critical Margin
Pre-fault with DG
Post-fault with DG
149
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.3.1 Criterios de seguridad (n-1)
4.3.2 Continuidad de suministro
4.3.3 Pérdidas
4.3.4 Descargos y seguridad del personal
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
150
4.2.3 Pérdidas
El impacto de la GD sobre las pérdidas depende de varios factores:
1.- La ubicación de la GD en la red de distribución
2.- La topología y estructura de la red
4.- El grado de penetración de la GD en la red
3.- El perfil de demanda de la red
5.- El tipo de GD pues su perfil de producción depende de su tecnología
151
Perdidas
Penetración
estiramiento
hueco
Perdidas
Penetración
estiramiento
hueco
En función de los factores antes mencionados se obtienen diferentes huecos y estiramientos
4.2.3 Pérdidas
152
Ejemplo en red de MT
4.2.3 Pérdidas
153
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.3.1 Criterios de seguridad (n-1)
4.3.2 Continuidad de suministro
4.3.3 Pérdidas
4.3.4 Descargos y seguridad del personal
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
154
4.3.4 Descargos y seguridad del personal de mantenimiento
155
4.3.4 Descargos y seguridad del personal de mantenimiento
156
Solución actual: Contactar con instalación para su desconexión en caso de no desconexión
Solución Propuesta: - Instalación de telemando en puntos frontera con instalaciones generadoras- Mecanismos de desconexión ante ausencia de tensión (Pej: instalaciones fotovoltaicas en BT)
4.3.4 Descargos y seguridad del personal de mantenimiento
157
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
158
4.4 Niveles de corto
CCCC IU3S ⋅⋅=
- Problema menor en la actualidad- Aparellaje necesario para soportar potencias de corto
Órdenes de magnitudScc
400kV: 25-35 GVA220kV: 12-19 GVA132kV: 6-8 GVA 45kV: 0.2-4 GVA15kV: 0.05-0.2 GVA
159
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.5.1 Control frecuencia-potencia
4.5.2 Control tensión-reactiva
4.5.3 Reposición
4.5.4 Operación en isla
4.6 Análisis coste / beneficio
160
4.5.1 Control frecuencia - potencia
Frequency50 Hz Control
EnergyLoad Variations and prognostic
errors
Generation outage
Damping effect of rotating masses
Problemas
1.- Variabilidad de la producción carácter intermitente
2.- Generación no fiable (desconexiones intempestivas ante perturbaciones como huecos de tensión oscilaciones de frecuencia etc…)
4.5.1 Variabilidad de la producción de carácter intermitente
- La variabilidad de la producción incide directamente en la previsión de reserva secundaria necesaria- El incentivo regulatorio está suponiendo el paso a mercado libre- Los parques acogidos a tarifa de RE tienen penalización. (desvío +20%) según RD436/2004
4.5.1 Generación no fiable (Apagón de Italia 28-09-2003)
Mejor ejemplo: apagón de Italia 28-09-2003
A las 3:00am se produce el fallo en cascada de la interconexión.En ese momento importaba 6700MW
Esto supone el Blackout enItalia y una sobrefrecuenciaEn la UCTE de 50.250Hz
Evolución de la frecuencia e intercambio programado con Francia
380MW de generación no gestionable por el operador del sistema se desconectó
4.5.1 Generación no fiable (Apagón de Italia 28-09-2003)
21:38 Se realiza un descargo programado habitual del doble cto Conneforde-Diele400kV para dar paso a un barco en el río EMS (muy cercano al Elba)
22:10 se produce la desconexión por sobrecarga del corredor más débil: Wehrendorf-LandesbergenyBechterdissen-Elsen 400kV
A partir de aquí se deriva la desconexión en cascada del resto de ctos
En esta situación se forman dos corredores energéticos:•Uno de gran potencia al oeste (400kV)•Otro de menor capacidad al este (220 y 400kV)
No existe una causa - efecto clara que relacione directamente el descargo con la desconexión por sobrecarga. Entendemos que algún evento imprevisto sucedió entre las 21:38 y las 22:10 que desencadenara el incidente
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
Se produce la separación del sistema síncrono interconectado de la UCTE en tres grandes islas de frecuencia a las 22:10:32.
La zona suroeste sufre una subfrecuencia que llega a 49Hz como consecuencia de un déficit de generación de aproximadamente 10GW
Debido a la debilidad de la interconexión con la zona de Europa del este se producen dos bolsas de sobrefrecuencia llegando a alcanzar la bolsa norte 53Hz.En Alemania se llegaron a desconectar 700MW de generación eólica, lo que supone casi la totalidad de la producción en esta zona.
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
Evolución de la producción de la generación eólica durante el incidente
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
En el caso de España la perturbación en la red provocó la desconexión de 2.800 MW (de los 3200MW conectados) de energía eólica, una central de ciclo combinado (480 MW) en Arcos de la Frontera, además de la interrupción de la interconexión con Marruecos.Hay que resaltar que el comportamiento frecuencia-potencia en los primeros instantes del incidente fue encaminado a recuperar los niveles nominales de frecuencia sin cumplir los intercambios internacionales programados
¿Y si el incidente hubiese sido 20 minutos antes?
4.5.1 Generación no fiable (Incidente Alemán 4-11-2006)
173
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.5.1 Control frecuencia-potencia
4.5.2 Control tensión-reactiva
4.5.3 Reposición
4.5.4 Operación en isla
4.6 Análisis coste / beneficio
4.5.2 – Control tensión - reactiva
ManualTrafos con regulación en vacío en CT’sBT
AutomáticoTrafos con regulación, condensadoresMT
Manual y AutomáticoTrafos con regulación, CondensadoresReparto
Tipo de ControlElementos que controlamosControl de tensión
Transporte
Reparto
MT
BT
P.O 7.4 RD661/2007
RD1955/2000
Factores de potencia dependientes del momento (Punta, llano valle…) Complemento: de +8 a -4% de 7.8441 c€/kWh en función del factor de potencia
( ) ( )2GDfrontera2
GDfrontera
GDfrontera
QQPP
PPFP−+−
−=
DSOEl distribuidor no puede controlar los factores de potencia porque no dependen de el su totalidad
No Controlable
Niveles de tensión al transportista (discriminación laboral y geográfica)
Factor de potencia en puntos frontera al distribuidor (discriminación por tipo punta)
UNE-EN 50160+7% reparto +10% en MT y BT
+7% cliente
4.5.2 – Control tensión - reactiva
176
4.5.2 – Control tensión - reactiva
P.O. 7.4: Criterios para el distribuidor
Este procedimiento de operación está realizado desde un punto de vista de requerimientos nacionales pero las puntas y valles nacionales no tienen por qué coincidir con las puntas y valles locales
177
El RD661/2007 realiza una discriminación temporal que obedece a situaciones nacionales, pero no considera discriminación geográfica. Este tipo de incentivos necesitan coordinación con el distribuidor.
4.5.2 – Control tensión - reactiva
Factor de potencia en Lastras del pozo 400/132kV 2007
Potencia aparente en frontera (MVA)Potencia activa eólica (MW)
4.5.2 – Control tensión – reactiva (ejemplo)
Factor de potencia en Lastras del pozo 400/132kV 2007
4.5.2 – Control tensión – reactiva (ejemplo)
Si únicamente estuviese el parque eólico conectado a Lastras…
4.5.2 – Control tensión - reactiva
Los vaivenes en las tensiones debido a la des/conexión simultanea de condensadores provocan importantes problemas en las redes de transporte y distribución
181
Red de reparto. Ejemplo zona León
Cliente
Cliente
6 MVA
6 MVA
T1
T1T1
T1
T1
T1
T2
T2
T2
T4T2
∼
15
15
15
15
15
5
5 5
5
Cliente
5
ClienteCliente
Cliente
5
∼ 7.4 MVA
T1
∼
JB
G
C
D
I
E
H
A
Red de 132kV
F
Trafo 132/45Trafo 132/45
Influencia del generador conectado a D en las tensiones
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de reparto)
182
P y Q inyectada en D Perfil de tensión en D
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de reparto)
183
Perfil de tensión en F y D
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de reparto)
184
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de MT)
Segmentación media tensión
1088
551
159
11
516
Urbano
Semiurbano
Rural ConcentradoRural Disperso
Mixta
Longitud media
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
Urbano
Semiur
bano
Rural C
once
ntrad
oRura
l Disp
erso
Mixta
Total
Segmentación
Long
itud
(km
)
185
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de MT)
186
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de MT)
Porcentaje Longitud Subterránea-Aérea
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
Urbano
Semiur
bano
Rural C
once
ntrad
oRura
l Disp
erso
Mixta
Total
Segmentación
Porc
enta
je lo
ngitu
d
AéreoSubterráneo
187
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de MT)Número de CTs medio
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
Urbano
Semiur
bano
Rural C
once
ntrad
o
Rural D
ispers
o
Mixta
Total
Segmentación
CTs
Número de CTs por kilómetro
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
Urbano
Semiur
bano
Rural C
once
ntrad
o
Rural D
ispers
o
Mixta
Total
Segmentación
CTs
/km Urbano
Semiurbano
Rural Concent rado
Rural Disperso
Mixt a
Tot al
188
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de MT)
189
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de MT)
Impacto por segmentaciones
0123456789
10
33% 66% 100% 133% 166% 200%
Grados de penetración
Porc
enta
je v
aria
ción
nod
o fin
al
Rural concentradoUrbanaRural dispersoMixtaSemiurbana
La GD provoca aumentos de tensión en MT de hasta el 9%
El mayor impacto se produce en líneas largas y con mayor demanda
El impacto en las tensiones se debe a la activa y no a la reactiva!!!!
190
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de MT)
El efecto de la GD en las tensiones es un giroen el cono de diseño y un cambio de Angulo
Cualquier solución debepasar por maximizar elárea de diseño de cara aminimizar el impacto
191
15kV
Tensión consigna
410V
Los CT’s tienen trafos con regulación en vacío cuya toma se fija para mantener los niveles de tensión en BT dentro de los márgenes exigidos por ley.
t1 t2 t3t4
t5
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de BT)
¿Por qué es tan importante el cono de diseño?
192
- La GD puede y debe participar en el control de tensión
- El control de tensión reactiva bien entendido empieza por el control de las tensiones y después la optimización de la reactiva pero no al revés
-El distribuidor no puede cumplir el P.O 7.4 debido al RD 661. El cumplimiento del 661 por parte de la eólica trae sobretensionesal sistema
-EL RD661/2007 no realiza discriminación geográfica ni según laboralidad. Debe fomentar la participación de la GD en el control de tensión basado en tensiones consigna, fdp o reactiva consigna, según convenga.
- En la actualidad el impacto de la GD en el control de tensiones se debe a los incentivos inadecuados de la regulación. Debe haber una mayor coordinación entre el DSO, TSO y GD’s.
4.5.2 – Control tensión – reactiva (Red de MT)
193
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.5.1 Control frecuencia-potencia
4.5.2 Control tensión-reactiva
4.5.3 Reposición
4.5.4 Operación en isla
4.6 Análisis coste / beneficio
194
4.5.3 – Reposición
La posibilidad del arranque autónomo con centrales de GD no es viable técnicamente en la actualidad:
•Las centrales de GD no suelen disponer de arranque autónomo
•Criticidad de la coordinación entre centrales-operador del sistema-distribuidoras
195
Integración de la GD en las redes
4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.5.1 Control frecuencia-potencia
4.5.2 Control tensión-reactiva
4.5.3 Reposición
4.5.4 Operación en isla
4.6 Análisis coste / beneficio
196
4.5.4 – Operación en isla
La operación en isla no está contemplada regulatoriamente y tiene difícil viabilidad técnica en la actualidad
•Las redes de reparto y MT no suelen tener tanta generación inmersa como demanda en sus redes
•El distribuidor es responsable de una calidad y condiciones de entrega de energía que no dependerían de él.
•Para que sea posible requerirá una coordinación e integración con la demanda a través del servicio complementario f-P
197
Integración de la GD en las redes4.1 Planificación y diseño de red
4.2 Opciones de Fiabilidad con GD
4.3 Explotación de la red
4.4 Niveles de corto
4.5 Servicios complementarios
4.6 Análisis coste / beneficio
4.6.1 Proyecto Improgres
4.6.2 Descripción de zonas
4.6.3 Costes
4.6.4 Soluciones alternativas
198
4.6.1- Proyecto Improgres
3 energy network companies and 5 research institutes from 5 EU MS work together…..
199Fuente REE
4.6.1- Proyecto Improgres
1. Quantifying the impact of DG/RES-E on:Generation: fixed and variable costs, including CO2 emissions costDemand: if some elasticity is assumedNetwork development and operation (mainly distribution)Other costs: Balancing, External
2. Identifying advanced responses that minimize the overall cost impact
3. Recommending policy and regulatory improvements• that minimize overall cost impact • that maximize benefits of growing DG/RES-E supply
200Fuente REE
4.6.2- Descripción de zonas
• Union Fenosa (Spain): 45 kV ring in Aranjuez (Madrid region)Includes the LV, MV and HV network. PV developments are located at MV and CHP and wind in the HV network
• MVV Energy (Germany): Residential area in Mannheim city DG/RES developments will take place on the LV network (micro CHP and PV).
• Liander (The Netherlands):‘Kop van Noord Holland’ areaFocus on the MV network with further increase of wind and CHP production and consequences for MV + HV network
201
‘2020 world’‘2008 world’
• 2020 generation mix• 2020 fuel prices• 2020 electricity
demand level
• 2008 generation mix• 2008 fuel prices• 2008 electricity
demand levelDescription
Amount of DG/RES
B.3A.3High estimate for future amount of DG/RES in region
2020 ‘High’
B.2A.2Low estimate for future amount of DG/RES in region
2020 ‘Low’
B.1A.1Amount of DG/RES in region as observed in 2008
2008 level
B.0A.0NO DG/RES in region‘No DG/RES’
Background storyline
4.6.2- Descripción de zonas
202
Incremental costs per installed kW of DG (compared to the no-DG scenario with the same demand)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%
penetration level (contracted demand) (%)
€ / k
Wdg
Total Investment Maintenance + losses
4.6.3- Costes
203
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Demand2008
Demand2020
Demand2008
Demand2020
Demand2008
Demand2020
Demand2008
Demand2020
DG0 MW
DG45 MW
DG76.1 MW
DG135.1 MW
Inve
stm
ents
+Mai
nten
ance
cos
ts[M
€]
LV network MV/LV TCs MV network HV/MV substations HV network
Present value of investment and maintenance costs
4.6.3- Costes
204
• Modify peak demand scenarios
Lowering LV demand simultaneity factorChange of peak demand from night to dayBilateral contracts between DSOs and DGDistribution Congestion management with DGIncrease CHP production around 20%Reduce demand of horticulturists around 20%
• Modify peak generation scenarios
Reducing peak generation, especially PVWind curtailment up to 60% (2020 DG scenarios)Reduction of CHP production around 30%Increase demand
4.6.4- Soluciones alternativas
205
• Spain: investment and maintenance costs
2008 demand
114116118120122124126128130132
DG0 MW
DG45 MW
DG76.1 MW
DG135.1 MW
Tota
l cos
ts [M
€]
WP4 WP5
2020 demand
140
145
150
155
160
165
DG0 MW
DG45 MW
DG76.1 MW
DG135.1 MW
Tota
l cos
ts [M
€]
WP4 WP5
4.6.4- Soluciones alternativas
Medidas de gestión de demanda e integración de la GD puede ayudar a una mayor integración de los DER minimizando costes (mayores eficiencias)
Si actuamos como BAU, la integración de la GD implica sobrecostes para el sistema
206
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
Microrredes
6.1 Definición
6.2 Componentes
6.3 Posibles Ventajas
6.4 Marco regulatorio
http://www.youtube.com/watch?v=yGk13U_kgGM&feature=related
208
Source: LABEIN-TECNALIA
6.1 – Definición
Es un sistema integrado de suministro y consumo de energía que consiste en cargas, fuentes de generación distribuidas, equipos de almacenamientoque pueden operar conectados al sistema eléctrico o de manera aislada
¿Cuál es su objetivo?incremento de la eficiencia mediante un uso racional de la energía. Para ello la microrred debe estar compuesta de:
• una red eléctrica para el suministro de electricidad a los clientes
• y una o más redes térmicas para el suministro de calor y/o frío a los clientes.
Microrredes
6.1 Definición
6.2 Componentes
6.3 Posibles Ventajas
6.4 Marco regulatorio
210
Control and intelligent components:• FACTS devices• Local controller• Microgrid operator• Interconnection point between microgrids
and distribution grids
Source: CEU MICROGRIDS Project
Microrredes
6.1 Definición
6.2 Componentes
6.3 Posibles Ventajas
6.4 Marco regulatorio
212
6.3 – Posibles ventajas
Incrementa la seguridad de suministro
Facilita la integración de Generación Distribuida
Reduce impacto ambiental
Mejora la eficiencia energética
Posibilita calidad de suministro a la “carta”
Reduce / retrasa inversiones en red de distribución y transporte
Microrredes
6.1 Definición
6.2 Componentes
6.3 Posibles Ventajas
6.4 Marco regulatorio
214
6.4 – Marco regulatorio
NO HAY LEGISLACIÓN ESPECÍFICA que permita impulsar las microrredes.
Con carácter general:
* No se permite la alimentación en isla a clientes conectados a la red pública de distribución (ejemplo, comunidades urbanas: ciudades, pueblos, villas),
* aunque si la microrred es para autoconsumo (dentro de las instalaciones del cliente), sí se permite la isla (ejemplo industrias, aldeas remotas).
* Comunidad de vecinos como cooperativa (sociedad mercantil) con su microrred, podrá conectar y desconectar la microrred del resto de la red pública de distribución, si se constituye como agente distribuidor, con sus obligaciones…
* Para maximizar la rentabilidad según actual marco retributivo, diferentes incentivos por venta de energía eléctrica, según tecnologías de generación. Ello exige tantos puntos de conexión como número de tecnologías. Dificultades técnicas para formar la isla.
215
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
216
Gestión inteligente de la red y Nuevas Tecnologías7.1 Contadores y telegestión
7.2 Gestión inteligente de la red
217
7.1 – Contadores con telegestión
¿Por qué son tan importantes los contadores con discriminación horaria y telegestión?
Información y señal de precio al
cliente
Información en tiempo real y más detallada al DSO
Integración en SSCC
Optimización de la curva de la demanda
Control y supervisión de
red
Gestión de incidencias
Mayor calidad de servicio
Regulación frecuencia
potencia, contratos de fiabilidad con
demanda
218
7.1 – Contadores con telegestión
Qué tipo de funciones serán necesarias? Funciones de alarma, petición y órdenes.
219
7.1 – Contadores con telegestión
Gestión de incidencias: ejemplo en línea de MT..
220
Gestión inteligente de la red y Nuevas Tecnologías7.1 Contadores y telegestión
7.2 Gestión inteligente de la red
221
7.2 – Gestión inteligente de red
2009/10 Balancing Services Incentive Scheme
600,
0
619,
0
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
500 550 600 650 700 750 800Incentivised Balancing Costs (£m)
Prof
it / L
oss
(£m
)
Scheme Current Profit/Loss Current Forecast
15% Downside Sharing Factor
Min. £-15m
Deadband (£0 profit or loss) between £600m and £630m
25% Upside Sharing Factor
Max.
222
7.2 – Gestión inteligente de red
to Chapel Cross132kV to Gretna/
Hawick 132kV
to Elvanfoot 400kVto Gretna275kV
to Eccles 400kV
1
2708
709
F746 752
753
A
B
A
65A
650
60A
60E
1
2
A
B Q60B
Q60A
1 39
1 39F649F651
672
673
1
2
652648 A
B649651
632
630
2
1
653
620
622
626
624
34
12
AB
CD
1
2
628
627
A B1
2
646603611
2
1
639
65G
602
615
A616612
A
600A
B601
19 1
19 1
2 402
1 401
342
341F36A
F36B
480
381
1
2
336
337
THORPEMARSH
362
363
Q284
A
35A
F26B
F26A
1
2
346
317360 344
R365 37C
A
707
2 1
738
737
742 741
2
1
2
1
2
1
740
739729
725
F727
F728
744 743
2 1706
748 R745
769 780
1 2F789
F795
1 2629 631
AB
70A70C
70D70B
1
2
F670
F671
781
653
1
A
642
683
68B638
637
F685
F686
1 2
A
B
652
643
644 2641
658 657
659
494
655
12
W ALPOLE
NORW ICHMAIN
1 21 2
1 2
403419
420
404
488
442
COTTAM
1 2493492
1
39
1
39
34A35D35A
AB35B35E
32F
319
323
1
2
38B
38C38D
377
307
F322
379
310
322 A309
305
306300
T35
A
348
Q348
19 1
A
2 1
1 2356 318
A
34A A 347332
353
354
B F32A
388A 334
335
MONKFRYSTON
357 358
345
F364 A39 1
340
380366
368
367
AB
421
411427
371
372
392375376
378370
3691
2
12
A F429
2 1
418
415
40A
41B
1
2
443
406
487
486
F608
F609
21
B
605
604
617
618
A
B48D
1 2
2
1
2
1
634
633
635
636A
EALING
716 715
714w
1 19
735
736
713 1
2
A
B
A
836 835
719
41C
A
B
40D
A B
TOD POINT
BRAMFORD
352 351
308326
OFFERTON
HAW THORNPIT
HARTMOOR
SALTHOLME
HARTLEPOOL
GRIMSBYW EST
KILLINGHOLME
SALTENDSOUTH
SALTENDNORTH
SUTTONBRIDGE
SIZEW ELL
CANTERBURYNORTH
KEMSLEY
MEDW AY
GRAIN
RAYLEIGHMAIN
CORYTONSOUTH
TILBURY
KINGS-NORTH
DAMHEADCREEK
SINGLEW ELL
311
BRAINTREE
THURCROFT
BRINSW ORTH
DUNGENESS
HURST
CITY ROAD
12
F33D
F33C
B
F32C
TYNEMOUTH SOUTHSHIELDS
W ESTBOLDON
LACKENBY
GREYSTONES
THORNTON
KEADBY
HIGHMARNHAM
PELHAM
EATONSOCON
SELLINDGE
RYE HOUSE
W ARLEY
LITTLEBROOK
ROW DOW N
W ESTHAM
HACKNEY
TOTTENHAM
30C301
1
31 2314 321
F396
F397
F398
F399
1
2
32D
329
315
F319
F35C
304
12
7331
2 B
F689
690
12Q724
Q726
732
731
2
1
2
1
21723722
721
720
746
F753
2
1 711
712
STELLAW EST
KIRKSTALL
W INCOBANK
PITSMOOR
SHEFFIELDCITY
NORTON LEES
TEMPLEBOROUGH
BOLNEY
CHESSINGTON
BLYTH
NORTON
OSBALD-W ICK
EGGBOROUGH
W ESTMELTON
ALDW ARKE
RATCLIFFEON SOAR
SUNDON
ELSTREE
BEDDINGTON
NEW CROSS
ST JOHNS W OOD
CHESTERFIELD
GRENDON
SPENNYMOOR
POPPLETON
JORDANTHORPE
ENDERBY
NINFIELD
W ATFORDSOUTH
W IMBLEDON
B
B A
A
A
B
262
270
268
2
2
F388
2122
2
1
A
512 531
AB
202
269
1
1
F254F253 37E 2
37F 37G
349
334
343F390
A
390
350
387 333235
2341
F285
238
231
236
285
241
249
F255
413 412
579
513
509
510
57B
511 57A
1 2
F508
508
2
2697
881 88B
861
844
842 843
610
A
845
F664
F663
F662
F661
692R84A
21
2
1
2 1
2 1
884
865
848
864
883847
849846
788787
785784
1
84E
839
862 2 1
718
782
783
2
PADIHAM
MACCLESFIELD
MINETY
FOURSTONES
SOUTHMANCHESTER
BREDBURY
W HITE-GATE
HARKER
HUTTON
ELLAND
BRADFORDW EST
SKELTONGRANGE
FERRYBRIDGE'C'
STALYBRIDGE
W ILLINGTONEAST
HAMSHALL
COW LEY
FLEET
EASTCLAYDON
IVER
W ESTW EYBRIDGE
LALEHAM
RAINHILL
W HITSON
USKMOUTH
ROCHDALE
NECHELLS
FECKENHAM
DRAKELOW
BRAMLEY
NURSLING
CULHAMJET
PENW ORTHAM
STANAH
FRODSHAM
DAINESDEESIDE
LEGACY
HEYSHAM
RUGELEY
BUSHBURY
OCKERHILL
OLDBURY
W ALHAM
SEABANK
IRONACTON
MELKSHAM
BUSTLEHOLM
IMPERIALPARK
AXMINSTER
CHICKERELLMANNINGTON
FAW LEY
RASSAU
BRIDGW ATER
KIRKBY
LISTERDRIVE
CAPENHURST
W YLFA
DINORW IG
FFESTINIOG TRAW SFYNYDD
SHREW SBURY
BISHOPSW OOD
KITW ELL
PEMBROKE
SW ANSEANORTH
COW BRIDGE
PYLE
MARGAM
BAGLANBAY
ABERTHAW
CILFYNYDD
UPPER BOAT
CARDIFFEAST
ALVERDISCOTT
INDIANQUEENS
LANDULPHEXETER
ABHAM
852
526
2
B
22D
22F
273
2
2
210
F277
2
R29
2
245
246
274
532
841
840
F528
12
229230
252
1
2
256
1
2
233
232
84F 851
889
888F889 F888
808
807 1
2
872
870
812
813814 815
2 1
810
809
2
1
857
853 Q858
Q859 B
A
A
867
502
52A
1
F276
1
R29
3
A
267
250244
25A
226
263
B12
266
283
F252F251
188
225
224
23D275
860 830
1
2
816817
87D
82D
530
586
516
515 1
2
12518 517
F506
F507
F533
582 583
1 2
242
243240
253
26C
265
1
2
589
529
873
837
8692
876
829
834
877
A 1
2
87B
831 1
2 83F
83DB
A1
2 879
833
8711
82A BA
855
82K
82J
854
821 820
805 874F811 F822
811
822
819818AB
801
8038041
2 802
F819F818
82E
82F
827
829
82H
581
505504
58BQ2792 A
1 2
1A
1
21
222A
22C
220
225
226 F223
F224
22B
22E
213
272
1
258219
217
218
259
260
247 248206
205 1
2
201204
12
R214
A
B
1
2
A
214 211
1
2 A
B
F505
F504
521
2
1
524525
523527
2
1
F215
F216
82C
87C
B
A
2
3 4
2 1
1 2
3
1
2
2
1
1 2
1
2
12
2
1
1 2
2
1
1
1
2
3
2 1
1 2
2
21
2
1
2
2
1
21 3
1
2
2
1
1
1 2
3 1
21
1
2
1
2
1 2
21
EdF
1
1 2
2
1 2
2
1
2 1
1
2
2 1
2
1
3
1
2
2
1
1 2
1 1
22
1
2
2
F519
A
A
1
1 19
2
1
1696
609
1
693
338
339
34D
32E30A
30C
Q492 Q493
389
391
669
2 4 3625
623
E
12AB
F708
F709A
B
PATFORDBRIDGE
BERKSW ELL
STAYTHORPE
PENTIR
519514
575
573
32A
394
BB
188198 397
B A
65B
1619
84D
TAUNTON
A
HINKLEY POINT
SOUTHHUMBER
BANK
W ASHW AYFARM
264A
KEARSLEY
ROCKSAVAGE
CARRINGTON
1
68A
F613
F614
F617
F618
646
645
BARKINGF690
689
W ILLESDEN
503
AMERSHAMMAIN
DIDCOT
LOVEDEAN
BOTLEYW OOD
83A
REDBRIDGE
W ESTTHURROCK
NORTHFLEETEAST69E
69F
58A Q2781 B
501 574
CELLARHEAD
33C
34F
34E
33D
355
33A38A
271
659
660
W ALTHAMCROSS
LEIGHTONBUZZARD
608
IRONBRIDGE
PENN
520
208 207
30337D
BIRKENHEAD
33B347
2092
FIDDLERSFERRY
34E
HUMBERREFINERY
35F
489
SPALDINGNORTH
W YMONDLEYMAIN
BURW ELLMAIN
STOCKSBRIDGE
CREYKEBECK
12332 34C
DRAX
38A
38C
385
F386
F385
386
1 2
39 1
39 1
TREMORFA
408
AQ404
A
Q421
2348
R60
7A6
07
30D
1 2
391
391
1
2
2
1
1 2
COVENTRY
364
361 359NEEPSEND
237
ALPHA STEEL
52B
W ILLENHALL
621
667
668
F666 F665
76
5
8
A606
1
B AA
B
A
205189
S206
S207
1 2
21
795789
B71CA
A10KB1AV
12
1 2
750 751
C 317
F33E
B
60C
21
1
2
65H
4 6 7 5
B
645
B
1
12
A
60D
2
1
39E
39D
1
2
83B
LANGAGE
F754
1 2 W ESTBURTON
B754
BICKERFEN
S62BB
685
686
239
MARCHW OOD84H
84G
83E
S62AA
39F
12
A21 43
238
23A
2
1
1A 1B
1 3
10 QBs in England and 4 QBs in Wales
• Cost of adding a Quad Booster could be £20m to £25m…
• Cost of constraining-off 500MW of coal generation and replacing (balancing) with other coal and gas generation could be:
• 500MW x (£70/MWh - £25/MWh) x 8hours = £180k
• Cost of constraining-off 500MW of coal generation and replacing (balancing) with oil generation could be:
• 500MW x (£450/MWh - £25/MWh) x 8hours = £1.7m
223
7.2 – Gestión inteligente de red¿Es necesario incrementar la capacidad de la red o usar éstade forma más eficiente?
0 5 10 15 20time (h)
Capacidad disponible durante períodos valle
La capacidad disponible puede usarse mediante
- Almacenamiento distribuido en la red
- Gestión de demanda de momentos no críticos para las cargas
- Calefacción y AC
- VE
- Fregaplatos, lavadoras etc.
Capacidad disponible por criterios de fiabilidad n-1
224
7.2 – Gestión inteligente de red
Pow
er
time
Storage: store electricityat off-peak periods and
use at peak periods
Almacenamiento en períodos valle y uso en
punta
1 Almacenamiento Distribuido en la red
225
7.2 – Gestión inteligente de red
Pow
er
time
1 Almacenamiento Distribuido en la red
Pow
er
time
Capacidad menor para la misma cantidad de energía
226
7.2 – Gestión inteligente de red
Pow
er
time
2
Uso de la capacidad ociosa para aquellas
cargas no críticas
Gestión de cargas
227
7.2 – Gestión inteligente de red
Pow
er
time
2
Pow
er
time
More energy can be transported with same
power capacity
Para la misma capacidad se puede transportar una
mayor energía
Gestión de cargas
228
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
Coche eléctrico
8.1 ¿Por qué VE?
8.2 Tipos de coche y carga
8.3 Escenarios 2010-2020
8.4 Integración en el sistema eléctrico
8.5 Modelo de negocio
230
8.1 – ¿Por qué VE?
Uso masivo de las energías renovables
Generación distribuida cercana a la demanda
Construcción bioclimática con balance
energético neutro
Vehículo eléctrico
Almacenamiento de energía
Uso más limpio de los combustibles fósiles
Gestión de la demanda
•El transporte supone el 39,35% del consumo de energía final•El 98,8% de la energía consumida en el transporte procede del petróleo•El transporte supone el 29,4% del total de emisiones de CO2
•La dependencia energética española en 2008 fue del 81%, superior a la media europea del 50%•La producción de energías renovables representóen 2009 el 26% de la producción total de electricidad•La tasa de emisiones del sector eléctrico fue de 279 g CO2 / kWh en 2009
231
8.1 – ¿Por qué VE?
Coche eléctrico
8.1 ¿Por qué VE?
8.2 Tipos de coche y carga
8.3 Escenarios 2010-2020
8.4 Integración en el sistema eléctrico
8.5 Modelo de negocio
233
8.2 – Tipos de coche y carga
Fuente: ENDESA
234
8.2 – Tipos de coche y carga
Coche eléctrico
8.1 ¿Por qué VE?
8.2 Tipos de coche y carga
8.3 Escenarios 2010-2020
8.4 Integración en el sistema eléctrico
8.5 Modelo de negocio
236
8.3 – Escenarios 2010 - 2020
237
8.3 – Escenarios 2010 - 2020
238
8.3 – Escenarios 2010 - 2020
Coche eléctrico
8.1 ¿Por qué VE?
8.2 Tipos de coche y carga
8.3 Escenarios 2010-2020
8.4 Integración en el sistema eléctrico
8.5 Modelo de negocio
240
8.4 – Integración en el sistema eléctrico
Fuente: REE
El vertido de energía renovable se verá incrementado de forma considerable en los próximos años
La oportunidad del vehLa oportunidad del vehíículo elculo elééctrico para la operacictrico para la operacióón del n del sistemasistema
Vertidos d energía de entre 1.000 y 2.000 GWh
Estimaciones de vertido renovable en el horizonte 2016
Entre el 0,32% y el 0,71% de la demanda eléctrica en
2016
Energía para entre 350.000 y 700.000 vehículos
eléctricos
241
Fuente: REE
1.7 millones de vehículos eléctricos (6% del parque) podrían reducir en un 25% el vertido de renovables en 2020
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
1.800.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Nº VE
2.000 MW de demanda en horas valle
Reducción de vertidos de hasta
un 25%
8.4 – Integración en el sistema eléctrico
242
6,5 M de vehículos eléctricos podrían integrarse en el sistema eléctrico sin ninguna inversión adicional en activos de generación y transporte
Fuente: REE
8.4 – Integración en el sistema eléctrico
243
Para que la integración sea eficiente es necesaria una gestión inteligente de la recarga de los vehículos eléctricos
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
MW
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
MW
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
MW
Recarga en horas punta Recarga en valle SIN gestión inteligente
Recarga en valle CON gestión inteligente
• Mayor eficiencia del sistema
• Mayor integración de renovables
• Saltos bruscos en la demanda que dificultan la operación
• Mayor eficiencia del sistema
• Mayor Integración de renovables
• Mayor operabilidad del sistema
• Sobredimensionamientodel sistema de transporte y generación
• Ineficiencia• No favorece la integración
de renovables
Fuente: REE
8.4 – Integración en el sistema eléctrico
244
8.4 – Integración en el sistema eléctrico
245
8.4 – Integración en el sistema eléctrico
246
8.4 – Integración en el sistema eléctrico
Coche eléctrico
8.1 ¿Por qué VE?
8.2 Tipos de coche y carga
8.3 Escenarios 2010-2020
8.4 Integración en el sistema eléctrico
8.5 Modelo de negocio
248
8.4 – Modelo de negocio
Art 23 en el que se modifica la ley 54/1997 surgiendo la figura del gestor de cargas:“Los gestores de cargas del sistema son aquellas sociedades mecantiles que, siendo consumidores, están habilitados para la reventa de energía eléctrica para servicios de recarga energética, así como para el almacenamiento de energía para una mejor gestión del sistema eléctrico”
RDL 6/2010 Medidas para el impulso de la recuperación económica y el empleo
GeneraciónGeneraciónTransporte
OSTransporte
OSDistribuciónDistribución ComercializaciónComercialización
Gestores de
Carga
Gestores de
Carga
Libre mercadoLibre mercado ReguladaRegulada
Art 24 Servicios de recarga energética:“El servicio de recarga energética tendrá como función principal la entrega de energía através de servicios de carga de vehículos que utilicen motores eléctricos o baterías de alamcaneimiento en unas condiciones que permitan la carga conveniente y a coste mínimo para el propio usuario y para el sistema eléctrico, mediante la futura integración con los sistemas de recarga tecnologicos que se desarrollen, que faciliten la integración de la generación en régimen especial”
249
Index
1. Introducción2. Smartgrids3. Generación distribuida4. Integración de la GD en la red de distribución 5. Gestión activa de la demanda6. Microrredes7. Gestión inteligente de la red y nuevas tecnologías: Smart
metering, FACTS, LBC, etc…8. Vehículo eléctrico9. Conclusiones
Conclusiones
251
Expected Benefits
Distribution active management
Incentive schemesGrid codes
Active demand managementElectrical Vehicles
Economic instruments (price signals) to have more demand elasticity in medium and long term Technical procedures to have more flexibility and controllability in short term
New technologies applied to information, control, smart metering and monitoring
Regulatory framework
Less fossil fuel dependenceMore efficiency in use of assets (Investments delay)Increase reliability and security of supplyLow carbon emissions
From passive to active gridsFrom inflexibility to flexibility and controllabilitySmart grids
From DG connection to DG integration..From passive demand to active demand…From passive networks to active networks
DG integration: Technical connection criteria, investments delay, Ancillary services, losses…
Muchas gracias