Las red de distribución del futuro ... - Cátedra Endesacatedraendesa.us.es/documentos/Seminario David Trebolle/Smartgrids.pdf · Son aquellas redes eléctricas capaces de integrar

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



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



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


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

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0

5.1 Definición


5.3 Medidas

5.4 Vectores




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


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


Demanda Generación Generación - Demanda

Distribución y crecimiento desigualmente localizado de la generación y la demanda eléctrica.

1 2 3

Fuente REE


5.1 Definición


5.3 Medidas

5.4 Vectores




(*) 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

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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

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22:0

0

Servicio de interrumpibilidadGestión automática de cargasParticipación activa de la demanda en los mercados

5.1 Definición


5.3 Medidas

5.4 Vectores




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


9,7

4,2

16,11,1

68,9

EnergíaCostes Perm.TransporteDistribuciónOtros


Comparativa de costes de la electricidad en la Unión Europea (2008)


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


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


5.3 Medidas

5.4 Vectores




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


5.3 Medidas

5.4 Vectores



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


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


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


Mayor conocimiento y caracterización de la demanda doméstica….



Capacidad de reducción y desplazamiento de consumo de los electrodomésticos gestionables





Precios Pool 2006

Datos del consumo total y del consumo doméstico español en el año 2007 (CNE, 2008)



Pool 2006Datos del consumo total y del consumo doméstico español en el año 2007 (CNE, 2008)


Clientes en consumo medio


5.1 Definición


5.3 Medidas

5.4 Vectores







5.6.5. Conclusiones



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


5.3 Medidas

5.4 Vectores







5.6.5. Conclusiones


5.6.2- Beneficio para la Generación


Bloques de carga en los cuatro escenarios (enero)

5.1 Definición


5.3 Medidas

5.4 Vectores







5.6.5. Conclusiones


5.6.3- Beneficio para la Distribución



5.6.3- Beneficio para la Distribución

5.1 Definición


5.3 Medidas

5.4 Vectores







5.6.5. Conclusiones


5.6.4- Costes


Información y concienciación 2 millones (IDAE)

5.6.4- Costes


5.6.4- Costes


5.6.4- Costes


5.1 Definición


5.3 Medidas

5.4 Vectores







5.6.5. Conclusiones


5.6.5- Conclusiones


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




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


3.2 Definiciones




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.


3.2 Definiciones




75

3.3.- Energía y potencia instalada (31-12-2009)

Fuente: UNESA

76


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



3.2 Definiciones




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


81Source: Solid-DER




3.2 Definiciones



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)


85


86


Reducción de costes de las tecnologías. La importancia de las primas…

87

Index



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


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



4.1.1 Criterios técnicos de conexión

4.1.2 Nuevas inversiones







92


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


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


95

Incidente Magallón 1-08-2005


96



97

Al energizar el transformador 400/220kV se produjo la desconexión de 300MW más


98



99

Para la eólica….

¿ y el resto de tecnologías?....











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





a) Marco regulatorio

b) GD vs Planificación de red

Retraso de inversiones?




103


“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


105

Además….

Los distribuidores no tienen ningún incentivo económico para integrar la GD en sus redes






b) GD vs Planificación de red

Retraso de inversiones?




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


109

Curva de carga bruta anual 2002 Monótona de carga bruta 2002

Nuevo trafo !!!!!!Sobrecarga!!!

33 MW punta


4.1.2 Nuevas 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




b.1 Introducción





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




b.1 Introducción





116


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


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


120

Integración de la GD en las redes4.1 Planificación y diseño de red


4.2.1 – Introducción

4.2.2 – Descripción del método

4.2.3 – Perspectivas GD y DSO’s

4.2.4 – Ejemplo





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






4.2.4 – Ejemplo





123


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


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


126






4.2.4 – Ejemplo





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






4.2.4 – Ejemplo





129

4.2.4 – Ejemplo Aranjuez

Demanda prevista 107MVA 100 horas 2625 horas

130


131


132


133


17 MVA subastadosCoste de 1.650 €/MWCoste de inversión 46.204 €/MVA

Situación n

Firmeza superior a 0.537

134


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


Las horas de firmeza requeridas y la firmeza de cada tecnología es determinante

136

4.2.4 – Ejemplo Ciudad Real

137


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


139


140


141


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





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




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







4.3.3 Pérdidas





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







4.3.3 Pérdidas





154

4.3.4 Descargos y seguridad del personal de mantenimiento

155


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)


157








158


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







4.5.1 Control frecuencia-potencia

4.5.2 Control tensión-reactiva

4.5.3 Reposición

4.5.4 Operación en isla


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)


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.





Evolución de la producción de la generación eólica durante el incidente



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?


173









4.5.3 Reposición



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


176


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.


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…


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


183

Perfil de tensión en F y D


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


186


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


189


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


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.


193









4.5.3 Reposición



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









4.5.3 Reposición



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







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



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



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



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



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



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


Qué tipo de funciones serán necesarias? Funciones de alarma, petición y órdenes.

219


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


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


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


Pow

er

time

1 Almacenamiento Distribuido en la red

Pow

er

time

Capacidad menor para la misma cantidad de energía

226


Pow

er

time

2

Uso de la capacidad ociosa para aquellas

cargas no críticas

Gestión de cargas

227


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



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?





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8.2 – Tipos de coche y carga

Fuente: ENDESA

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8.2 – Tipos de coche y carga

Coche eléctrico

8.1 ¿Por qué VE?





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8.3 – Escenarios 2010 - 2020

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8.3 – Escenarios 2010 - 2020

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8.3 – Escenarios 2010 - 2020

Coche eléctrico

8.1 ¿Por qué VE?





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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%


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


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

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MW

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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


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245


246


Coche eléctrico

8.1 ¿Por qué VE?





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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



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

Documents

Las red de distribución del futuro ... - Cátedra Endesacatedraendesa.us.es/documentos/Seminario David Trebolle/Smartgrids.pdf · Son aquellas redes eléctricas capaces de integrar