Reporting Status or Progress

1
Efectos de la instalación de Parques de
Generación Eólicos sobre la política de
operación del embalse en Rincón del Bonete
Hernán RODRIGO, Alberto TAILANIAN Marzo de 2008
2
OBJETIVOS

• Analizar los efectos de la introducción de
  generación eólica en el actual parque generador
  del Uruguay sobre la política de operación del
  embalse en Rincón del Bonete.
• Esto se hará minimizando el valor esperado de los
  costos totales de operación del sistema
  utilizando para ello el SimSee.

3
FUNDAMENTOS

• Estrategia para abordar el problema

• El sistema eléctrico uruguayo

4
FUNDAMENTOS

Estrategia
Se compararon las salidas del SimSee para el caso
sin generación eólica y con generación eólica.

• Se consideraron dos tamaños de parque eólico con
  300 unidades de
• 2,0 MW c/u (GAMESA G90)
• 0,85 MW c/u (GAMESA G58)

5
FUNDAMENTOS

El sistema eléctrico uruguayo

• Características relevantes

• Cambios proyectados que afectan los resultados
  del presente estudio

6
FUNDAMENTOS

Características relevantes
El Sistema Eléctrico Uruguayo actual posee
vínculos con el sistema eléctrico continental
hacia la República Argentina con capacidad de
unos 2000 MVA y a la República Federativa del
Brasil a través de una Conversora de 70 MVA. El
parque generador está compuesto por centrales
hidráulicas sobre el Río Negro por un total de
590 MVA y binacionales sobre el Río Uruguay en
Salto Grande con potencia de 1890 MVA. La
generación térmica es del tipo turbo vapor con
potencia de 250 MVA y turbo gas con un total de
520 MVA.
7
FUNDAMENTOS

Características relevantes

• Hidráulico
• Centrales sobre Rio Negro
• Terra 4 unidades de 38 MW.
• Embalse de 8210 hm3 útiles.
• 150 dias para vaciado a caudal medio.
• 1300 GWh embalsables cota 81 m.
• Baygorria 3 unidades de 36 MW
• Embalse despreciable
• Palmar 3 unidades de 111 MW
• Embalse 1100 hm3 útiles
• 16 dias vaciado a caudal medio

Centrales sobre Rio Uruguay Salto Grande
central binacional compartida con Argentina. 14
unidades de 135 MW Embalse para unos 15
dias.
8
FUNDAMENTOS

Características relevantes

• Térmico
• Turbo Vapor
• Central Batlle y Ordoñez
• SB unidad de 50 MW
• U5 unidad de 80 MW
• U6 unidad de 125 MW

• Botnia

• Turbo Gas
• Punta del Tigre 6 unidades de 50 MW
• La Tablada 2 unidades de 110 MW
• Turbina Maldonado 1 unidad de 20 MW

9
FUNDAMENTOS

Cambios proyectados o a estudio que afectan los
resultados del presente trabajo

• Ampliación de Punta del Tigre (ciclo combinado).

• Motores de combustión interna (200 MW).

• Nueva interconexión con Brasil (500 MW).

• Ampliación de C.H. Terra, con una unidad
  adicional.

10
MODELADO

• Estructura temporal

Se utilizó una corrida con horizonte temporal de
10 años, con paso semanal y tres postes monótonos
(35 , 91 y 42 horas respectivamente).

• Demanda

Se consideró el crecimiento de la demanda, en un
entorno del 4 anual, solo para los 3 primeros
años a los efectos de no alterar la relación
entre el respaldo térmico y la demanda.

• Unidades generadoras

La estructura temporal seleccionada permite
simplificar el modelado de los generadores
térmicos (despreciando en primera aproximación
los costos de arranque y parada).
11
MODELADO

• Centrales hidroeléctricas

Sólo se modeló el lago de Central Terra, las
demás centrales se modelaron como centrales hidro
de pasada.

• Centrales térmicas

Todas se modelaron como generadores térmicos
simples
consumo
potencia
12
MODELADO

• Centrales térmicas

Unidad generadora Diponibilidad fortuita Costo Variable (US/MWh)
TV CB 5 0.9 145
TV CB 6 0.9 147
TV CB SB 0.9 189
TG PTA 0.85 222
TG CTR 0.9 270
13
MODELADO

• Aerogeneradores

14
MODELADO

• Aerogeneradores

15
MODELADO

Características relevantes

• Vientos en Melo

Valores promedio en 1 hora. Medidas desde 1979 a
1984.
16
MODELADO

• Aerogeneradores

17
MODELADO

• Fuentes Aleatorias

• Hidrología
• fuente sintética base del curso, fuente tipo CEGH
  fuentes HidroUY_1VE50SG (solo considera la mitad
  de los aportes de SG, mitad uruguaya, ya que no
  se modela la operación compartida de Salto
  Grande). Usada para centrales Terra, Palmar y SG.
• Se usó una fuente constante de media cero para
  modelar los aportes de Baygorria.

• Viento
• Fuente de Weibull construída en base a medidas de
  viento en Melo (promedios cada una hora desde
  1979 a 1984).
• media 10 m/s
• k 1,1
• Sorteos horarios

18
MODELADO

• Simulador

19
MODELADO

• Alcances del modelado

• No se modeló la red de trasmisión

• Las centrales térmicas se modelaron como
  generadores térmicos simples

• No se consideraron las interconexiones. Dada la
  coyuntura actual resulta muy dificil modelar los
  intercambios a 10 años. Por otra parte se
  consideró de interés realizar el estudio de la
  contribución de los parques eólicos a la
  autonomía energética del país.

• Se utilizaron medidas de viento en Melo para
  todos los emplazamientos posibles.

• No se consideraron variaciones en el costo del
  combustible ni aleatoriedades en su suministro.

• Solo se modeló el lago de central Terra.

20
MODELADO

• Alcances del modelado

• Por limitaciones en la capacidad de cómputo se
  estudiaron corridas con pasos de tiempo semanales.

21
ANÁLISIS

• Salidas del SIMSEE
• Optimización
• Simulación

• Presentación de resultados
• Información descriptiva
• Comparación de las salidas de la OPTIMIZACION
  (cambios en la Política de operación)

22
ANÁLISIS

Potencia media eólica Período 2008 - 2017

F.U. 41,7
Parque de 600 MW

F.U. 35,7
23
ANÁLISIS

Diferencia en el Costo Total de operación Período
2008 - 2017

con 600 MW eólicos


con 255 MW eólicos

24
ANÁLISIS

Diferencia en costos térmico y de falla Período
2008 - 2017

Sin eólico - con 600 MW eólicos

25
ANÁLISIS

Evolución de las reservas en Bonete Sin parque vs
con parque de 600MW


26
ANÁLISIS

Evolución de las reservas en Bonete Sin parque vs
con parque de 255 MW


27
ANÁLISIS

Evolución de las reservas en Bonete Sin parque vs
con parque de 600MW


28
ANÁLISIS



29
ANÁLISIS

Falla 3


30
ANÁLISIS

Diferencia en la cota de Bonete ( Sin parque
con parque de 600MW )


Percentiles
31
ANÁLISIS


Semanas 1 a 9
Sin eólico

255 MW eólicos
600 MW eólicos
32
ANÁLISIS



ISOCOSTO FUTURO (semana 1)
33
ANÁLISIS

VALORES de AGUA con 600MW


34
ANÁLISIS

VALORES de AGUA con 255MW


35
ANÁLISIS

COMPARACION 600 vs 255MW


36
ANÁLISIS

600 MW eólicos


Disgreción estabilización de los valores del
agua al final horizonte temporal
Se observa que a la curva le toma un par de pasos
de tiempo tomar la forma característica. La
correspondiente al último paso de tiempo presenta
alguna anomalía, esto se desestimó y se tomaron
en cuenta todos los pasos de tiempo.
37
ANÁLISIS



38
CONCLUSIONES

• Resumen

• Los parques eólicos de gran porte resultan una
  opción atractiva para el Uruguay.
• Permiten mejorar el uso del lago de Terra,
  principal reserva energética del País (trabajando
  con cotas mas bajas, reduciendo costos de
  operación y mejorando la capacidad del embalse
  para administrar las variaciones en el caudal del
  río).

39
CONCLUSIONES

• Valor de la energía eólica
• a 90 US/MWh y con una inversión de 2 US/MW
  los parques resultan rentables en todas las
  crónicas de este estudio.

40
CONCLUSIONES

• El rol de las interconexiones
• el haber aislado el sistema interconectado
  nacional determinó que el SimSee realizara
  vertidos técnicos en el lago de Terra con mayor
  frecuencia a la esperada en presencia de potencia
  disponible a través de la interconexión. Esto
  determina cotas menores en Terra y por tanto un
  menor riesgo de vertimiento por exceso de
  reservas.
• Desde un punto de vista económico, su presencia
  reduciría los costos (asumiendo que al menos
  sustituirían el despacho de falla). Sin embargo
  la región no dispone de energía abundante y
  barata que pueda alterar drásticamente la
  evaluación del recurso eólico. En las condiciones
  actuales la energía importada no suele estar
  disponible salvo en condiciones de emergencia
  (para evitar el despacho de falla) y a costos del
  orden e incluso mayores a los que rentabilizan la
  eólica.

41
CONCLUSIONES

• Acciones futuras

• Refinar el modelo
• Estructura temporal con paso diario y postes
  monótonos, con un horizonte menor pero tomando
  Costos Futuros de los presentes resultados.
• Generadores térmicos con mínimo técnico, siendo
  los turbo vapor modelados como Generadores con
  costos de arranque y parada y los turbo gas como
  Generadores con encendido / apagado por poste
• Agregar fuentes de viento con datos de otros
  puntos convenientes existentes en el país. De ser
  posible obtener valores promediados en intervalos
  de tiempo menores.
• Generadores hidráulicos con lagos de Palmar y
  Salto modelados.

42
FIN
43
Monótona de Carga
Demanda 7 días
44
El Sistema de Energía Eléctrica

45
Tasa de descuento
46
Costo Futuro y Costo de Etapa
47
Operación del sistema.
48
9.60 m es la cota aguas abajo de Palmar para un
caudal turbinado igual al módulo del río 860 m3/s
49
ANÁLISIS

Diferencia en el Costo Térmico Período 2008 - 2017

Sin eólico - con 600 MW eólicos

50
ANÁLISIS

Diferencia en el Costo de Falla Período 2008 -
2017

Sin eólico - con 600 MW eólicos

51
ANÁLISIS

Potencia media eólica Período 2008 - 2017

Parque de 255 MW

F.U. 43,3
F.U. 38,2
52
ANÁLISIS

Evolución de la cota de Bonete Caso sin molinos,
Período 2008 - 2017


53
ANÁLISIS

Diferencia en costos térmico y de falla Período
2008 - 2017

Sin eólico - con 255 MW eólicos

54
ANÁLISIS

Evolución de las reservas en Bonete Sin parque vs
con parque de 255 MW


55
ANÁLISIS