Estudio de eficiencia energética y estabilidad de una micro-red en La Restinga, isla de El Hierro

UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA - INSTITUTO UNIVERSITARIO DE SISTEMAS INTELIGENTES Y APLICACIONES NUM´ ERICAS EN INGENIER´ IA - M´aster Oficial en Eficiencia Energ´etica Trabajo Final de M´aster Estudio de eficiencia energ´etica y estabilidad de una micro-red en La Restinga, isla de El Hierro Samuel Marrero Vera Tutor: Jos´e Fernando Medina Padr´on Diciembre - 2015 2 3 Agradecimientos: Quiero agradecer la dedicaci´on de mi tutor, Jos´e Fernando Medina Padr´on, para guiarme en la elaboraci´on de este Trabajo Final de M´aster. A Fidel Cabrera Quintero, por darme la opci´on de ubicar este trabajo en La Restinga, y facilitarme toda la informaci´on a su alcance. Al Consejo Insular de Aguas de El Hierro, por su colaboraci´on, y a todos los que, en mayor o menor medida, me han ayudado a llevar este estudio a cabo. Tambi´en, quiero agradecer a mis padres la oportunidad que me han dado de llegar hasta aqu´ı. Y a Shamira Bord´on Mart´ın, consejera, correctora, dise˜nadora gr´afica y apoyo fundamental, por su ayuda y su aliento incondicional. 4 ´ Indice general Lista de figuras 7 Lista de tablas 13 1. Introducci´on 15 1.1. Contextualizaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 1.2. Conceptos fundamentales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 1.3. Objeto............................... 21 1.4. Emplazamiento.......................... 22 1.5. Caracter´ısticas de la micro-red . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 1.6. Procedimiento........................... 25 1.7. Datosdepartida ......................... 26 1.8. Escenarios y modos de funcionamiento . . . . . . . . . . . . . 27 2. Modelado energ´etico de la micro-red 29 2.1. La herramienta: Homer ..................... 29 2.2. Procedimiento de dise˜no del modelo energ´etico de la micro-red 31 2.3. Modelo energ´etico de la micro-red . . . . . . . . . . . . . . . 34 2.3.1. Datos de entrada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 2.3.2. Primera Optimizaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 2.3.3. Estudios de sensibilidad preliminares . . . . . . . . . . 50 2.3.4. Segunda Optimizaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 2.3.5. Estudios de sensibilidad evaluativos . . . . . . . . . . 55 2.4. Selecci´on de escenarios de generaci´on . . . . . . . . . . . . . . 61 3. Modelado el´ectrico de la micro-red 63 3.1. La Herramienta: PowerWorld Simulator ............ 64 3.1.1. Modelo de planta fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . 64 3.1.2. Modelo de aerogenerador tipo 4 (full converter) . . . . 75 3.1.3. Modelo de Bater´ıa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 3.2. Dise˜no de la red de distribuci´on de energ´ıa el´ectrica de La Restinga.............................. 84 3.2.1. Red de distribuci´on en Media Tensi´on . . . . . . . . . 84 3.2.2. Red de distribuci´on en Baja Tensi´on . . . . . . . . . . 85 5 6´ INDICE GENERAL 3.3. Modelo el´ectrico de la Micro-red . . . . . . . . . . . . . . . . 86 3.3.1. Cargas del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 3.3.2. Conductores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 3.3.3. Protecciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 3.3.4. Transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 3.3.5. Generadores........................ 92 3.3.6. Bater´ıas.......................... 93 4. Estudio de estabilidad del sistema el´ectrico 95 4.1. Escenarios y modos de funcionamiento . . . . . . . . . . . . . 95 4.2. Pruebas en r´egimen permanente . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 4.2.1. Flujo de potencia activa . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 4.2.2. P´erdidas en el sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 4.2.3. Flujo de potencia reactiva . . . . . . . . . . . . . . . . 102 4.2.4. Tensiones del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 4.3. Pruebas en r´egimen din´amico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 4.3.1. Desconexi´on de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 4.3.2. Conexi´on de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 4.3.3. P´erdida de la l´ınea m´as cargada . . . . . . . . . . . . 125 4.3.4. P´erdida del mayor generador . . . . . . . . . . . . . . 126 4.3.5. Cortocircuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 4.3.6. Desconexi´on de la red . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 4.4. Conclusiones ...........................132 4.5. L´ıneas futuras de investigaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 ´ Indice de figuras 1.1. Situaci´on geogr´afica del Archipi´elago Canario y El Hierro. . . 16 1.2. Esquema de funcionamiento del sistema de ´osmosis inversa de la EDAM de La Restinga.Fuente: Consejo Insular de Aguas. 18 1.3. Esquema de funcionamiento del sistema remineralizaci´on y bombeo de la EDAM de La Restinga.Fuente: Consejo Insular de Aguas. ............................. 19 1.4. Esquema de funcionamiento del sistema de aguas de El Hierro.Fuente: Consejo Insular de Aguas. ............. 20 1.5. LaRestinga............................ 22 1.6. IsladeElHierro ......................... 23 2.1. El Hierro: curvas de demanda diaria(verde), curva de demanda media (azul) y curva de demanda media para 2027 (azul grueso). Elaboraci´on propia en base a datos de R.E.E. . . . . 36 2.2. Estimaci´on de la potencia el´ectrica de la c´amara frigor´ıfica. Fuente: Intracon. ......................... 38 2.3. Estimaci´on del consumo el´ectrico de la c´amara frigor´ıfica a lo largo del a˜no). Elaboraci´on propia en base a datos de Intracon. 38 2.4. Distribuci´on horaria de los periodos tarifarios en el sistema el´ectrico canario. Fuente: Gesternova. ............. 45 2.5. Localizaci´on de las zonas con posibilidad de instalar los aerogeneradores. Fuente: Grafcan. ................. 47 2.6. Recurso e´olico en Homer.Elaboraci´on propia a partir de datos del Mapa E´olico y Windfinder.com. .............. 48 2.7. Recurso solar en Homer.Fuente: Elaboraci´on propia a partir de datos del Mapa Solar de Canarias. ............. 48 2.8. Esquema del modelo inicial de la micro-red. . . . . . . . . . . 49 2.9. Resultado de la primera optimizaci´on en Homer. ....... 49 2.10. Resultado del estudio de sensibilidad sobre el modelo de aerogenerador para el E-53 en Homer. .............. 51 2.11. Resultado del estudio de sensibilidad sobre el ´angulo de instalaci´on de los m´odulos fotovoltaicos en Homer......... 52 7 8´ INDICE DE FIGURAS 2.12. Comparativa entre radiaci´on global horizontal (arriba), generaci´on fotovoltaica (centro) y demanda de la EDAM (abajo) en Homer.............................. 53 2.13. Resultado de la segunda optimizaci´on en Homer. ....... 54 2.14. Distribuci´on horaria de la potencia consumida a trav´es de la interconexi´on en Homer...................... 54 2.15. Comparativa de los resultados del estudio de sensibilidad sobre el precio de la energ´ıa. Escenario 1. . . . . . . . . . . . . . 57 2.16. Comparativa de los resultados del estudio de sensibilidad sobre el precio de la energ´ıa. Escenario 2. . . . . . . . . . . . . . 57 2.17. LCoE y Energ´ıa consumida a trav´es de la interconexi´on frente al aumento de la demanda de La Restinga y la instalaci´on de producci´on y transporte de aguas. Escenario 1. . . . . . . . . 59 2.18. LCoE y Energ´ıa consumida a trav´es de la interconexi´on frente al aumento de la demanda de La Restinga y la instalaci´on de producci´on y transporte de aguas. Escenario 2. . . . . . . . . 59 3.1. Esquema general del modelo de planta fotovoltaica. Fuente: WECC. .............................. 65 3.2. Diagrama de bloques del modelo REPC A. Fuente: WECC. . 66 3.3. Diagrama de bloques del modelo REEC B. Fuente: WECC. . 67 3.4. Diagrama de bloques del modelo REGC A. Fuente: WECC. . 68 3.5. Modelo de planta fotovoltaica. Control con potencia constante. 70 3.6. Modelo de planta fotovoltaica. Control con potencia reactiva constante.............................. 70 3.7. Modelo de planta fotovoltaica. Control a tensi´on constante. . 70 3.8. Modelo de planta fotovoltaica. Control a tensi´on constante y potencia reactiva constante. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.9. Modelo de planta fotovoltaica. Control a tensi´on constante y potencia reactiva constante a nivel de planta. . . . . . . . . . 71 3.10. Modelo de planta fotovoltaica. Control a tensi´on constante a niveldeplanta........................... 72 3.11. Modelo de planta fotovoltaica. Control de potencia reactiva a nivel de planta con control V/Q combinado. . . . . . . . . . 72 3.12. Modelo de planta fotovoltaica. Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado. . . . . . . . . . . . . . . . 73 3.13. Modelo de planta fotovoltaica. Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado y compensaci´on de la ca´ıda de tensi´on en la rama. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 3.14. Modelo de planta fotovoltaica. Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado, regulaci´on de potencia activa y prioridad de potencia reactiva. . . . . . . . . . . . . . 74 ´ INDICE DE FIGURAS 9 3.15. Modelo de planta fotovoltaica. Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado y regulaci´on de potencia activa con prioridad de potencia activa. . . . . . . . . . . . . 75 3.16. Esquema general del modelo de aerogenerador tipo 4 (full converter). ............................ 76 3.17. Diagrama de bloques del modelo REEC A. .......... 77 3.18. Diagrama de bloques del modelo WTGT A.Fuente: WECC. 78 3.19. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on local con prioridad de potencia activa. . . . . . . . . . . . . . . . . 79 3.20. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on local, prioridad de potencia activa y simulaci´on de oscilaci´on en el trendepotencia. ......................... 80 3.21. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control con factor de potencia constante. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 3.22. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control con potencia reactivaconstante. .......................... 80 3.23. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on local. 81 3.24. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control con potencia reactiva constante a nivel de planta. . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 3.25. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on a nivel deplanta. ............................. 81 3.26. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on a nivel de planta con compensaci´on de ca´ıda de tensi´on. . . . . . . . 82 3.27. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado. . . . . . . . . . . . . . 82 3.28. Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control con potencia reactiva constante a nivel de planta con control V/Q combinado. 82 3.29. Modelo de bater´ıas: (a) curva potencia-frecuencia del modo 4, (b) curva potencia-frecuencia del modo 5 y (c) curva caracter´ıstica del control de potencia reactiva. . . . . . . . . . . 84 4.1. Gr´afico del flujo de potencia activa del escenario DMed-Esc0 99 4.2. Gr´afico del flujo de potencia activa del escenario DMed-Esc1 99 4.3. Gr´afico del flujo de potencia activa del escenario DMed-Esc2. 99 4.4. Gr´afico de las p´erdidas en el escenario DMed-Esc0. . . . . . . 101 4.5. Gr´afico de las p´erdidas en el escenario DMed-Esc2. . . . . . . 101 4.6. Gr´afico del flujo de potencia reactiva del escenario DMed-Esc0 103 4.7. Gr´afico del flujo de potencia reactiva del escenario DMed-Esc1 103 4.8. Gr´afico del flujo de potencia reactiva del escenario DMed-Esc2 103 4.9. Gr´afico de tensiones del escenario DMed-Esc0. . . . . . . . . 105 4.10. Gr´afico de tensiones del escenario DMed-Esc1. . . . . . . . . 105 4.11. Gr´afico de tensiones del escenario DMed-Esc2. . . . . . . . . 105 4.12. Gr´afico de tensiones del escenario Dm´ın. . . . . . . . . . . . . 106 16 CAP´ ITULO 1. INTRODUCCI ´ ON de El Hierro, propiedad de UNELCO-ENDESA. Tal y como se explica en la p´agina web de Gorona del Viento [3] Figura 1.1: Situaci´on geogr´afica del Archipi´elago Canario y El Hierro. Finalmente, en agosto de 2013 finalizaban las obras del ”sistema de autoabastecimiento energ´etico”para, posteriormente, en febrero de 2014 comenzar la fase de pruebas t´ecnicas en el complejo que llevar´ıan a su inauguraci´on en junio del mismo a˜no. Actualmente, en la central hidroe´olica de El Hierro contin´uan realiz´andose pruebas con el objetivo de conseguir una operaci´on completamente efectiva de la misma. Por otro lado, el Cabildo de El Hierro, por medio del Consejo Insular de Aguas ha desarrollado en los ´ultimos a˜nos un Plan Hidrol´ogico Insular con el objetivo de caracterizar las necesidades de agua existentes en la isla, los recursos h´ıdricos de que dispone, la capacidad de producci´on y reutilizaci´on de agua y el modelo de gesti´on del agua. Todo ello con el objetivo atender las necesidades futuras de la isla sin deteriorar los recursos hidrol´ogicos existentes. Algunos de los objetivos de este Plan Hidrol´ogico Insular son, como se describen en su Memoria de Ordenaci´on [4], los siguientes: Cumplimiento de las demandas totales, garantizando los vol´umenes y calidades requeridas para cada una de las unidades de demanda. Gesti´on eficiente de la demanda conjuntamente con los recursos disponibles. Apoyar la mejora y la eficiencia de la gesti´on de los servicios de abastecimiento y riego. 1.1. CONTEXTUALIZACI ´ ON 17 Regulaci´on insular de los recursos impulsando la eficiencia energ´etica en captaci´on, producci´on y transporte. Otro aspecto clave, para entender la necesidad de una instalaci´on como la propuesta en este estudio, es el dise˜no de la red de distribuci´on de energ´ıa el´ectrica en la isla de El Hierro. Dada la escasa poblaci´on y la ausencia de instalaciones que precisen de grandes cantidades de energ´ıa para su funcionamiento, hasta la fecha no ha sido necesaria la implantaci´on de una red de transporte de energ´ıa el´ectrica en alta tensi´on. No obstante, la isla se encuentra abastecida a trav´es de una red de distribuci´on en media tensi´on (20kV ), que alimenta las distintas redes de distribuci´on en baja tensi´on en cada una de las poblaciones. Este tipo de sistemas de distribuci´on limitan, no solo la capacidad de env´ıo de energ´ıa a trav´es de las l´ıneas, sino tambi´en las distancias que pueden ser salvadas por ´estas, ya que las p´erdidas son mayores a las que se producen en sistemas de transporte a mayores tensiones. Especial menci´on merece el pueblo de La Restinga, en el t´ermino municipal de El Pinar, que se conecta al resto del sistema el´ectrico de la isla a trav´es de una ´unica l´ınea de media tensi´on (20kV ) de 12km de longitud. Esto hace de La Restinga un punto conflictivo del sistema el´ectrico, dadas las p´erdidas que se producen en la l´ınea y la imposibilidad de asegurar la calidad y seguridad de un suministro que cuenta con una sola l´ınea de alimentaci´on. Es por esto, que se desea plantear la posibilidad de convertir La Restinga en una poblaci´on que genere y consuma su propia energ´ıa de manera optimizada, convirtiendo la l´ınea el´ectrica que la conecta con el resto del sistema, en un mero respaldo. Esta idea encaja perfectamente en el concepto de micro-red que, si bien, no est´a definido estrictamente, hace referencia a aquellos sistemas el´ectricos a peque˜na escala que gestionan su propia generaci´on y consumo de energ´ıa. Existe la discusi´on sobre si la micro-redes, por definici´on, deben ser instalaciones aisladas, el´ectricamente, del resto del sistema el´ectrico. No obstante, aqu´ı entenderemos la interconexi´on el´ectrica con el resto de la isla como un factor de seguridad y estabilidad en la micro-red, que no tiene por qu´e ser imprescindible para la correcta operaci´on de ´esta. Lo contrario ser´ıa desechar una soluci´on existente a posibles problemas de estabilidad que pudieran plantearse, teniendo en cuenta que, actualmente, La Restinga se encuentra abastecida de energ´ıa el´ectrica a trav´es de esta misma l´ınea. En resumen, dentro de la estrategia de optimizaci´on integral de los recursos y las infraestructuras, tanto el´ectricas como de producci´on de agua dulce, se mezclan una serie t´ecnicas para la gesti´on ´optima de los sistemas de producci´on y transporte de agua de abasto, algunas de las cuales, se han empleado en este Trabajo de Fin de M´aster (TFM), con sistemas de gesti´on activa de la demanda el´ectrica, que permiten optimizar la producci´on de energ´ıas renovables. De este modo, podr´ıa ser tecnol´ogicamente viable 18 CAP´ ITULO 1. INTRODUCCI ´ ON aplicar una serie de t´ecnicas con las que se consiga satisfacer la demanda de agua de una poblaci´on como la de La Restinga y sus alrededores, maximizando la eficiencia energ´etica y econ´omica del sistema, a la vez que se dota de estabilidad a un sistema el´ectrico basado, en la mayor medida posible, en fuentes de energ´ıas renovables con las tecnolog´ıas actuales. Funcionamiento del sistema de aguas de El Hierro En conversaciones con el Consejo Insular de Aguas se nos ha facilitado informaci´on sobre el funcionamiento actual del sistema de aguas de la isla. En este punto es necesario hacer un reconocimiento y un agradecimiento a este organismo p´ublico por su colaboraci´on para la realizaci´on de este TFM. La Estaci´on Depuradora de Agua de Mar (EDAM) de La Restinga, est´a compuesta por dos m´odulos independientes de desalaci´on por ´osmosis inversa. Para cada uno de ellos existe un pozo de captaci´on independiente de donde se aspira el agua de mar, posteriormente, esta agua es impulsada al interior de los tubos de ´osmosis inversa, de los que salen dos flujos de agua separados. Por un lado, el agua de rechazo, salobre, es conducida a un sistema de recuperaci´on de energ´ıa antes de ser desechada. Por otro lado, el agua de producto, ya desalada, pasa a un sistema de remineralizaci´on para, a continuaci´on, ser bombeada hasta el dep´osito m´as pr´oximo, el dep´osito de Hoya Los Roques. Figura 1.2: Esquema de funcionamiento del sistema de ´osmosis inversa de la EDAM de La Restinga.Fuente: Consejo Insular de Aguas. En cuanto a los equipos instalados en la EDAM de La Restinga, el m´odulo 1 est´a compuesto por 5 tubos de ´osmosis inversa que reciben el agua de mar a presi´on mediante una bomba de alta presi´on movida por un motor el´ectrico de 110 kW. Este m´odulo cuenta con un sistema de recuperaci´on de presi´on del agua de rechazo donde ´esta se emplea para elevar la presi´on del agua de mar desde los 3 hasta los 57 bares, posteriormente, tanto la bomba de alta presi´on como la booster elevan la presi´on del agua hasta los 1.1. CONTEXTUALIZACI ´ ON 19 aproximadamente 60 bares que necesitan los tubos de ´osmosis inversa para funcionar. Figura 1.3: Esquema de funcionamiento del sistema remineralizaci´on y bombeo de la EDAM de La Restinga.Fuente: Consejo Insular de Aguas. El m´odulo 2 cuenta con 12 tubos de ´osmosis inversa alimentados por una bomba de alta presi´on movida por un motor el´ectrico de 250 kW. Este m´odulo, a diferencia del m´odulo 1, cuenta con un sistema de recuperaci´on de energ´ıa consistente en una turbina Pelton acoplada al eje del motor el´ectrico y de la bomba. En ella se inyecta el agua de rechazo, generando as´ı un par motriz que alivia la carga del motor el´ectrico, siendo mucho menos eficiente que el sistema instalado en el m´odulo 1, m´as moderno. Cada uno de estos dos m´odulos cuenta, adem´as, con una bomba de aspiraci´on que extrae el agua del pozo de aspiraci´on, con una potencia el´ectrica de 7.5 kW cada una. Adem´as, existen dos bombas gemelas de 30 kW cada una para llevar el agua desalada al dep´osito situado en Hoya Los Roques, denominadas bombas de producto, vinculadas cada una a uno de los m´odulos de desalaci´on. El esquema gr´afico de la instalaci´on de desalaci´on de la EDAM se puede observar en las figuras 1.2 y 1.3. Actualmente no existe ning´un sistema de gesti´on de la producci´on de agua desalada propiamente dicho, principalmente porque la instalaci´on no fue dise˜nada con la intenci´on de poder ser gestionada ya que las plantas desaladoras con capacidad de regulaci´on est´an en fase experimental todav´ıa. Por ello, la EDAM funciona de tal forma que el m´odulo 1 se usa de manera cont´ınua, ya que es el m´as moderno m´as eficiente, y el m´odulo 2, m´as antiguo y costoso, se pone en marcha solo cuando se precisa aumentar la capacidad de desalaci´on. Esta informaci´on ha sido facilitada por el Consejo Insular de Aguas. En cuanto al sistema de distribuci´on de aguas de la isla, ya el propio Plan Hidrol´ogico Insular ([?]) hace referencia a la disponibilidad insular de los recursos h´ıdricos y a la equidad y homogeneidad en el acceso a ´estos por parte de los herre˜nos. De este modo, la gesti´on puramente t´ecnica del 20 CAP´ ITULO 1. INTRODUCCI ´ ON agua se realiza de manera global para toda la isla, siguiendo el criterio de mantener el dep´osito principal lleno en todo momento en cada una de las dos zonas geogr´aficas en las que ´esta se divide. Este dep´osito principal, en la zona de Valverde, a la que pertenece La Restinga, es el que se encuentra en Masilva. As´ı, el agua ser´a bombeada sucesivamente hasta este dep´osito con el objetivo de mantenerlo lleno, asegurando as´ı el suministro, por gravedad, a las distintas poblaciones. El esquema gr´afico del sistema de aguas de El Hierro se encuentra en la figura 1.4. Figura 1.4: Esquema de funcionamiento del sistema de aguas de El Hierro.Fuente: Consejo Insular de Aguas. 1.2. Conceptos fundamentales Generaci´on distribuida: tradicionalmente, los sistemas el´ectricos se han configurado de manera que la generaci´on de potencia queda centralizada en unos pocos puntos de generaci´on con una gran potencia instalada. Al otro lado de las redes de distribuci´on se encuentran los centros de consumo, diseminados por el territorio y, generalmente, a gran distancia de los puntos de generaci´on. Este modelo ha permanecido vigente durante d´ecadas, sin embargo, el desarrollo de nuevas tecnolog´ıas de generaci´on no contaminantes y, sobre todo, el aumento exponencial de la potencia demandada en los centros de consumo ha hecho que se comience a cuestionar este paradigma. Y es que la mayor demanda implica, actualmente, un mayor tr´ansito de potencia por las l´ıneas de transporte y distribuci´on, lo que obliga a sobredimensionarlas y hace disminuir la eficiencia de los sistemas el´ectricos. 1.3. OBJETO 21 En los ´ultimos a˜nos ha crecido el inter´es por el estudio de los beneficios e inconvenientes de la generaci´on distribuida (G.D.) en los sistemas el´ectricos actuales como soluci´on a esta problem´atica. Si bien no existe un consenso sobre la definici´on de generaci´on distribuida, la Comisi´on Europea ha publicado un informe sobre la Generaci´on Distribuida en Europa [5], donde se establece la siguiente definici´on: Un generador distribuido es una fuente de potencia el´ectrica, conectada a la red de distribuci´on, atendiendo a los consumos adyacentes o proporcionando apoyo a la red de distribuci´on. Adem´as, en este documento se enumeran algunas ventajas e inconvenientes de la G.D.: •Ventajas: la presencia de generadores cercanos a los consumos reduce las congestiones en la red de distribuci´on y reduce las p´erdidas en el conjunto del sistema, siempre que la potencia de los generadores distribuidos no sea excesiva. La generaci´on distribuida brinda la oportunidad de generar islas intencionadamente en el sistema, mejorando la seguridad del suministro. •Inconvenientes: la presencia de multitud de generadores en las redes de distribuci´on puede producir flujos de potencia en sentido inverso por las l´ıneas, lo que aumenta la complejidad de los sistemas de protecci´on, y mayores potencias de cortocircuito en los puntos de consumo. Los generadores renovables tienen menos capacidad de respuesta a las variaciones de carga, por lo que se requiere mayor potencia de reserva. Micro-redes: las micro-redes son un caso particular de generaci´on distribuida, seg´un la revisi´on realizada por el equipo de Estefan´ıa Planas para la Universidad del Pa´ıs Vasco (UPV)[6], las Micro-redes son sistemas integrados en los que fuentes de energ´ıa distribuidas crean una red que alimenta un n´umero variable de cargas distribuidas. La clave de la definici´on de micro-red est´a en la palabra integrados, ya que el concepto consiste en la gesti´on local tanto de la generaci´on como del consumo de potencia, generalmente a trav´es de las redes de distribuci´on. Adem´as, aunque no es un requisito intr´ınseco de las micro-redes, se suele asociar este concepto al funcionamiento aislado, sin conexi´on con un sistema el´ectrico mayor, bien por la inexistencia de ´este o bien porque las circunstancias del sistema el´ectrico lo hagan recomendable. 1.3. Objeto El objetivo de este Trabajo de Fin de M´aster es estudiar la eficacia y eficiencia de la implantaci´on de una micro-red en La Restinga (El Hierro). Esta micro-red deber´a satisfacer las necesidades energ´eticas de la poblaci´on y, 22 CAP´ ITULO 1. INTRODUCCI ´ ON adem´as, ser capaz de proporcionar energ´ıa para cumplir con los requerimientos de desalaci´on, bombeo y depuraci´on de aguas en la zona, minimizando las p´erdidas en el sistema el´ectrico y maximizando su estabilidad. 1.4. Emplazamiento El emplazamiento seleccionado para evaluar la posibilidad de implantar una micro-red, en los t´erminos que se han descrito, es el pueblo de La Restinga, perteneciente al t´ermino municipal de El Pinar, en la isla de El Hierro, la m´as peque˜na de las Islas Canarias. La Restinga tiene una poblaci´on prevista de 598 habitantes para 2015 [4], que viven, principalmente, de la pesca y el tursimo. Figura 1.5: La Restinga La Restinga se presenta como un lugar interesante para la realizaci´on de este estudio, en primer lugar, por su localizaci´on geogr´afica, alejado de otros n´ucleos de poblaci´on importante. Esto hace que el abastecimiento de energ´ıa, m´axime en un sistema peque˜no como el herre˜no, sea complicado, m´as a´un cuando este abastecimiento se produce a trav´es de una ´unica l´ınea de distribuci´on en media tensi´on, como ya se ha explicado. Adem´as, esta situaci´on geogr´afica hace que las condiciones clim´aticas sean excelentes para la generaci´on de energ´ıas renovables, dadas la calidad y cantidad de recurso e´olico y solar. Por otro lado, el tama˜no de la localidad y de la demanda el´ectrica asociada hacen interesante la implantaci´on de una micro-red en ella, ya que permite establecer un objetivo ambicioso, en un entorno desarrollado, pero, sin embargo, con ciertas garant´ıas de viabilidad t´ecnica a priori. Adem´as, es muy importante resaltar que, salvo las instalaciones de generaci´on de 1.5. CARACTER´ ISTICAS DE LA MICRO-RED 23 energ´ıa, el resto de instalaciones existen actualmente en La Restinga, incluido un sistema de producci´on y transporte de agua que puede ser utilizado como elemento regulador del sistema el´ectrico. Este aspecto da un plus de verosimilitud e inter´es al estudio, bajo nuestro punto de vista. Figura 1.6: Isla de El Hierro 1.5. Caracter´ısticas de la micro-red Antes de comenzar con el dise˜no de la micro-red, y una vez conocidas las caracter´ısticas y necesidades del entorno en el que ´esta se va a estudiar, es necesario conocer las premisas de partida que se han tomado para definir el alcance y las caracter´ısticas de la micro-red. Las premisas que se han seguido para definir la micro-red han sido las siguientes: ´ Ambito geogr´afico: la micro-red se circunscribe al entorno geogr´afico de La Restinga, tomando como espacio f´ısico de ´esta, el pueblo y sus alrededores, incluyendo los dep´ositos de agua de Hoya Los Roques y la estaci´on de bombeo adyacente. ´ Ambito el´ectrico: hace referencia al conjunto de elementos e instalaciones que se considerar´an como propios de la micro-red y que ser´an gestionados en beneficio de ´esta. Estas instalaciones incluyen la red de distribuci´on en B.T. de La Restinga, las l´ıneas de M.T. dentro del ´ambito geogr´afico de la micro-red y la l´ınea de M.T. que une La Restinga con el C.T. de Taibique y, por ende, con el resto del sistema el´ectrico de la isla. Adem´as, se considerar´a que las instalaciones de 24 CAP´ ITULO 1. INTRODUCCI ´ ON producci´on y bombeo de agua dentro del ´ambito geogr´afico podr´an ser gestionadas con objetivos tanto energ´eticos como de seguridad del suministro. Criterio de gesti´on de la energ´ıa: el objetivo principal de este documento es estudiar la implantaci´on de una micro-red con el objetivo de convertir La Restinga en un sistema autoabastecido de energ´ıa mediante fuentes renovables e interconectado con el resto del sistema el´ectrico, pudiendo funcionar, tambi´en, como un sistema aislado. Se tratar´a de encontrar la combinaci´on adecuada de fuentes de energ´ıa renovables que permitan satisfacer las necesidades energ´eticas de La Restinga de la manera m´as eficiente posible. Con este objetivo, se plantear´a lo posibilidad de establecer una gesti´on conjunta de la producci´on y bombeo de agua en base a la disponibilidad de potencia el´ectrica. Para ello se tendr´an en cuenta, tanto las necesidades de suministro de agua, como la disponibilidad de capacidad de generaci´on renovable. La idea es utilizar el almacenamiento disponible para producir y bombear agua desalada en los momentos en los que la energ´ıa sea m´as barata, lo que, con los precios actuales de la energ´ıa, sucede cuando se emplean fuentes de energ´ıa renovables. Pese a las caracter´ısticas del sistema el´ectrico de El Hierro, y en particular de La Restinga, que cuentan con un sistema de distribuci´on de energ´ıa el´ectrica desarrollado, seguro y fiable, se ha decidido plantear una desconexi´on total del sistema por parte de la micro-red. Ese escenario permitir´ıa mantener la seguridad del suministro en toda circunstancia, y dar´ıa una mayor flexibilidad al sistema el´ectrico insular a la hora de su operaci´on. Por lo tanto, el objetivo principal de este estudio es evaluar la micro-red tratando de minimizar al m´aximo el tr´ansito de potencia por la l´ınea de interconexi´on con el resto del sistema, consiguiendo as´ı reducir las p´erdidas que se producen en ´esta, y a su vez, planteando su posible desconexi´on del resto del sistema insular. En cualquier caso, se tendr´a en cuenta la posibilidad de instalar un grupo electr´ogeno propio de la micro-red y se evaluar´a su idoneidad a lo largo del procedimiento de dise˜no. Criterio de gesti´on del agua: dado que el ´ambito de estudio de este documento se limita a La Restinga y su entorno m´as inmediato, los recursos y necesidades tenidas en cuenta en ´este se circunscribir´an a este ´ambito. De este modo, el criterio de gesti´on del agua ser´a asegurar el suministro de agua para la poblaci´on de La Restinga, bombeando el excedente a estaciones de bombeo superiores, que no ser´an tenidas en cuenta en este estudio. Por otro lado, el patr´on de desalaci´on que se ha tenido en cuenta est´a basado en los datos reales de desalaci´on y no en las necesidades de agua particulares de La Restinga. 1.6. PROCEDIMIENTO 25 1.6. Procedimiento Este estudio se basa en la creaci´on de dos modelos distintos para el estudio de la micro-red. Uno de ellos se ha empleado para estudiar las necesidades energ´eticas del sistema a trav´es de un programa inform´atico espec´ıfico para este tipo de estudios. Una vez obtenidos los resultados de este primer estudio, en los que se establecer´an las combinaciones de potencias de las diferentes tecnolog´ıas de generaci´on que hacen que el coste de la energ´ıa sea el menor posible, se han usado estos resultados como escenarios del segundo estudio. Este estudio consiste en un estudio de estabilidad del sistema el´ectrico. Los pasos que se han seguido en la realizaci´on de este estudio son los siguientes: •Modelado energ´etico de la micro-red: en Homer, se ha creado un modelo de la micro-red en el que se incluye, como cargas, las pertenecientes al pueblo, los consumos especiales y la planta desaladora. ´ Esta ´ultima, se ha modelado como una carga diferible del sistema, es decir, una carga que Homer puede conectar y desconectar en funci´on de la disponibilidad de energ´ıa barata, respetando la energ´ıa diaria consumida que se ha especificado previamente y empleando la potencia establecida. El programa permite, adem´as, establecer una o varias capacidades de almacenamiento y m´argenes de regulaci´on. El modelo incluye, tambi´en, una serie de generadores y acumuladores que han sido calculados. Todo ello alimentado con datos econ´omicos y de recursos naturales. Se han buscado las potencias instaladas de los generadores y los tama˜nos de los acumuladores que proporcionen un coste de la energ´ıa menor. •Selecci´on de escenarios de generaci´on: en base al modelado de la micro-red, se han seleccionado aquellas configuraciones que suponen un menor coste de la energ´ıa (COE). Estas configuraciones se han utilizado como escenarios de generaci´on en los que se basa el posterior estudio de estabilidad. •Modelado el´ectrico de la micro-red: en PowerWorld, se ha modelado la red de distribuci´on de La Restinga y su interconexi´on con el resto del sistema el´ectrico de la isla, asignando a cada elemento del sistema sus par´ametros correspondientes. •Estudio de estabilidad: una vez modelada la red, se han a˜nadido distintos escenarios de generaci´on, en funci´on de los datos que se obtuvieron. Posteriormente, se han realizado distintos estudios de estabilidad en r´egimen permanente y en r´egimen transitorio, 32 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED que engloba la desalaci´on, el bombeo y el almacenamiento de agua desalada, de modo que el conjunto sea tratado como una carga gestionable. Homer nos permite crear un modelo relativamente realista de la instalaci´on que se desea dise˜nar, teniendo en cuenta los factores ambientales que afectan a la generaci´on de energ´ıa basada en fuentes renovables, las fuentes de generaci´on disponibles y la demanda a satisfacer. De este modo, podemos ordenar las diferentes opciones de configuraci´on del sistema en funci´on de su COE(2.2) y, adem´as, tener datos suficientes y relativamente fiables del comportamiento energ´etico de cada una de las opciones. As´ı, es posible realizar un dise˜no de la micro-red basado en datos y predicciones, y no en estimaciones. A la hora de aportar los datos que Homer precisa, se ha tratado de contar con datos fiables, por ello, los datos empleados provienen, en su mayor´ıa, de instituciones p´ublicas, bien auton´omicas o bien estatales; fabricantes o casos reales comparables. Los pasos seguidos en la creaci´on del modelo energ´etico de la micro-red son los siguientes: Creaci´on del modelo energ´etico de la micro-red: en primer lugar, se aportaron a Homer todos los datos que necesita para desarrollar las simulaciones. Estos datos sirven, b´asicamente, para parametrizar cada uno de los elementos que pueden confomar el sistema, incluyendo datos t´ecnicos, econ´omicos y clim´aticos. Primera Optimizaci´on: Una vez parametrizados todos los elementos de la micro-red en el programa, se establecieron distintos valores posibles de tama˜no para cada uno de ellos, de modo que Homer pudiera, en una Primera Optimizaci´on, estudiar las m´ultiples combinaciones y ordenarlas en funci´on del coste estimado de la energ´ıa. Los valores asignados en esta etapa inicial cubrieron m´argenes amplios, con el objetivo de establecer, grosso modo, el peso de cada tecnolog´ıa de generaci´on en la micro-red. En este estudio se evalu´o el comportamiento de diferentes aerogeneradores en la instalaci´on, Homer solo permite a˜nadir dos tipos de aerogenerador, por lo que, en este primer paso, se a˜nadieron a la simulaci´on dos de los modelos, dando la posibilidad al programa de estudiar la micro-red con y sin cada uno de ellos y en distintas cantidades. Estudios de sensibilidad preliminares: tras esta Primera Optimizaci´on, y conociendo, vagamente, la potencia ´optima de cada tipo de generaci´on, se realizaron, sobre la soluci´on m´as satisfactoria para Homer, una serie de estudios de sensibilidad a fin de concretar algunos aspectos claves en el dise˜no de la micro-red. •Estudio de sensibilidad sobre el tipo de aerogenerador: la idoneidad de un modelo de aerogenerador frente al resto depen- 2.2. PROCEDIMIENTO DE DISE ˜ NO DEL MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED33 der´a de las condiciones de viento de la zona, la curva de potencia, el precio de cada aerogenerador y las caracter´ısticas de la demanda. Este estudio trat´o de aclarar cu´al de los distintos modelos de aerogenerador proporciona un mejor comportamiento en la microred en cuesti´on. Con este objetivo, se fijaron todos los par´ametros, excepto el n´umero de aerogeneradores que se pod´ıa instalar, usando los valores obtenidos en la Primera Optimizaci´on. En funci´on de los resultados, se eligi´o el modelo de aerogenerador que se emple´o en la micro-red. •Estudio de sensibilidad sobre el ´angulo de instalaci´on de los m´odulos fotovoltaicos: un par´ametro clave en la producci´on de energ´ıa el´ectrica basada en el efecto fotoel´ectrico es el ´angulo de instalaci´on de los m´odulos fotovoltaicos. Esto se debe a que la energ´ıa producida por ´estos depende fuertemente del ´angulo de incidencia de la luz, y ´este var´ıa a lo largo del d´ıa, pero tambi´en a lo largo del a˜no. Modificando el ´angulo de instalaci´on, se puede modificar la producci´on global a lo largo del a˜no, pero lo m´as interesante en este caso es poder maximizar la producci´on fotovoltaica en aquellas ´epocas del a˜no en las que sea necesario, minimiz´andola en el momento en el que no se precise tanta energ´ıa o se produzca un excedente de producci´on. Para esto, se tomaron los datos provenientes del Estudio de sensibilidad sobre el tipo de aerogenerador y se realiz´o una simulaci´on, en la que el programa dispuso de varios ´angulos de instalaci´on del generador fotovoltaico, para as´ı avaluar su desempe˜no a lo largo del a˜no. Segunda Optimizaci´on: una vez aclarados, mediante los estudios de sensibilidad, estos par´ametros, se lanz´o de nuevo la simulaci´on con todos los tama˜nos posibles de cada elemento de la micro-red. Sin embargo, esta vez el tipo de aerogenerador y el ´angulo de los m´odulos fotovotaicos fueron los obtenidos en el paso anterior. Con este paso, conocimos de modo m´as acertado, el peso ´optimo aproximado de cada tipo de generaci´on en el mix energ´etico del sistema. Tercera Optimizaci´on: cuando ya se conocieron estos valores aproximados, se elabor´o una nueva simulaci´on en la que se incluyeron nuevos tama˜nos para los distintos elementos del sistema. Estos nuevos valores fueron pr´oximos a los obtenidos en la Segunda Optimizaci´on y su margen de variaci´on fue inferior al empleado en el paso anterior. De esta manera se pudo ajustar los tama˜nos de los distintos elementos para conseguir una configuraci´on ´optima que represente el modelo de la micro-red que se plantea desarrollar. Estudios de sensibilidad evaluativos: una vez ordenadas las configuraciones definitivas en funci´on de su idoneidad, se seleccionaron 34 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED las mejores para realizar un estudio m´as exhaustivo. Para evaluar la solidez de las distintas soluciones ´optimas se realizaron varios estudios de sensibilidad con el objetivo de evaluarlos. •Estudio de sensibilidad sobre el precio de la energ´ıa: dado el contexto existente entorno al mercado de la energ´ıa, tanto a nivel nacional, con las pol´ıticas que se han llevado a cabo en relaci´on con el coste de la energ´ıa, como a nivel internacional, con la disminuci´on de las reservas de petr´oleo, los cada vez mayores costes de extracci´on y, por ende, la tendencia alcista del precio de los hidrocarburos, es probable que en los pr´oximos a˜nos se produzca un aumento generalizado del precio de la energ´ıa en Espa˜na. Sin embargo, el caso de El Hierro es un caso muy particular y, si definitivamente Gorona del Viento consigue funcionar y, sobre todo, si se consigue un tratamiento diferencial en materia de costes de la energ´ıa, puede que la tendencia en los precios de la energ´ıa en la isla sea totalmente opuesta. Para tener en cuenta esta disyuntiva y su efecto sobre los resultados de las simulaciones, se tom´o como variable independiente el precio de la energ´ıa, se establecieron varios precios por encima y por debajo del precio fijado inicialmente, y se estudi´o el efecto que esta variaci´on tiene sobre el resto de variables dependientes. •Estudio de sensibilidad sobre la evoluci´on de la demanda el´ectrica: otro par´ametro clave para la eficacia y eficiencia del sistema es el volumen de la demanda el´ectrica a satisfacer. Puesto que la demanda a satisfacer en el horizonte temporal establecido no es m´as que una estimaci´on, conviene estudiar si el modelo soportar´ıa, en t´erminos econ´omicos y t´ecnicos, una demanda distinta a la prevista. Para estudiar este efecto, se llev´o a cabo un procedimiento como el establecido en el apartado anterior, siendo, en este caso, la demanda el´ectrica de ”La Restinga”la variable independiente de la prueba. 2.3. Modelo energ´etico de la micro-red 2.3.1. Datos de entrada Como ya se ha puntualizado, Homer necesita una serie de datos para realizar los c´alculos que le permiten caracterizar y clasificar las distintas combinaciones de elementos que se le aportan. A continuaci´on, se detallan los datos empleados para la elaboraci´on del modelo energ´etico de la microred, as´ı como su procedencia. 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 35 Datos de demanda el´ectrica Una parte importante del modelo es aquella que hace referencia a la caracterizaci´on de las cargas que conforman el sistema. Este punto es el m´as importante a la hora de darle la m´axima veracidad al estudio, por ello se han tomado datos reales provenientes de organismos directamente relacionados con la red actualmente, v´ease Red El´ectrica de Espa˜na oConsejo de Aguas de El Hierro. Las cargas que se han modelado son: el pueblo de ”La Restinga”, la c´amara frigor´ıfica del puerto de La Restinga y el conjunto formado por la EDAM, con su estaci´on de bombeo, y el dep´osito de almacenamiento de agua de Hoya Los Roques, que tambi´en cuenta con un bombeo asociado. Homer requiere una serie de datos con respecto a las cargas que componen el sistema, generalmente, la potencia demandada y la energ´ıa consumida a lo largo del tiempo. Sin embargo, en funci´on del tipo de carga con que estemos tratando, los requisitos ser´an diferentes. A continuaci´on se explica c´omo se ha realizado el modelado de estas cargas. Demanda el´ectrica de La Restinga: La curva de demanda el´ectrica de La Restinga se ha obtenido en base a datos publicados por REE. Estos datos han sido ajustados para estimar la demanda en La Restinga siguiendo el siguiente procedimiento: •Recogida de datos: en la aplicaci´on que facilita REE en su p´agina web se publican datos de potencia demandada cada 10 minutos en cada uno de los sistemas el´ectricos del Estado de Espa˜na [7]. Para este estudio se han tomado datos de cuatro d´ıas de cada mes de 2013 y otros cuatro d´ıas de cada mes de 2014. Estos cuatro d´ıas corresponden a dos d´ıas en fin de semana y otros dos del resto de la semana. Se ha hecho as´ı puesto que Homer establece una curva de demanda horaria anual en funci´on de los perfiles de consumo horario que se definen, pudiendo distinguir entre d´ıas en fin de semana y d´ıas del resto de la semana de cada mes. •Elaboraci´on de la curva de demanda de El Hierro: se ha creado un algoritmo que, en base a Matlab, y con los datos recogidos, crea una curva de demanda horaria de El Hierro como la que se observa en la figura 2.1. Para ello, la aplicaci´on hace una media de las potencias demandadas cada diez minutos de cada hora y calcula la curva media horaria de cada muestra diaria. Una vez obtenidas las cuatro curvas horarias de cada uno de los d´ıas de muestra, el algoritmo hace una media de estas cuatro curvas, hora a hora, para obtener una ´unica curva de demanda horaria. Una vez obtenida las curvas horarias que representa el comportamiento de la demanda el´ectrica de la isla en cada mes, se ha 36 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED Figura 2.1: El Hierro: curvas de demanda diaria(verde), curva de demanda media (azul) y curva de demanda media para 2027 (azul grueso). Elaboraci´on propia en base a datos de R.E.E. establecido un factor de escala para tener en cuenta el efecto del aumento de la demanda en el tiempo, tal y como se formula en el segundo tomo de las Directrices de Ordenaci´on Sectorial de Energ´ıa (D.O.S.E.) del Gobierno de Canarias [8]. En este documento se establece, para 2020 un aumento del consumo energ´etico de la isla de un 35,49 % en su escenario de demanda m´as elevada. Puesto que el horizonte temporal de este estudio finaliza en 2027, tomaremos este valor como el horizonte de demanda de dicho a˜no. Evoluci´on de la demanda el´ectrica en El Hierro A˜nos D. Med (GWh) D. M´ın (GWh) D. M´ax (GWh) Pob. (Miles) 2012 44.88 44.88 44.88 11.03 2013 45.78 43.76 46.90 12.01 2014 47.15 44.20 49.25 12.25 2015 48.33 44.73 51.22 12.45 2016 48.82 45.27 52.75 12.65 2017 49.55 45.94 54.07 12.86 2018 50.74 46.40 55.70 13.07 2019 52.21 47.75 57.37 13.28 2020 54.04 49.18 60.81 13.66 Cuadro 2.1: Evoluci´on prevista de la demanda el´ectrica para la isla de El Hierro. Fuente: D.O.S.E. •Elaboraci´on de la curva de demanda de La Restinga: a la curva de carga de El Hierro se le han aplicado dos correcciones 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 37 para estimar la curva de demanda de La Restinga. La primera correcci´on es un factor de escala en funci´on del porcentaje de poblaci´on que supone La Restinga con respecto al total de El Hierro (5,32 %). La segunda, es una reducci´on de la demanda para excluir la demanda que se produce por la producci´on y bombeo de agua desalada, que ser´a tenida en cuenta de forma espec´ıfica. Seg´un los datos facilitados por el Consejo Insular de Aguas, la energ´ıa consumida por todas las instalaciones de extracci´on, producci´on y transporte de agua de abasto, en el a˜no 2014, fue de 12638.24 MWh. Si comparamos este dato con los incluidos en las D.O.S.E.[8], para el mismo a˜no, y en el supuesto de una evoluci´on baja de la demanda (dada la tendencia en la demanda y la coyuntura econ´omica), encontramos que esta cifra supone el 28 % de la demanda total de la isla. Si bien, el dato de consumo total de energ´ıa del Consejo Insular de Aguas se refiere a las instalaciones repartidas por toda la isla. Por ello, para la adecuaci´on de la curva de demanda de El Hierro a las caracter´ısticas de La Restinga, no ha sido tenido en cuenta de forma directa ese porcentaje, ya que la relaci´on entre el volumen de instalaciones de producci´on y transporte de agua y la poblaci´on es muy superior en el supuesto de la micro-red planteada que en el global de la isla. De este modo, se decidi´o tomar, como porcentaje estimado de la demanda para la gesti´on del agua, el 40 % de la energ´ıa total demandada en un a˜no en La Restinga. Porcentaje que se restar´a de la curva de potencia correspondiente. Demanda el´ectrica de la c´amara de refrigeraci´on del puerto: puesto que no se dispone de datos reales de esta instalaci´on, se ha realizado una estimaci´on de su potencia y consumo anual. Para ello, se ha empleado una herramienta de c´alculo que facilita la empresa Intarcon en su p´agina web [9], donde, en base al tama˜no de la c´amara, el tipo de producto almacenado, las caracter´ısticas de la c´amara y el patr´on de utilizaci´on de ´esta se puede calcular la potencia el´ectrica del equipo de refrigeraci´on necesario. Se conoce que la c´amara en cuesti´on tiene, aproximadamente 600 m3, con este dato y la estimaci´on del resto de par´ametros, la aplicaci´on concluye que ser´a necesario un equipo de 53.7 kW. Adem´as, se ha estimado una distribuci´on de consumo a lo largo del a˜no en funci´on del uso que se prev´e de esta instalaci´on. En la figura 2.3 se observa la previsi´on de consumo que se ha realizado, en este caso, se ha empleado el par´ametro Scaled Annual Average para ajustar la potencia pico de la carga a la calculada anteriormente. Este par´ametro ajusta todos los datos de previsi´on de carga introducidos para cada uno de los meses de a˜no para que la media de ´estos coincida con el valor del par´ametro. En este caso, se ha permitido una variaci´on 38 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED del valor de la potencia consumida por la c´amara de un 20 % entre cada paso de simulaci´on (que corresponde a una hora) y de un 9 % entre cada d´ıa de simulaci´on. Figura 2.2: Estimaci´on de la potencia el´ectrica de la c´amara frigor´ıfica. Fuente: Intracon. Figura 2.3: Estimaci´on del consumo el´ectrico de la c´amara frigor´ıfica a lo largo del a˜no). Elaboraci´on propia en base a datos de Intracon. Demanda el´ectrica para la producci´on de agua desalada: el sistema de producci´on de agua desalada est´a formado por la EDAM, la estaci´on de bombeo de la EDAM, los dep´ositos de almacenamiento de agua y dos grupos de bombeo, La Restinga I yLa Restinga II. Todas estas instalaciones se han modelado como una sola, puesto que la idea es gestionarlas de forma integrada. Para ello se ha creado un protocolo de operaci´on del sistema. •Potencia de la desaladora: la potencia de la carga diferible que simula la desaladora se ha establecido en funci´on de los datos 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 39 facilitados por el Consorcio Insular de Aguas de El Hierro. Los par´ametros a definir para la caracterizaci´on de la desaladora como carga diferible son los que se muestran en el cuadro 2.2. Bomba Potencia (kW) M´odulo 1 Aspiraci´on 7.5 M´odulo 1 Alta Presi´on 110 M´odulo 1 Bomba Producto 30 M´odulo 2 Aspiraci´on 7.5 M´odulo 2 Alta Presi´on 250 M´odulo 2 Bomba Producto 30 Total 435 Cuadro 2.2: Datos EDAM La Restinga. Fuente: Consejo Insular de Aguas. •Potencia de la instalaci´on de producci´on y transporte de agua: La potencia establecida es la suma de las potencias instaladas de cada uno de los tres m´odulos la desaladora (dos en funcionamiento y uno en proyecto) m´as la potencia de las bombas de impulsi´on existentes en La Restinga, que se dividen en tres grupos. EDAM Bombeo L.R. I Bombeo L.R. II Total Potencia 435 75 2 ∗135 780 Cuadro 2.3: Potencia de la instalaci´on de producci´on de agua desalada. Fuente: Consejo Insular de Aguas. •Margen de regulaci´on: Homer admite un margen de regulaci´on para las cargas diferibles, esto es, permite reducir su potencia hasta el porcentaje que se designe, cuando sea necesario, en vez de desconectar la carga directamente. El margen de regulaci´on que se le ha permitido a Homer para gestionar esta carga se ha calculado teniendo en cuenta las m´ultiples combinaciones que permite la configuraci´on modular, tanto de la desaladora, como del sistema de bombeo. La operaci´on por m´odulos de la desaladora permite adaptarse a las condiciones de generaci´on de manera brusca, conectando y desconectando los m´odulos, cuya potencia es considerable. El sistema de bombeo, por otro lado, permite una regulaci´on gradual y ajustada dentro de su margen de funcionamiento. La suma de estas dos estrategias combinadas podr´ıa permitir adaptar la demanda de este tipo de instalaciones a las posibilidades de generaci´on en cada. Para calcular el margen de regulaci´on se ha tenido en cuenta la potencia m´axima de funcionamiento del sistema de producci´on y 40 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED transporte de agua, 780 kW, y la potencia m´ınima, que se producir´a cuando s´olo se encuentre activo el m´odulo 1 de desalaci´on y no se est´e bombeando agua desde el dep´osito de Hoya Los Roques. En esta situaci´on, la potencia de la instalaci´on ser´ıa de, aproximadamente, 150 kW, lo que supone un 20 % de la potencia m´axima. Por lo tanto, el margen de regulaci´on que se proporcione aHomer ser´a del 20 %. •Almacenamiento: Homer, solo admite datos en t´erminos de almacenamiento el´ectrico, por ello, fue necesario reformular los datos de almacenamiento de agua, multiplicando su capacidad por el coste energ´etico en kWh que tiene desalar e impulsar hasta el dep´osito un m3de agua. Este coste energ´etico se ha establecido en base a lo descrito en las D.O.S.E. publicadas por el Gobierno de Canarias [?], en el que se calcula el coste energ´etico de la desalaci´on en la isla de El Hierro y se establece en 4.62 kWh/m3[8]. A este coste energ´etico se le ha sumado el coste de impulsar el agua hasta los dep´ositos. •Demanda energ´etica: por ´ultimo, Homer necesita conocer la energ´ıa que ser´a necesario aportar a la carga, diariamente, para satisfacer las necesidades de esta. Por ello, el programa permite especificar la energ´ıa necesaria en kWh/d´ıa, pudiendo asignar una valor distinto para cada uno de los distintos meses del a˜no. En este caso, se han tomado datos de desalaci´on del a˜no 2014, facilitados por el Consejo Insular de Aguas y se han contrastado con las previsiones realizadas en el Plan Hidrol´ogico Insular. Demanda Urb.EH Agr.EH EH Pinar Pinar L.R. L.R. m3/mes m3/mes m3/mes % m3/mes % m3/mes Enero 125309 24060 149369 19.28 28798 30 8640 Febrero 125309 65075 190384 19.28 36706 30 11012 Marzo 133846 112627 246473 20.75 51143 30 15343 Abril 133846 188451 322297 20.75 66877 30 20063 Mayo 156341 231300 387641 20.77 80513 30 24154 Junio 156341 259088 415429 20.77 86285 30 25885 Julio 190961 266812 457773 31.76 145389 30 43617 Agosto 156241 256856 413097 31.76 131200 30 39360 Septiembre 133598 189349 322947 24.14 77959 30 23388 Octubre 133598 144826 278424 24.14 67212 30 20163 Noviembre 106236 141682 247918 17.94 44476 30 13343 Diciembre 106236 36387 142623 17.94 25587 30 7676 Cuadro 2.4: Demanda de agua de abasto de La Restinga. Elaboraci´on propia a partir de datos del P.H.I. 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 41 En el cuadro 2.4 se realiza el c´alculo de la demanda mensual de agua de abasto de La Restinga basado, exclusivamente, en los datos publicados en el anexo 5 del Plan Hidrol´ogico Insular [10]. Uno de los criterios aplicados en la elaboraci´on de la previsi´on de desalaci´on es cumplir con esta demanda de agua dulce en La Restinga. Por otra parte, el P.H.I. [4] establece una serie de tendencias en la producci´on de agua desalada. Estas tendencias son, por un lado, el aumento del volumen anual desalado hasta 2027, y, por otro, una mayor producci´on en verano que en invierno. Adem´as, hemos podido contar con datos reales de desalaci´on en la EDAM de La Restinga, facilitados por el Consejo Insular de Aguas [11]. Estos datos han servido para redimensionar”la previsi´on de producci´on de agua desalada. Estos datos se muestran en el cuadro 2.5. Deslaci´on C.I.A. (m3) Deslaci´on P.H.I. (m3) Enero 29209 15500 Febrero 22200 15500 Marzo 29246 22500 Abril 25975 22500 Mayo 30956 26000 Junio 30168 35500 Julio 31825 38500 Agosto 32715 35500 Septiembre 31148 18500 Octubre 34688 10500 Noviembre 21951 10500 Diciembre 22329 10500 Cuadro 2.5: Datos mensuales de volumen dasalado en 2014/2015 y Previsi´on de volumen desalado para 2027. Elaboraci´on propia a partir de datos del C.I.A. y del P.H.I. Para elaborar el cuadro 2.6, se han empleado los datos facilitados por el C.I.A. y se han modificado empleando las tendencias extra´ıdas del P.H.I.. Adem´as, se ha calculado el volumen de agua bombeado por cada una de las instalaciones de bombeo. El bombeo de la EDAM lleva toda el agua desalada hasta el dep´osito de almacenamiento, y el bombeo La Restinga impulsa el excedente hasta la siguiente estaci´on de bombeo. El coste energ´etico del bombeo en las islas ha sido extra´ıdo del Plan de Ecogesti´on en la producci´on y distribuci´on de agua en Canarias (2014-2020) ([12]), que establece un coste de 0,006kWh por cada metro c´ubico bombeado y metro de altura elevado. 48 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED calculado por Homer en funci´on de la localizaci´on geogr´afica especificada y de los datos de irradiaci´on media mensual aportados. Figura 2.6: Recurso e´olico en Homer.Elaboraci´on propia a partir de datos del Mapa E´olico y Windfinder.com. Figura 2.7: Recurso solar en Homer.Fuente: Elaboraci´on propia a partir de datos del Mapa Solar de Canarias. 2.3.2. Primera Optimizaci´on Para este primer c´alculo se han tomado distintos valores de cada uno de los elementos que pudieran conformar la micro-red. Con el objetivo de 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 49 detectar la tendencia que tomar´a cada variable en futuras optimizaciones, los valores seleccionados para cada variable abarcan un rango de variabilidad amplio. Estos elementos, que se pueden observar en la figura 2.8, son: Grupo electr´ogeno: de 0, 500 o 1000 kW. Aerogenerador DW500: 0, 4 u 8 unidades. Aerogenerador E44: 0, 2 o 4 unidades. Generador fotovoltaico: de 200, 400 o 600 kW . Bater´ıas Hoppecke 20 OpZS 3000: 0, 10 o 20 strings de 24 bater´ıas cada uno. Inversor: de 0, 200 o 400 kW. Interconexi´on: con una potencia m´axima de 450 u 800 kW. Figura 2.8: Esquema del modelo inicial de la micro-red. Figura 2.9: Resultado de la primera optimizaci´on en Homer. El resultado de este primer c´alculo se observa en la figura 2.9. Donde se comprueba que, en los primeros puestos, los que muestran un coste de la 50 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED energ´ıa COE(2.2) m´as bajo, se encuentran las combinaciones que incluyen alrededor de 200 kWp de potencia fotovoltaica, entre 1.5 y 2 MW de potencia e´olica instalada y una capacidad de transferencia de potencia con el resto del sistema de entre 450 y 800 kW. Por contra, entre estas combinaciones, Homer no contempla el uso de un grupo electr´ogeno ni bater´ıas, por lo que el uso de un inversor carecer´ıa de sentido. Sin embargo, a la hora de plantear una posible desconexi´on de la micro-red respecto al resto del sistema, ser´ıa crucial disponer de un sistema de almacenamiento que participara en los servicios complementarios del sistema. Por ello, se tuvo en cuenta el uso de una bater´ıa como ayuda a la estabilidad del sistema aislado, y no como almacenamiento energ´etico. ´ Este ´ultimo extremo es el que justifica que no se haya incluido la bater´ıa en el estudio energ´etico con Homer, ya que el programa s´ı incluir´ıa la bater´ıa en el despacho de potencia, alterando los resultados. 2.3.3. Estudios de sensibilidad preliminares Con el resultado del c´alculo anterior hemos seleccionado la combinaci´on que arroja un coste de la energ´ıa m´as competitivo para realizar los estudios de sensibilidad preliminares. Esta combinaci´on es la que incluye 200 kWp de potencia fotovoltaica instalada, alrededor de 2 MW de potencia e´olica instalada y una capacidad de transferencia de potencia con la red de 450 kW. Estudio de sensibilidad sobre el modelo de aerogenerador El primero de los estudios de sensibilidad preliminares que se ha realizado es el que busca averiguar qu´e modelo de aerogenerador tiene un mejor comportamiento en las condiciones espec´ıficas de esta micro-red. Para ello, se han creado cuatro modelos id´enticos en Homer con las caracter´ısticas que ya se han explicado, a cada uno de ellos se le ha a˜nadido un modelo de aerogenerador y se le ha dado la oportunidad al programa de elegir el n´umero ´optimo de ´estos entre varias opciones, de acuerdo con lo comprobado en la primera optimizaci´on. Una vez obtenidos los resultados, se comprueba que la opci´on de instalar cuatro aerogeneradores DW500 es la que proporciona una mayor generaci´on e´olica a lo largo del a˜no, pero tambi´en un mayor coste de inversi´on, que no se ve compensado por el aumento de la generaci´on, dando as´ı un COE(2.2) m´as elevado que el resto de modelos (0.049 e/kWh). Entre los tres modelos de Enercon las diferencias son m´as sutiles, siendo el modelo E-48 el que aporta un COE(2.2) m´as bajo al instalar dos aerogeneradores, dado que alcanza un mejor compromiso entre su coste y la cantidad de energ´ıa generada al a˜no. Sin embargo, vista la escasa diferencia en cuanto a COE(2.2) entre los modelos E-44 y E-53 (0.047 e/kWh) y el modelo E-48 (0.046 e/kWh), 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 51 entran en juego los criterios energ´eticos. Es aqu´ı donde el modelo E-53 se muestra como la mejor opci´on, ya que reduce la potencia consumida por la micro-red a trav´es de su interconexi´on con el resto de la isla, 287089 kWh/a˜no frente a los 306533 kWh/a˜no del DW500, el segundo modelo con menor energ´ıa transferida y que, por otro lado, es el que supone los mayores costes. La reducci´on de la energ´ıa consumida a trav´es de la interconexi´on es un objetivo clave en este estudio, por ello se elegir´a el modelo E-53 para incluirlo, definitivamente, en el modelo energ´etico de la micro-red. Figura 2.10: Resultado del estudio de sensibilidad sobre el modelo de aerogenerador para el E-53 en Homer. En este punto, no se ha hablado del exceso de energ´ıa generado y que Homer asume como energ´ıa vertida a la red. Esto ir´ıa en contra del criterio establecido de minimizar el intercambio de potencia con el resto de la isla, y podr´ıa ser, incluso, perjudicial para el resto del sistema. Sin embargo, los aerogeneradores de tipo 4 de nueva generaci´on permiten realizar un control a la baja de la energ´ıa generada, lo que permitir´ıa reducir su potencia cuando haya excedente de generaci´on en la micro-red. De este modo, se evitar´ıa tener que inyectar el excedente al sistema. Estudio de sensibilidad sobre el ´angulo de instalaci´on de los m´odulos fotovoltaicos A continuaci´on, se ha realizado el estudio de sensibilidad sobre el ´angulo con el que se deben instalar los m´odulos fotovoltaicos. Este ´angulo determina la potencia generada en cada instante, ya que condiciona fuertemente la cantidad de radiaci´on solar que llega a los m´odulos en funci´on de la posici´on del sol. En la mayor´ıa de las plantas fotovoltaicas se busca aquel ´angulo que permite maximizar la producci´on a lo largo del a˜no, en Canarias esto suele suceder alrededor de los 20ode inclinaci´on. Sin embargo, en instalaciones como la que aqu´ı se estudia, es m´as interesante encontrar el ´angulo que permita adaptar mejor la generaci´on de energ´ıa de las plantas a las necesidades de la micro-red. Por eso se ha realiza- 52 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED do este estudio de sensibilidad que se ha dividido en dos fases. En la primera fase, se han fijado todos los par´ametros excepto el ´angulo de los m´odulos, al que se ha dado cuatro valores (20, 30, 40 y 50o) y se ha comprobado que, entre 30 y 40ode inclinaci´on se produce un menor coste de la energ´ıa y, adem´as, un menor consumo de energ´ıa a trav´es de la interconexi´on con el resto del sistema. En la segunda fase, se ha dado a este par´ametro los siguientes valores: 30, 32.5, 35, 37.5 y 40o, respectivamente. Los resultados pueden observarse en la figura 2.11. Figura 2.11: Resultado del estudio de sensibilidad sobre el ´angulo de instalaci´on de los m´odulos fotovoltaicos en Homer. El menor coste de la energ´ıa se produce para un ´angulo de 30ode inclinaci´on, sin embargo, la diferencia con respecto al resto de opciones es completamente despreciable. Por otro lado, para 35ode inclinaci´on se produce el menor consumo de energ´ıa a trav´es de la l´ınea de M.T. que sirve de apoyo a la micro-red, lo cual s´ı representa una ventaja a tener en cuenta. En la figura 2.12 se observa el fen´omeno descrito al inicio de este apartado, al inclinar en 35ocon respecto a la horizontal los m´odulos fotovoltaicos, la generaci´on de potencia por parte de los generadores fotovoltaicos no se ajusta a la radiaci´on global horizontal que se produce en cada momento del a˜no. Al contrario, la producci´on se ve desplazada de tal forma, que su distribuci´on se adapta m´as a la demanda producida por el sistema de producci´on y distribuci´on de agua, que, no por coincidencia, es la carga m´as importante del sistema. Por lo tanto, se tomar´a como ´angulo de inclinaci´on de los m´odulos fotovoltaicos el valor de 35o, en consonancia con los datos arrojados por este estudio de sensibilidad. 2.3.4. Segunda Optimizaci´on Una vez aclaradas cuestiones clave como las estudiadas en los dos estudios de sensibilidad desarrollados con anterioridad, el estudio contin´ua con una segunda optimizaci´on que busca ajustar m´as los valores de los par´ametros estudiados en la primera optimizaci´on. Para ello, se han eliminado elementos que ya fueron desechados en la primera parte del estudio, como son 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 53 Figura 2.12: Comparativa entre radiaci´on global horizontal (arriba), generaci´on fotovoltaica (centro) y demanda de la EDAM (abajo) en Homer. el grupo eletr´ogeno, las bater´ıas y el inversor, se han fijado los par´ametros estudiados en los estudios de sensibilidad y se han ajustado los valores del resto de par´ametros atendiendo a la primera optimizaci´on. Con todo esto, el modelo queda compuesto, ´unicamente, por: generadores e´olicos E-53 cuyo n´umero podr´a ser 1, 2 o 3, generadores fotovoltaicos con una potencia instalada de 100, 200 o 300 kWp y la interconexi´on con el resto del sistema, cuya potencia m´axima podr´a ser de 450, 625 u 800 kW. Los resultados de este estudio de optimizaci´on se muestran en la figura 2.13, donde se puede comprobar que el menor coste de la energ´ıa COE(2.2), se consigue con 100 kWp de potencia fotovoltaica instalada, dos aerogeneradores E-53 (1,6 MW en total) y una potencia m´axima de consumo a trav´es de la interconexi´on de 450 kW. Si bien, no se aprecian diferencias significativas entre los resultados de los distintos valores de potencia m´axima de la interconexi´on. De hecho, su comportamiento es id´entico, salvo que, cuan- 54 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED Figura 2.13: Resultado de la segunda optimizaci´on en Homer. do existe esa posibilidad, y s´olo en algunas ocasiones, la potencia m´axima consumida por la micro-red a trav´es de la l´ınea de M.T. es superior a los 450 kW (generalmente el m´aximo anual es 470 kW). Lo cual tampoco tiene mayor importancia, puesto que esta situaci´on se produce de forma muy espor´adica, y solo ocasiona una reducci´on en la potencia del sistema de producci´on y transporte de aguas de un 2.56 % sobre su potencia nominal (20 kW sobre 780 kW ). La figura 2.14 muestra la potencia consumida a trav´es de la interconexi´on en cada hora del a˜no, en ella se comprueba que en escasas ocasiones se alcanza la potencia de 450 kW , que aparece en color rojo. Figura 2.14: Distribuci´on horaria de la potencia consumida a trav´es de la interconexi´on en Homer. Paralelamente, el efecto que tiene el aumento de la potencia fotovoltaica instalada sobre el comportamiento del sistema es contradictorio. Por un lado, el aumento de la potencia pico de 100 a 200 kWp supone un aumento en la inversi´on inicial, lo que se traduce en un aumento residual del coste de la energ´ıa (de 0.044 a 0.047 e/kWh). Por otro lado, disponer de mayor generaci´on fotovoltaica permite reducir la energ´ıa importada del resto del sistema (de 297.86 a 279.77 MWh/a˜no) y, tambi´en, aumentar m´ınimamente el volumen de agua almacenada en los dep´ositos a lo largo del a˜no. Dados los esclarecedores resultados de la segunda optimizaci´on, no fue necesario realizar una tercera optimizaci´on para este estudio. Si bien, se ha elegido una potencia m´axima de interconexi´on de 450 kW, dado que as´ı el punto de medida de la micro-red estar´ıa considerado como un punto de 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 55 medida de tipo 3, y no superior, en funci´on del R.D. 1110/2007, y, adem´as, podr´ıa contratarse una tarifa de tipo 3.1, de acuerdo con el R.D. 1164/2001. Por otra parte, ´esta es la tarifa que se ha empleado para la realizaci´on de este estudio. Adem´as, el aumento de esta potencia no supone ning´un beneficio rese˜nable. En cuanto a la potencia fotovoltaica instalada, se ha decidido establecer una potencia fotovoltaica de 200 kWp, dadas las ventajas que presenta en cuanto a eficiencia energ´etica y robustez del sistema, y puesto que la contrapartida econ´omica que supone es claramente asumible. De este modo, el modelo ´optimo de la micro-red quedar´ıa configurado por fuentes de potencia que se enumeran en la tabla 2.10 y con las caracter´ısticas que se describen. Fuentes N´umero Potencia (kW ) E´olica (E-53) 2 1600 Fotovoltaica - 200 Interconexi´on 1 450 Cuadro 2.10: Fuentes de potencia de la micro-red optimizada. 2.3.5. Estudios de sensibilidad evaluativos Por ´ultimo, y con el objetivo de comprobar la solidez de los resultados aportados por el estudio, se han llevado a cabo una serie de estudios de optimizaci´on que buscan comprobar si los resultados anteriores se mantienen estables ante la modificaci´on de una serie de variables o no. La realizaci´on de estos estudios de sensibilidad se llev´o a cabo sobre dos escenarios distintos, que se corresponden con los modelos de la micro-red extra´ıdos del procedimiento desarrollado a lo largo de este documento: Escenario 1 (Modelo de micro-red con 100 kW p de potencia fotovoltaica): este escenario proviene de la segunda optimizaci´on y recoge la opci´on de reducir la potencia fotovoltaica instalada a la mitad de lo que se ha considerado ´optimo, lo que corresponde a 100 kW p. Escenario 2 (Modelo ´optimo de la micro-red): es el escenario ´optimo extra´ıdo de la segunda optimizaci´on y comentado anteriormente. Estudio de sensibilidad sobre el precio de la energ´ıa El objetivo de este estudio de sensibilidad es comprobar los efectos que tendr´ıa sobre la simulaci´on el hecho de que el precio de la energ´ıa fuese diferente al previsto. Dadas las particularidades de la isla de El Hierro y la incertidumbre existente en cuanto a la regulaci´on del sistema el´ectrico, los 56 CAP´ ITULO 2. MODELADO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED escenarios de un aumento o descenso del precio de la energ´ıa no son descartables en absoluto. Por ello, se plantea estudiar dos supuestos en este estudio. En el primero, el precio de la energ´ıa que se consuma del sistema insular, a trav´es de la l´ınea de interconexi´on, ser´ıa un 20 % mayor que el fijado inicialmente. En el segundo, el precio de la energ´ıa descender´ıa un 20 %. Se considera que, en un horizonte de 25 a˜nos de vida ´util de la instalaci´on, y dada la tendencia al alza de los precios de la energ´ıa y la potencialidad de ahorro que supone Gorona del Viento, un 20 % de variaci´on no es un porcentaje exagerado. Con ese objetivo, se han tomado los modelos correspondientes a los escenarios 1 y 2, y se les ha sometido a la prueba de aumentar y disminuir el precio de la energ´ıa consumida del sistema insular, en los t´erminos de potencia y energ´ıa, para estudiar la respuesta de los modelos. Escenario 1 (Modelo de micro-red con 100 kW p de potencia fotovoltaica). Realizando el mismo estudio para el segundo escenario se observa un comportamiento muy parecido al observado en el escenario ´optimo. Como se puede ver en la figura 2.15, el efecto sobre los par´ametros el´ectricos de la variaci´on del precio de la energ´ıa consumida del resto del sistema el´ectrico de la isla es nulo, el ´unico efecto que se aprecia es la variaci´on del COE (2.2), que se produce de un modo muy similar a lo sucedido en el escenario 2. Escenario 2 (Modelo ´optimo de la micro-red). En la figura 2.16, comprobamos que la variaci´on en el precio de la energ´ıa consumida del sistema insular no afecta al desempe˜no de la micro-red. La variaci´on en un 20 % de este coste unitario no afecta a la distribuci´on de las cuotas de generaci´on ni a los vol´umenes de ´esta, tampoco afecta al comportamiento de la carga diferible ni a su almacenamiento. La ´unica variaci´on detectada es el aumento o disminuci´on de los costes operativos, que se traduce en una variaci´on del coste nivelado de la energ´ıa COE (2.2), que aumenta un 4.25 % cuando el precio de la energ´ıa aumenta un 20 %, y disminuye un 6.38 % cuando el precio de la energ´ıa lo hace un 20 %. No es extra˜no que el efecto de la variaci´on del precio de la energ´ıa se vea atenuada, puesto que la energ´ıa adquirida del sistema solo supone un 4 % de la energ´ıa total consumida en la micro-red, teniendo en cuenta que Homer prev´e un exceso de energ´ıa del 20 % que, como ya se ha explicado, no llegar´ıa a producirse en la realidad gracias a la tecnolog´ıa que tienen implementada los nuevos aerogeneradores de tipo 4, especialmente los Enercon. En conclusi´on, el precio de la energ´ıa consumida por la micro-red no tiene relevancia en la determinaci´on de la robustez de los resultados 2.3. MODELO ENERG ´ ETICO DE LA MICRO-RED 57 aportados por este estudio. Por lo tanto, se puede decir que ambos escenarios poseen solidez suficiente ante la variaci´on de este par´ametro para ser considerados v´alidos. Figura 2.15: Comparativa de los resultados del estudio de sensibilidad sobre el precio de la energ´ıa. Escenario 1. Figura 2.16: Comparativa de los resultados del estudio de sensibilidad sobre el precio de la energ´ıa. Escenario 2. 64 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED a toda la poblaci´on y otro que comparten la EDAM y la EDAR. Ante esta falta de datos, se ha desarrollado un procedimiento de dise˜no del sistema de distribuci´on, atendiendo a los pocos datos conocidos, las estimaciones realizadas y la normativa vigente de aplicaci´on. Este procedimiento se detallar´a a lo largo de este cap´ıtulo. Una vez realizado el modelo completo se han creado los modelos correspondientes a cada escenario de generaci´on establecido en base al estudio energ´etico. Y se ha realizado un estudio de estabilidad en r´egimen permanente y transitorio a cada uno de estos escenarios de generaci´on, combinados con los escenarios de demanda, m´axima y m´ınima, y los modos de funcionamiento, isla y conexi´on. 3.1. La Herramienta: PowerWorld Simulator La compa˜n´ıa PowerWorld fue fundada en 1996 por varios profesores del grupo de investigaci´on en sistemas de potencia de la Universidad de Illinois. Varios de estos profesores, encabezados por el profesor Thomas Overbye llevaban desarrollando esta nueva herramienta para la simulaci´on de sistemas de potencia a gran escala. PowerWorld Simulator es un paquete interativo de simulaci´on de sistemas el´ectricos, que permite simular la operaci´on de sistemas en alta tensi´on en intervalos de tiempo que van desde segundos hasta d´ıas. Para realizar el estudio de estabilidad de la micro-red, era necesario modelar en PowerWorld todo el sistema el´ectrico de La Restinga. Este modelo del sistema incluir´ıa numerosos modelos de los distintos elementos que pueden formar parte de un sistema el´ectrico, como son: l´ıneas el´ectricas, transformadores, protecciones, cargas, motores o generadores. La inmensa mayor´ıa de estos modelos han sido ya ampliamente usados, probados y contrastados a lo largo del tiempo. Sin embargo, existen dos modelos de reciente desarrollo que no cumplen esta condici´on, son el modelo de planta fotovoltaica y la segunda versi´on del modelo de aerogenerador de tipo 4. 3.1.1. Modelo de planta fotovoltaica El Grupo de trabajo sobre modelado y validaci´on del Western Electricity Coordinating Council (WECC) explica con detalle, en uno de sus documentos, publicado en septiembre de 2012 ??, qu´e aplicaciones, funcionalidades y limitaciones tiene el modelo de planta fotovoltaica incluido, actualmente, en PowerWorld. Adem´as, este documento contiene informaci´on sobre c´omo funcionan los diferentes modelos que componen el modelo de la planta en s´ı. El objetivo del modelo de simulaci´on de plantas fotovoltaicas es, seg´un el citado documento, incluir las caracter´ısticas m´as importantes de los sistemas fotovoltaicos a gran escala con un punto central de interconexi´on a la red de transporte. Este tipo de instalaciones suelen estar sujetos a normativas 3.1. LA HERRAMIENTA: POWERWORLD SIMULATOR 65 exigentes en cuanto a requerimientos contribuci´on en las tareas de calidad y seguridad del suministro. Estos requerimientos se reflejan en el modelo, que dispone de control de tensi´on, control de potencia reactiva, control din´amico de potencia activa y reactiva y capacidad para soportar huecos de tensi´on. Estas caracter´ısticas se corresponden con algunos dispositivos de control que pueden encontrarse ya como productos comerciales de algunas marcas de inversores. Es el caso de la compa˜n´ıa alemana SMA, que tiene a la venta su modelo Sunny Central, que dispone de todas estas funcionalidades [19]. El esquema general del modelo de planta fotovoltaica se muestra en la figura 3.1 est´a formado, a su vez, por la agregaci´on de varios modelos incluidos en PowerWorld. Estos modelos son: REGC-A: se comporta como un generador que inyecta corriente al sistema. REEC-B: modelo de control el´ectrico local de tensi´on y potencia reactiva, que regula las potencias activa y reactiva. Cuenta, adem´as, con un sistema para soportar los huecos de tensi´on y otro para diferenciar dos l´ogicas de limitaci´on de la corriente, para dar prioridad a la generaci´on de potencia activa o reactiva respectivamente. REPC-A: es un modelo opcional y permite realizar una regulaci´on de potencia activa y reactiva a nivel de planta para controlar la tensi´on y la potencia reactiva. Figura 3.1: Esquema general del modelo de planta fotovoltaica. Fuente: WECC. Modelos internos A continuaci´on, se definen, explican y estudian cada uno de los modelos que conforman el modelo de simulaci´on de plantas fotovoltaicas que se ha empleado para la realizaci´on de este estudio. 66 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED Modelo de control de planta (REPC A): este modelo opcional simula la existencia de un control centralizado de los par´ametros de generaci´on en uno de los nodos del sistema, que puede no coincidir con el nodo en el que se inyecta la potencia al sistema. Como se comprueba en la figura 3.2, este control puede realizarse sobre la potencia activa (P), o sobre la potencia reactiva (Q), generando una consigna que ser´a interpretada por el modelo de control el´ectrico (REEC B) . Figura 3.2: Diagrama de bloques del modelo REPC A. Fuente: WECC. En la parte superior del diagrama se observa el control de potencia reactiva, que puede hacerse en funci´on de una referencia de potencia reactiva (RefFlag=0) o a trav´es de un control de tensi´on (RefFlag=1). A su vez, el control de tensi´on posee dos criterios de compensaci´on, con VcompFlag=1 se trata de compensar la ca´ıda de tensi´on en la rama que une el generador con el nodo de control, con VcompFlag=0, se tiene en cuenta la potencia reactiva que circula por dicha rama. En la parte inferior del diagrama se explica el control de potencia activa que realiza el modelo. En ´el se establecen l´ımites en la regulaci´on de ´esta a la baja (Ddn) y al alza (Dup), de modo que puede impedirse el aumento de la potencia activa (Dup=0). Adem´as, este control puede ser activado o desactivado mediante Freq flag. Modelo de control el´ectrico (REEC B): este modelo simula la respuesta de la planta fotovoltaica a las perturbaciones en la red y, si es el caso, tambi´en a las consignas del control de planta. De este modo, en funci´on de las condiciones de la potencia y la tensi´on de generaci´on y en el nodo de interconexi´on, el modelo establece una consigna de 3.1. LA HERRAMIENTA: POWERWORLD SIMULATOR 67 generaci´on que es recibida y asumida por el modelo de simulaci´on del generador (REGC A). En la figura 3.3 se presenta el diagrama de bloques de este modelo, en ´el se puede observar c´omo, a trav´es de la combinaci´on de varios selectores, se puede establecer un valor fijo de generaci´on de potencia activa y reactiva o, por el contrario, establecer controles de tensi´on o potencia reactiva generada. Estos ´ultimos pueden combinarse. Los selectores que pueden combinarse para estas funcionalidades son: PfFlag,Vflag y QFlag. Figura 3.3: Diagrama de bloques del modelo REEC B. Fuente: WECC. Complementariamente, existe un protocolo de respuesta a los huecos de tensi´on, cuyos componentes se encuentran en la parte superior del diagrama, y una regulaci´on de la potencia activa en la parte inferior. Actuando sobre los l´ımites de los m´argenes de regulaci´on, tanto de la consigna de potencia activa, como de la consigna de potencia reactiva, existe un bloque que contiene la l´ogica de control de corriente que, b´asicamente, da prioridad a la generaci´on de potencia activa (Pqflag=1) o a la potencia reactiva (Pqflag=0). Modelo de control el´ectrico (REGC A): por ´ultimo, este modelo representa al generador de la planta fotovoltaica como una fuente de corriente, que responde a las consignas de potencia activa y reactiva generadas por el (REEC B). El modelo dispone de un sistema de regulaci´on de la potencia reactiva en caso de sobretensi´on, y otro que regula la potencia activa en caso de que la tensi´on caiga por debajo de un cierto l´ımite. 68 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED Comprobaci´on de funcionalidades En el siguiente apartado, se detalla el comportamiento del modelo de planta fotovoltaica para cada uno de los modos de control definidos anteriormente. Para ello se ha empleado un archivo de PowerWorld facilitado en su propia p´agina web para el estudio de este modelo [20]. A este archivo se ha a˜nadido el modelo CIM5, que est´a pensado para estudiar la conexi´on y desconexi´on de motores el´ectricos. Para comprobar las distintas funcionalidades, se aplicar´a al sistema un transitorio de conexi´on del CIM5 con una potencia activa de 20MW y una potencia reactiva 8MV Ar. Figura 3.4: Diagrama de bloques del modelo REGC A. Fuente: WECC. A continuaci´on, se detalle el comportamiento del sistema ante el transitorio para cada uno de los modos de control que se muestran en las tablas 3.1 y 3.2. Donde, adem´as, se indican los modelos necesarios para su aplicaci´on y la configuraci´on necesaria de los diferentes selectores (N/I significa que no interviene): Regulaci´on de P Modelos Freq flag Ddn Dup Sin respuesta REGC-A+REEC-B 0 N/I N/I Solo a la baja REGC-A+REEC-B+REPC-A 1 >0 0 A la baja y al alza REGC-A+REEC-B+REPC-A 1 >0>0 Cuadro 3.1: Modelo de planta fotovoltaica: Modos de control con regulaci´on de potencia activa. Fuente: WECC. Control local con factor de potencia constante: hace referencia a un modo de control, donde el regulador tiene la consigna de mantener constante el factor de potencia. Por ello, despu´es del transitorio, los valores de potencia vuelven a su estado previo, haciendo que la tensi´on se estabilice y, sin embargo, no consiguiendo recobrar su valor anterior. 3.1. LA HERRAMIENTA: POWERWORLD SIMULATOR 69 Control Modelos PfFlag Vflag Qflag RefFlag Local, pf cte. REGC-A+REEC-B 1 N/I 0 N/I Local, Q cte. REGC-A+REEC-B 0 N/I 0 N/I Local, V cte. REGC-A+REEC-B 0 0 1 N/I Local, V/Q coord. REGC-A+REEC-B 0 1 1 N/I Planta, Q cte. REGC-A+REEC-B+REPC-A 0 N/I 0 0 Planta, V cte. REGC-A+REEC-B+REPC-A 0 N/I 0 1 Planta, Q+V/Q REGC-A+REEC-B+REPC-A 0 1 1 0 Planta, V+V/Q REGC-A+REEC-B+REPC-A 0 1 1 1 Cuadro 3.2: Modelo de planta fotovoltaica. Modos de control con regulaci´on de potencia reactiva. Fuente: WECC. En la figura 3.5 se comprueba que el modelo mantiene constante la generaci´on tras el transitorio. Control local con potencia reactiva constante: en este caso, el regulador intenta mantener constante la potencia reactiva generada. Como en el caso anterior, la tensi´on vuelve a estabilizarse en un punto inferior a aquel en el que se encontraba antes del transitorio. Comparando este modo de control con el anterior, se puede observar que su comportamiento es muy similar. En la figura 3.6 se observa que la fluctuaci´on de la potencia reactiva (Q) es m´ınima. Control local de tensi´on: con esta configuraci´on, el regulador ajusta la generaci´on de potencia activa y reactiva para conseguir que la tensi´on se mantenga constante, en la medida de lo posible. En la figura 3.7, se comprueba que, por un lado, la tensi´on recupera su estado anterior al transitorio y, por otro lado, la variaci´on de las potencias activa y reactiva es muy superior a los modos de control anteriores. Control local coordinado de tensi´on y potencia reactiva: en este modo de control, el objetivo del regulador es mantener constante tanto la tensi´on como la potencia reactiva generada. Esto hace que el control de la tensi´on sea m´as lento y con un transitorio m´as acentuado. Por contra, el transitorio de las potencias es m´as atenuado, como se observa en la figura 3.8. Control de potencia reactiva a nivel de planta: en este caso, tanto el regulador como el control de planta trabajan simult´aneamente para conseguir una generaci´on constante de potencia activa y reactiva. Por lo tanto, al terminar el transitorio de conexi´on, la tensi´on queda estabilizada por debajo de su valor inicial (Figura 3.9). 70 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED Figura 3.5: Modelo de planta fotovoltaica. Control con potencia constante. Figura 3.6: Modelo de planta fotovoltaica. Control con potencia reactiva constante. Figura 3.7: Modelo de planta fotovoltaica. Control a tensi´on constante. 3.1. LA HERRAMIENTA: POWERWORLD SIMULATOR 71 Figura 3.8: Modelo de planta fotovoltaica. Control a tensi´on constante y potencia reactiva constante. Figura 3.9: Modelo de planta fotovoltaica. Control a tensi´on constante y potencia reactiva constante a nivel de planta. Control de tensi´on a nivel de planta: del mismo modo, con esta configuraci´on de control, regulador y control de planta tratan de mantener constante la tensi´on en el nodo designado. Por ello, como se comprueba en la figura 3.10 la generaci´on de potencia reactiva aumenta tras la conexi´on. Control de potencia reactiva a nivel de planta con control V/Q combinado: en este modo de control, se flexibiliza la limitaci´on de la potencia reactiva para reducir la perturbaci´on producida en la tensi´on. Como se comprueba en la figura 3.11, de este modo se reduce notablemente tanto el transitorio de la tensi´on como la ca´ıda de la tensi´on tras ´este. Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado: este modo de control guarda similitud con el anterior. Sin 72 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED embargo, en este caso, la prioridad es mantener constante la tensi´on, aunque procurando que la potencia reactiva no sufra variaciones excesivas. Es por esto que, tras el transitorio, la potencia reactiva aumenta lentamente para recuperar el valor de tensi´on anterior a la conexi´on de la carga. Como se aprecia en la figura 3.12. Figura 3.10: Modelo de planta fotovoltaica. Control a tensi´on constante a nivel de planta. Figura 3.11: Modelo de planta fotovoltaica. Control de potencia reactiva a nivel de planta con control V/Q combinado. Todos los modos de control anteriores han sido configurados con VcompFlag=0, lo que implica que el control de planta trata de estabilizar la potencia reactiva que circula por la rama que une el punto de inyecci´on de potencia con el nodo de control, Freq flag=0, con lo que la regulaci´on de potencia activa queda desactivada, y Pqflag=0, que significa que el regulador trata de maximizar la generaci´on de potencia reactiva. A continuaci´on, se explicar´a, gr´aficamente, el efecto que tiene la modificaci´on de ambos selectores en la respuesta del modelo de planta ante la conexi´on de una nueva 3.1. LA HERRAMIENTA: POWERWORLD SIMULATOR 73 Figura 3.12: Modelo de planta fotovoltaica. Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado. carga empleando el Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado. Compensaci´on de la ca´ıda de tensi´on en la rama: en la figura 3.13, se observa el resultado de seleccionar VcompFlag=1. Con esta opci´on, el control de planta trata de compensar la ca´ıda de tensi´on que se produce en la rama que une el punto de interconexi´on con la red de distribuci´on. Por ello, ante el aumento de la demanda, y tras el transitorio de conexi´on, el control de planta hace aumentar la generaci´on de potencia reactiva hasta que la tensi´on en el generador llega a un valor tal, que la tensi´on en el nodo de control sea igual a la que exist´ıa antes de la conexi´on del motor. Regulaci´on de potencia activa: en la figura 3.14, se comprueba el comportamiento del modelo cuando se habilita la regulaci´on de la potencia activa (Freq flag=0), conservando la prioridad de generaci´on de potencia reactiva (Pqflag=0). En este caso, el control de planta gestiona simult´aneamente las potencias activa y reactiva generadas para estabilizar la tensi´on a su valor inicial, procurando minimizar la variaci´on de la potencia reactiva. Prioridad de generaci´on de potencia activa: en la figura 3.15, se muestra c´omo se comporta el modelo cuando se habilita la regulaci´on de la potencia activa (Freqflag=0) pero se establece la prioridad de generaci´on de potencia activa (Pqflag=1). Cuando esto sucede, se comprueba que el transitorio de la potencia reactiva se reduce considerablemente, mientras que el transitorio de la potencia activa aumenta m´ınimamente, ya que la potencia activa generada es considerable. Esto se debe a que Pqflag lo ´unico que hace es establecer los m´argenes de 80 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED Figura 3.20: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on local, prioridad de potencia activa y simulaci´on de oscilaci´on en el tren de potencia. Figura 3.21: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control con factor de potencia constante. Figura 3.22: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control con potencia reactiva constante. 3.1. LA HERRAMIENTA: POWERWORLD SIMULATOR 81 Figura 3.23: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on local. Figura 3.24: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control con potencia reactiva constante a nivel de planta. Figura 3.25: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on a nivel de planta. 82 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED Figura 3.26: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on a nivel de planta con compensaci´on de ca´ıda de tensi´on. Figura 3.27: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control de tensi´on a nivel de planta con control V/Q combinado. Figura 3.28: Modelo de aerogenerador de tipo 4. Control con potencia reactiva constante a nivel de planta con control V/Q combinado. 3.1. LA HERRAMIENTA: POWERWORLD SIMULATOR 83 3.1.3. Modelo de Bater´ıa PowerWorld dispone de dos modelos distintos para simular el comportamiento de un grupo de bater´ıas en un sistema el´ectrico, ´estos son, el modelo CBEST y el CBattery. De los dos, el m´as estudiado y probado es el CBattery, que es el que finalmente se ha utilizado para simular el grupo de bater´ıas. Tal y como se explica en la tesis doctoral elaborada por Amir Farughian en 2014 [22], el CBattery es un modelo dise˜nado para simular el comportamiento din´amico de las bater´ıas en los sistemas el´ectricos de potencia y muestra buen comportamiento a la hora de simular transitorios que implican ca´ıdas en la frecuencia. CBattery posee cuatro modos de operaci´on: Modo 2: modo de operaci´on espec´ıfico para sub-frecuencia. La bater´ıa se carga durante el funcionamiento normal y se supone cargada completamente y lista para inyectar potencia en el caso de una ca´ıda inesperada de la frecuencia. Modos 3 y 5: modos de funcionamiento para situaciones en las que existe una fuente de energ´ıa detr´as de las bater´ıas. Modo 4: este modo de operaci´on se emplea para simular aquellas situaciones en las que la bater´ıa realiza tares de control de frecuencia. El modo de funcionamiento empleado en el estudio fue el modo 4, en el que la bater´ıa act´ua como regulador de frecuencia del sistema. As´ı, se supone que la bater´ıa mantiene un nivel de carga suficiente para ser capaz de consumir potencia de la red en caso de que se produzca una ca´ıda de la frecuencia. A su vez, este nivel de carga le permite inyectar potencia cuando la frecuencia suba por encima de cierto umbral. Este comportamiento viene reflejado en la figura 3.29. En la actualidad, existen inversores dise˜nados para administrar la carga de un grupo de bater´ıas, de tal modo que puedan ser la base de un peque˜no sistema el´ectrico aislado. Es el caso de los modelos Sunny Backup de SMA o los SunStorage de Ingecon, especialmente este ´ultimo, que permite, por un lado, desconectar la micro-red del sistema en caso de fallo y generar una onda senoidal por s´ı mismo para mantenerla en funcionamiento. Por otro lado, permite gestionar la carga y descarga de la bater´ıa atendiendo a distintos criterios de estabilidad y seguridad del suministro. Por todo esto, se ha elaborado un sistema para emular el comportamiento de estos equipos en la micro-red y evaluar su respuesta. 84 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED Figura 3.29: Modelo de bater´ıas: (a) curva potencia-frecuencia del modo 4, (b) curva potencia-frecuencia del modo 5 y (c) curva caracter´ıstica del control de potencia reactiva. 3.2. Dise˜no de la red de distribuci´on de energ´ıa el´ectrica de La Restinga Antes de modelar los distintos generadores de la micro-red, es preciso dise˜nar el sistema de distribuci´on de energ´ıa el´ectrica existente en La Restinga. No se dispone de datos reales de la red de distribuci´on pero, sin embargo, se cuenta con alguna informaci´on que, junto con las estimaciones realizadas, ha servido para simular una red de distribuci´on alternativa que pueda ser equivalente a la que existe realmente en el pueblo. 3.2.1. Red de distribuci´on en Media Tensi´on Como ya se ha detallado en el Cap´ıtulo 1, La Restinga se encuentra conectada al resto del sistema el´ectrico de la isla por una ´unica l´ınea de distribuci´on en media tensi´on a´erea. Esta l´ınea alimenta la estaci´on de bombeo de Hoya Los Roques a trav´es de un Centro de Transformaci´on (C.T.). Junto a ´este, existe un segundo punto de conexi´on a trav´es del que se han conectado los dos aeorgeneradores, que ya generan en M.T., a la red de distribuci´on en M.T.. En este estudio la l´ınea a´erea se conecta primero al parque e´olico y, posteriormente, al C.T. de la estaci´on de bombeo mediante una l´ınea de Media Tensi´on subterr´anea. Del C.T. BOMBEO, parte otra l´ınea a´erea de M.T. que alimenta el C.T. de La Restinga. Una vez en el pueblo, desde el C.T. La Restinga parte, por un lado, la red de distribuci´on en baja tensi´on que alimenta las distintas viviendas y edificios. Por otro lado, se conecta este C.T., en Media Tensi´on, con los otros centros de transformaci´on que suministran potencia el´ectrica a distintas instalaciones: EDAM, EDAR, Puerto, etc. 3.2. DISE ˜ NO DE LA RED DE DISTRIBUCI ´ ON DE ENERG´ IA EL ´ ECTRICA DE LA RESTINGA85 Para la selecci´on de los conductores de las l´ıneas de distribuci´on en M.T. enterrados se ha seguido la norma GE DND001 [23]. Sin embargo, se conoce que la secci´on normalizada para este tipo de conductores en la isla de El Hierro es de 50 mm2. De los c´alculos realizados, y de los datos tomados de la hoja de caracter´ısticas del conductor normalizado por Endesa del fabricante General Cable, se desprende que los conductores con la denominaci´on RHZ1-OL 12/20 kV H16 Al, de esta secci´on, cumplen con los requisitos establecidos. En cuanto a los conductores de las l´ıneas a´ereas de M.T. se ha tomado la misma secci´on, 50 mm2, y se conoce que los conductores normalmente empleados son de cobre. Para determinar sus caracter´ısticas se ha recurrido al Cat´alogo de cables de alta, media y baja tensi´on. Cables normalizados por las compa˜n´ıas el´ectricas. De General Cable [24]. En la tabla 3.2.1 se muestran los datos de las distintas l´ıneas de M.T. que se han simulado para este estudio, atendiendo a las caracter´ısticas de la red. L´ınea Tipo L (m) S (mm2) Denominaci´on Taibique - Parque E´olico Ae. 7700 50 TAI-PARQUE Parque E´olico - Bombeo Sub. 28 50 PARQUE-BOMB Bombeo - La Restinga Ae. 435 50 BOMB-LR La Restinga - EDAM Sub. 635 50 LR-EDAM EDAM - Puerto Sub. 35 50 EDAM-PU Cuadro 3.6: Datos de las l´ıneas de M.T. 3.2.2. Red de distribuci´on en Baja Tensi´on Del C.T. La Restinga parten 10 l´ıneas de distribuci´on en Baja Tensi´on (B.T.) que proporcionan suministro el´ectrico a las viviendas y edificaciones del pueblo de La Resinga. A cada l´ınea se le han a˜nadido dos cargas que representan a grupos de edificaciones que se alimentan en baja tensi´on trif´asica. Adem´as, se han dimensionado los conductores necesarios para conectar las distintas cargas y generadores a la red; v´ease equipos de bombeo, motores asociados a la desaladora, plantas fotovoltaicas, etc. Para el c´alculo de la secci´on de los conductores de cada una de estas l´ıneas se han empleado los criterios establecidos en el Reglamento Electrot´ecnico de Baja Tensi´on (R.E.B.T.), en su instrucci´on t´ecnica n´umero 6 [25], y en la norma particular de Endesa para redes de distribuci´on en B.T. [26]. La intensidad de c´alculo de los conductores se ha calculado usando la ecuaci´on que se muestra a continuaci´on. Ic=P∗C1 √3∗U∗cos φ(3.1) 86 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED Donde: Ic= intensidad de c´alculo que se compar´o con la intensidad m´axima admisible del cable. P= potencia total prevista a alimentar por el cable. C1= coeficiente de correcci´on de la potencia establecido, en su caso, por el REBT. U= tensi´on de la l´ınea, 400 V en B.T. y 20000 V en M.T. cos φ= factor de potencia esperado en la l´ınea, en este caso 0.85. Adem´as de estos par´ametros, se han aplicado una serie de factores de correcci´on a la intensidad m´axima admisibles por los conductores atendiendo a la ITC-BT-6. La previsi´on de potencia se ha realizado siguiendo lo establecido en la norma particular de Endesa para redes de distribuci´on en B.T. [26] que, a su vez, se basa en la instrucci´on t´ecnica n´umero 10 del REBT. El procedimiento de c´alculo de la secci´on de los conductores en base a su intensidad m´axima admisible se muestra en el cuadro 3.7. Por otro lado, la ca´ıda de tensi´on producida en cada l´ınea se ha calculado empleando las ecuaciones 3.2 y 3.3, asegurando que en ninguna l´ınea se produzca una ca´ıda de tensi´on superior al 5 %. Dando los resultados que se observan en el cuadro 3.8. S=P∗L γ∗∆U∗U(3.2) ∆U=P∗L γ∗S∗U(3.3) Donde: S= secci´on del conductor en mm2. ∆U= ca´ıda de tensi´on en el tramo de conductor y Ues la tensi´on nominal de la l´ınea. P= potencia activa que se prev´e que circule por el conductor. L= longitud del tramo de conductor. γ= conductividad del cobre (48,5m/Ω∗mm2)(Fuente:[27]). 3.3. Modelo el´ectrico de la Micro-red Con los datos facilitados por el Consejo Insular de Aguas sobre sus instalaciones de producci´on y transporte de agua de abasto y el dimensionamiento que se ha realizado de las redes de distribuci´on en baja y media tensi´on, se ha elaborado, en PowerWorld, un modelo de simulaci´on del sistema el´ectrico de La Restinga. En este modelo se incluyen los generadores descritos en el Cap´ıtulo 2, las cargas representativas de las instalaciones de tratamiento de aguas, las cargas en B.T. asociadas a La Restinga, los centros de transformaci´on, el sistema de bater´ıas y las distintas l´ıneas de distribuci´on, tanto en B.T. como en M.T. 3.3. MODELO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED 87 Cuadro 3.7: Procedimiento de c´alculo de la secci´on de los conductores de la red de distribuci´on: Corrientes M´aximas Admisibles. Elaboraci´on Propia. 88 CAP´ ITULO 3. MODELADO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED Cuadro 3.8: Procedimiento de c´alculo de la ca´ıda de tensi´on de la red de distribuci´on en B.T.: Ca´ıdas de tensi´on. Elaboraci´on Propia. 3.3. MODELO EL ´ ECTRICO DE LA MICRO-RED 89 3.3.1. Cargas del sistema En el sistema existen dos tipos de cargas que se distinguen, por un lado, por el procedimiento seguido para su determinaci´on y, por otro lado, por su comportamiento dentro del sistema. Estos dos tipos de cargas son: Cargas de la Red de Distribuci´on en Baja Tensi´on: estas cargas simulan grupos de viviendas que son alimentadas conjuntamente en baja tensi´on y mediante suministro trif´asico por la red de distribuci´on en B.T. ´ Estas han sido estimadas en funci´on de lo calculado en el apartado anterior, si bien, teniendo en cuenta que los c´alculos realizados para el dimensionamiento de la red de distribuci´on en B.T. se basan en la potencia m´axima que puede consumir una vivienda de electrificaci´on elevada (9200 W), se ha tomado la potencia prevista de cada carga equivalente y se ha dividido por 3, de manera que la potencia total de todas ellas sume 465 kW, lo cual se aproxima a los 463 kW que Homer estableci´o como potencia pico en base a los datos medios de consumo real facilitados. A cada carga equivalente se le ha asignado, adem´as, un valor de potencia reactiva de entre el 20 y el 30 % de la potencia activa asignada. El otro aspecto clave de este tipo de cargas es que se han establecido como cargas fijas del sistema, de este modo, PowerWorld, permite su desconexi´on del sistema durante la simulaci´on, pero no permitir´a su conexi´on en el transcurso de la simulaci´on de transitorios. Cargas del sistema de producci´on y transporte de agua de abasto: estas cargas se han establecido en funci´on de los datos facilitados por el Consejo Insular de Aguas, por lo tanto corresponden a datos reales de las instalaciones existentes en La Restinga. Por otra parte, se han simulado como motores con un modelo, el CIM-5, que permite estudiar el transitorio de desconexi´on, pero tambi´en el de conexi´on, y han sido configurados seg´un lo establecido en el documento de ayuda para la simulaci´on del arranque de motores publicado por PowerWorld [20]. 3.3.2. Conductores Para modelar los conductores por los que circula la corriente el´ectrica dentro de la micro-red se han empleado, tanto los resultados del Dise˜no de la red de distribuci´on de energ´ıa el´ectrica de La Restinga, como distintos cat´alogos de fabricantes, de los que se han tomado los par´ametros caracter´ısticos de los conductores. En base a la secci´on determinada por el c´alculo anterior para cada uno de los conductores, la longitud de cada l´ınea y los par´ametros establecidos por los fabricantes en sus cat´alogos General Cable 96CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO •Escenario 1: en este escenario la fuente principal de potencia el´ectrica son los generadores renovables, contando con los dos aerogeneradores ya descritos (1,6 MW en total) y 100 kWp de potencia fotovoltaica instalada. •Escenario 2: este escenario es el escenario ´optimo seg´un el estudio energ´etico realizado en el Cap´ıtulo 2, que incluye los dos aerogeneradores ya mencionados y 200 kWp de potencia fotovoltaica. Escenarios de demanda: hacen referencia a las diferentes situaciones que se pueden dar en relaci´on con la potencia que demanden las cargas conectadas a la red en cualquier momento durante la operaci´on del sistema. En base a los datos obtenidos de Red El´ectrica de Espa˜na se han establecido los siguientes escenarios. •Escenario D-M´ax: este escenario se corresponde con la punta diaria de demanda del sistema, que se produce entre las 20:00 y las 22:00 horas. En este momento del d´ıa, la potencia demandada en la red es m´axima y se encuentran conectados a la red el m´odulo 1 de la EDAM y los grupos de bombeo L.R.-1 y L.R.-2A, siendo la potencia demandada de 872 kW. Dado que se trata de un escenario nocturno, en este caso los generadores fotovoltaicos no estar´an disponibles para ofrecer potencia al sistema. •Escenario D-Med: este escenario representa el periodo llano del d´ıa, que se produce en las horas centrales del d´ıa y en el que la potencia demandada por la poblaci´on de La Restinga suele aproximarse al 90 % de la potencia m´axima definida en el escenario de demanda anterior. Adem´as, y como en el escenario anterior, permanecer´an conectados al sistema los grupos de bombeo L.R.-1 y L.R.-2A y el m´odulo 1 de la EDAM, lo que hace una potencia total de 825.5 kW. •Escenario D-m´ın: este escenario refleja las condiciones que se dan en la micro red en las horas valle, generalmente por la noche, cuando la demanda en la red es m´ınima, s´olo el 30 % de la m´axima en el pueblo, la EDAM mantiene su m´odulo 1 en funcionamiento y los grupos de bombeo permanecen desconectados, siendo la demanda en el sistema de 287 kW. Modos de funcionamiento: como ya se ha comentado, es objetivo de este estudio, evaluar la posibilidad de que la micro-red funcione conectada al sistema insular, pero tambi´en permaneciendo aislada del resto del sistema. Por lo tanto, en los escenarios de generaci´on renovable, pueden existir dos modos de funcionamiento: 4.1. ESCENARIOS Y MODOS DE FUNCIONAMIENTO 97 •Modo conexi´on: en ´el, la micro-red permanece unida el´ectricamente al resto del sistema el´ectrico insular a trav´es de la l´ınea de M.T. que une La Restinga con Taibique. Si bien, la interconexi´on no se emplea como un generador m´as dentro de la micro-red, sino que permanece sin tr´ansito de potencia por ella, y solo se utiliza como compensador de los desequilibrios moment´aneos en la red. •Modo isla: en este caso, la micro-red permanece desconectada el´ectricamente del resto del sistema insular, de modo que las funciones de control potencia-frecuencia y de tensi´on lo realizan, exclusivamente, los generadores pertenecientes a ´esta. Para la realizaci´on de este estudio se han tomado como base los escenarios de demanda, y sobre ellos se han superpuesto el resto de escenarios y modos de funcionamiento, realizando a cada uno de ellos las pruebas de r´egimen permanente y din´amico que se enumeran en el Cap´ıtulo 1 y se describen a continuaci´on. Finalmente, los escenarios de simulaci´on sobre los que se realizar´an las distintas pruebas son los que aparecen en la tabla 4.1. Escenarios Demanda Fotovoltaica E´olica Bombeo Modo DM´ax-V100 M´axima No 100 % S´ı Conexi´on DM´ax-V50 M´axima No 50 % S´ı Conexi´on DMed-Esc2 Media 200 kWp 100 % S´ı Conexi´on DMed-Esc1 Media 100 kWp 100 % S´ı Conexi´on DMed-Esc0 Media No No S´ı Conexi´on DMed-Isla Media 200 kWp 100 % S´ı Isla Dm´ın M´ınima No 100 % No Conexi´on Cuadro 4.1: Escenarios de simulaci´on. El objetivo de esta selecci´on de escenarios es doble: por un lado, se pretende estudiar el mayor n´umero de situaciones especialmente sensibles en el funcionamiento de la micro-red, y por otro, se pretende evaluar la robustez de la configuraci´on seleccionada para la micro-red haciendo pruebas con distintas configuraciones. Por ello, se han tomado como base los escenarios de demanda y sobre ellos se han realizado distintos estudios de sensibilidad. Sobre el escenario de demanda m´axima, que no cuenta con generadores fotovoltaicos, se ha realizado el estudio de disponibilidad de viento, en el que pretende observar el comportamiento del sistema con la mitad de potencia e´olica de la necesaria. Sobre el escenario de demanda media se ha realizado el estudio comparativo entre los distintos escenarios de generaci´on y el estudio del modo de funcionamiento en isla, a fin de poder comparar los resultados entre s´ı y sacar conclusiones fiables. Por ´ultimo, se ha estudiado el comportamiento del sistema ante el escenario de demanda m´ınima, a este escenario no se le realizar´an pruebas adicionales dada su singularidad. 98CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO 4.2. Pruebas en r´egimen permanente La primera parte de este estudio de estabilidad y eficiencia se centr´o en el r´egimen permanente del sistema. El r´egimen permanente de cualquier proceso es aquel en el que sus variables se encuentran en equilibrio, en el caso de los sistemas el´ectricos, este estado de equilibrio se refiere, especialmente, a la tensi´on y la intensidad, que deber´an mantenerse estables en sus distintos par´ametros. En esta parte del estudio se prest´o especial atenci´on a las tensiones a lo largo de toda la red, puesto que se trata de un par´ametro clave en cualquier sistema el´ectrico que est´a, de hecho, fuertemente relacionado con las p´erdidas en el sistema. Adem´as, se estudi´o tambi´en el flujo de potencia en la red, que puede ayudar a determinar puntos cr´ıticos del sistema en los que la infraestructura pueda no ser suficiente para soportar los requerimientos que se le exigen y las p´erdidas en el sistema. 4.2.1. Flujo de potencia activa Fijadas las potencias que demandan las cargas del sistema y realizado el reparto de la potencia entre los generadores, se estudia cu´al es el estado de las variables en los distintos puntos del sistema a trav´es de gr´aficos generados por PowerWorld para cada escenario establecido. En ellos, se pueden observar los flujos de potencia activa en color verde, cuanto m´as oscura la tonalidad del color, mayor es la potencia que circula por dicha l´ınea. En las figuras 4.1, 4.2 y 4.3 se observan los flujos de potencia de los escenarios 0, 1 y 2, respectivamente, todos ellos para el escenario de demanda media. Cabe destacar varios aspectos del comportamiento, l´ogico por otra parte, del sistema. Por un lado, se observa que, a medida que disminuye la generaci´on renovable en la micro-red, sea por la reducci´on de la aportaci´on fotovoltaica (escenarios 1 y 2) o por la falta de viento (escenarios V50 y V100), aumenta la circulaci´on de potencia activa por la interconexi´on, siendo ´esta m´axima en el escenario 0 (actual) en el que no existe generaci´on en base a fuentes renovables. Por su parte, el escenario Isla coincide con el escenario 2 y el escenario de demanda m´ınima, como cabr´ıa esperar, presenta una reducci´on generalizada de los flujos de potencia. Por otro lado, destacar el efecto de la generaci´on fotovoltaica all´ı donde se encuentra. En las im´agenes se observa que, en el escenario 1 (50 kW p/planta) se produce una reducci´on de la circulaci´on de potencia en las l´ıneas a las que se conectan los generadores (l´ınea 9 (B.T.) y l´ınea EDAM-PU (M.T.)), debido a que la potencia generada es consumida por las cargas circundantes. Sin embargo, en el escenario 2 (100 kWp/planta), se produce un aumento significativo de la potencia en dichas l´ıneas, ya que existe un excedente de generaci´on en la zona que circula por las l´ıneas hacia otras cargas. 4.2. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN PERMANENTE 99 Figura 4.1: Gr´afico del flujo de potencia activa del escenario DMed-Esc0 Figura 4.2: Gr´afico del flujo de potencia activa del escenario DMed-Esc1 Figura 4.3: Gr´afico del flujo de potencia activa del escenario DMed-Esc2. 100CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO 4.2.2. P´erdidas en el sistema Un aspecto clave en la determinaci´on de la eficiencia de los sistemas el´ectricos de potencia son las p´erdidas que se producen en ellos. De esta manera, es importante hacer una menci´on espec´ıfica de esta dimensi´on en un estudio como ´este. Por el hecho de la circulaci´on de corriente el´ectrica a trav´es de las l´ıneas de distribuci´on, se producen p´erdidas de energ´ıa en los conductores que tienen un impacto en la eficiencia global del sistema. Estas p´erdidas se producen por la resistencia que ofrecen los conductores al paso de la corriente el´ectrica a su trav´es, y se describen, en los sistemas trif´asicos, con la ecuaci´on 4.2. P=2 √3∗I2∗R(4.1) Donde Pson las p´erdidas que se producen en la l´ınea en W,Ila intensidad que circula por ella en AyRsu resistencia en ω. Adem´as, la resistencia de los conductores el´ectricos se rige por la siguiente ecuaci´on: R=ρ∗L S(4.2) Donde ρes la resistividad del material en ω∗mm2∗m,Les la longitud del tramo de conductor y Ses la secci´on del mismo. En las figuras 4.4 y 4.5 se pueden observar, en color violeta, las p´erdidas que se producen en el sistema en los escenarios 0 y 2. Estas im´agenes reflejan el comportamiento general del mismo. En el escenario 0, toda la potencia demandada en La Restinga circula tanto por la l´ınea TAI-PARQUE como por la l´ınea PARQUE-BOMB. Sin embargo, las p´erdidas son muy superiores en la interconexi´on dada su longitud (7,7 km frente a 28 m). Adem´as, se puede comprobar que las p´erdidas resistivas son mayores en la red de distribuci´on en B.T. que en M.T.. Esto se debe a que, para la misma potencia a suministrar, la corriente en baja tensi´on ser´a siempre mayor que en una l´ınea de M.T., de acuerdo con la ecuaci´on 4.3. S=V∗I∗(4.3) Siguiendo el mismo principio, se comprueba que la inyecci´on de 100 kW de potencia en una l´ınea de baja tensi´on (escenario 2) genera un aumento considerable en las p´erdidas en ella, fruto de la mayor circulaci´on de corriente el´ectrica por el conductor. Estos son dos casos extremos, que muestran el comportamiento del sistema ante la circulaci´on de corriente por sus l´ıneas. No obstante, el resto de escenarios siguen las mismas tendencias que se han descrito, pero de forma m´as limitada, al tratarse de situaciones intermedias. 4.2. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN PERMANENTE 101 Figura 4.4: Gr´afico de las p´erdidas en el escenario DMed-Esc0. Figura 4.5: Gr´afico de las p´erdidas en el escenario DMed-Esc2. En la tabla 4.2 se muestran las p´erdidas en el sistema y se establece la variaci´on de las p´erdidas en los escenarios 1 y 2 con respecto al escenario 0, ya que los tres corresponden al mismo escenario de demanda, para determinar la eficiencia de los mismos. Se comprueba que, frente al escenario actual, las p´erdidas en el escenario 1 representan el 46 % de las actuales y, en el escenario 2, el 52 % de las actuales. Esto supone una reducci´on de entre el 48 y el 54 % de las p´erdidas del sistema, en el caso de implantar una micro-red basada en energ´ıas renovables en La Restinga que genere la potencia el´ectrica demandada in situ. 102CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO Escenario Pr(kW) ∆P(p.u.) DM´ax-V100 4.8 - DM´ax-V50 5 - DMed-Esc 0 8.9 1 DMed-Esc 1 4.1 0.46 DMed-Esc 2 4.6 0.52 DMed-Isla 4.6 0.52 Dm´ın 0.8 - Cuadro 4.2: Comparativa de p´erdidas por escenario de simulaci´on. 4.2.3. Flujo de potencia reactiva Del mismo modo, se ha elaborado un gr´afico en el que se observan los flujos de potencia reactiva a lo largo de las distintas l´ıneas, donde el color marr´on m´as oscuro representa una mayor circulaci´on de potencia reactiva, y un color m´as claro, una circulaci´on menor. Las figuras 4.6, 4.7 y 4.8 muestran los flujos de potencia reactiva en los escenarios 0, 1 y 2, respectivamente, asociados al escenario de demanda media. Se demuestra que, en el escenario 0, toda la potencia reactiva consumida en la micro-red debe provenir de la conexi´on con el resto del sistema insular, y que ´esta es inferior a los escenarios 1 y 2 (193 kvar en el escenario 0, 281 kvar en el escenario 1 y 216 kvar en el escenario 2). La diferencia entre el escenario 0 y los otros dos es provocada por el reajuste de las tensiones al circular corriente por la interconexi´on, que obliga a subir la consigna de tensi´on en el extremo m´as alejado de ´esta y disminuirlo en el lado que conecta con el parque e´olico, del mismo modo sucede en los escenarios V50 y V100. Mientras, la disminuci´on de la generaci´on de reactiva en el escenario 2 respecto al 1 se debe a la reducci´on de las ca´ıdas de tensi´on en el sistema derivadas de la existencia de generaci´on en los puntos de consumo, que hacen aumentar la tensi´on. Los flujos de potencia reactiva en el escenario Isla coinciden con los que se producen en el escenario 2, a la vez que, en el escenario de demanda m´ınima, la reducci´on del consumo de potencia reactiva por parte de las cargas, unida al aumento de la tensi´on por la reducci´on de las p´erdidas, dan como resultado un tr´ansito de potencia reactiva por la micro-red muy inferior a los observados en el resto de escenarios. Adem´as, la situaci´on que se da en la l´ınea 9 de B.T. merece una menci´on particular. Se comprueba que, en los escenarios en los que en dicha l´ınea la generaci´on es 0 o 50 kW el consumo de potencia reactiva y, por lo tanto, el tr´ansito de ´esta a trav´es de la l´ınea es ´ınfimo. Sin embargo, en el escenario 2, en el que existe una generaci´on fotovoltaica de 100 kW , la l´ınea experimenta un aumento de la tensi´on provocado por la inyecci´on de potencia activa que el propio generador debe compensar consumiendo potencia reactiva. 4.2. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN PERMANENTE 103 Figura 4.6: Gr´afico del flujo de potencia reactiva del escenario DMed-Esc0 Figura 4.7: Gr´afico del flujo de potencia reactiva del escenario DMed-Esc1 Figura 4.8: Gr´afico del flujo de potencia reactiva del escenario DMed-Esc2 104CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO 4.2.4. Tensiones del sistema En las figuras 4.9, 4.10 y 4.11 se muestra, a trav´es de colores, el estado de la tensi´on en cada punto del sistema en los escenarios 0, 1 y 2 respectivamente. El color azul representa una tensi´on inferior a la nominal y pr´oxima al m´ınimo establecido, el color verde representa la tensi´on nominal del a instalaci´on en dicho punto ( 20 kV o 400 V), y el color rojo representa tensiones superiores a la nominal y pr´oximas al m´aximo establecido. En la imagen correspondiente al escenario 0 se demuestra como la centralizaci´on de la generaci´on de potencia conlleva una polarizaci´on del sistema en cuanto a las tensiones, llevando a un aumento de la tensi´on en la interconexi´on y una ca´ıda de ´esta en las zonas de consumo. Esto es debido a las p´erdidas que se producen a lo largo de las l´ıneas de distribuci´on, especialmente a lo largo de la interconexi´on, que supone una ca´ıda de tensi´on importante en t´erminos relativos. Para compensar la ca´ıda de la tensi´on a lo largo de las l´ıneas, es preciso aumentar la tensi´on aguas arriba para asegurar un nivel de tensi´on adecuado en los puntos de consumo ya que, adem´as, no existe aportaci´on de potencia reactiva cercana a ellos. Este efecto es el mismo que se observa, aunque de forma m´as atenuada, en los escenarios V50 y V100, puesto que en el primero, una parte de la potencia demandada es absorbida a trav´es de la interconexi´on. Otro efecto significativo sobre las tensiones es el que produce la presencia de generaci´on distribuida m´as pr´oxima a las zonas de consumo, especialmente aquella que se encuentra conectada al sistema a trav´es de la red de media tensi´on. Como se puede observar, la presencia de un generador fotovoltaico de 50 kW en la red de baja tensi´on de La Restinga supone un aporte de potencia activa tal que las tensiones en toda la red de baja tensi´on se aproximan a su valor nominal sin necesidad de un aporte de potencia reactiva extra. Si bien, cuando la potencia de este generador aumenta hasta los 100 kW, el aumento de la tensi´on es de tal magnitud, que el propio generador debe consumir potencia reactiva para bajar la tensi´on. Esto desv´ıa la potencia reactiva en la red de B.T. hacia la l´ınea 9, provocando una sutil ca´ıda de la tensi´on en el resto de l´ıneas. Un caso particular a tener en cuenta es el que se muestra en la figura 4.12, en la que se representa el valor de la tensi´on en los distintos nodos del sistema cuando la demanda en ´este es m´ınima. En este caso, la disminuci´on de la circulaci´on de corriente el´ectrica a trav´es de las l´ıneas se traduce en una disminuci´on de las p´erdidas y, por ende, de las ca´ıdas de tensi´on en el sistema. Esto hace que la tensi´on en el final de las l´ıneas, es decir, en los puntos de consumo, sea superior a los escenarios de mayor demanda. 4.2. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN PERMANENTE 105 Figura 4.9: Gr´afico de tensiones del escenario DMed-Esc0. Figura 4.10: Gr´afico de tensiones del escenario DMed-Esc1. Figura 4.11: Gr´afico de tensiones del escenario DMed-Esc2. 112CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO Por ´ultimo, en las figuras 4.21 y 4.22, puede observarse el comportamiento del sistema en el escenario de demanda m´ınima ante la desconexi´on del m´odulo 1 de la EDAM. En comparaci´on con el resto de escenarios, la demanda de potencia que ha desaparecido del sistema es ligeramente inferior (148 kW frente a 205 kW ), por eso el pico de tensi´on es tambi´en menor. Sin embargo, al existir un s´olo aerogenerador generando potencia en la red, la velocidad de disminuci´on de la generaci´on de potencia activa es la mitad que en el resto de escenarios, lo que hace que la tensi´on se reduzca m´as lentamente, llegando a estabilizarse casi en el doble de tiempo. Figura 4.21: Desconexi´on de carga: Gr´afico de tensi´on del escenario DM´ın. Figura 4.22: Desconexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia reactiva del escenario DM´ın. Estudio del comportamiento de la frecuencia en el sistema Al mismo tiempo, al producirse un desequilibrio entre la potencia generada y la potencia consumida por las distintas cargas del sistema, la frecuencia de la onda senoidal aumenta, al aumentar la velocidad de los generadores, fruto de la disminuci´on de la fuerza contraelectromotriz en sus devanados 4.3. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN DIN ´ AMICO 113 y en funci´on de su inercia, seg´un la Ecuaci´on de Oscilaci´on de la m´aquina s´ıncrona: dω/dt =π∗f 50 ∗(Pm −Pe) (4.4) Siendo ωla velocidad de la m´aquina en rad/s. En t= 1ses la nueva distribuci´on inicial de tensiones y corrientes en las l´ıneas el´ectricas implica que al generador s´ıncrono equivalente se le pide, transitoriamente, una aportaci´on distinta de P y de Q. Sin embargo, en t= 1sa´un no ha habido actuaci´on de sus reguladores, s´olo de la m´aquina el´ectrica en s´ı, a la que simplemente se le asigna un nuevo valor de V, I, P y Q. Por otro lado, se observa que, el modelado realizado en PowerWorld admite un comportamiento diferente si el generador es un aerogenerador tipo 4 (GSM), en lugar de un generador convencional. En este caso, el modelado atiende a la idea de que el convertidor de potencia es tan r´apido que, ante la variaci´on de la tensi´on impuesta por la red, puede adaptar en menos de un ciclo (20ms) su corriente I para que la P que inyecta a la red siga siendo la misma en t= 1sque justo antes. Hay que recordar que estos aerogeneradores est´an programados para inyectar continuamente en red una P correspondiente a la Pm que extrae del viento, seg´un la curva de potencia de la m´aquina. Por lo tanto, es el modelo equivalente del generador s´ıncrono el que absorbe la mayor parte de la disminuci´on de carga en los instantes iniciales, almacenando la energ´ıa en forma de energ´ıa cin´etica en su interior y aumentando su velocidad, lo que hace aumentar la frecuencia del sistema. Posteriormente, se ajusta la potencia que ofrecen los aerogeneradores para adaptar, nuevamente, su generaci´on a las nuevas condiciones de demanda existentes. El proceso es lento y tarda varios segundos, en funci´on de la variaci´on de la potencia a la que tenga que hacer frente el aerogenerador. Durante este tiempo, la frecuencia permanece ligeramente baja, ya que los aerogeneradores inyectan en el nodo en el que se encuentra el modelo de generador s´ıncrono dispuesto junto al de la bater´ıa, que se encuentra con que hay un excedente de potencia en su nodo. Este comportamiento se repite con exactitud en los distintos escenarios, salvo en el escenario V50, como se explicar´a. En cuanto al sistema de bater´ıas, su actuaci´on depende la profundidad de la perturbaci´on que sufran los par´ametros del sistema en el nodo que ´este controla. Para peque˜nas variaciones no actuar´a, especialmente si existe un generador s´ıncrono en el sistema (interconexi´on) que responde m´as r´apidamente a dichas perturbaciones. Tal y como se observa en las figuras 4.23 y 4.24, donde se muestran, respectivamente, las curvas de frecuencia y generaci´on de potencia activa de este escenario durante la desconexi´on del C.T. de la estaci´on de bombeo. 114CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO Figura 4.23: Desconexi´on de carga: Gr´afico de frecuencia del escenario DM´ax-V100. Figura 4.24: Desconexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia activa del escenario DM´ax-V100. En las figuras 4.25 y 4.26 se observan las curvas de frecuencia y generaci´on de potencia activa del escenario DM´ax-V50, en el caso de la desconexi´on del centro de transformaci´on que abastece la estaci´on de bombeo. En ellas se observa que, al volver a a establecerse el equilibrio en las potencias, la frecuencia de la red vuelve a estabilizarse. En este caso, el proceso es m´as r´apido, ya que no se requiere que los aerogeneradores var´ıen su potencia de salida de manera sensible. Esto se debe a que la variaci´on en la potencia demandada es asumida por la interconexi´on. Figura 4.25: Desconexi´on de carga: Gr´afico de frecuencia del escenario DM´ax-V50. 4.3. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN DIN ´ AMICO 115 Figura 4.26: Desconexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia activa del escenario DM´ax-V50. Por otra parte, en las figuras 4.27 y 4.28, se observa la respuesta de la frecuencia y la generaci´on de potencia activa del sistema en el escenario 0. Se comprueba, de nuevo, que la presencia de un generador s´ıncrono en la red, simulando el sistema insular, no supone una ventaja destacable en t´erminos de estabilidad. En las figuras 4.29 y 4.30, se muestra el comportamiento de la tensi´on y la generaci´on de potencia reactiva en el escenario Isla, en el que no existe generador s´ıncrono que respalde a los generadores basados en inversores. En este caso, es el sistema de bater´ıas el que tiene una respuesta m´as r´apida y asume el desequilibrio entre generaci´on y demanda, consumiendo potencia que se ha dejado de demandar y que ir´a a cargar las bater´ıas. A la par, los aerogeneradores comienzan a disminuir su potencia de salida hasta equilibrarla con la demanda en la red, consiguiendo que la bater´ıa vuelva su estado inicial. Mientras tanto, la frecuencia sufre una perturbaci´on ligeramente mayor que en los otros escenarios, por el mayor tiempo de respuesta de la bater´ıa. Figura 4.27: Desconexi´on de carga: Gr´afico de frecuencia del escenario DMed-Esc0. 116CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO Figura 4.28: Desconexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia activa del escenario DMed-Esc0. Figura 4.29: Desconexi´on de carga: Gr´afico de frecuencia del escenario DMed-Isla. Figura 4.30: Desconexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia activa del escenario DMed-Isla. 4.3. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN DIN ´ AMICO 117 Por ´ultimo, las figuras 4.31 y 4.32 muestran, respectivamente, la evoluci´on de la frecuencia y la generaci´on de potencia activa en el escenario de demanda m´ınima. En el que, como ya se ha dicho, el hecho de disponer de un s´olo aerogenerador para asumir la ca´ıda de la demanda, hace que el reestablecimiento del equilibrio entre potencia generada y consumida sea mucho m´as lento. En definitiva, se puede afirmar que el sistema soportar´ıa la desconexi´on de una de las mayores cargas que existen en ´el, incluso en el escenario Isla. Figura 4.31: Desconexi´on de carga: Gr´afico de frecuencia del escenario Dm´ın. Figura 4.32: Desconexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia activa del escenario Dm´ın. 4.3.2. Conexi´on de carga Esta prueba consiste en la conexi´on al sistema de una carga importante con el fin de estudiar c´omo se comporta ´este ante un aumento repentino de la potencia demandada. En la mayor´ıa de los sistemas el´ectricos, ´este no es un problema a tener en cuenta, salvo en caso excepcionales. Sin embargo, dado el tama˜no de la micro-red, no mucho mayor que la mayor de las cargas que alimenta, y la inestabilidad de los generadores en los que ´esta se basa, se 118CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO hace imprescindible realizar este estudio para comprobar la estabilidad del sistema ante este tipo de eventos, que pueden darse con frecuencia durante la operaci´on del sistema. Para realizar esta prueba, se someti´o al sistema a la conexi´on del M´odulo 2de la EDAM, que est´a compuesto por tres bombas (8, 250 y 30 kW) y que se conectaron de forma escalonada con un segundo de diferencia entre cada una. De este modo, se simul´o el arranque de la planta en condiciones reales, en caso de que no fuera posible el arranque suave de las bombas. Lo cual representa el caso m´as desfavorable. Estudio del comportamiento de la tensi´on en el sistema En las figuras 4.33 y 4.34 se muestran, respectivamente, las curvas de tensi´on y generaci´on de potencia reactiva del escenario de m´axima demanda y disponibilidad de viento (V100) durante la conexi´on del m´odulo de la EDAM, cuyo comportamiento se rige por los mismos principios y ecuaciones explicados en la prueba de desconexi´on de carga, solo que, esta vez, en sentido inverso. Figura 4.33: Conexi´on de carga: Gr´afico de tensi´on del escenario DM´axV100. Figura 4.34: Conexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia reactiva del escenario DM´ax-V100. 4.3. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN DIN ´ AMICO 119 Se puede comprobar que la conexi´on de los distintos modelos que simulan las electrobombas, supone una ca´ıda en la tensi´on del sistema, mayor cuanto mayor es la potencia conectada. Adem´as, se comprueba el comportamiento observado la prueba de desconexi´on de carga, pero a la inversa, mientras la potencia activa generada por los aerogeneradores tiende a ajustarse a las nuevas condiciones, la tensi´on tiende a bajar ligeramente. Por el contrario, y como se puede comprobar en las figuras 4.35 y 4.36, en el escenario V50 no se da este fen´omeno, ya que los aerogeneradores se encuentran, inicialmente, pr´oximos a su l´ımite m´aximo de potencia activa, por lo que su capacidad de aumentar la generaci´on para asumir la nueva potencia demandada es casi nula. Se comprueba, adem´as, que el generador s´ıncrono que simula el sistema insular reacciona aportando hasta 1,8 MW de potencia reactiva, durante casi un segundo, para evitar una ca´ıda m´as brusca de la tensi´on. Por su parte, las bater´ıas tambi´en colaboran en esta tarea, aportando una peque˜na parte de la potencia reactiva necesaria para minimizar la perturbaci´on ocasionada por la conexi´on de la carga. Figura 4.35: Conexi´on de carga: Gr´afico de tensi´on del escenario DM´ax-V50. Figura 4.36: Conexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia reactiva del escenario DM´ax-V50. 120CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO En este caso, se puede comprobar que, al circular m´as corriente el´ectrica por interconexi´on, se producen mayores ca´ıdas de tensi´on en ella, haciendo descender m´as a´un las tensiones en la micro-red que en otros escenarios. Tal y como se observa en las figuras 4.37 y 4.38. Figura 4.37: Conexi´on de carga: Gr´afico de tensi´on del escenario DMed-Esc0. Figura 4.38: Conexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia reactiva del escenario DMed-Esc0. En las figuras 4.39 y 4.40 se observa un comportamiento similar al resto de escenarios, el modelo de bater´ıa y el del generador s´ıncrono asociado a ella comienzan a generar potencia reactiva para contrarrestar la ca´ıda de la tensi´on, especialmente tras la conexi´on de la bomba de alta presi´on (250 kW). Sin embargo, en este caso, dado que la capacidad de generaci´on es limitada, el hueco de tensi´on es considerablemente mayor. Es importante decir que el tama˜no del hueco de tensi´on est´a directamente relacionado con la capacidad que tengan las bater´ıas de proporcionar, lo m´as r´apidamente posible, potencia reactiva. Ante perturbaciones importantes, se ha detectado alg´un tipo de interferencia entre el modelo de bater´ıa y el de generador s´ıncrono asociado a ella, que provoca un comportamiento inestable en ciertas ocasiones. Dado que, el objetivo de este estudio es realizar una aproximaci´on general a la posibilidad de la implantaci´on de la micro-red, no se profundiz´o en el estudio del modelo de bater´ıa y su interacci´on con el resto del sistema. 4.3. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN DIN ´ AMICO 121 Figura 4.39: Conexi´on de carga: Gr´afico de tensi´on del escenario DMed-Isla. Figura 4.40: Conexi´on de carga: Gr´afico de generaci´on de potencia reactiva del escenario DMed-Isla. Si bien, la magnitud de la perturbaci´on en la tensi´on hace pensar en los problemas que podr´ıa generar en el sistema, por ello, se ha estudiado la conexi´on suave del m´odulo en cuesti´on para evaluar si supone una mejora sustancial en los par´ametros de la red. En las figuras 4.41 y 4.42 se observa que, con una conexi´on suave a saltos (no se pudo simular una conexi´on progresiva), se consigue una reducci´on considerable tanto de la aportaci´on de potencia reactiva como de la ca´ıda de tensi´on en el sistema. Figura 4.41: Conexi´on suave de carga: Gr´afico de tensi´on del escenario DMed-Isla. Por ´ultimo, en las figuras 4.43 y 4.44 se pueden observar las curvas de tensi´on y potencia reactiva generada en la micro-red durante y despu´es de la conexi´on del m´odulo 2 de la EDAM. Se observa que el transitorio de la 128CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO Figura 4.56: P´erdida de generaci´on: Gr´afico de generaci´on de potencia activa del escenario DMed-Esc2. 4.3.5. Cortocircuito El cortocircuito es uno de los fallos m´as peligrosos para la seguridad de los sistemas el´ectricos, tanto a nivel operativo como humano. Un cortocircuito sucede cuando un elemento en tensi´on se pone en contacto con otro que no lo est´a sin que haya en medio una impedancia suficiente para evitar el flujo masivo de electrones. Cuando esto sucede, se provoca un tr´ansito brutal de corriente a trav´es del elemento en cortocircuito, gener´andose ´arcos el´ectricos muy peligrosos y ca´ıdas de la tensi´on importantes. La soluci´on ante este evento es la desconexi´on del elemento en cortocircuito del resto del sistema. Este fallo, y la desconexi´on que se produce posteriormente por parte de las protecciones del sistema, provoca, adem´as, perturbaciones muy importantes en la red que lo rodea a una distancia considerable. Por eso, es cr´ıtico evaluar la estabilidad que presenta el sistema en estas situaciones. Con este fin, se someti´o al sistema a un cortocircuito trif´asico forzado en la l´ınea TAI-PARQUE, ya que supone, no s´olo la aparici´on de la perturbaci´on provocada por el cortocircuito, sino la posterior desconexi´on de la l´ınea. Figura 4.57: Cortocircuito: Gr´afico de tensi´on del escenario DMed-Esc2 4.3. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN DIN ´ AMICO 129 Figura 4.58: Cortocircuito: Gr´afico de generaci´on de potencia reactiva del escenario DMed-Esc2 Se puede observar en las figuras 4.57 y 4.58 que, tras el cortocircuito, la tensi´on en toda la micro-red desciende a 0. A los pocos milisegundos, act´ua la protecci´on de la interconexi´on, despejando la falta. Durante este periodo, los aerogeneradores han mantenido fija su consigna de generaci´on, de modo que, una vez desaparecida la falta, y sin que se hayan producido deslastres de carga, la tensi´on vuelve a su estado inicial sin mayores desajustes. Sin embargo, el generador s´ıncrono que se ha asociado al sistema de bater´ıas, reacciona a la perturbaci´on con una oscilaci´on de su potencia reactiva que no puede tomarse sino como una interferencia en lo que ser´ıa el comportamiento esperable de un sistema basado en inversores. En la figura 4.58 se ha obviado la aportaci´on del generador que simula la interconexi´on, ya que el pico de potencia impide apreciar las variaciones en los dem´as generadores. Del mismo modo se ha procedido en la figura 4.60. Figura 4.59: Cortocircuito: Gr´afico de frecuencia del escenario DMed-Esc2. Si atendemos a la evoluci´on de la frecuencia durante el transitorio de cortocircuito, podemos observar en las figuras 4.59 y 4.60 c´omo los aerogeneradores mantienen consigna de generaci´on de potencia activa tras el hueco de tensi´on. Una vez el fallo es eliminado, los aerogeneradores aumentan su 130CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO Figura 4.60: Cortocircuito: Gr´afico de generaci´on de potencia activa del escenario DMed-Esc2. generaci´on desde cero hasta el punto anterior en 100 ms, y permitiendo estabilizar de nuevo la micro-red. Sin embargo, tras la recuperaci´on de la tensi´on, la bater´ıa comienza a generar potencia activa, incrementando su aportaci´on hasta llegar a su l´ımite. Lo que se comprueba al observar el incremento que se produce en la frecuencia tras la actuaci´on de las protecciones. Esto provoca una serie de desajustes y perturbaciones en el sistema a la que no se ha encontrado explicaci´on, y que podr´ıan dilucidarse con un estudio en profundidad del modelo de bater´ıas. Se demuestra, sin embargo, la posibilidad de que el sistema supere un cortocircuito aisl´andose del resto del sistema. 4.3.6. Desconexi´on de la red Por ´ultimo, se prob´o la estabilidad que muestra el sistema ante la desaparici´on de la conexi´on el´ectrica con el resto del sistema el´ectrico insular. Esta prueba es clave para asegurar la capacidad de funcionamiento aut´onomo de la micro-red. En ella, se program´o la apertura de la l´ınea que une el parque e´olico con el centro de transformaci´on de Taibique, eliminando as´ı la conexi´on el´ectrica con el resto de la isla e impidiendo as´ı, no solo el mantenimiento del flujo de potencia, sino tambi´en el mantenimiento de las propiedades de la onda el´ectrica. Esta prueba fue realizada en el escenario de demanda m´axima y V50, ya que se trata del escenario m´as desfavorable, al ser el ´unico con generaci´on renovable en el que circula potencia por la interconexi´on. En las figuras 4.61 y 4.62 se observa que, al desaparecer una parte de las potencias activa y reactiva generadas, la tensi´on en el sistema cae, lo que obliga al modelo de bater´ıa a inyectar potencia reactiva en el sistema de manera exagerada. Al mismo tiempo, el modelo de generador s´ıncrono asociado a la bater´ıa reacciona de manera inversa, anulando la fluctuaci´on de la potencia reactiva puesta en juego por la bater´ıa. De este modo, la tensi´on consigue estabilizarse varios segundos despu´es de la desconexi´on. 4.3. PRUEBAS EN R ´ EGIMEN DIN ´ AMICO 131 Figura 4.61: Desconexi´on de la red: Gr´afico de tensi´on del escenario DMaxV50 Figura 4.62: Desconexi´on de la red: Gr´afico de generaci´on de potencia reactiva del escenario DMax-V50 Por otra parte, las figuras 4.63 y 4.64 se observa como, al desaparecer parte de la potencia activa generada en el sistema, el modelo generador s´ıncrono asociado a la bater´ıa cede potencia activa al tiempo que disminuye su velocidad y, por ende, la frecuencia del sistema. Figura 4.63: Desconexi´on de la red: Gr´afico de frecuencia del escenario DM´ax-V50. 132CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO Figura 4.64: Desconexi´on de la red: Gr´afico de generaci´on de potencia activa del escenario DM´ax-V50. Poco despu´es, el modelo de bater´ıa comienza a generar potencia activa, aumentando su aportaci´on progresivamente hasta llegar a su l´ımite. Sin embargo, esta aportaci´on se muestra excesiva, y obliga a los modelos de aerogenerador a reducir su potencia de salida. Se trata de otro efecto indeseado m´as, provocado por el modelo de bater´ıa y que deber´ıa ser estudiado en un trabajo espec´ıfico. Por otro lado, el sistema muestra su capacidad de mantenerse estable ante una desconexi´on de la red, incluso si por la interconexi´on circula potencia en el momento del disparo. 4.4. Conclusiones Una vez culminado el estudio de estabilidad del modelo el´ectrico de la micro-red, se puede concluir que la implantaci´on de una micro-red basada en energ´ıas renovables en La Restinga ser´ıa ciertamente viable. Este estudio demuestra, en primer lugar, que una micro-red basada en energ´ıas renovables es t´ecnicamente viable en La Restinga, y que, la inclusi´on de generadores basados en inversores, no comprometer´ıa la estabilidad de una micro-red que funcionase de forma aut´onoma pero interconectada al sistema insular. No s´olo eso, sino que, la generaci´on local de la potencia consumida en La Restinga supone una reducci´on de entre el 50 y el 55 % de las p´erdidas en la red de distribuci´on que abastece la zona. Sin embargo, se han detectado fen´omenos a tener en cuenta en la operaci´on de un sistema como el aqu´ı estudiado. Por un lado, se ha observado que, tras un aumento o disminuci´on de carga, que es satisfecha, en primera instancia, por la red insular a trav´es de la interconexi´on, el reajuste de la potencia de los aerogeneradores provoca ligeras variaciones en la tensi´on del sistema. La duraci´on de la perturbaci´on coincide con el tiempo empleado por los aerogeneradores para alcanzar el punto de equilibrio, y este tiempo es directamente proporcional a la diferencia de potencia que tengan que asumir e inversamente proporcional a la velocidad a la que sean capaces de 4.4. CONCLUSIONES 133 regularse. Por lo tanto, cuanto mayor velocidad de reacci´on tengan los aerogeneradores, m´as breves ser´an las perturbaciones provocadas por este efecto. Por otro lado, se ha observado que la presencia de generaci´on fotovoltaica en la red de distribuci´on en baja tensi´on contribuye a mitigar las ca´ıdas de tensi´on y, por lo tanto las p´erdidas, siempre que no sobrepasen un cierto l´ımite. La inclusi´on de una ´unica planta fotovoltaica de 100 kW en la red de distribuci´on en B.T. provoca una descompnesaci´on importante de las tensiones y un aumento de las p´erdidas en la red de distribuci´on en B.T. Esto no quiere decir que no se deban instalar m´as de 100 kW fotovoltaicos en La Restinga, sino que debe limitarse el tama˜no de las plantas que se instalen y distribuirlas entre las distintas l´ıneas de distribuci´on en B.T. Se ha demostrado, adem´as, que la micro-red puede funcionar de forma aislada siempre que cuente con un sistema de respaldo capaz de desconectarse del resto del sistema y generar ondas de tensi´on y corriente propias. Este escenario es, sin duda, m´as delicado que el anterior y requiere un estudio en profundidad. No obstante, se puede determinar que una instalaci´on aislada es viable, aunque presentar´ıa especial sensibilidad en la tensi´on y frecuencia del sistema ante maniobras de importancia. Se debe ser consciente de que, aunque la micro-red soporta las pruebas en los t´erminos que aqu´ı se han detallado, las perturbaciones en los par´ametros fundamentales del sistema podr´ıan afectar a la calidad del suministro y generar efectos indeseados en las zonas de consumo, como la desconexi´on de aparatos electr´onicos ante una ca´ıda de la tensi´on y/o la frecuencia. Es importante citar tambi´en, que la inestabilidad en la tensi´on y la frecuencia est´a directamente relacionada con la capacidad de aportar grandes cantidades de potencia activa y reactiva al sistema, en el menor tiempo posible, por parte de los generadores. Por lo que ser´a de vital importancia la capacidad de reacci´on de los generadores para limitar las perturbaciones, especialmente en cuanto al sistema de bater´ıas. Por ´ultimo, y aunque este trabajo no incluye un estudio econ´omico de la implantaci´on de la micro-red, se ha detectado, en base a los resultados obtenidos de Homer, que el coste de la energ´ıa en la micro-red rondar´ıa los 7 c´entimos de euro, si se sigue una estrategia de gesti´on eficiente de la EDAM. Lo cual representa un coste bastante competitivo. En definitiva, y en base a los resultados obtenidos, se puede concluir que la implantaci´on de una micro-red basada en energ´ıas renovables y conectada a red en La Restinga ser´ıa completamente viable t´ecnicamente. Adem´as, esto no supondr´ıa una merma en la calidad y seguridad del suministro, y s´ı una mejora en la eficiencia del sistema. Se concluye, adicionalmente, que la opci´on de conseguir un funcionamiento en aislado de la micro-red es posible, pero requiere de un estudio espec´ıfico. 134CAP´ ITULO 4. ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA EL ´ ECTRICO 4.5. L´ıneas futuras de investigaci´on Una vez completado este estudio y detalladas sus conclusiones, quedan a´un cuestiones por resolver que merecer´ıan un estudio espec´ıfico en profundidad, con el objetivo de completar este estudio e, incluso, plantear una posibilidad real de implementar la instalaci´on aqu´ı descrita. Los estudios que pueden derivar del que se describe en este documento son los que siguen: Estudio detallado del funcionamiento aislado de la micro-red: dado el car´acter de este estudio no ha sido posible estudiar en detalle el comportamiento del sistema cuando funciona en aislado. Ser´ıa conveniente completar el estudio en este sentido, realizando cada una de las pruebas aqu´ı descritas, y otras que pudieran considerarse, en el modo de funcionamiento aislado. Estudio del funcionamiento del modelo CBattery y su interacci´on con el modelo de la micro-red: en este trabajo, tampoco pudo realizarse un estudio en profundidad del modelo de bater´ıa CBattery (ni otros existentes). Por ello, ser´ıa importante realizar ese estudio que permitiera conseguir un funcionamiento ´optimo de la bater´ıa y del sistema en su conjunto. Estudio sobre la gesti´on eficiente del sistema de producci´on y bombeo de agua en la micro-red: en este documento se ha permitido a Homer gestionar la desaladora seg´un el criterio del C.O.E.. Sin embargo, ser´ıa interesante poder estudiar la mejor manera de gestionar, tanto la EDAM como el sistema de bombeo, de una manera realista, espec´ıfica y coordinada con la gesti´on de la micro-red. De modo que, se pudiera establecer un protocolo conjunto de funcionamiento de estos sistemas para conseguir una mayor eficiencia y estabilidad del sistema. Estudio detallado del sistema de protecciones de la microred: en este trabajo no se pudo ahondar en la configuraci´on de las distintas protecciones para conseguir una mayor seguridad y calidad en el suministro. Una posible continuaci´on a este trabajo ser´ıa el estudio en profundidad de las protecciones para un comportamiento ´optimo del sistema. Estudio econ´omico de la implantaci´on de la micro-red: en este estudio s´olo se ha tenido en cuenta el criterio econ´omico a la hora de establecer la configuraci´on de la micro-red a trav´es de Homer. Sin embargo, ser´ıa interesante disponer de un estudio m´as en profundidad sobre el aspecto econ´omico de este proyecto, que incluya un estudio de costes de producci´on, tanto de la energ´ıa como del agua. Bibliograf´ıa [1] Estad´ıstica del Padr´on continuo a 1 de enero de 2014. 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