Planeación de la red de transmisión para centrales eoloeléctricas

A continuación se enlistan los puntos que se propone considerar para realizar la planeación del sistema de transmisión, cuando se tienen centrales eoloeléctricas alejadas del centro de consumo: 1. Objetivos. Se pretende:

− Integrar energías renovables para satisfacer la demanda de energía eléctrica a un costo mínimo y con un nivel dado de confiabilidad, evitando hacer una inversión mayor a la requerida en el sistema de transmisión cuando se trata de centrales eoloeléctricas. 2. Periodicidad y horizonte temporal. La frecuencia de actualización de los estudios servirá

para comparar los datos del estudio con valores reales, respecto a la generación de energía eléctrica a partir del parque eólico (una vez implementada la metodología) y evaluar el desempeño del proyecto considerando hacer posibles modificaciones. En particular las posibles modificaciones se hacen para limitar la capacidad de generación del parque eólico, de forma tal que se ajuste su operación en condiciones de falla (reducir la generación), considerando los límites en las líneas de transmisión. Se propone una actualización anual, para un horizonte N+1 hasta N+20 años.

3. Estudio del recurso eolo-eléctrico como energético primario para producir energía eléctrica. Con base a información del recurso eólico y de las turbinas utilizadas que componen el parque, se realiza un análisis de producción de energía eólica con métodos probabilísticos y determinísticos. Este análisis se detalla en el Capítulo 3.

4. Estudios para selección de planes candidatos. Consisten en los siguientes estudios:

- Formulación de alternativas de expansión. Se analizan los siguientes casos: → Diferentes capacidades del parque eólico (200, 500, 750 y 1000 MW). → Niveles de tensión en: 115, 230 y 400 kV.

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→ Se plantean diferentes distancias entre el parque eólico y posibles centros de consumo (50, 100, 200 y 300 kilómetros).

→ Criterios para la selección de equipo adicional o equipo de compensación (en caso de requerirse).

→ Evaluación de energía desperdiciada debido a una reducción en la capacidad de transmisión de la red.

→ Deberá indicarse la posible expansión del parque eólico.

→ No hay restricciones financieras, sin embargo se busca el plan de menor costo. → Interconexión del parque eólico a una red de transmisión existente

- Comparación económica de alternativas de expansión del sistema. Consisten en: → Definir la tasa de descuento al utilizar estudios económicos.

→ Uso de inversiones concentradas en la fecha de puesta en servicio de un proyecto.

→ Comparación financiera de las diferentes alternativas de expansión, para una misma capacidad del parque eólico.

→ Parámetros de comparación económica utilizados: valor presente neto (VAN), tasa interna de retorno (TIR) y análisis beneficio/costo.

→ Valor actual neto comparativo → Costo esperado por déficit energético

→ Se consideran los cotos de: inversión, de pérdidas, de mantenimiento, de la energía no suministrada, etc.

- Comparación de grado de confiabilidad de alternativas de expansión del sistema utilizando herramientas probabilísticas

→ Repercusiones en los índices de confiabilidad de pérdida de carga esperada (LOLE)

→ Repercusiones en los índices de confiabilidad de pérdida de energía esperada (LOEE)

→ Costo esperado por déficit energético

5. Estudios de desempeño del sistema en régimen permanente (Flujos de Potencia). Para esto se requiere:

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- Representación del Sistema. El detalle en la representación del sistema será hasta el

nivel de transmisión. Se estudian los siguientes casos:

→ Generación del parque eólico suministrando energía a una carga conecta en el extremo remoto, donde existe soporte de tensión.

→ Interconexión del parque a una red existente.

- Mercado utilizado y condiciones de carga. Incluir una incertidumbre del ±4.5% de tipo

normal en la demanda solicitada al sistema, ya sea del tipo demanda media constante o característica área oriental. Se evalúa la operación del parque eólico como único recurso para generar energía y en operación conjunta con otras fuentes del tipo hidroeléctricas y termoeléctricas, de acuerdo al sistema en que se interconecta.

- Criterios de prueba para el desempeño del sistema. Se considera el criterio determinístico N-1 y se propone un análisis probabilístico para las condiciones de falla.

- Criterios de verificación del desempeño. Los criterios considerados como aceptables para validar el sistema, serán:

→ Rango de tensión de operación en situación normal y de emergencia.

→ Utilización de medidas correctivas para adecuar el desempeño del sistema, como reconfiguración de la red, etc.

→ Límites de carga de líneas y transformadores, para condición normal y de contingencia.

- Límites de carga de las líneas. En todo momento deberán evaluarse los límites de carga de las líneas de transmisión y se deberá respetar el más limitante de los siguientes:

→ Límite por estabilidad. → Límite por caída de tensión.

→ Límite por capacidad de conducción.

No se consideran factores ambientales, como: temperatura, velocidad del viento, carga de hielo, etc. En ciertos modos de operación de emergencia o bajo contingencias, serán evaluados ciertos valores de sobrecarga (no mayores a 5%).

- Límites de carga de transformadores. Tales como:

→ En condiciones normales podrán llevar su capacidad nominal y en condiciones de emergencia de larga o corta duración deberán soportar una sobrecarga del 30%.

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→ Verificar la adecuada capacidad instalada de transformación en las subestaciones eléctricas, que consiste en verificar si hay capacidad firme en el punto de interés.

→ No se consideran las restricciones térmicas para transformadores, como las temperaturas máximas para el aceite o punto más caliente del devanado para cada tipo de carga simulado y cada clase de aislamiento.

6. Estudios de desempeño dinámico del sistema. En estos estudios, se pretende evaluar el desempeño del sistema de transmisión en régimen transitorio a la frecuencia industrial, es decir, durante e inmediatamente después de la ocurrencia de alteraciones en la configuración de la red, originadas de variaciones súbitas de generación o carga, corto-circuitos o maniobras en el sistema. Este periodo transitorio, se caracteriza por oscilaciones de tensión, como también por fluctuaciones de potencia en las líneas, transformadores y generadores. Generalmente, no se consideran sobretensiones de alta frecuencia asociadas a los transitorios de maniobra o de sobretensión en la red eléctrica. El criterio principal en el ámbito de los estudios de estabilidad transitoria y dinámica, consiste en verificar la garantía de la configuración en estudio, esto es, verificar que luego de una contingencia simple el sistema mantenga el sincronismo entre las unidades generadoras, que no haya sobrecarga transitoria excesiva que pueda provocar una desconexión instantánea y dar inicio a una desconexión en cadena, que no exista desconexión de cargas por actuación de la protección por baja frecuencia y que no haya violación de las tensiones de los nodos de la red que puedan implicar un colapso de tensión.

Aunque este análisis es importante para el diseño y planeación de la red, es un estudio que no está considerado en la metodología propuesta en este trabajo, ya que se requiere un mayor nivel de detalle y no es indispensable para el análisis que se pretende realizar de acuerdo con los alcances definidos.

7. Estudios adicionales. Consisten en los siguientes estudios:

- Estudios de confiabilidad. Relativos a:

→ Parámetros de valorización económica de la energía no suministrada.

- Análisis económico de proyectos de transmisión/subtransmisión.

→ Índices de comparación: Valor presente neto, Tasa interna de retorno, relación coste/beneficio, etc.

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8. Procedimiento para ajuste final del plan más atractivo. Después de los análisis de desempeño eléctrico, de las alternativas a través de estudios basados en distintos criterios, es necesario tomar en cuenta otros condicionantes:

- Aspectos financieros.

- Restricciones ambientales.

- Integración del plan de transmisión con la subtransmisión y con la distribución.

2.7.2 Procedimiento de planeación probabilística para una central eoloeléctrica (fuente