Impacto de la integración de la energía renovable en una red eléctrica con generación convencional

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(1)UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID MÁSTER UNIVERSITARIO EN EFICIENCIA ENERGÉTICA EN LA EDIFICACIÓN, LA INDUSTRIA Y EL TRANSPORTE. TRABAJO FIN DE MÁSTER. IMPACTO DE LA INTEGRACIÓN DE LA ENERGÍA RENOVABLE EN UNA RED ELÉCTRICA CON GENERACIÓN CONVENCIONAL. Nº REGISTRO: TFM MUEE 70/2020 AUTOR: ÁLVARO GONZÁLEZ DE MINGO. TUTOR: MIGUEL JIMÉNEZ CARRIZOSA ETSIME – Departamento de Energía y Combustibles. Convocatoria: Febrero Madrid, febrero 2020.

(2) AGRADECIMIENTOS Al llegar al fin de mi vida universitaria, no puedo evitar mirar atrás y recordar el día que comencé. Desde entonces ha pasado mucho tiempo y sólo puedo sentirme orgulloso y agradecido. Gracias a todas las personas que me han ayudado a formarme y en especial a mi tutor Miguel, por la paciencia y la gran ayuda que me ha aportado para realizar este TFM. Gracias a mi familia, por el apoyo recibido durante todos mis estudios, no sólo en el Máster, sino también en el Grado. Gracias a mis amigos, por ayudarme a desconectar los días duros en los que no era capaz de ver el final. En especial a aquellos que siguen conmigo desde ese primer día de universidad. Sin ellos, no habría llegado hasta aquí. A todos vosotros, GRACIAS.. 2.

(3) RESUMEN En este TFM se analiza desde el punto de vista técnico, económico y ambiental la incorporación de las energías renovables en un sistema eléctrico en la que la producción de energía eléctrica procede de fuentes de generación fósiles como son el carbón y el gas natural. Se estudian diferentes escenarios en los que se incorporan fuentes de energía fósil. Además, se realizará un estudio de la estabilidad de la red para ver el impacto que provoca la sustitución de generación convencional por generación renovable, que por naturaleza son intermitentes.. 3.

(4) ABSTRACT This TFM analyses from a technical, economic and environmental point of view the incorporation of renewable energies into an electrical system in which the production of electricity comes from fossil sources such as coal and natural gas. Different scenarios are studied in which fossil energy sources are incorporated. In addition, a study of the stability of the network will be carried out to see the impact caused by the replacement of conventional generation by renewable generation, which by nature are intermittent.. 4.

(5) ÍNDICE CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN .............................................................................. 13 1.1. Contexto ambiental y político .......................................................................... 13. 1.2. Objetivos del TFM ........................................................................................... 16. 1.3. Estructura del TFM .......................................................................................... 17. CAPÍTULO 2. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ............................................... 18 2.1 Generación, trasporte, distribución y consumo .................................................... 18 2.2 Principales estadísticas del Sistema Eléctrico Español ......................................... 20 2.3 Fuentes de generación de energía ......................................................................... 23 2.3.1 Centrales térmicas convencionales................................................................. 23 2.3.2 Centrales de ciclo combinado ........................................................................ 25 2.3.3 Centrales eólicas ............................................................................................. 26 2.4 Operador del sistema ............................................................................................ 28 2.5 Mercado eléctrico ................................................................................................. 30 CAPÍTULO 3. CASOS DE ESTUDIO ....................................................................... 32 3.1 Red sin generación renovable. Caso base ............................................................. 37 3.2 Red con generación renovable .............................................................................. 43 3.2.1 Intercambio con la antracita. Caso 1 .............................................................. 46 3.2.2 Intercambio con la hulla nacional. Caso 2 ..................................................... 50 3.2.3 Intercambio con la hulla importada. Caso 3 ................................................... 54 3.2.4 Intercambio con el lignito. Caso 4 ................................................................. 57 3.2.5 Intercambio con el gas natural. Caso 5 .......................................................... 61 CAPÍTULO 4. COMPARATIVA DE RESULTADOS ............................................ 65 4.1 Estudio técnico ...................................................................................................... 65 4.2 Estudio económico ................................................................................................ 70 4.2 Estudio ambiental ................................................................................................. 74 4.2.1 Resultados del CO2......................................................................................... 74 4.3.2 Resultados del SO2 ......................................................................................... 78 4.3.3 Resultados del NOx ........................................................................................ 81 4.4 Estudio de estabilidad. .......................................................................................... 85 CAPÍTULO 5. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES Y PRESUPUESTO DEL TRABAJO FIN DE MÁSTER..................................................................................... 96 CAPÍTULO 6. CONCLUSIONES .............................................................................. 98 BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 99 ABREVIATURAS, UNIDADES Y ACRÓNIMOS ................................................. 101 5.

(6) ANEXO I. CÓDIGO MATLAB ................................................................................ 102 ANEXO II. DATOS DE LOS NUDOS DE LA RED IEEE-57 ............................... 133 ANEXO III. DATOS DE LAS LÍNEAS DE LA RED IEEE-57............................. 133 ANEXO IV. RESULTADOS DEL ESTUDIO DE ESTABILIDAD ...................... 136. 6.

(7) ÍNDICE FIGURAS Figura 1: Emisiones de gases de efecto invernadero por grupos de gases entre 1970 y 2010 [1] .......................................................................................................................... 13 Figura 2: Evolución esperada de las energías renovables en la UE ............................... 15 Figura 3: Fuentes de emisión de gases de efecto invernadero por sector y tipo de gas en 2017en España [5] .......................................................................................................... 15 Figura 4: Evolución de las emisiones indirectas en la ciudad de Madrid [6] ................. 16 Figura 5: Sistema eléctrico [7]........................................................................................ 19 Figura 6: Reparto de la potencia instalada peninsular en 2018 [8] ................................ 21 Figura 7: Reparto de la generación peninsular en 2018 [8] ............................................ 22 Figura 8: Esquema de central térmica convencional [10] .............................................. 23 Figura 9: Esquema de central de ciclo combinado [10] ................................................. 25 Figura 10: Coeficiente de potencia en función de la velocidad específica [19] ............. 27 Figura 11: Esquema de central eólica [10] ..................................................................... 28 Figura 12: Curva de energía real, prevista y programada para el día 01/01/2019 [7] .... 29 Figura 13: Precio de la energía y energía negociada en el mercado eléctrico el día 01/01/2019 [23] .............................................................................................................. 30 Figura 14: Esquema unifilar de la red IEEE-57 ............................................................. 35 Figura 15: Modelo π de las líneas................................................................................... 36 Figura 16: Modelo π de las líneas con transformador. ................................................... 36 Figura 17: Curvas de costes horarios en €/h vs potencia en pu para cada central de generación térmica .......................................................................................................... 38 Figura 18: Curvas de emisiones de CO2 horarias en T/h vs potencia en pu para cada central de generación térmica ......................................................................................... 39 Figura 19: Curvas de emisiones de SO2 horarias en T/h vs potencia en pu para cada central de generación térmica ......................................................................................... 40 Figura 20: Curvas de emisiones de NOx horarias en T/h vs potencia en pu para cada central de generación térmica ......................................................................................... 41 Figura 21: Curva de costes en €/MWh vs velocidad el viento en m/s [28] .................... 44 Figura 22: Potencia del aerogenerador en MW vs velocidad del viento en m/s [28] ..... 44 Figura 23: Eficiencia del aerogenerador en % velocidad del viento en m/s................... 45 Figura 24: Potencia del aerogenerador en MW vs coste en €/MWh .............................. 46 Figura 25: Ubicación de la central eólica para el Caso 1 ............................................... 47 Figura 26: Curva de costes horarios en €/h vs potencia en pu en Caso 1 ....................... 48 Figura 27: Ubicación de la central eólica para el Caso 2 ............................................... 51 Figura 28: Curva de coste horario en €/h vs potencia en pu en Caso 2 .......................... 52 Figura 29: Ubicación de la central eólica para el Caso 3 ............................................... 55 Figura 30: Curva de coste horario en €/h vs potencia en pu en Caso 3 .......................... 55 Figura 31: Ubicación de la central eólica para el Caso 4 ............................................... 58 Figura 32: Curva de coste horario en €/h vs potencia en pu en Caso 4 .......................... 59 Figura 33: Ubicación de la central eólica para el Caso 5 ............................................... 62 Figura 34: Curva de coste horario en €/h vs potencia en pu en Caso 5 .......................... 62 Figura 35: Comparativa de potencias entre el Caso Base y el Caso 1 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 66 Figura 36: Comparativa de potencias entre el Caso Base y el Caso 2 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 67 7.

(8) Figura 37: Comparativa de potencias entre el Caso Base y el Caso 3 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 68 Figura 38: Comparativa de potencias entre el Caso Base y el Caso 4 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 69 Figura 39: Comparativa de potencias entre el Caso Base y el Caso 5 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 70 Figura 40: Comparativa de costes horarios entre el Caso Base y el Caso 1 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 71 Figura 41: Comparativa de costes horarios entre el Caso Base y el Caso 2 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 72 Figura 42: Comparativa de costes horarios entre el Caso Base y el Caso 3 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 72 Figura 43: Comparativa de costes horarios entre el Caso Base y el Caso 4 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 73 Figura 44: Comparativa de costes horarios entre el Caso Base y el Caso 5 en cada nudo generador ........................................................................................................................ 73 Figura 45: Comparativa de las emisiones de CO2 entre el Caso Base y el Caso 1 en cada nudo generador ............................................................................................................... 75 Figura 46: Comparativa de las emisiones de CO2 entre el Caso Base y el Caso 2 en cada nudo generador ............................................................................................................... 75 Figura 47: Comparativa de las emisiones de CO2 entre el Caso Base y el Caso 3 en cada nudo generador ............................................................................................................... 76 Figura 48: Comparativa de las emisiones de CO2 entre el Caso Base y el Caso 4 en cada nudo generador ............................................................................................................... 77 Figura 49: Comparativa de las emisiones de CO2 entre el Caso Base y el Caso 5 en cada nudo generador ............................................................................................................... 77 Figura 50: Comparativa de las emisiones de SO2 entre el Caso Base y el Caso 1 en cada nudo generador ............................................................................................................... 79 Figura 51: Comparativa de las emisiones de SO2 entre el Caso Base y el Caso 2 en cada nudo generador ............................................................................................................... 79 Figura 52: Comparativa de las emisiones de SO2 entre el Caso Base y el Caso 3 en cada nudo generador ............................................................................................................... 80 Figura 53: Comparativa de las emisiones de SO2 entre el Caso Base y el Caso 4 en cada nudo generador ............................................................................................................... 80 Figura 54: Comparativa de las emisiones de NOx entre el Caso Base y el Caso 1 en cada nudo generador ............................................................................................................... 82 Figura 55: Comparativa de las emisiones de NOx entre el Caso Base y el Caso 2 en cada nudo generador ............................................................................................................... 82 Figura 56: Comparativa de las emisiones de NOx entre el Caso Base y el Caso 3 en cada nudo generador ............................................................................................................... 83 Figura 57: Comparativa de las emisiones de NOx entre el Caso Base y el Caso 4 en cada nudo generador ............................................................................................................... 84 Figura 58: Comparativa de las emisiones de NOx entre el Caso Base y el Caso 4 en cada nudo generador ............................................................................................................... 84 Figura 59: Red inestable en el momento más crítico para el caso 1 ............................... 87 Figura 60: Red inestable en el momento más crítico para el caso 2 ............................... 89 Figura 61: Red inestable en el momento más crítico para el caso 3 ............................... 91 8.

(9) Figura 62: Red inestable en el momento más crítico para el caso 4 ............................... 92 Figura 63: Red inestable en el momento más crítico para el caso 5 ............................... 94 Figura 64: Diagrama de Gantt del reparto de horas ....................................................... 96. 9.

(10) ÍNDICE TABLAS Tabla 1: Evolución de la demanda eléctrica peninsular [7]............................................ 20 Tabla 2: Evolución de la potencia instalada peninsular [7] ............................................ 21 Tabla 3: Evolución de la estructura de la generación peninsular [7].............................. 22 Tabla 4: Características de la red IEEE-57 ..................................................................... 35 Tabla 5: Características de las centrales de generación .................................................. 37 Tabla 6: Tensión y ángulo de los nudos en Caso base ................................................... 42 Tabla 7: Potencias en nudos generadores en Caso base ................................................. 42 Tabla 8: Emisiones de gases contaminantes por nudo en Caso base.............................. 43 Tabla 9: Puntos de la curva de costes frente a la potencia ............................................. 45 Tabla 10: Tensión y ángulo de los nudos en Caso 1 ...................................................... 49 Tabla 11: Potencias en nudos generadores en Caso 1 .................................................... 49 Tabla 12: Emisiones de gases contaminantes por nudo en Caso 1................................. 50 Tabla 13: Tensión y ángulo de los nudos en Caso 2 ...................................................... 53 Tabla 14: Potencias en nudos generadores en Caso 2 .................................................... 53 Tabla 15: Emisiones de gases contaminantes por nudo en Caso 2................................. 54 Tabla 16: Tensión y ángulo de los nudos en Caso 3 ...................................................... 56 Tabla 17: Potencias en nudos generadores en Caso 3 .................................................... 57 Tabla 18: Emisiones de gases contaminantes por nudo en Caso 3................................. 57 Tabla 19: Tensión y ángulo de los nudos en Caso 4 ...................................................... 60 Tabla 20: Potencias en nudos generadores en Caso 4 .................................................... 60 Tabla 21: Emisiones de gases contaminantes por nudo en Caso 4................................. 61 Tabla 22: Tensión y ángulo de los nudos en Caso 5 ...................................................... 63 Tabla 23: Potencias en nudos generadores en Caso 4 .................................................... 64 Tabla 24: Emisiones de gases contaminantes por nudo en Caso 5................................. 64 Tabla 25: Resumen de potencias en los nudos generadores para cada caso en MW ..... 65 Tabla 26: Coste total de las centrales de generación por nudos en €/h .......................... 71 Tabla 27: Emisiones de CO2 generadas por nudo en T/h ............................................... 74 Tabla 28: Emisiones de SO2 generadas por nudo en T/h ............................................... 78 Tabla 29: Emisiones de NOx generadas por nudo en T/h ............................................... 81 Tabla 30: Estimación de demanda y generación para el caso 1 ..................................... 86 Tabla 31: Estimación de demanda y generación para el caso 2 ..................................... 88 Tabla 32: Estimación de demanda y generación para el caso 3 ..................................... 90 Tabla 33: Estimación de demanda y generación para el caso 4 ..................................... 91 Tabla 34: Estimación de demanda y generación para el caso 5 ..................................... 93 Tabla 35: Reparto de horas del TFM .............................................................................. 96 Tabla 36: Desglose de horas del Trabajo Fin de Máster ................................................ 97 Tabla 37: Coste de recursos humanos ............................................................................ 97 Tabla 38: Presupuesto del TFM...................................................................................... 97 Tabla 39: Datos de los nudos de la red IEEE-57 .......................................................... 133 Tabla 40: Datos de las líneas de la red IEEE-57 .......................................................... 135 Tabla 41: Tensión y ángulo en los nudos del caso 1, variación en nudo 5................... 136 Tabla 42: Potencia en MVA en las líneas del caso 1, variación en nudo 5 .................. 137 Tabla 43: Tensión y ángulo en los nudos del caso 1, variación en nudo 31................. 138 Tabla 44: Potencia en MVA en las líneas del caso 1, variación en nudo 31 ................ 139 Tabla 45: Tensión y ángulo en los nudos del caso 1, variación en nudo 55................. 140 10.

(11) Tabla 46: Potencia en MVA en las líneas del caso 1, variación en nudo 55 ................ 141 Tabla 47: Tensión y ángulo en los nudos del caso 2, variación en nudo 5................... 142 Tabla 48: Potencia en MVA en las líneas del caso 2, variación en nudo 5 .................. 143 Tabla 49: Tensión y ángulo en los nudos del caso 2, variación en nudo 31................. 144 Tabla 50: Potencia en MVA en las líneas del caso 2, variación en nudo 31 ................ 145 Tabla 51: Tensión y ángulo en los nudos del caso 2, variación en nudo 55................. 146 Tabla 52: Potencia en MVA en las líneas del caso 2, variación en nudo 55 ................ 147 Tabla 53: Tensión y ángulo en los nudos del caso 3, variación en nudo 5................... 148 Tabla 54: Potencia en MVA en las líneas del caso 3, variación en nudo 5 .................. 149 Tabla 55: Tensión y ángulo en los nudos del caso 3, variación en nudo 31................. 150 Tabla 56: Potencia en MVA en las líneas del caso 3, variación en nudo 31 ................ 151 Tabla 57: Tensión y ángulo en los nudos del caso 3, variación en nudo 55................. 152 Tabla 58: Potencia en MVA en las líneas del caso 3, variación en nudo 55 ................ 153 Tabla 59: Tensión y ángulo en los nudos del caso 4, variación en nudo 5................... 154 Tabla 60: Potencia en MVA en las líneas del caso 4, variación en nudo 5 .................. 155 Tabla 61: Tensión y ángulo en los nudos del caso 4, variación en nudo 31................. 156 Tabla 62: Potencia en MVA en las líneas del caso 4, variación en nudo 31 ................ 157 Tabla 63: Tensión y ángulo en los nudos del caso 4, variación en nudo 55................. 158 Tabla 64: Potencia en MVA en las líneas del caso 4, variación en nudo 55 ................ 159 Tabla 65: Tensión y ángulo en los nudos del caso 5, variación en nudo 5................... 160 Tabla 66: Potencia en MVA en las líneas del caso 5, variación en nudo 5 .................. 161 Tabla 67: Tensión y ángulo en los nudos del caso 5, variación en nudo 31................. 162 Tabla 68: Potencia en MVA en las líneas del caso 5, variación en nudo 31 ................ 163 Tabla 69: Tensión y ángulo en los nudos del caso 5, variación en nudo 55................. 164 Tabla 70: Potencia en MVA en las líneas del caso 5, variación en nudo 55 ................ 165 Tabla 71: Tensión y ángulo de los nudos estables para cada caso ............................... 166 Tabla 72: Potencia en MVA de los nudos estables para cada caso .............................. 167. 11.

(12) RESUMEN EJECUTIVO La contaminación es uno de los principales problemas a los que se tiene que enfrentar el hombre en la actualidad. El objetivo es actuar sobre los principales emisores de gases de efecto invernadero para frenar la problemática que está generando dicha contaminación. El objetivo propuesto en este TFM se basa en integrar las energías renovables en un sistema en el que sólo se genera energía a través de energías fósiles, tales como la antracita, la hulla, el lignito y el gas natural. La energía renovable escogida será la energía eólica, ya que es la fuente de generación renovable más extendida en España. Se irán proponiendo casos en los que el parque de generación eólica irá sustituyendo a un tipo de tecnología de generación fósil con la misma potencia de generación que la central sustituida. Tras realizar un flujo de cargas para cada caso propuesto, se procederá a realizar un análisis de éstos, realizando comparativas entre el caso inicial, en el que no se ha realizado ninguna modificación del sistema, y el resto de los casos propuestos en los que el parque eólico sustituye a cada uno de los combustibles fósiles. En primer lugar, se realizará el análisis técnico, en el que se comparará la variación de potencia que resulta en cada caso propuesto. A continuación, la comparativa se realizará con los costes horarios de producción de energía en los casos simulados. Para el estudio de las emisiones, se desglosará en los tres principales gases de efecto invernadero, como son el CO2, el SO2 y el NOx. Para finalizar, se realizará el análisis de la estabilidad del sistema proponiendo variaciones de demanda en nudos de carga y de potencia en el parque eólico simulando las variaciones que se pueden producir a lo largo del día y viendo qué líneas y qué nudos pueden llegar a rebasar sus límites de tensión y potencia, en cuyo caso se propondrá una distribución de la potencia generada para que siempre las cargas estén abastecidas.. 12.

(13) CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN 1.1 Contexto ambiental y político La electricidad se ha convertido en un bien de primera necesidad. Con el desarrollo tecnológico, más actividades necesitan electricidad para ser desarrolladas. Este incremento de consumo implica un aumento del número de centrales de generación existentes para cubrir la demanda de los consumidores. Tradicionalmente, esta energía era generada a través de centrales de generación cuyo combustible era de origen fósil. La generación de energía eléctrica estaba cubierta, pero esto implicaba un problema de contaminación debido a las emisiones de gases de efecto invernadero. En la Figura 1 se puede comprobar el aumento de la emisión de los gases de efecto invernadero que se ha producido desde el año 1970. El principal gas emitido es el CO2, que representó en 2010 el 65% de las emisiones totales de gases de efecto invernadero [1].. Figura 1: Emisiones de gases de efecto invernadero por grupos de gases entre 1970 y 2010 [1]. 13.

(14) En este punto, entran en juego las energías renovables, energías “limpias” que no realizan emisiones de gases de efecto invernadero en el proceso de la generación de energía. En la década de los noventa y con este problema de fondo, se potenció la búsqueda de la reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera a través de diversas acciones como, por ejemplo, la creación de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) en 1992, pero hasta 1994 no entró en vigor. Fue ratificada por 195 países. Su objetivo era concienciar a la población de los problemas existentes del medio ambiente. Según los estudios que se realizaron, el clima del planeta estaba sufriendo cambios, por lo que, en respuesta a estos informes, en 1997, se firmó el Protocolo de Kioto, por el que se establecieron medidas para intentar frenar dicho cambio climático. Entre sus objetivos se encuentra el compromiso jurídico vinculante de todos los países firmantes de la reducción de las emisiones de efecto invernadero a la atmósfera. La entrada en vigor del Protocolo fue en 2005 para el inicio de las reducciones de los contaminantes establecidos en el acuerdo. El objetivo marcado fue reducir como mínimo un 5% las emisiones de efecto invernadero respecto a los niveles de 1990, año escogido como referencia, en el periodo establecido entre los años 2008 y 2012. [2] Tras la finalización de la vigencia del Protocolo de Kioto, se establecieron nuevas medidas dentro de la CMNUCC en el Acuerdo de París en el año 2015. Entre los objetivos principales se propusieron limitar el aumento de la temperatura media global del planeta, así como reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. La finalidad fue dar continuidad a las políticas y los objetivos ambientales establecidas en el Protocolo de Kioto estableciendo nuevos límites. A su vez, y en consonancia con estas propuestas, la Comisión Europea (CE) también ha puesto en marcha medidas medioambientales para frenar el cambio climático. El objetivo es crear políticas medioambientales con las energías renovables como pilar fundamental en el sector energético. La Estrategia Europa 2020 establece ambiciosos retos tales como la reducción en un 20% de los gases de efecto invernadero, teniendo como referencia las emisiones de 1990, que la generación de energía sea un 20% de origen renovable y un 20% en el aumento de la eficiencia energética [3]. En la Figura 2 se observa la evolución que se quiere obtener de las energías renovables aplicando estas políticas. Se prevé que en 2020 se alcance 1.200.000 GWh de energía proveniente de energías renovables. 14.

(15) Figura 2: Evolución esperada de las energías renovables en la UE. Como complemento a la Estrategia Europa 2020, ya se han establecido los objetivos para el 2030. Para este año, el objetivo vinculante para los países miembros de la UE es reducir las emisiones un 40%, respecto al año de referencia (1990), alcanzar un 27% de generación a través de fuentes renovables y lograr un 27% de mejora de la eficiencia energética. La CE mira también a muy largo plazo y establece también el objetivo a largo plazo de emitir entre un 80-95% menor de gases de efecto invernadero para el año 2050 [4]. En la Figura 3 se puede observar las emisiones en el año 2017 en España. Por sectores, el transporte fue la actividad que más emisiones de gases de efecto invernadero emitió a la atmósfera representando un 27%, seguido de la generación de energía eléctrica, que fue de 20% del total. Por gases de efecto invernadero, el CO2 fue el gas con más emisiones a la atmósfera, representando un 81% del total [5].. Figura 3: Fuentes de emisión de gases de efecto invernadero por sector y tipo de gas en 2017en España [5]. 15.

(16) La ciudad de Madrid recoge de forma anual los datos de emisiones de efecto invernadero para realizar un análisis de la evolución de las emisiones en la ciudad. En 2017, la cuidad de Madrid emitió 10.789.000 t CO2eq, tanto en emisiones directas como indirectas. Las emisiones indirectas son debidas principalmente por el consumo de energía eléctrica. En la Figura 4 se puede observar la evolución de las emisiones indirectas realizadas por el consumo energético de la ciudad, en la que se aprecia una tendencia descendente desde el año 2008 [6].. Figura 4: Evolución de las emisiones indirectas en la ciudad de Madrid [6]. Dentro de este contexto, las políticas específicas para favorecer el desarrollo de las tecnologías de generación renovables son una de las bases para establecer un desarrollo sostenible para garantizar un futuro limpio y libre de emisiones de gases de efecto invernadero.. 1.2 Objetivos del TFM El objetivo de este TFM es el estudio del impacto que supone la integración de las energías renovables dentro de un sistema eléctrico de generación puramente térmico basado en combustibles como el carbón (antracita, hulla y lignito) y el gas natural. El estudio se dividirá en varios apartados: -. Estudio técnico: Comportamiento de las potencias y de las tensiones resultantes. 16.

(17) -. Estudio económico: Observación de los costes horarios producidos por la generación de energía.. -. Estudio ambiental: Evolución de las emisiones de gases contaminantes emitidos a la atmósfera.. -. Estudio de estabilidad: Análisis de la evolución de la potencia y de las tensiones dentro de los límites establecidos a lo largo de un día.. 1.3 Estructura del TFM Este TFM está estructurado de la siguiente manera: En el Capítulo 2 se realiza un análisis del sistema eléctrico español, exponiendo los principales agentes y actividades que componen el sistema eléctrico. Además, se expondrá de forma breve las tecnologías de generación que se utilizan en el desarrollo del TFM. En el Capítulo 3 se expone la metodología utilizada, los casos propuestos que serán analizados en este TFM y los datos obtenidos. En el Capítulo 4 se compara los resultados obtenidos de las simulaciones realizadas en el Capítulo 3, analizando las diferencias obtenidas de las distintas versiones de los casos propuestos. En el Capítulo 5 se realiza la planificación que se ha llevado a cabo en este TFM durante su desarrollo y se obtiene un presupuesto del TFM. En el Capítulo 6 se expone las conclusiones obtenidas de los distintitos estudios realizados en el TFM.. 17.

(18) CAPÍTULO 2. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL 2.1 Generación, trasporte, distribución y consumo El sector eléctrico en España abarca las actividades de generación, transporte, distribución y consumo de energía eléctrica. Todas las actividades que participan en este sector deben estar perfectamente coordinados y armonizados, debido a la gran dificultad de almacenar grandes cantidades de energía eléctrica con la tecnología actual y, por lo tanto, debe existir un equilibrio en cada instante de tiempo entre la energía generada y consumida, ya que la electricidad se ha convertido en un bien de primera necesidad y cada vez se introduce en más ámbitos de la vida cotidiana. El primer agente que aparece en la cadena eléctrica es el productor de energía. Ésta puede ser procedente de fuentes de generación renovables o no renovables. En el apartado 2.3 se explicará con más detalle esta actividad. A continuación, la energía se transporta a través de las redes de transporte, normalmente mallada, que permite llevar la electricidad desde los puntos de generación hasta los centros de distribución, todo ello a tensiones elevadas para reducir las pérdidas por efecto Joule en el transporte de energía. En España, se transporta a tensiones entre 220 y 400 kV. Según REE en su informe de 2018, cuenta con 44.207 km totales de líneas de transporte, siendo 42.276 km de líneas aéreas, 835 km de cable submarino y 1.096 km de cable subterráneo [7]. Para repartir la energía eléctrica en los puntos de consumo, se utiliza la red de distribución. Una red con una tensión más reducida que va desde los 132 kV hasta la tensión de consumo, dependiendo del consumidor final.. 18.

(19) Figura 5: Sistema eléctrico [7]. Tanto la generación y la comercialización de energía son actividades liberalizadas y cualquier empresa puede entrar a competir en el libre mercado. Aun existiendo una gran cantidad de empresas que comercializan energía eléctrica, el 82% del consumo eléctrico es comercializado por las cinco principales empresas comercializadoras del mercado eléctrico. Estas empresas se encargan de facturar la electricidad consumida por los clientes. Parte de la factura se destina a los peajes de acceso, costes que sirven para pagar el mantenimiento de las redes de transporte y distribución y que están regulados por el gobierno. Por el contrario, las actividades de transporte y distribución son actividades reguladas. La Ley 17/2007, de 4 de julio, nombró a REE como única gestora de la red eléctrica de transporte. En cuanto a la actividad de distribución, cinco son las principales empresas que se encargan de desarrollar esta actividad, aunque existes más. Los ingresos de estas empresas provienen de los peajes de acceso cobrados por las comercializadoras, ya que la principal labor de estas empresas es el mantenimiento de sus redes. En España, existen varios sistemas eléctricos: el peninsular, el balear, el canario y el de Ceuta y Melilla. El sistema peninsular es un sistema que ofrece una gran estabilidad debido a que cuenta con un gran sistema mallado y con conexiones con otros sistemas eléctricos. Este sistema cuenta con interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos, con lo que puede intercambiar 3600 MW, 3900 MW y 400 MW respectivamente. Hasta 2012, el sistema eléctrico balear era un sistema aislado que constaba de dos subsistemas independientes: el sistema Mallorca-Menorca y el sistema Ibiza-Formentera.. 19.

(20) Al ser sistemas muy pequeños, no contaban con la estabilidad que si pueden ofrecer los grandes sistemas eléctrico. Por esa razón, se llevó a cabo la interconexión en 2012 de estos pequeños subsistemas con la península para mejorar la sostenibilidad de los sistemas baleares. La interconexión se llevó a cabo a través de un enlace submarino en corriente continua, siendo la primera realizada en España bajo el nombre de Proyecto Rómulo. Por el contrario, el sistema canario continúa siendo un sistema aislado, que cuenta con seis subsistemas aislados entre ellos, con una infraestructura con poco nivel de mallado. Estos sistemas son menos estables, por lo que, ante la falta de escasez de algún recurso de generación, como puede ser el viento, deben contar con sistemas de almacenamiento de energía, como puede ser las centrales hidroeléctricas reversibles, por ejemplo, la central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria. Los subsistemas de Ceuta y Melilla son sistemas eléctricos independientes al peninsular de un tamaño muy reducido, por lo que no cuentan con una red de transporte. Actualmente se encuentra en proceso realizar una conexión que una el sistema peninsular con el sistema de Ceuta [7].. 2.2 Principales estadísticas del Sistema Eléctrico Español Todos los datos que se muestran en este apartado han sido obtenidos de las estadísticas que proporciona REE tanto en su página web como en sus diversos informes [7] [8]. Desde 2015, la demanda en el sistema eléctrico español de energía eléctrica ha ido en aumento. Desde 2010, la tendencia era negativa hasta 2015, cayendo en total un 5% aproximadamente. En el año en el que cambió la tendencia negativa, en 2015, la demanda peninsular fue de 247.970 GWh, mientras que en el año 2018 alcanzó los 253.495 GWh de demanda total.. 2014 2015 2016 2017 2018. Demanda (GWh) 243.174 247.970 249.680 252.506 253.495. Δ respecto al año anterior -1,1% 2% 0,7% 1,1% 0,4%. Tabla 1: Evolución de la demanda eléctrica peninsular [7]. 20.

(21) En el año 2018, el reparto de la potencia instalada en España se muestra en la Tabla 2. Las centrales de ciclo combinado son las que cuentan con mayor potencia instalada, seguida de la generación eólica. Destaca la eliminación en 2015 de las centrales de fuel-gas, con el cierre de la central de Foix, ubicado en Cubellas (Barcelona), siendo ésta la última central en funcionamiento, y el aumento de las energías renovables [9].. Hidráulica (GW) Turbinación bombeo (GW) Nuclear (GW) Carbón (GW) Fuel + Gas (GW) Ciclo combinado (GW) Eólica (GW) Solar fotovoltaica (GW) Solar térmica (GW) Otras renovables (GW) Cogeneración (GW) Residuos no renovables (GW) Residuos renovables (GW) Total (GW). 2014 17 2,5 7,6 10,5 0,5 24,9 22,9 4,4 2,3 1 7 0 0 100,6. 2015 17 3,3 7,6 10,5 0 24,9 22,9 4,4 2,3 0,9 6,2 0,5 0,1 100,6. 2016 17 3,3 7,6 9,5 0 24,9 22,9 4,4 2,3 0,9 6 0,5 0,1 99,4. 2017 17 3,3 7,1 9,5 0 24,9 22,9 4,4 2,3 0,9 5,8 0,5 0,1 98,7. 2018 17 3,3 7,1 9,6 0 24,6 23,1 4,5 2,3 0,9 5,7 0,5 0,1 98,7. % 2018 17,22% 3,34% 7,19% 9,73% 0,00% 24,92% 23,40% 4,56% 2,33% 0,91% 5,78% 0,51% 0,10%. Tabla 2: Evolución de la potencia instalada peninsular [7]. 5,78%. 0,91%. 0,10%. 0,51%. Hidráulica. 2,33%. Turbinación bombeo. 4,56%. 17,22%. Nuclear. 3,34%. Carbón Fuel + Gas. 7,19%. 23,40%. Ciclo combinado Eólica. 9,73%. Solar fotovoltaica Solar térmica. 24,92%. 0,00%. Otras renovables Cogeneración. Figura 6: Reparto de la potencia instalada peninsular en 2018 [8]. 21.

(22) En cuanto a la producción de energía, las centrales nucleares son las que más producen, que continúan siendo la principal fuente de generación de energía eléctrica, También cabe destacar las centrales de generación eólicas, que son la principal fuente de generación renovable. Se puede observar la completa eliminación en la generación de energía que procede de las centrales de fuel-gas, incluso en el último año en el que todavía quedaba potencia instalada, no hubo producción con esta generación, por lo que se excluye de los cálculos en los casos de estudio que se propondrán a continuación.. Hidráulica (GWh) Turbinación bombeo (GWh) Nuclear (GWh) Carbón (GWh) Fuel + Gas (GWh) Ciclo combinado (GWh) Eólica (GWh) Solar fotovoltaica (GWh) Solar térmica (GWh) Otras renovables (GWh) Cogeneración (GWh) Residuos no renovables (GWh) Residuos renovables (GWh) Total (GWh). 2014 39,2 3,4 54,8 41,1 0 21,1 50,6 7,8 5 3,8 24,1 0,5 1,8 253,2. 2015 28,4 2,9 54,7 50,8 0 25 47,7 7,8 5,1 3,4 25,2 0,7 2,3 254. 2016 2017 2018 36,1 18,4 34,1 3,1 2,2 2 56 55,5 53,2 35 42,4 34,9 0 0 0 25,5 33,6 26,4 47,3 47,5 48,9 7,6 8 7,4 5,1 5,3 4,4 3,4 3,6 3,5 25,9 28,2 29 0,6 0,7 0,7 2,5 2,5 2,3 248,1 247,9 246,8. % 2018 13,82 0,81% 21,56% 14,14% 0,00% 10,70% 19,81% 3,00% 1,78% 1,42% 11,75% 0,28% 0,93%. Tabla 3: Evolución de la estructura de la generación peninsular [7]. 0,28%. 0,93% Hidráulica. 1,42% 11,75%. 1,78%. 13,82%. 0,81%. Turbinación bombeo Nuclear. 3,00%. Carbón Fuel + Gas. 21,56% 19,81%. Ciclo combinado Eólica Solar fotovoltaica. 10,70% 0,00%. 14,14%. Solar térmica Otras renovables Cogeneración. Figura 7: Reparto de la generación peninsular en 2018 [8]. 22.

(23) 2.3 Fuentes de generación de energía En este apartado se va a tratar las fuentes de generación utilizadas en futuros capítulos, como son las centrales térmicas, las centrales de ciclo combinado y las centrales eólicas. 2.3.1 Centrales térmicas convencionales Las centrales térmicas convencionales utilizan combustibles de origen fósil, como carbón, petróleo o gas natural, para generar calor a través de la reacción de combustión de dichos combustibles y producir electricidad. El calor generado en la combustión es aprovechado para calentar los fluidos que están en el ciclo cerrado de la central, que a su vez utilizan esta energía térmica para transformarla en energía mecánica. Por último, esta energía mecánica se transforma en energía eléctrica, siendo el producto final del ciclo. El ciclo común en todos estos tipos de centrales es el ciclo de vapor o ciclo Rankine, en el que ese calor generado a través de la combustión de los combustibles se utiliza para mover turbinas que aprovechan ese movimiento para generar energía. En la Figura 8 se muestra la estructura típica de una central térmica convencional.. Figura 8: Esquema de central térmica convencional [10]. En este ciclo se diferencian tres circuitos independientes: el circuito de combustión, el circuito de vapor y el circuito de refrigeración. En el primer circuito se genera el calor necesario que se transfiere al segundo circuito, el de vapor. Tras calentar el fluido de trabajo, éste es turbinado, en el que se obtiene la energía eléctrica con el movimiento de las turbinas, y por último este fluido de trabajo es condensado por el tercer 23.

(24) ciclo, el de refrigeración. Todos estos circuitos están conectados a través de intercambiadores de calor. En cuanto al rendimiento en este tipo de centrales, se encuentra entre el 30% y el 40%, por lo que las pérdidas generadas son elevadas. Gracias a las medidas medioambientales tomadas durante los últimos años, el desarrollo y el uso de los distintos tipos de combustibles están muy ligados a las normativas actuales, ya que las emisiones es uno de los principales problemas que generan este tipo de centrales. Uno de los productos que genera la combustión y que mayor problemática genera es el CO2, uno de los principales causantes del efecto invernadero. Las emisiones medias que generan están en torno a 423 g/kWh de energía producida en la central térmica, que varían en función del tipo de carbón utilizado en la combustión del ciclo. Debido a que la combustión no se realiza de forma ideal, durante la combustión se liberan otros compuestos también contaminantes, como los NOx, SOx, CO y partículas en suspensión [11] [12] [13]. Entre los principales tipos de carbón utilizados, los cuales se van a utilizar más adelante en los cálculos, son la antracita, la hulla y el lignito [14]. •. La antracita es la más común y está compuesta principalmente por carbono que puede superar el 90% de la composición total de la roca. Sus usos más habituales son como combustible en centrales térmicas, en calderas para calefacción y en muchas industrias. Tiene un poder calorífico de 34.300 kJ/kg, el más alto debido a su mayor cantidad de carbón.. •. La hulla contiene un porcentaje menor en carbono que se encuentra entre el 75% y el 90%. Su poder calorífico es, aproximadamente, 30.600 kJ/kg.. •. El lignito es el que cuenta con menor porcentaje en carbono de las tres, estando entre un 55% y un 75%. Su poder calorífico es inferior al de las anteriores debido al menor nivel de carbono en su composición. De los tres tipos de carbón expuestos, el lignito es el que tiene un poder calorífico menor, con un valor de 28.400 kJ/kg.. En España, destacan las centrales de As Pontes, en la localidad gallega de Puentes de García Rodríguez, con una potencia instalada de ciclo convencional de 1.403 MW y la central de Litoral ubicada en Carboneras (Almería) con una potencia instalada de 1.159 MW [15]. 24.

(25) 2.3.2 Centrales de ciclo combinado Las centrales de ciclo combinado utilizan otro combustible de origen fósil como es el gas natural, pero la gran diferencia con el ciclo convencional anteriormente expuesto es la utilización de dos ciclos conjuntos. De forma muy parecida este calor se aprovecha para generar electricidad en las turbinas. La estructura de las centrales de ciclo combinado se muestra en la Figura 9.. Figura 9: Esquema de central de ciclo combinado [10]. En este tipo de centrales se unen dos ciclos distintos, el ciclo de Rankine, el utilizado en las centrales de carbón, y el ciclo Brayton. En primer lugar, se toma aire del exterior, que es calentado gracias a la combustión del gas natural. Este aire a temperatura muy elevada es utilizado para mover unas turbinas de gas, que con su movimiento generan energía eléctrica. A la salida de la turbina, los gases continúan teniendo temperaturas muy elevadas, por lo que se utiliza ese calor para intercambiarlo con el ciclo de vapor y se realiza el mismo proceso descrito en el apartado anterior.. 25.

(26) A pesar de tener emisiones inferiores respecto a las centrales de carbón, también tienen problemas de contaminación, ya que el combustible es gas natural, el cual se compone principalmente de CH4. Las emisiones de CO2 son aproximadamente 217 g/kWh, un 60% inferior que la combustión de carbón, pero no por ello menos preocupante. La mala combustión de este gas puede producir la liberación a la atmósfera de los mismos gases. Gracias al aprovechamiento del exceso de calor que se genera en un ciclo y es aprovechado en otro, los rendimientos pueden llegar a ascender al 58%, aunque en la práctica el valor de rendimiento real es menor, aun así, es mayor que los rendimientos proporcionados por las centrales de carbón convencionales [11]. El gas natural utilizado como combustible en estas centrales se compone principalmente los siguientes compuestos [13] [14]: •. Metano (CH4) que representa en torno al 90-95%. •. Etano (C2H6) que corresponde al 0,1-11,4%. •. Propano (C3H8) que equivale al 0,1-3,7%. •. Butano (C4H10) que es inferior al 0,7%. En España, la central de As Pontes tuvo una ampliación con un ciclo combinado nuevo, con una potencia total de 800 MW, dos turbinas de gas de 258,5 MW y una turbina de vapor de 253 MW, y dos calderas de recuperación [15] [16]. En Castellón se ubica otra central de ciclo combinado. Consta de dos grupos de generación de 800 MW y 850 MW de potencia cada uno, por lo que tiene una potencia total de 1650 MW de potencia total instalada [17]. 2.3.3 Centrales eólicas Las centrales eólicas no utilizan la combustión para generar energía. Aprovechan la energía cinética del viento para mover los aerogeneradores conectados al rotor de un generador. Existen dos tipos de generación eólica, dependiendo del emplazamiento del aerogenerador. La terrestre es una tecnología madura que representa la gran parte de producción eólica, mientras que la offshore (o en el mar) está en vías de desarrollo, pero con un futuro prometedor. En cuanto a los tipos de aerogeneradores, los más extendidos son los de eje horizontal debido a los mejores rendimientos que proporcionan frente a los 26.

(27) de eje vertical. Los aerogeneradores tipo Savonius y Darrieus son de eje vertical, lo que permite que no necesiten orientación para aprovechar la velocidad del viento e incluso pueden no necesitar una torre. Por el contrario, solo valen para velocidades lentas del viento y ofrecen eficiencias más bajas. En los aerogeneradores horizontales se encuentran las turbinas lentas o multipalas, y las rápidas o de tipo hélice. Las primeras son ideales para el bombeo de agua debido a su velocidad lenta y a su buen par de arranque, mientas que los de tipo hélice son ideales para la producción de energía eléctrica. El máximo rendimiento que se puede obtener de un aerogenerador para producir energía eléctrica es el 59,3%, según el límite de Betz. El aire incidente en el aerogenerador tiene una velocidad mayor que la velocidad con la que sale, ya que el rotor ayuda a frenar al viento cuando obtiene la energía. Para alcanzar el 100% de rendimiento, la velocidad del viento de salida debería ser nula, por lo que en la práctica es imposible. El límite de Glauert añade al límite de Betz las pérdidas de la salida tangencial del viento del rotor. Estos límites se pueden apreciar en la Figura 10, junto con el rendimiento medio de distintos tipos de aerogeneradores [18] [19].. Figura 10: Coeficiente de potencia en función de la velocidad específica [19]. Gracias a la velocidad del viento se consigue el movimiento de las palas de los aerogeneradores conectador a los generadores de energía. Esta energía pasa por un centro de control, para poder verter la energía eléctrica de forma correcta a la red.. 27.

(28) Figura 11: Esquema de central eólica [10]. Ya que la materia prima de estas centrales es el viento, no genera ninguna emisión de gases de efecto invernadero durante la producción de energía eléctrica. Pero utilizar el viento como materia prima genera otro tipo de problemas como es la incertidumbre de la disponibilidad del viento, lo que hace que su producción esté sujeta a estimaciones. Hoy en día, en España existen 1.123 parques eólicos instalados es 807 municipios, siendo Castilla y León la provincia que cuenta con mayor potencia instalada, con 5,59 GW. Las comunidades de Extremadura y la Comunidad de Madrid no cuentan con ningún parque eólico. La primera instalación eólica instalada en España fue la de El Perdón en Pamplona. Comenzó a funcionar en 1994 y contaba con seis turbinas de 500 kW de potencia cada una. Actualmente, el mayor parque eólico está ubicado en Huelva, en el complejo de El Andévalo y cuenta con 292 MW de potencia instalada [20] [21].. 2.4 Operador del sistema En España, el organismo encargado de la actividad de operador del sistema es REE. Su principal objetivo es el de garantizar la continuidad y la seguridad del suministro de suministro eléctrico en todo el sistema español, tanto en el peninsular con en los insulares y Ceuta y Melilla.. 28.

(29) Para ello, debe coordinar la generación de energía eléctrica con la demanda de energía que hay en cada momento, para trasportarla y llevarla a los distribuidores y consumidores finales. Los intercambios internacionales también son responsabilidad de REE como operador del sistema, ya que dichos intercambios favorecen a la fiabilidad, seguridad y continuidad del suministro eléctrico. Uno de los principales problemas y retos de la generación de energía eléctrica es el almacenamiento de energía. Actualmente, no es posible almacenar grandes cantidades de energía, por lo que es necesario generar en cada momento la energía que se está demandando, por lo que debe existir siempre este equilibrio para garantizar el valor nominal de frecuencia de la red eléctrica. Se debe realizar estimaciones de demanda de energía eléctrica lo más exactas posibles para poder programar la generación de las centrales. En la Figura 12 se puede observar las curvas de generación real, prevista y programada de energía eléctrica. Se aprecia como la curva de energía prevista coincide con la energía que se está demandando en cada instante de tiempo.. Figura 12: Curva de energía real, prevista y programada para el día 01/01/2019 [7]. REE también es la encargada de gestionar los mercados de servicios de ajustes. Con este mercado pretende solucionar los desvíos producidos y la solución de restricciones técnicas [7].. 29.

(30) 2.5 Mercado eléctrico El mercado eléctrico se compone de varios mercados en donde se comercializa la energía eléctrica a través de su compra y venta. Este mercado se liberalizó tras la aprobación de la Ley del Sector Eléctrico 54/1997 y actualmente la ley que está en vigor para regularizar este mercado es la Ley 24/2013. En el mercado eléctrico participan productores, comercializadores, consumidores y demás agentes que estén interesados en la compra y venta de energía eléctrica. El precio de la energía es distinto cada hora del día ya que depende de factores externos como puede ser la demanda, entre otros. En la Figura 13 se observan la variación del precio del mercado español y la energía del mercado eléctrico. Se puede apreciar como la energía y el precio del mercado guardan similitud, ya que cuando sube la energía comercializada en el mercado, también sube el precio de ésta.. Figura 13: Precio de la energía y energía negociada en el mercado eléctrico el día 01/01/2019 [23]. El mercado eléctrico se compone de tres mercados diferenciados: el mercado diario, el mercado intradiario y el mercado de servicios auxiliares. En el mercado diario se realizan todas las transacciones destinadas al día siguiente. Este mercado se lleva a cabo a las 12:00 del día anterior y se fijan los precios de la energía eléctrica de las 24 horas del próximo día. Tras presentar todas las ofertas de energía, se procede a su casación horaria, comenzando por la oferta de menor valor hasta completar la demanda que se ha estimado con anterioridad. Esta última oferta es la que fija el precio de la energía eléctrica a esa hora. Tras este mercado se establece el Programa Diario. Con este mercado se busca reducir el precio de la energía eléctrica.. 30.

(31) Debido a que puede haber problemas técnicos o fallos imprevistos, se tienen que realizar ajustes tras el mercado diario. El mercado intradiario tiene como objetivo establecer esos ajustes necesarios tras el mercado diario para casar las ofertas y las demandas. Funciona del mismo modo que el mercado diario y los agentes que pueden participar son los mismos que están autorizados en el mercado diario. Se componen de seis sesiones y tras su finalización se obtiene el Programa Diario Viable. Por último, el mercado de servicios auxiliares se encarga de solucionar los posibles desajustes que puedan aparecer entre generación y demanda. Este mercado opera en tiempo real para poder garantizar en todo momento la calidad y la continuidad del suministro eléctrico. Esto es posible gracias al control y la operación del sistema eléctrico. El agente encargado del mercado eléctrico es OMEL. Junto a REE como operador del sistema, son los agentes que velan por el suministro eléctrico, OMEL encargándose de la gestión económica y REE de la gestión técnica [22] [23].. 31.

(32) CAPÍTULO 3. CASOS DE ESTUDIO El objetivo de este TFM es el estudio del impacto de la integración de fuentes de energía renovable en un sistema de generación de origen fósil. La tendencia actual nos está llevando hacia un mayor uso de las energías renovables, por lo que es importante conocer los beneficios que genera esta incorporación de las energías renovables en nuestra red de generación de energía. Se pretende optimizar el coste de producción de energía en un sistema eléctrico. Para ello, se va a partir de una red de generación con fuentes de combustible como la antracita, la hulla, el lignito y el gas natural únicamente e ir sustituyendo dichas fuentes de combustible fósil por una fuente de energía renovable (se ha escogido la energía eólica). Cada fuente se irá sustituyendo por un parque eólico con la misma potencia nominal. A continuación, se analizarán los efectos que produce introducir una fuente de generación de energía renovable en la potencia de generación, los costes de producción de energía, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera y la estabilidad del sistema a lo largo de un día. Para conocer todos los datos del sistema se resolverá el problema de “flujo de potencia”. El objetivo es conocer las condiciones de funcionamiento de un sistema eléctrico en régimen permanente, obteniendo los datos de tensiones en los nudos y de potencias que circulan por la red. Debido a las restricciones existentes en los sistemas, aparecen ecuaciones no lineales, lo que dificulta su cálculo y es necesario acudir a métodos de ecuaciones no lineales. Para obtener el flujo de cargas óptimo, se utiliza el método ε constraint. Para poder ejecutar este método, primero es necesario conocer los extremos de la función que se va a minimizar. En caso de que se obtengan varias posibles soluciones óptimas, el filtro de dominancia de Pareto se queda con una única solución denominada Pareto óptimo estricto y descarta el resto de las soluciones óptimas. La función objeto que se va a optimizar se muestra en la ecuación 1. Se trata del sumatorio de la función de costes de generación de energía eléctrica en función de la potencia de generación en cada nudo generador, siendo p la potencia de generación del nudo y a, b y c los coeficientes de las curvas de costes de generación de energía. Los nudos de generación van desde i hasta ng. 32.

(33) ng. f ( p) =  ai  pi 2 + bi  pi + ci ; i  1, 2,. , ng. (1). i =1. Para calcular el flujo de cargas se utilizan las ecuaciones 2 y 3 de la potencia aparente y las ecuaciones nodales respectivamente, todas en valores complejos, en las que, si es la potencia aparente, ui es la tensión en el nudo i, ii es la corriente en total en el nudo i, yik es la impedancia entre los nudos i y k. Por último, ii * es el conjugado de la corriente en el nudo i, siendo el conjugado el vector simétrico respecto al eje de abscisas.. si = ui  ii *. (2). ii =  yik  u´k. (3). k. Operando con las ecuaciones 2 y 3, se obtiene una única ecuación vectorial de variable compleja que, dividiendo en la parte real y en la parte imaginaria, se alcanzan las ecuaciones 5 y 6, en las que pi y qi son las potencias activa y reactiva,  i y  k son los argumentos de las tensiones de los nudos i y k y ik es el argumento de la admitancia yik .. si = ui  ( yik  uk ). (4). pi =  ui  uk  yik  cos( i −  k − ik ). (5). qi =  ui  uk  yik  sen( i −  k − ik ). (6). k. k. k. Con las ecuaciones 5 y 6 se puede plantear el flujo de cargas para cada nudo. Dependiendo del tipo del nudo, las incógnitas en dichas ecuaciones varían. Los tipos de nudos que se pueden diferenciar son: -. Nudos PQ: Son nudos de carga en los que no se tiene el control de la tensión, pero los datos de potencia activa como la reactiva son conocidos.. 33.

(34) -. Nudos PV: Son los nudos generadores, en los que se conoce la potencia de generación de la central conectada al nudo. Se utilizan para controlar la tensión.. -. Nudo oscilante o balance: Existe únicamente un nudo de este tipo en la red debido a que es el nudo de referencia para el resto del sistema.. Conociendo los datos de cada nudo y, junto con las ecuaciones 5 y 6 para cada nudo, se puede resolver el flujo de potencia en un sistema eléctrico [24]. En este capítulo, se van a presentar el caso base de partida y los distintos casos que se proponen para realizar el análisis de los resultados. El caso tomado como base se presenta en «Influencia de las restricciones medioambientales en el sector eléctrico» [25], donde se establece un sistema eléctrico con las características que se van a mencionar a continuación, de donde se obtienen las curvas de costes horarias y de emisiones, por lo que se utiliza como punto de partida para desarrollar este TFM. El programa informático en el que se desarrolla las simulaciones que se van a realizar a continuación es MATLAB, en el que a través de las líneas de código se han modelado los casos propuestos. En el Anexo I se incluye la modificación realizada respecto al código original para obtener los resultados de los casos propuestos. A lo largo del desarrollo de los cálculos, la potencia se utiliza en pu, siendo la potencia base S b de 100 MVA, al igual que la tensión que también se presenta en pu. La red escogida para el análisis será la red presentada en el caso IEEE-57 [26]. La red presentada en este caso contiene un número de puntos de generación que es acorde con el número de centrales que se quiere representar en este estudio. Además, es uno de los principales casos utilizados en la gran mayoría de artículos científicos al ser una red estándar del IEEE. Los datos proporcionados son en pu, por lo que se trabaja en esta unidad. A continuación, en la Figura 14, se muestra la distribución de la red a estudiar y las características de ésta en la Tabla 4.. 34.

(35) Figura 14: Esquema unifilar de la red IEEE-57. N.º nudos generadores Demanda activa total Demanda reactiva total N.º cargas N.º líneas. 7 1250,8 MW 336,4 MVAr 42 80. Tabla 4: Características de la red IEEE-57. Los datos de los nudos y de las líneas se presentan en el Anexo II y en el Anexo III, respectivamente. El modelo característico de las líneas es el modelo π, en el que se define por los parámetros ysjk e y pjk . Estos parámetros son las admitancias nombradas en la ecuación 2, siendo el primer parámetro la inversa de suma de la resistencia rjk y de la inductancia. x jk de la línea entre los nudos j y k, como se ve en la ecuación 6, y el segundo parámetro la mitad de la susceptancia b jk , representado en la ecuación 7. En las ecuaciones 7 y 8 se muestran la admitancia con carácter inductivo y capacitivo del modelo π de las líneas entre los nudos j y k con tensiones V j y Vk y corrientes I j y I k .. 35.

(36) ysjk =. 1 rjk + ix jk. y pjk = i. b jk 2. (7). (8). Figura 15: Modelo π de las líneas. En caso de que la línea cuente con un transformador, para el valor de las admitancias de la línea hay que tener en cuenta la relación de transformación del transformador, a , cuyo valor es el cociente entre las tensiones de los extremos del transformador, el nudo j y el punto x, como se muestra en la ecuación 9.. Figura 16: Modelo π de las líneas con transformador.. a=. Vj Vx. (9). Para realizar el estudio se van a realizar la comparación del caso llamado base, en el que la generación de la energía es completamente de origen fósil, con la introducción de la fuente de energía eólica en sustitución de cada uno de los combustibles utilizados en el caso base. 36.

(37) 3.1 Red sin generación renovable. Caso base Para comenzar, se parte de una red puramente con generación térmica. Para la selección de centrales, se han escogido varios tipos que representan las centrales de generación tipo de nuestro país, como son las centrales de carbón y las de ciclo combinado. A continuación, se muestra la Tabla 5, en la que se establecen las características de dichas centrales y la ubicación en la red.. Nudo Tipo PN (MW) PMín (MW) QMáx (MVAr) QMín(MVAr). 1 Ciclo Comb. 400 100 160 -140. 2. 3 6 Hulla Lignito Antracita importada 350 250 350 87,5 62,5 87,5 140 100 140 -122,5 -87,5 -122,5. 8 Hulla nac. 225 56,25 90 -78,75. 9 Ciclo Comb. 400 100 160 -140. 12 Hulla nac. 225 56,25 90 -78,75. Tabla 5: Características de las centrales de generación. La distribución de las centrales de generación se ha realizado siguiendo el caso español. La mayor generación de las centrales de combustión procede de las centrales de carbón de los distintos tipos de carbón utilizado. Las centrales de ciclo combinado, a pesar de tener más potencia nominal, el número de centrales a lo largo de España es menor en relación con el número de centrales existentes de carbón. Las centrales de generación cuyo combustible principal es el fuel han sido excluidas de este estudio debido a que están obsoletas en nuestro parque de generación, como se ha podido comprobar en el capítulo anterior. Por lo tanto, el estudio se centra en los cinco tipos de centrales anteriormente descritos en la Tabla 5. Para realizar el estudio se van a analizar la curva de costes horaria de las centrales de combustible fósil anteriormente mencionadas. Cada tipo de central tiene asociada una curva de costes en función de la potencia de generación. Debido a que el mercado de generación está liberalizado, las compañías no muestran las curvas características de sus centrales de generación, por lo que es complicado caracterizar los grupos de generación. Por lo tanto, se utilizará los datos proporcionados por el Ministerio de Industria y Energía, actual Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, en el que muestran los datos de consumos marginales y costes de operación de los principales grupos de generación existentes en 1988. [27] 37.

(38) A continuación, se muestran las ecuaciones de cada curva de costes y una gráfica conjunta de ellas.. Coste antracita(€ / h) = 12,55  p2 ( pu) + 2.073,30  p( pu) + 532,67. (10). Coste hulla nacional(€ / h) = 17,34  p2 ( pu) + 2.077,82  p( pu) + 375,85. (11). Coste hulla importada(€ / h) = 36,62  p2 ( pu) + 1.886, 40  p( pu) + 409,14. (12). Coste lignito(€ / h) = 106, 44  p 2 ( pu) + 847,65  p( pu) + 730,14. (13). Coste gas natural(€ / h) = 66,93  p2 ( pu) + 3.685,07  p( pu) + 2.458,79. (14). 20000 18000 16000. Costes (€/h). 14000. 12000 10000 8000. 6000 4000 2000 0 0,00. 0,50. 1,00. 1,50. 2,00. 2,50. 3,00. 3,50. 4,00. 4,50. Potencia (pu) Antracita. Hulla nacional. Hulla importada. Lignito. Gas natural. Figura 17: Curvas de costes horarios en €/h vs potencia en pu para cada central de generación térmica. 38.

(39) Cada tipo de central tiene asociado unas curvas de emisiones de cada contaminante de efecto invernadero como son el CO2, el SO2 y el NOx.. CO2 antracita(T / h) = 0,56  p 2 ( pu) + 93,30  p( pu) + 23,97. (15). CO2 hulla nacional (T / h) = 0,77  p 2 ( pu ) + 91,83  p( pu) + 16,61. (16). CO2 hulla importada(T / h) = 1,6  p 2 ( pu) + 82,69  p( pu) + 17,93. (17). CO2 lignito(T / h) = 6,77  p 2 ( pu) + 53,93  p( pu) + 46, 46. (18). CO2 gas natural (T / h) = 0,5  p 2 ( pu) + 27,76  p( pu) + 18,52. (19). 400. Emisiones CO2 (T/h). 350 300 250 200 150 100 50 0 0,00. 0,50. 1,00. 1,50. 2,00. 2,50. 3,00. 3,50. 4,00. 4,50. Potencia (pu) Antracita. Hulla nacional. Hulla importada. Lignito. Gas natural. Figura 18: Curvas de emisiones de CO2 horarias en T/h vs potencia en pu para cada central de generación térmica. Se puede observar la diferencia que existe entre las curvas de emisiones de CO2 de las centrales con carbón frente al gas natural debido al menor consumo específico del gas natural. Entre las centrales de carbón, se encuentra por encima la antracita, ya que este tipo de carbón es el que mayor contenido de carbón tiene de las tres variantes, seguido de la hulla y por último el lignito.. 39.

(40) SO2 antracita(T / h) = 0,007  p 2 ( pu) + 1,103  p( pu) + 0, 283. (20). SO2 hulla nacional (T / h) = 0,009  p 2 ( pu ) + 1,085  p( pu) + 0,196. (21). SO2 hulla importada(T / h) = 0,008  p 2 ( pu ) + 0,387  p( pu ) + 0,084. (22). SO2 lignito(T / h) = 0,504  p 2 ( pu) + 4,012  p( pu) + 3, 456. (23). 25. Emisiones SO2 (T/h). 20. 15. 10. 5. 0. 0,00. 0,50. 1,00. 1,50. 2,00. 2,50. 3,00. 3,50. 4,00. Potencia (pu) Antracita. Hulla nacional. Hulla importada. Lignito. Figura 19: Curvas de emisiones de SO2 horarias en T/h vs potencia en pu para cada central de generación térmica. Para el SO2, se diferencia con claridad el lignito, ya que es el que mayor contenido de azufre tiene en su composición. Entre la antracita y la hulla no existe gran variación a bajas potencias. El SO2 es nulo en las centrales de gas natural ya que este tipo de centrales no emiten este gas.. 40.

(41) NOx antracita(T / h) = 0,013  p 2 ( pu) + 2,090  p( pu) + 0,537. (24). NOx hulla nacional (T / h) = 0,017  p 2 ( pu) + 2,057  p( pu) + 0,372. (25). NOx hulla importda(T / h) = 0,031 p 2 ( pu) + 1,588  p( pu) + 0,344. (26). NOx lignito(T / h) = 0,129  p 2 ( pu) + 1,025  p( pu) + 0,883. (27). NOx gas natural (T / h) = 0,009  p 2 ( pu) + 0,503  p( pu) + 0,336. (28). 9 8. Emisiones NOx (T/h). 7 6 5 4 3. 2 1 0 0,00. 0,50. 1,00. 1,50. 2,00. 2,50. 3,00. 3,50. 4,00. 4,50. Potencia (pu). Antracita. Hulla nacional. Hulla importada. Lignito. Gas natural. Figura 20: Curvas de emisiones de NOx horarias en T/h vs potencia en pu para cada central de generación térmica. Por último, en el NOx las centrales de carbón tienen sus curvas más elevadas que la curva de la central de gas natural, con el mismo orden que para el CO2, siendo la antracita la que más emisiones realiza y el lignito la que menos. De nuevo, la curva de la central de gas natural es inferior que el resto. Se realiza la simulación para obtener los datos de partida. En las Tablas 6 y 7 se muestran los valores de potencia y de tensión resultantes para el caso de partida. El nudo 1 se establece como el nudo de referencia, por lo que su ángulo siempre será 0.. 41.