Comunicación presentada al VI Congreso Smart Grids
Autor
Leonidas Sayas, Gerente de Supervisión de Electricidad, Osinergmin
Resumen
La generación con recursos energéticos renovables no convencionales (RERNC), trae consigo el aumento de intermitencia en el sistema eléctrico. El sistema requiere centrales mas flexibles capaces de reaccionar ante las intermitencias. Los límites de flexibilidad son importantes en sistemas con alta penetración de renovables. Este artículo conceptualiza, modela y simula las inflexibilidades operativas (IO) utilizando software de programación Python. La simulación considera diferentes tecnologías de generación térmica tomando como referencia los parámetros de IO propuesto por la Federal Energy Regulatory Commission. El programa se aplica a centrales térmicas del mercado eléctrico peruano que tienen una participación del más de 5% de RERNC.
Palabras clave
Energías Renovables, Inflexibilidades Operativas, Generadores Térmicos
Introducción
Muchos países persiguen objetivos ambiciosos en aumentar la generación a base de recursos energéticos renovables (RER), haciendo que incremente la participación de centrales de generación con RERNC en los sistemas de energía, trayendo consigo intermitencias en el despacho de energía eléctrica, estas intermitencias deben ser balanceadas por las centrales eléctricas convencionales, por lo tanto, las centrales de generación térmica tendrán que operar de manera más flexible.
Muchas instituciones internacionales evalúan problemas relacionados a la integración de RER no convencionales con el sistema eléctrico. Una de ellas es la IAE (Internacional Energy Agency) quien introdujo la necesidad evaluar la flexibilidad del sistema Eléctrico (Chandler, 2011), por su parte, la German Association for Electrical, Electronic & Information Technologies (VDE), evaluó el impacto de las energías renovables en la carga residual y concluyó que es necesario la instalación de centrales de generación flexible (Brauner et. al., 2012). La European Plant Suppliers Association (eppsa), destacó los crecientes desafíos debido al nuevo papel de las centrales térmicas en un sistema de generación con RERNC. (Clerens et. al., 2015). La International Renewable Energy Agency (IRENA) declara la necesidad de rediseñar los mercados de electricidad para integrar todos los recursos disponibles, recompensar la flexibilidad y promover la inversión a largo plazo, además existen estudios técnicos y estrategias para aumentar la flexibilidad de centrales de generación térmicas (Richter et al, 2019)
El Perú promociona la inversión de generación eléctrica RER mediante un mecanismo de mercado basado en subastas para su adjudicación, en la actualidad tiene una participación del mas de 5% y se espera que para el 2040 cuente con una matriz energética diversificada, con una participación de al menos 20% de RERNC. La inmersión de este tipo de generación en el mercado peruano trajo consigo retos para hacer frente a la intermitencia e incertidumbre propias de las RERNC, además se buscar integrar la generación convencional con las RERNC.
Esta comunicación describe la necesidad general de conceptualizar, modelar y simular las IO de las centrales térmicas para una operación mas dinámica de las mismas y de esta forma afrontar con éxito el futuro mercado energético peruano con altas tasas de RERNC siguiendo las practicas y políticas internacionales en veneficio de mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambiente.
Revisión de literatura especializada
Los parámetros técnicos de una central dependen mucho del lugar donde se encuentre, por lo tanto, el primer paso siempre debe incluir un estudio de ingeniería para una central eléctrica en particular. Con base en el análisis de los datos de las entrevistas realizadas en (Ruppert, 2015), las barreras más relevantes para cada parámetro de inflexibilidad se han identificado y resumido en la tabla 1.
La rampa de carga requiere de mantenimientos programados, incrementar su operación conlleva a la reducción de vida útil de la unidad generadora por lo tanto sus restricciones son económicas. La operación a potencia mínima es requerida para el control secundario de potencia, aunque dicha operación no tiene límites técnicos ni económicos esta condicionado por el control secundario de potencia.
La potencia mínima de un generador está limitada por el diseño de la maquina prima del generador por lo tanto la primera limitante para la potencia mínima son limitaciones técnicas. Además, la segunda barrera son los costos de operación y mantenimiento.
El estrés térmico se produce debido a la dinámica del cambio de carga. Las altas tasas de rampa conducen a mayor estres térmico, especialmente en componentes de plantas que tienen paredes gruesas, las plantas de carbón son las que más sufren de este fenómeno. Las plantas de ciclo combinado se ven menos afectados debido a una mayor calidad de control de la entrada de calor. Debemos destacar que en las centrales de ciclo combinado es el sobrecalentador quien sufre de mayor estrés térmico. El estrés térmico del rotor de la turbina se genera por la diferencia de temperatura que puede existir entre la superficie del rotor y el centro del rotor. Este fenómeno es la principal limitante en el tiempo de arranque, no controlar el estrés térmico conlleva a la reducción de la vida útil del generador.
Desde una perspectiva técnica el tiempo mínimo de operación podría ser tan corto como unos pocos minutos, pero el esfuerzo térmico y el esfuerzo mecánico sufrido al momento de arrancar la unidad conllevan a la reducción de la vida útil del generador sumándole a esto los costos de arranque y probablemente las obligaciones de entrega (usos secundarios) son consideraciones razonables que limitan este parámetro (Ruppert, 2015). Por la tanto las limitaciones del mínimo de operación son principalmente económicas.
Parámetros típicos de flexibilidad en el estado de arte.
La flexibilidad de las unidades de generación se describe mediante diferentes parámetros. A nivel del sistema eléctrico, se describe por la capacidad de responder rápidamente a grandes fluctuaciones de energía en la demanda u oferta (Chandler, 2011). Con respecto a la flexibilidad de la generación de electricidad en centrales térmicas, estas son:
- Tasa de rampa [%Pn / min], describe la capacidad de aumentar o disminuir la producción de electricidad.
- Potencia Mínima [%Pn], describe la potencia mínima de operación.
- Tiempo de Arranque [h], describe la rapidez con que una planta puede arrancar hasta la conexión de la red.
- El tiempo mínimo de operación [h], describe el periodo de tiempo que una planta tiene que operar después del arranque.
- Tiempo mínimo entre arranque [h], describe el periodo de tiempo requerido entre el pagado y el arranque.
- Número de arranques, describe el número máximo de inicios permitidos en un período de tiempo
En Estados Unidos la PJM ha determinado, los parámetros de IO específicos por cada tecnología de generación (PJM, 2016).
Metodología
Los parámetros de inflexibilidades operativas tienen dos enfoques: aquellas donde las barreras principales para aumentar la flexibilidad son restricciones técnicas (tiempo de arranque, potencia mínima) y aquellas donde las barreras principales para aumentar la flexibilidad son restricciones económicas (rampa de carga, rampa de descarga, tiempo mínimo de operación y tiempo mínimo de apagado). Los parámetros limitados por restricciones técnicas son verificables durante la operación en tiempo real, mientras que los parámetros limitados por restricciones económicas no son verificables en tiempo real, sino que se tienen que realizar estudios de costo/beneficio al momento de ajustar estos parámetros. (Ruppert, 2015). Como parte de la metodología usada se ha visto conveniente reestructurar los parámetros de inflexibilidades en:
- Tiempo de arranque (TA): intervalo de tiempo, medido en hora, desde el inicio efectivo de la secuencia de arranque de la unidad de generación hasta que la unidad se pone en sincronismo con el sistema.
- Tiempo mínimo de operación (TMO): intervalo de tiempo medido en horas, referido al tiempo que una unidad de generación debe operar de forma continua, desde el momento que la unidad entra en sincronismo con el sistema hasta el momento que sale de servicio.
- Tiempo mínimo entre arranque (TMA): intervalo de tiempo medido en horas, referido al tiempo medido desde que la unidad de generación sale de servicio y la próxima vez que la unidad de generación se pone en sincronismo con el sistema.
- Potencia mínima (PM): potencia mínima que puede generar una Unidad de Generación en condiciones de operación Normal
En la Ilustración 1 se muestra un esquema grafico que representa las inflexibilidades operativas de una central de generación.
Modelado
Modelado del tiempo de arranque (TA)
Para el modelado del tiempo de arranque de las centrales térmicas se ha considerado las instrucciones de operación y la secuencia de ejecución de las acciones de arranque. Las centrales de generación térmica cuentan con gobernadores que controlan la operación de la turbina (temperatura, presión, velocidad, etc.), ajustando los parámetros de operación para no producir daños por estrés térmico y vibraciones (BANASZKIEWICZ, 2014).
Tiempo de arranque en centrales térmicas de Vapor y Biomasa
El modelado del arranque de las centrales térmicas de vapor y biomasa se considera desde el momento de encendido de la caldera. luego se alcanzar los parámetros de presión y temperatura del vapor sobre calentado. Para aproximar a la función de saturació de temperatura se ha visto conveniente linealizar en 5 segmentos. Una vez alcanzada los valores nominales de presión y temperatura, se inicia con el proceso del rodaje de la turbina. considerando dos paradas (en 500 rpm y 1000 rpm) de aproximadamente 10 minutos para el barrido de gases. Una vez llegada a los 3600 rpm se procede con el sincronismo de la maquina con el sistema de potencia.
Cabe destacar que en la práctica los arranques se clasifican de la siguiente manera:
- Arranque en frío: T0<320 ºC o cuando la caldera estaba inactiva más de 48 h.
- Arranque en tibio: 320<T0<430 ºC o cuando a caldera estaba inactiva entre 8 y 48 horas.
- Arranque en Caliente: T0>430 ºC o cuando la caldera estaba inactiva amenos de 48 horas.
A continuación, se brinda los cálculos más detallados para cada uno de los arranques faltantes:
Tiempo de arranque en las centrales de ciclo combinado y ciclo simple:
Para el modelado del tiempo de arranque de las centrales de ciclo combinado, se consideran que todos los sistemas auxiliares se encuentran operativos y se cuenta desde el momento que empieza a girar el compresor de aire. Se calcula la presión en la entrada de la cámara de combustión utilizando la siguiente fórmula:
Y teniendo el incremento de presión se calcula el tiempo en llegar a sus valores nominales para proceder con el rodaje de la turbina. teniedo en cuentael tiempo para el barrido de gases cuando la turbina alcanza los 800 rpm. Entonces el tiempo de arranque (TA) de la turbina cuando funciona en ciclo simple es representada mediante:
Para calcular el Tiempo de arranque en centrales de ciclo combinado se tendría que añadir el tiempo que demora la caldera de recuperación de calor en hacer que el vapor llegue a los valores nominales de presión y el tiempo que ruede la turbina de vapor de la central de ciclo combinado, esto se representa de la siguiente forma.
Tiempo de arranque en centrales de ciclo Diesel
Las centrales de ciclo Diesel tienen como fuente mecánica prima un motor de combustión interna, para modelar este motor se a utilizado se a utilizado la siguiente fórmula:
Modelado del tiempo mínimo de operación (TMO)
El tiempo mínimo de operación es considerada cuando se empieza a incrementar la potencia en las centrales de generación, una vez alcanzada la potencia efectiva se debe considerar un tiempo de operación antes de reducir la carga. Dicho tiempo de operación resulta de un análisis económico (Ruppert, 2015). Debido a que el presente trabajo de investigación no realiza dicho análisis, se toma como referencia los valores propuestos por la FERC (PJM, 2016):
La fórmula planteada es aplicable para las cinco tecnologías que se están planteando en el presente trabajo.
Modelado del tiempo mínimo entre arranque
Una vez que la reducción de carga llega a cero comienza el modelado del tiempo mínimo entre arranque. Cuando el generador deja de producir energía eléctrica, aun existen componentes en funcionamiento como la turbina que un se encuentra girando, entonces es necesario detener la turbina, además el tiempo mínimo de operación, el tiempo mínimo entre arranques esta directamente relacionado con restricciones económicas.
Resultados
Los principales resultados del trabajo son la obtención de IO de los diferentes tipos de generación térmica a partir de parámetros típicos de cada central en particular utilizando el lenguaje de programación python, además estos parámetros son comparados con los valores propuestos por la FERC, además advierte si los parámetros obtenidos excedieron a los propuestos
En la figura 2 (izquierda) se observa los datos de operación y los resultados en una central de vapor, a si mismo en la figura 2 (derecha), se observa el esquema y la secuencia de operación modelada de acuerdo a los parámetros de operación, para cada uno de los diferentes tipos de arranque.
En la figura 3 (izquierda) se observan los datos de operación y los resultados en una central de ciclo combinado, mientras que en la figura 3 (derecha) se observa el esquema y la secuencia de operación modelada de acuerdo a los parámetros de operación para una central de ciclo combinado.
En la figura 4 (izquierda) se observa los datos de operación y los resultados en una central de ciclo abierto, mientras que en la figura 4 (derecha) se observa el esquema y la secuencia de operación modelada de acuerdo a los parámetros de operación para una central de ciclo abierto.
Conclusiones
La presente comunicación resalta aspectos básicos de la necesidad de modelar y simular las inflexibilidades operativas con la finalidad de analizar y entender el comportamiento operacional de cada tecnología de generación térmica. Donde muchos parámetros de IO están limitados a consideraciones técnicas y económicas. En los parámetros de IO con consideraciones económicas se utilizo el modelo propuesto por la FERC. Ciertas tecnologías de generación son inherentemente más inflexibles que otras; sin embargo, las tecnologías más antiguas y menos flexibles se pueden mejorar mediante modernizaciones.
El modelo y la simulación desarrollado en Python nos permite evaluar la integración de la generación con RERNC y la generación térmica de tal manera se tome una decisión ante intermitencias producidas por la generación mediante RERCN optando por aquellas centrales que presenten menores parámetros de IO. El mercado eléctrico peruano cuenta con mas del 5% RERNC por lo que se busca integrar de mejor manera posible la generación energética.
Referencias
- BANASZKIEWICZ, M. (2014). Steam turbines start-ups. Gdańsk, Poland: Polish Academy of Sciences.
- Chandler, H. (2011). Harnessing Variable Renewables: A Guide to the Balancing Challenge. International Energy Agency (IEA).
- Decai, L., Yukun, H., Dacheng, L., & Jihong, W. (2019). Combined-cycle gas turbine power plant integration with cascaded latent.
- Matsumura, J., Nigawara, S., Urushidani, H., & Matsumoto, H. (1985). STEAM TURBINE START UP METHOD BASED ON PREDICTIVE MONITORING AND CONTROL OF THERMAL STRESSES. Ibaraki – Japon: Hitachi Ltd.
- Meinke, S. (2012). Modellierung thermischer Kraftwerke vor dem Hintergrund steigender Dynamikanforderungen aufgrund zunehmender Windenergie- und Photovoltaikeinspeisung. Universität Rostock.
- PJM. (2016). Unit-Specific Minimum Operating Parameters for Capacity Performance and Base Capacity Resources. pjm.
- Richter et al. (2019). Improving the load flexibility of coal-fired power plants by the integration of. Germany: University of Duisburg-Essen.
- Ruppert, H. (2015). Barriers to Increased Flexibility of Thermal Power Plants. Loughborough: Loughborough University.
- Woodruff, E., Lammers, H., & Lammers, T. (s.f.). Steam Plant Operation.