Comunicación presentada al VI Congreso Smart Grids
Autores
- Andreas Becker, Product Management & Business Development Head of Grid & Storage, AEG Power Solutions GmbH
- Eduardo de Amentia, Account Manager, AEG Power Solutions Ibérica
- Ewald Roeben, SWB Erzeugung AG
Resumen
Se ha instalado con éxito en la red de la compañía eléctrica “swb” en Bremen, un innovador sistema Híbrido de Almacenamiento para el control primario de frecuencia. Los convertidores de potencia reversibles SC -Flex de AEG PS sumisntran 15 MW a un sistema híbrido de almacenamiento de baterías de Li-ion y un sistema de calentamiento eléctrico. Este sistema está controlado como un único sistema bidireccional (de ó hacia la red de transmisión) para regular la frecuencia para estabilizar la red. Este sistema de almacenamiento híbrido reduce significativamente el coste de esta funcionalidad de control de frecuencia ya que se reduce en un 50% la capacidad en Mwh de la batería a instalar, por lo que el retorno de la inversión se produce en un tiempo significativamente menor.
Palabras clave
Control Primario de Frecuencia, ESS Híbrido 15 Mw, Power to Heat, 50% Ahorro de Capacidad de Batería
Introducción / Motivación
Ya desde finales de 2007, los operadores de sistemas de transmisión alemanes (TSO- Transmission System Operator) han cumplido sus requisitos de reserva de control de frecuencias, a saber, la reserva de control de frecuencia primaria (PFCR), utilizando licitaciones públicas en plataforma de licitación «regelleistung.net«. A diferencia de lo que ocurría anteriormente, este mercado ya no está dominado exclusivamente por las centrales eléctricas de generación convencionales, la cuota de nuevos participantes en el mercado como las energías renovables y los sistemas de almacenamiento ha aumentado significativamente.
Para permitir unas condiciones de competencia equitativas, una competencia leal y asegurar al mismo tiempo un rendimiento técnico suficiente de todos los participantes en el mercado, los TSO´s han desarrollado y publicado requisitos generales que todos los participantes deben cumplir. El cumplimiento debe demostrarse durante el proceso de precalificación. Además, se han publicado reglas específicas para los sistemas de almacenamiento a mediados de 2015, especialmente en la que se describen los requisitos para la capacidad de almacenamiento. El requisito más importante es que un sistema de almacenamiento debe ser capaz de proporcionar PFCR (Regulación de Frecuencia Primaria) positivo y negativo durante al menos 30 minutos cada dirección durante el funcionamiento normal. El funcionamiento normal se define por desviaciones de frecuencia típicas, por ejemplo, se permite la desviación de frecuencia de hasta ± 50 mHz en cualquier momento, lo que resulta en solicitudes de carga y descarga para el sistema de baterías. La carga y descarga está, en el caso de PFCR, directamente relacionada con las desviaciones de frecuencia y está siguiendo una funcionalidad lineal. Por estas razones siempre es necesario instalar una capacidad de batería que sigue la siguiente ecuación:
Como ejemplo podemos imaginar un sistema de baterías que está calificado para proporcionar 1MW de PFCR (PPQ). En caso de que la relación de capacidad utilizable y la potencia calificada de salida sea de 1,5, 500kWh (30 minutos por 1 MW, 0-33% del estado de carga utilizable (SOC) debe reservarse para eventos de baja frecuencia, otros 500kWh (67-100% SOC) deben reservarse para eventos de alta frecuencia y el 500kWh restantes (34-66% SOC) se pueden utilizar para el funcionamiento normal y las desviaciones de frecuencia. Las relaciones de capacidad y potencia utilizadas en Alemania están entre 1,3 y 1,5.
Este requisito también se puede ver en la figura 1:
Como ejemplo podemos imaginar un sistema de baterías que está calificado para proporcionar 1MW de PFCR (PPQ). En caso de que la relación de capacidad utilizable y la potencia calificada de salida sea de 1,5, 500kWh (30 minutos por 1 MW, 0-33% del estado de carga utilizable (SOC) debe reservarse para eventos de baja frecuencia, otros 500kWh (67-100% SOC) deben reservarse para eventos de alta frecuencia y el 500kWh restantes (34-66% SOC) se pueden utilizar para el funcionamiento normal y las desviaciones de frecuencia. Las relaciones de capacidad y potencia utilizadas en Alemania están entre 1,3 y 1,5.
El nuevo requisito mencionado anteriormente que data de 2015 era una gran amenaza para la eficiencia económica de las nuevas instalaciones debido al hecho de que las capacidades de batería necesarias aumentaron en comparación con los proyectos anteriores y al mismo tiempo la capacidad de la batería es aproximadamente el 70% del total de inversión necesaria para instalar un sistema de almacenamiento de energía con baterías. Debido a estas circunstancias, varios proyectos se pararon y al mismo tiempo fue el punto de partida para desarrollar el enfoque que se describe en el capítulo siguiente.
Mientras tanto, los requisitos han cambiado con el objetivo de alinear los diferentes requisitos nacionales con una norma común europea.
El enfoque
La motivación detrás del enfoque de la creación de un sistema de almacenamiento de energía híbrido es el hecho de que en el caso de una instalación sólo la capacidad necesaria de batería es responsable del 70% de la inversión. Como esta es la parte de la inversión más elevada, es razonable examinar las posibilidades de reducir la capacidad de batería necesaria, y respectivamente, sustituir la costosa inversión de la batería por una fuente de energía diferente y más barata para proporcionar PFCR. Se identificó un gran potencial en los sistemas de energía térmica, ya que son más rentables y debido a su inercia térmica, estos sistemas son tolerantes a fluctuaciones de potencia rápidas (que son típicas de PFCR). El enfoque general se puede ver en la siguiente figura.
La idea general es combinar un sistema de almacenamiento de energía de la batería con un sistema de “Energía a Calor” (P2H: Power to Heat) que está conectado a un almacenamiento térmico en combinación con una red de calefacción urbana. Al hacerlo, la disposición simétrica requerida (potencia de control positiva y negativa) se puede dividir en el lado de DC de la siguiente manera: La provisión de PFCR positivo (en caso de baja frecuencia) se realiza mediante el uso de la batería y el suministro de PFCR negativo (en caso de alta frecuencia) se realiza utilizando principalmente el sistema P2H. Por supuesto, antes de utilizar el sistema P2H y así transferir energía eléctrica al sistema de energía térmica, en primer lugar, se recargará la batería. Las mayores ventajas de este enfoque es el hecho de que en tal configuración la batería se puede cargar completamente y, por lo tanto, la capacidad de la batería que se necesita de otro modo se puede reducir en casi un 50%. En caso de utilizar sólo un sistema de baterías, el SOC neutro es de aproximadamente 50% para permitir el suministro y extracción de energía eléctrica, que a menudo no es un punto de operación óptimo con respecto al estado de salud de la batería (SOH) .
Además, la figura 2 muestra otras características únicas del enfoque realizado. Como se puede ver, el acoplamiento de ambos subsistemas se realiza en el lado de DC por un elemento de conmutación de DC especial. AEG Power Solutions como experto en sistemas de alimentación de AC y DC ha desarrollado este dispositivo de conmutación que permite utilizar todos los demás elementos necesarios para conectar ambos subsistemas a la red de AC. Estos son típicamente los interruptores de conmutación MV y LV, transformadores y el propio sistema de conversión de energía SC -FLEX de AEG Power Solutions. En este caso, el dispositivo de conmutación es una opción para el convertidor de almacenamiento estándar y está totalmente controlado por esta unidad. Además de la necesidad de capacidad reducida de la batería, esta es otra manera de aumentar la eficiencia económica de una instalación de este tipo.
Para un diseño técnico adecuado de este dispositivo de conmutación de DC se han realizado análisis y simulaciones. Se han analizado en detalle las desviaciones de frecuencia en el año 2015 y 2016 y en función de ciertas estrategias de control se simuló el comportamiento del sistema, en particular la frecuencia de conmutación.
La Figura 3 muestra la distribución de frecuencia dentro de un mes representativo. Aproximadamente el 99% de todas las mediciones están en el rango de 49,95 – 50,05 Hz. Sobre la base de esta información, la estrategia de control sugerida se muestra en la siguiente figura:
Al cambiar ligeramente el punto de cambio de 50Hz a 50.05Hz y además añadiendo una función de histéresis, la frecuencia de conmutación se puede reducir significativamente. Sobre la base de esta estrategia, se instala un dispositivo de conmutación semi-electrónico que consiste en contactores mecánicos e interruptores basados en tiristores. Con este enfoque se aumenta la eficiencia y se reducen los costos. AEG PS y SWB Erzeugung están en proceso de patentado. El comportamiento final del sistema se muestra en la figura siguiente.
Realización de Proyecto
A finales de 2017 SWB Erzeugung finalmente tomó la decisión de invertir en el enfoque descrito anteriormente e instalar un sistema híbrido de 18 MW cerca de la ciudad de Bremen en la parte norte de Alemania. Después de la ingeniería detalle se ejecutó en 2017, la producción y construcción se llevó a cabo en 2018. Desde principios de 2019, el sistema está plenamente operativo. En la figura 6 se muestra una imagen de la instalación
El proceso de precalificación ya se ha aprobado, y el sistema total proporciona 15 MW de PFCR. Con un sistema de “solo batería “una capacidad de la batería de aproximadamente. 20-22MWh hubiera sido necesaria. En el caso de la instalación de SWB se había instalado una capacidad utilizable de aproximadamente de 12MWh, con un enorme ahorro de costes.
Además del diseño híbrido único del sistema de almacenamiento, el proyecto cuenta con otras especialidades:
- En primer lugar, la situación es que la instalación está directamente al lado de una central eléctrica convencional que también es operada por SWB. Debido a este hecho SWB decidió integrar la planta de energía en la estrategia de funcionamiento del sistema de baterías, a saber, establecer la estrategia de recarga solicitada en caso de que la batería este en una situación de un SOC (Estado de Carga) bajo. La energía será proporcionada directamente a la batería por la central eléctrica convencional.
- En segundo lugar, la plena integración del sistema de almacenamiento híbrido en el sistema SCADA existente que controla a día de hoy la central eléctrica convencional y el sistema de almacenamiento híbrido. La interfaz de usuario se muestra en la figura 7. Una vez más, se puede ver el acoplamiento del sector eléctrico y de la energía térmica. En el lado izquierdo la central eléctrica convencional se ilustra con caldera, turbina y generador, en el centro el sistema híbrido está ilustrado por transformadores, convertidores, batería y sistema P2H, en el lado derecho el sistema térmico está representado por el sistema térmico y la red de calefacción urbana de distrito
- En tercer lugar, se encuentran la red de calefacción urbana existente y el almacenamiento térmico con una capacidad de 250MWh. Este es el caso de uso para el calor generado dentro del sistema de almacenamiento híbrido debe cumplir con los requisitos de TSO. El sistema ayudará en el futuro a estabilizar la red de energía eléctrica y, al mismo tiempo, a proporcionar calor a la ciudad de Bremen.
Investigaciones / Siguientes pasos
Debido a la singularidad y el potencial económico de este enfoque, el proyecto en Bremen está integrado en un proyecto de investigación financiado junto con el «Instituto DLR de Sistemas de Energía en Red» alemán ubicado en Oldenburg. El instituto llevará a cabo nuevas investigaciones sobre el potencial económico, así como sobre estrategias de control optimizadas en cooperación con SWB y AEG PS. AEG PS invertirá aún más en mejoras técnicas para los sistemas de conversión de energía incluido el dispositivo de conmutación. Durante el proyecto de investigación se debatirán aspectos complementarios, jurídicos y reglamentarios y su impacto en la eficiencia económica.
Conclusión
Con el enfoque de formar un sistema de almacenamiento de energía híbrido utilizando un almacenamiento de energía de la batería y un sistema P2H, la capacidad necesaria de la batería para cumplir con los requisitos de TSO puede reducirse en casi un 50% y la eficiencia económica se incrementa significativamente. Con el diseño del sistema desarrollado y la decisión de acoplar ambos sistemas en el lado de DC, el ahorro adicional de costos puede lograrse utilizando todos los elementos necesarios para conectar ambos subsistemas a una red de AC. Todos los interruptores de conmutación, transformadores y el propio sistema de conversión de energía no necesitan duplicarse. Esta instalación a “Escala de Utility“ finalizada en Bremen está recibiendo continuamente una gran atención de las empresas del sector e inversores europeos.
Además de la provisión de PFCR, la instalación también se puede utilizar en el mercado de control secundario de reserva. Otro enfoque interesante que actualmente se discute con clientes potenciales en Alemania y otros países, es utilizar la misma configuración del sistema, pero en una escala más pequeña, en el entorno de las medianas y grandes empresas. Actualmente muchas plantas industriales tienen una alta demanda de energía eléctrica y térmica y tienen su propia red local de electricidad y calor. En tales casos, el enfoque presentado se puede aplicar con el objetivo de reducir los costos anuales generales de la energía eléctrica y térmica, especialmente porque el diseño del sistema es altamente flexible. Estas instalaciones eficientes se pueden llevar a cabo a partir de una potencia nominal de 750kW, las conexiones de red de AC pueden ser en baja o media tensión (LV y MV), la tecnología de la batería y la capacidad se pueden definir individualmente, así como el parámetro del sistema P2H (presión y niveles de temperatura).