Les modelitzacions de l’adequació dels recursos dels generadors dels sistemes d’energia elèctrica, estan dissenyades per ajudar a determinar els requisits de capacitat per als operadors de sistemes d’energia elèctrica. Tot i que el càlcul dels requisits d’adequació de recursos s’han estat fent des de fa més de cent anys, encara es requereix d'una continuada atenció, ja que el mix de generació està en constant creixement i canvi.
Aquest article, resumeix aquestes consideracions contínues de fiabilitat mitjançant l’ús d’un conjunt únic de dades per determinar com les baixes i altes temperatures redueixen la fiabilitat dels generadors d’energia i, per tant, afecten la quantitat dels mercats de generació .
La detallada informació basada per fer aquest article, es pot consultar a Resource Adequacy Implications of Temperature-dependent Electric Generator Availability, realitzat per investigadors de la Universitat Carnegie Mellon i publicat a Applied Energy .
El seu plantejament, vol comprendre millor els determinants de la disponibilitat dels generadors i incorporar aquestes consideracions en el modelatge de l'adequació de recursos. Això, podria millorar la capacitat d'un operador del sistema per determinar quanta generació es necessita quan les temperatures són molt baixes o molt altres.
Les avaluacions es va dur a terme a la PJM Interconnection, què és el major operador de sistemes de transport elèctric per capacitat i càrrega de generació instal·lades a Amèrica del Nord, fent ús de les taxes d’interrupcions forçades que van dependre de la temperatura durant els darrers 25 anys. L'actual modelització de l’adequació dels recursos de la xarxa suposa que les falles del generador no estan relacionades amb la temperatura, tot i que presenta un substancial risc d’adequació dels recursos. Per exemple, en el cas de PJM, els extremats esdeveniments meteorològics, com va ser el fred Polar del 2014, van afegir una tensió significativa a la xarxa elèctrica, cosa que, contràriament a les suposicions predominants, estarien relacionades a les falles dels generadors. A més, assumir la independència incondicional pot conduir a subestimar els requisits de capacitat del sistema d'energia.
Per primer cop, es va determinar que les temperatures extremes, sigui altes o baixes, van resultar essent en una menor producció. A continuació, es van calcular els requisits de capacitat en dos escenaris diferents per a un període de 12 mesos: el 2018 i el 2019. La primera representava les actuals pràctiques en què s’assumeix la independència incondicional i la segona permetia que la disponibilitat del generador depengués de la temperatura. A més, es va explorar com accelerar els canvis en la barreja de recursos (és a dir, passar dels combustibles fòssils a l’energia solar i eòlica) i els augments futurs de temperatura sota el canvi climàtic poden afectar l’adequació dels recursos a PJM.
Donada la forta estacionalitat de les extremes temperatures, els investigadors van considerar si els objectius d'adquisició mensuals ajudarien a reduir els requisits de capacitat en comparació amb el model de contractació anual actual. Van observar la pèrdua acumulada de l’expectativa de càrrega (LOLE) —la probabilitat d’una apagada a causa de la insuficient generació d’energia— durant cada mes natural segons un enfocament de contractació anual, utilitzant taxes aleatòries d’interrupció forçada i dependents de la temperatura. Després de tenir en compte la dependència de la temperatura de la disponibilitat del generador, es va determinar que els objectius mensuals d'adquisició de capacitat reduirien substancialment la contractació mitjana anual de les reserves amb un efecte insignificant sobre el LOLE. Això, es deu al fet que els mesos de primavera i tardor experimenten temperatures suaus, cosa que provoca càrregues més baixes i una major disponibilitat del generador.
En última instància, aquest anàlisi demostra la importància de considerar condicions dependents de la temperatura en la modelització de l’adequació dels recursos. El tipus d’adquisició de la capacitat mensual o estacional que proposen els autors podria reduir el marge de reserva en el cas de PJM en un 27% de marge de reserva respecte el que va adquirir en el període que va des del 2018 al 2019 en un 23%, cosa que representa un benefici econòmic anual de 315 M US$. Cal fer més investigacions per tenir en compte el risc de pèrdua de càrrega a causa de les interrupcions del generador durant esdeveniments meteorològics extrems sostinguts, incorporar recursos de resposta a la demanda, quantificar les necessitats de flexibilitat operativa i permetre als operadors de sistemes comprendre millor el valor de l’adquisició de reserves operatives.
Font: Universitat Carnegie Mellon
Cap comentari:
Publica un comentari a l'entrada