4. STRATEGIC FRAMEWORK
6.3 COMPETITOR ANALYSIS
Miguel Rossano1, Marlene Pérez & Tania Rodríguez
(1) Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación, Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias, Reforma 113 Palmira, Cuernavaca Morelos México
e-mail: [email protected] Resumen
Se presenta un sistema de simulación dinámica para la generación de condiciones de operación de un conjunto de presas (plantas hidroeléctricas) en cascada. Estas presas tienen diferentes capacidades de almacenamiento y de generación eléctrica. El sistema permite representar las condiciones físicas del sistema hidrológico y su dinámica; así como representar el estado actual e histórico del sistema y ensayar diferentes propuestas de operación. El sistema está basado en un modelo matemático de principios básicos configurado con parámetros físicos, condiciones iniciales y variables en la frontera.
Las entradas de agua en un embalse dependen principalmente de las aportaciones del sistema para la adecuada planificación y operación del embalse (Kote, 2008). Estas aportaciones se deben a los escurrimientos originados por lluvias en la cuenca, o en el caso de tener una presa o cuerpo de agua aguas arriba de los escurrimientos de este.
Las presas juegan un papel importante en el control de los flujos para el funcionamiento adecuado del sistema (Wang et al, 2012). Hay que recordad que la operación de las presas en cascada se considera como un proceso en serie (Zhao y Zhao, 2014) para el sistema analizado, por lo que las entradas de una presa dependen de la salida de la presa anterior y de la aportación por cuenca propia de la presa, generando con esto cadenas hidrológicas dependientes de otras presas del sistema, lo que hace más difícil el control de los flujos (Rosero et al, 2013). El punto principal de este trabajo es considerar las diferentes características físicas de las presas de un sistema hidroeléctrico en cascada, donde se observa que las capacidades de los embalses son diferentes, considerando dos presas grandes y dos pequeñas, lo que aumenta la complejidad del sistema debido a que los flujos de salida de los grandes embalses serán los de entrada de los pequeños, donde se tiene riesgo de llenado o vaciamiento súbitos (Jiang et al, 2014).
El sistema permite tener un gran detalle en la representación del sistema hídrico, la gestión del agua, así como la tasa de retraso de los flujos transferidos de un embalse a otro. También con el sistema se pudo representar el protocolo actual con el que se operan los embalses y se presentan un par de nuevas propuestas para la operación óptima de los flujos del conjunto de hidroeléctricas (Jacoby y Kowalik, 1974).
El Simulador incluye variables estocásticas para las aportaciones por cuenca (Sauhats et al, 2014). Palabras Clave: Embalses en cascada, Sistema Hidroeléctrico, Simulación de Presas
INTRODUCCIÓN
Las entradas de agua en un embalse dependen principalmente de las aportaciones de la cuenca en que se encuentra y/ó de aportaciones de embalses aguas arriba (Kote, 2008). Estas aportaciones se deben a los escurrimientos originados por lluvias en la cuenca, o en el caso de tener una presa o cuerpo de agua aguas arriba de los escurrimientos de este.
Las presas juegan un papel importante en el control de los flujos en una cuenca (Wang et al, 2012). Ya que acumulan el agua y permiten su escurrimiento gestionado.
Para el sistema analizado hay que recordar que la operación de las presas en cascada se considera como un proceso en serie (Zhao y Zhao, 2014) , debido a que la entrada de una presa depende de la salida de la presa anterior y de la aportación por cuenca propia de la presa, generando con esto cadenas hidrológicas dependientes de otras presas del sistema, lo que hace más complejo la gestión de flujos (Rosero et al, 2013).
El punto principal de este trabajo es considerar las diferentes características físicas de las presas de un sistema hidroeléctrico en cascada (Tabla 1), donde se observa que las capacidades de los embalses son diferentes.
Permitiendo considerar diferentes configuraciones, en el caso particular presentado en este estudio, se han considerado dos presas grandes y dos pequeñas en serie, lo que aumenta la complejidad del sistema debido a que los flujos de salida de los grandes embalses serán los de entrada de los pequeños, donde se tiene riesgo de desborde o vaciamiento súbito.
Para determinar el nivel adecuado de agua en el embalse es necesario establecer límites para una fecha en específico, a estos límites se les denomina curva guía [(Jacoby y Kowalik, 1974), (Sauhats et al, 2014)]. La curva guía es el método que determina el nivel adecuado de agua en la cuenca en función del tiempo (Jacoby y Kowalik, 1974). En sistema considera las curvas guía de dos de los embalses (Presa 1 y Presa 3) y para la Presa 2 y se 3 se toma como referencia de nivel del agua al factor denominado NAMO que es el Nivel de Aguas Máximas Ordinarias.
Tabla 1. Datos Generales de un Sistema Hidroeléctrico en Cascada, para un año dado.
Presa % del volumen total de la Cuenca al NAMO % del Escurrimiento total de la cuenca % de la Generación Energía del Sistema Presa 1 57.91% 47.90% 18.04% Presa 2 0.93% 12.88% 46.10% Presa 3 40.93% 25.04% 26.72% Presa 4 0.23% 14.18% 9.14%
Es importante señalar la gran diferencia de volumen entre las presas 1 y 3 contra las presas 2 y 4, llevando esta diferencia a gobernar el sistema bajo dos premisas principales.
Las presas 1 y 3 funcionan como almacenadoras de agua y reguladoras del flujo de agua del sistema. Las presas 2 y 4 su función básica es la generación de electricidad.
MODELO
El sistema se basa en un modelo matemático que tiene como origen el balance de continuidad y las características físicas de cada uno de los embalses.
Aplicando el balance de masa para la presa i donde se consideran las entradas y las salidas como se puede observar en la figura 1.
Figura 1. Balance de volumen para una Presa i.
(1)
Donde:
ApCi= Aportación cuenca propia i;
ApPi-1= Aportación presa anterior i-1;
EVAPi = Evaporación presa i;
ExVi = Extracción por vertedor i;
ExTi = Extracción por turbina i;
Vi = Volumen presa i;
dVi/dt = Derivada del volumen en la presa i;
Las restricciones del modelo dependerán de los datos físicos de sistema y sus límites de operación, además se consideran variables estocásticas las aportaciones por cuenca propia.
En la ecuación 1 se presenta el balance, considerando todas las entradas y salidas del embalse.
El modelo desarrollado para cuatro presas interconectadas entre sí (sistema en cascada) como se muestra en la figura 2.
Figura 2. Sistema hidroeléctrico en cascada. El balance de masa de cada una de las presas del sistema analizado es el siguiente: Balance Presa 1: (2) Balance Presa 2: (3) Balance Presa 3: (4) Balance Presa 4: (5) Donde: ExTP1= ApPP1 (6) ExTP2= ApPP2 (7) ExTP3= ApPP4 (8) Un punto a destacar es que la última presa es la de menor capacidad y es la que recibe los flujos de todas las presas anteriores del sistema.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Dentro de las pruebas de este modelo se tomaron los datos históricos de escurrimientos entre las presas para las aportaciones por cuenca propia a los embalses (figura 3).
Para escenarios a futuro se prevé usar el enfoque de los escurrimientos como una variable estocástica (aleatoria) asociada a la predicción las entradas de agua al sistema proveniente de las lluvias pronosticadas (Sauhats et al, 2015).
Los datos históricos de operación, se clasificaron usando nueve escenarios diferentes, correspondientes a cada uno de los últimos años registrados, en lo que se identifican las aportaciones de las cuencas, los volúmenes turbinados, el agua desfogada por vertedores y la generación eléctrica correspondiente a cada una de las presas. Con respecto a los datos propuestos prototípicos de años característicos; con los que el personal operativo gestiona la la operación del sistema, se usó en los mismos términos que lo usa el personal operador del sistema, siendo este un conjunto de tres tipos de escenarios seco, medio y húmedo, los cuales a su vez se analizan con tres diferentes grados de intensidad, como se presentan en la tabla 2.
Tabla 1. Escenarios.
Escenarios
Principales Húmedo (H) Medio (M) Seco (S) Grados de
Intensidad: Húmedo (H) Medio (M) Seco (S) Húmedo (H) Medio (M) Seco (S) Húmedo (H) Medio (M) Seco (S) Escenario 1. H-H 2. H-M 3. H-S 4. M-H 5. M-M 6. M-S 7. S-H 8. S-M 9. S-S
Según los datos presentados en la Figura 3., se puede observar que en el año 2012 disminuyeron las aportaciones al sistema en la Presa principal (Presa 1) que es la que inicia con el proceso secuencial de las aportaciones, esto debido a las escasas lluvias para ese año ubicándose en el escenario Medio – Seco. En este trabajo se analiza los fenómenos ocurridos durante ese año.
Cada una de las condiciones analizadas históricas y prototípicas propuestas se pudo representar en el sistema.
Se muestra una de estas pruebas, donde se presenta la evolución del nivel en cada una de las presas a través del escenario histórico del año 2012, considerado este año como un típico de operación media.
Figura 3. Aportaciones Presa 1.
Dentro de los datos históricos del año 2012 este se considerada un año con lluvias medias tendiendo a escasa, por el año se presenta nivel por debajo de los escurrimientos medios promedio anuales presentados en la figura 3.
Se presentan los resultados de la simulación en con un periodo de un año, donde se puede observar que los niveles de la presa (línea verde) estuvieron por debajo de la curva guía (línea rosa) en las presas 1 y 3 donde estas presas se operan siguiendo una curva guía.
Para las presas 2 y 4 por debajo del NAMO (línea roja) el comportamiento es el esperado para lluvias escasas (figuras 4-7)
Figura 4. Nivel Presa 1 para el año 2012
Figura 6. Nivel Presa 3 para el año 2012
Figura 7. Nivel Presa 4 para el año 2012
Con este conjunto de escenarios se pudieron probar diferentes esquemas de manejo del sistema, así como de la gestión del agua para la producción eléctrica y/o otros fines.
CONCLUSIONES
El sistema de simulación dinámica presentado permite tener un gran detalle en la gestión y seguimiento del sistema hídrico, permite su análisis temporal, así como evaluar la tasa de retraso de los flujos transferidos de un embalse a otro. También con el sistema se pude representar el protocolo actual con el que se operan los embalses y se pueden evaluar nuevas propuestas para la operación óptima de los flujos del conjunto de hidroeléctricas.
Como trabajo a futuro se espera añadir el costo de producción de electricidad al conjunto de variables estocásticas del sistema y con esto estar de posibilidades de representar el sistema en cuanto a la energía generada y su relación con los costos de producción.
REFERENCIAS
Zhao, T., Zhao, J, "Optimizing Operations of Water Supply Reservoir: The Role of Constrains", Mathematical Problems in Engineering. . 1–15, (2014)
Wang, F.X., Wang, L.,Zhou, H.C., Valeriano, O.C.S., Koike, T., Li, W.L., "Ensemble hydrological prediction- based real-time optimization of a multiobjective reservoir during flood season in a semiarid basin with global numerical weather predictions", Water Resources Research, 48(7), 1-21, (2012)
Rosero, N., Ramirez, J.M., Martinez, J.J., "Minimization of water losses for optimal hydroelectric power generation", 21st Mediterranean Conference on Control & Automation (MED) Platanias- Chanias, Crete, Greece, June 25-28, (2013)
Kote, A., Jothiprakash, V., "Reservoir Inflow Prediction Using Time Lagged Recurrent Neural Networks ", First International Conference on Emerging Trends in Engineering and Technology. IEEE Computer Society. 618- 623, (2008)
Jacoby, S.L.S. , Kowalik, J..S. "Optimal of flows in multi-reservoir hydro-power systems", Mathematical Models in Hydrology. Preoceedings of the Warsaw Symposium, Poland July 1974, Vol 2.1028-1039, (1974)
Jiang, Z., Ji, C., Sun C., Wang, L. Zhang Y., "Total output operation chart optimization of cascade reservoirs", Energy Conversion and Management.Vol. 88. 296-306, (2014)
Sauhats, A., Varfolomejeva, R., Pretrichenko, R., Kcajevs, J., "A Stochastic Approach to Hydroelectric Power Generation Planning in an Electricity Market", Environment and Electrical Engineering (EEEIC), 2015 IEEE 15th International Conference on, Issue Date: 10-13 June 2015, (2015)