Control optimizado de un sistema suministrador de energía o un sistema consumidor de energía.

Un sistema de control de combustible para un sistema local suministrador de energía y/o consumidor de energía,

en donde el sistema local de 5 energía comprende:

una primera unidad eléctrica controlable para emitir potencia eléctrica y para generar un primer flujo de calor en una serie de periodos de tiempo y/o una segunda unidad eléctrica controlable para recibir potencia eléctrica y para absorber un segundo flujo de calor en la serie de periodos de tiempo, estando ambas primera y segunda unidades eléctricas conectadas a una red eléctrica, y en donde la potencia eléctrica recibida o generada en cualquier periodo de tiempo es al menos parcialmente una variable estocástica, con lo que dicha variable estocástica es una variable cuyo valor resulta de la determinación de la magnitud de una cantidad en una primera función de distribución de probabilidad, y

un medio para controlar una demanda de potencia eléctrica mediante un mecanismo híbrido regulador de bucle abierto/bucle cerrado, siendo parte de la energía eléctrica recibida o emitida en cualquier periodo de tiempo, una unidad calefactora alimentada por combustible controlable para emitir un tercer flujo de calor en la serie de periodos de tiempo,

un almacenamiento intermedio de calor controlable para almacenar cualquiera o todos de los primer a tercer flujos de calor y emitir un cuarto flujo de calor en la serie de periodos de tiempo, estando la unidad calefactora alimentada por combustible acoplada al almacenamiento intermedio de calor, y

un usuario del flujo de calor acoplado térmicamente al almacenamiento intermedio de calor, siendo la demanda de potencia térmica por parte del usuario del flujo de calor en la serie de periodos de tiempo una variable estocástica, con lo que dicha variable estocástica es una variable cuyo valor resulta de la determinación de la magnitud de una cantidad en una segunda distribución de probabilidad, y

estando un controlador acoplado a la primera y/o a la segunda unidades eléctricas, a la unidad calefactora alimentada por combustible y al usuario del flujo de calor para intercambiar variables de control con ellos y para controlar el suministro de combustible a la unidad calefactora alimentada por combustible de modo que a) la demanda de potencia térmica por parte del usuario del flujo de calor se satisfaga en cualquiera de los periodos de tiempo y b) el almacenamiento intermedio de calor no esté saturado o vacío en ninguno de los periodos de tiempo y

estando el sistema de control de combustible adaptado para derivar la cantidad de combustible requerida por la unidad calefactora alimentada por combustible controlable..

Control optimizado de un sistema suministrador de energía o un sistema consumidor de energía

La presente invención se refiere a sistemas y un método para el control de un sistema suministrador de energía o un sistema consumidor de energía, en particular de dicho sistema que tiene un almacenamiento intermedio en el que puede almacenarse energía de modo que pueda suministrarse energía a la red o tomarse energía de la red. La invención es particular, aunque no exclusivamente, aplicable a sistemas generadores de energía en los que está implicada una instalación CHP (calor y potencia combinados) que puede suministrar simultáneamente calor y potencia eléctrica.

Estado de la técnica

Se han propuesto soluciones técnicas para superar los inconvenientes del incremento de los precios de la energía y las consecuencias medioambientales de la generación de energía y la conversión de energía. Una solución, que se aplica cada vez más, es el uso de instalaciones CHP (calor y potencia combinados) que hacen posible recuperar pérdidas de energía - el calor perdido durante la producción de electricidad - como una fuente útil de calor. Un ejemplo típico de la aplicación de CHP puede encontrarse en la industria hortícola con invernaderos para la producción de verduras, plantas, flores, etc. En dichas aplicaciones, el calor residual se usa para calentar los invernaderos, mientras que la electricidad generada es vendida al mercado eléctrico.

Sin embargo, el tiempo en que se necesita calor no coincide con el tiempo en que la electricidad puede venderse y podría darse la situación en la que el propietario tenga una gran necesidad de calentar los invernaderos en un momento en el que la necesidad de potencia eléctrica es muy baja y el precio que el propietario puede conseguir por la electricidad es también muy bajo, por ejemplo durante la noche. Como consecuencia, la eficiencia de toda la instalación podría caer e incluso podría ser negativa. Una manera de satisfacer esta posible falta de eficiencia de la instalación es proporcionar un almacenamiento intermedio en el que puede almacenarse energía térmica de modo que el CHP pueda ponerse en marcha en momentos de elevada necesidad de electricidad pero la energía térmica perdida pueda usarse en momentos de baja necesidad de electricidad.

Para conseguir una seguridad razonable, una unidad calefactora convencional siempre está prevista en dichas instalaciones. De hecho, no puede descartarse que en ciertos momentos, cuando no hay ninguna posibilidad de suministrar potencia eléctrica al mercado, exista una demanda de calor mientras el almacenamiento intermedio está casi vacío. Para superar dichas situaciones, se proporciona una unidad calefactora convencional (CHU). Gestionar dicha instalación bastante compleja - una unidad CHP, un almacenamiento intermedio, una unidad CHU y un usuario de energía térmica, estando la instalación conectada además con la red de potencia eléctrica - no es fácil y, a intervalos regulares, hay que tomar una decisión sobre que unidad debe estar funcionando y con que capacidad, de modo que el almacenamiento intermedio no esté desbordado y no esté vacío mientras que, al mismo tiempo, la demanda de calor debe ser satisfecha. Para empeorar las cosas, a menudo ocurre, durante los fríos días de invierno, que un almacenamiento intermedio lleno es consumido durante una noche. El invernadero solamente permanecerá caliente si dichas situaciones están previstas, de modo que el almacenamiento intermedio esté lleno al amanecer y ambas instalaciones estén listas para suministrar calor adicional.

El sistema es aún más complicado debido a los precios fluctuantes en el mercado eléctrico. Un productor de energía eléctrica que desea vender la energía que está generando se enfrenta con una demanda de electricidad fluctuante y con precios de mercado que, como consecuencia, también fluctúan a lo largo del tiempo. Se organizan procesos de subasta especiales para unir a compradores y vendedores. Debido a estas fluctuaciones, la ganancia de eficiencia global de la instalación puede reducirse debido a los resultados más bajos en el mercado de venta. Se han propuesto diferentes soluciones para solucionar los problemas de productores que tienen una pluralidad de energías de generación de electricidad pura y que operan en uno o más mercados.

El artículo de Javad Sadeh e.a.: A risk-based approach for bidding strategy in an electricity pay-as-bid auction en European Transactions on electrical power, 2009, páginas 39-55, describe un proceso de optimización que será usado por una compañía generadora que tiene múltiples unidades de producción y que opera en un único mercado. El proceso de optimización usa una función de densidad de probabilidad (pdf) para estimar el precio en cada hora.

El artículo de Chefi Treki e.a.: Optimal capacity allocation in multiauction electricity markets under uncertainty en Computers & Operations Research, Vol. 32, 2005, páginas 201-217 describe un método, que será usado por un vendedor que tiene una pluralidad de unidades de producción y que opera en diferentes mercados. El método resuelve el problema de decidir en que unidad de producción confiar durante un periodo de tiempo dado y qué cantidad de energía eléctrica ofertar en los diferentes mercados.

El artículo de H. Lund e.a. Management of fluctuations in wind power and CHP comparing two possible Danish strategies en Energy, 2002, volumen 27, no 5, páginas 471-483 describe los problemas vinculados con la integración de CHP y la energía eólica. De acuerdo con este artículo, podría encontrarse una solución mediante inversiones en almacenamientos térmicos y propone añadir bombas térmicas a las unidades CHP.

En ninguno de estos artículos se describe el problema de optimización de una instalación CHP, que comprende una unidad CHP y que suministra energía a un cliente local y electricidad a diferentes mercados.

En el caso de los invernaderos, que se proporciona en el presente documento como ejemplo, el problema de optimización es aún más complicado por el hecho de que, en la mayoría de estas instalaciones, también se proporciona una unidad calefactora convencional para estabilizar adicionalmente todo el sistema contra fluctuaciones de la necesidad de energía térmica, fluctuaciones de los precios de mercado, etc.

En tal caso, alcanzar una eficiencia optimizada es difícil de conseguir dado que la instalación está suministrando dos tipos de energía diferentes: calor y electricidad y se usan dos generadores independientes: uno que produce solamente energía térmica y otro que produce energía térmica y energía eléctrica. La demanda de calor se desarrolla independientemente de la demanda de energía eléctrica. La demanda de calor y la demanda de energía eléctrica también son fluctuantes a lo largo del día y a lo largo del año. Algunas instalaciones necesitan más energía durante la noche que durante el día, dado que las temperaturas nocturnas normalmente son más bajas que las temperaturas a lo largo del día, mientras que el consumo de electricidad normalmente desciende durante la noche. Esta dificultad también se complica por la existencia de diferentes mercados para energía eléctrica: los productores de electricidad normalmente suministran energía eléctrica basándose en contratos de duración bastante diferente: hay contratos que abarcan meses, otros abarcan un día e incluso una sola hora.

Otro ejemplo puede encontrarse en instalaciones de refrigeración. Considerando cierta cantidad de sobreenfriamiento como un almacenamiento intermedio (digamos que normalmente está previsto un enfriamiento hasta -20 2C, cuando el enfriamiento es a -25 2C hay un almacenamiento intermedio entre -20 2C y -25 2C). En este ejemplo, puede ser más eficiente sobreenfriar hasta -25 2C cuando los precios de la electricidad son bajos y usar la capacidad de enfriamiento almacenada para momentos en los que la electricidad es cara. Por supuesto, los dispositivos de refrigeración funcionarán de forma menos eficiente si debe alcanzarse un enfriamiento a -25 2C. Así que, de nuevo, hay que realizar cuidadosas consideraciones para decidir cuándo se usa esta estrategia.

El documento de la técnica anterior GB 2440281 desvela un sistema CHP que tiene una fuente de calor, una carga térmica y un intercambiador de calor para transferir calor desde dicha fuente de calor a dicha carga térmica, en el que un cambio de la eficiencia térmica del intercambiador de calor se determina midiendo la eficiencia térmica en un primer momento y un segundo momento y se usa para predecir cuándo alcanzará el intercambiador de calor una eficiencia térmica predeterminada.

En todos los ejemplos dados, es importante para los... [Seguir leyendo]

1. Un sistema de control de combustible para un sistema local suministrador de energía y/o consumidor de energía, en donde el sistema local de energía comprende:

una primera unidad eléctrica controlable para emitir potencia eléctrica y para generar un primer flujo de calor en una serie de periodos de tiempo y/o una segunda unidad eléctrica controlable para recibir potencia eléctrica y para absorber un segundo flujo de calor en la serie de periodos de tiempo, estando ambas primera y segunda unidades eléctricas conectadas a una red eléctrica, y en donde la potencia eléctrica recibida o generada en cualquier periodo de tiempo es al menos parcialmente una variable estocástica, con lo que dicha variable estocástica es una variable cuyo valor resulta de la determinación de la magnitud de una cantidad en una primera función de distribución de probabilidad, y

un medio para controlar una demanda de potencia eléctrica mediante un mecanismo híbrido regulador de bucle abierto/bucle cerrado, siendo parte de la energía eléctrica recibida o emitida en cualquier periodo de tiempo, una unidad calefactora alimentada por combustible controlable para emitir un tercer flujo de calor en la serie de periodos de tiempo,

un almacenamiento intermedio de calor controlable para almacenar cualquiera o todos de los primer a tercer flujos de calor y emitir un cuarto flujo de calor en la serie de periodos de tiempo, estando la unidad calefactora alimentada por combustible acoplada al almacenamiento intermedio de calor, y

un usuario del flujo de calor acoplado térmicamente al almacenamiento intermedio de calor, siendo la demanda de potencia térmica por parte del usuario del flujo de calor en la serie de periodos de tiempo una variable estocástica, con lo que dicha variable estocástica es una variable cuyo valor resulta de la determinación de la magnitud de una cantidad en una segunda distribución de probabilidad, y

estando un controlador acoplado a la primera y/o a la segunda unidades eléctricas, a la unidad calefactora alimentada por combustible y al usuario del flujo de calor para intercambiar variables de control con ellos y para controlar el suministro de combustible a la unidad calefactora alimentada por combustible de modo que a) la demanda de potencia térmica por parte del usuario del flujo de calor se satisfaga en cualquiera de los periodos de tiempo y b) el almacenamiento intermedio de calor no esté saturado o vacío en ninguno de los periodos de tiempo y

estando el sistema de control de combustible adaptado para derivar la cantidad de combustible requerida por la unidad calefactora alimentada por combustible controlable.

2. El sistema de control de combustible de la reivindicación 1, en el que la primera unidad eléctrica controlable es una unidad CHP, y estando cada periodo de tiempo dividido en subperiodos sucesivos, comprendiendo el sistema además:

- un medio para determinar para cada subperiodo, en una base histórica, un precio estadístico de la energía eléctrica en al menos un mercado servido por la red eléctrica;

- un medio para determinar para cada subperiodo, en una base histórica, un valor estadístico de la demanda de flujo de calor por parte del usuario;

- un medio para derivar, para cada subperiodo, a partir de dicho precio estadístico y dicho valor estadístico la cantidad de combustible requerida por la unidad CHP, de modo que el funcionamiento del sistema local suministrador de energía y/o consumidor de energía esté optimizado.

3. El sistema de control de combustible de la reivindicación 2, que comprende además:

- un medio para derivar, para cada subperiodo, a partir de dicho precio estadístico y dicho valor estadístico la cantidad de combustible requerida por la unidad calefactora alimentada por combustible controlable o una unidad de refrigeración, de modo que el funcionamiento del sistema local suministrador de energía y/o consumidor de energía esté optimizado.

4. El sistema de control de combustible de cualquiera de las reivindicaciones 2-3, en el que la determinación del precio estadístico se realiza basándose en una función de densidad de probabilidad temporal.

5. El sistema de control de combustible de cualquiera de las reivindicaciones 2-4, en el que la determinación del valor estadístico de la demanda de calor se realiza basándose en una función de densidad de probabilidad temporal.

6. El sistema de control de combustible de cualquiera de las reivindicaciones 2-5, en el que la red eléctrica está sirviendo a al menos dos mercados diferentes en los que la energía eléctrica es tratada a diferentes precios, y en el que el medio para determinar el precio estadístico, determina el precio en cada uno de estos mercados.

7. El sistema de control de combustible de la reivindicación 6, en el que la derivación de la cantidad de combustible requerida por la unidad CHP y la cantidad de combustible requerida por la unidad calefactora alimentada por combustible controlable se realiza a dos niveles: un primer nivel que deriva el combustible requerido por la unidad CHP para cubrir la producción de electricidad, demandada por uno de los mercados y un segundo nivel que deriva el

combustible requerido por la unidad CHP para cubrir la producción de electricidad, demandada por el otro de los dos mercados y que deriva el combustible requerido por la unidad calefactora.

8. Un producto de programa informático que comprende un medio que constituye un código de programa 5 almacenado en un medio legible por ordenador y adaptado para realizar la derivación de la cantidad de combustible requerida por la unidad CHP y la cantidad de combustible requerida por la unidad calefactora alimentada por combustible controlable o la unidad de refrigeración de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 3 a 7, cuando dicho programa se ejecuta en un ordenador.

9. Un sistema local suministrador de energía y/o consumidor de energía que comprende:

una primera unidad eléctrica controlable que emite potencia eléctrica y que genera un primer flujo de calor en una serie de periodos de tiempo y/o una segunda unidad eléctrica controlable que recibe potencia eléctrica y que absorbe un segundo flujo de calor en la serie de periodos de tiempo, estando ambas primera y segunda 15 unidades eléctricas conectadas a una red eléctrica, siendo la potencia eléctrica recibida o generada en cualquier

periodo de tiempo al menos parcialmente de forma estocástica variable en una primera función de distribución de probabilidad y estando la demanda de potencia eléctrica de la primera unidad eléctrica controlable controlada por un mecanismo híbrido regulador de bucle abierto/bucle cerrado, siendo parte de la energía eléctrica recibida o emitida en cualquier periodo de tiempo,

una unidad calefactora alimentada por combustible controlable para emitir un tercer flujo de calor en la serie de

periodos de tiempo,

un almacenamiento intermedio de calor controlable que almacena cualquiera o todos de los primer a tercer flujos de calor y que emite un cuarto flujo de calor en la serie de periodos de tiempo, estando la unidad calefactora alimentada por combustible acoplada al almacenamiento intermedio de calor, y 25 un usuario del flujo de calor acoplado térmicamente al almacenamiento intermedio de calor, siendo la demanda

de potencia térmica por parte del usuario del flujo de calor en la serie de periodos de tiempo estocásticamente variable en una segunda distribución de probabilidad, y que comprende además: un sistema de control de combustible de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 1-7.