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ANÁLISIS Y PROPUESTA DE NORMATIVIDAD TÉCNICA PARA LA CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE SISTEMAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN
COLOMBIA
Presentado por JULIÁN RICARDO RAMÍREZ OSPINA
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Bogotá, 13 de Enero de 2009
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ANÁLISIS Y PROPUESTA DE NORMATIVIDAD TÉCNICA PARA LA CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE SISTEMAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN
COLOMBIA
Presentado por JULIÁN RICARDO RAMÍREZ OSPINA
PROYECTO DE GRADO
Asesora
ÁNGELA INES CADENA MONROY
Coasesor
CAMILO TAUTIVA MANCERA
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Bogotá, 13 de Enero de 2009
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TABLA DE CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………… 8
2. ESTADO ACTUAL DE LA GD EN EL MUNDO…………………………………10 2.1. Experiencia Internacional …………………………………………………….10
2.1.1. España……………………………………………………..……………..10 2.1.2. Chile…………………………………………………………...................12
2.1.3. México…………………………………………………………................15
2.1.4. Conclusiones de la Experiencia Internacional………….....................16 2.2. Estándar IEEE 1547-2003………………………………………….................18
2.2.1. Definiciones……………………………………………………………....18
2.2.2. Especificaciones y Requisitos Técnicos de la Interconexión ………19
2.2.3. Requisitos Generales ……………………………………………….…..19
2.2.4. Respuesta a Condiciones Anormales del Área EPS……………..….21
2.2.5. Calidad de la Potencia ……………………………………………..…...22
2.2.6. Especificaciones y Requerimientos para Pruebas de Interconexión………………………………………………………….21
2.2.7. Prueba de la Integridad de la interconexión ………………………….25
2.2.8. Pruebas de Producción …………………………………………………27 2.2.9. Evaluación para la Instalación de la Interconexión ………………….27
3. LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA……………........................29
3.1. Problemas de la GD …………………………………………………………...29
3.2. Definiciones ……………………………………………………………………31
3.3. Potencial Energético para Implementación de GD………….......................32
3.4. Fuentes de Energía y Tecnologías para Unidades de GD ………….…….36
3.4.1. Fuentes Renovables de Energía…………………………...................36 3.4.2. Fuentes no Renovables de Energía………………………..................36
3.4.3. Tecnologías de Generación………………………………...................37
3.5. Reglamentación para la Instalación de Unidades de GD ………………..40
3.5.1. Capacidad Plantas Menores……………………………......................41
3.6. Requerimientos Técnicos Mínimos para la Correcta Conexión
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y Operación al SDL …………………………………………………………….42
3.6.1. Requerimientos de Voltaje Ante Contingencias………......................42 3.6.2. Requerimientos de Frecuencia Ante Contingencias…......................43
3.6.3. Requerimientos de Reconexión………………...................................43
3.6.4. Requerimientos de Calidad de la Potencia……………......................43
3.6.4.1. Armónicos…………………………………………......................43 3.6.5. Requerimientos para la Sincronización ……………..........................44
3.7. Coordinación de Protecciones …………………………………....................45
3.7.1. Requisitos para Coordinación de Protecciones ……….....................45 3.7.2. Requisitos para la Operación y Puesta en Servicio ………………...46
3.8. Condiciones para la Conexión al SDL …………………………...................47
3.8.1. Condiciones para la conexión de Plantas menores al SIN ………...47
3.9. Condiciones para Compra venta de Energía de Unidades de GD ............48
3.9.1. Condiciones para el Acceso a la Red de Respaldo ……..................48
3.9.2. Condiciones para el Uso de Sistemas de GD Como Respaldo de
la Red o Venta de Excedentes de Energía ………………................... 48 3.10 Revisión del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas
para la Instalación de Plantas de GD …………………………....................49
3.10.1 Condiciones de Seguridad para la Instalación de Motores …………50 3.10.2 Requisitos para las Edificaciones ……………………….....................51
3.10.2.1 Listado de Requisitos Propuestos ……………………………51
4. PROPUESTA PARA LA CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE UNIDADES DE GD EN COLOMBIA…….………………………………………………………………..55 4.1. Conexión al STN de una Central de Generación …………........................55
4.2. Propuesta de Conexión y Operación de Sistemas de GD al SDL………59
4.2.1. Diagrama de Flujo para la Conexión y Operación de Unidades de GD…………………………………………………………………………..61
4.2.2. Tecnología ……………………………………………...........................61
4.2.3. Capacidad ………………………………………………........................62
4.2.4. Esquema de Conexión ……………………………………...................63
4.3. Validación de la Metodología Propuesta…………………...........................71
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4.3.1 Primera serie de Simulaciones …………………................................72
4.3.2 Comparaciones con el Esquema Original…………….......................73 4.3.3 Segunda Serie de Simulaciones ………………….............................77
4.3.4 Análisis de Resultados …………………............................................82
5. CONCLUSIONES ……………………………………………………….................84
6. REFERENCIAS ………………………………………………………….................86
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LISTA DE FIGURAS Figura 1. Esquema de Interconexión para Sistemas Distribuidos a un Área EPS. Figura 2. Ejemplo de GD en un Sistema Eléctrico. Figura 3. Grafica Capacidad Efectiva en MW por Tecnología. Figura 4. Región del País y Capacidad de Energía Solar. Figura 5. Distribución de Recursos Carboníferos en Colombia. Figura 6. Esquemas de Conexión de Unidades de GD a la Red. Figura 7. Elementos Básicos para la Instalación de una Celda Fotovoltaica. Figura 8. Elementos Básicos para la Instalación de una Turbina Eólica. Figura 9. Sistema de Distribución Radial IEEE de13 Nodos para Pruebas de Instalación de Sistemas de GD.
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LISTA DE TABLAS
Tabla1. Rango de Voltajes y Tiempo de Despeje para Condiciones Anormales para Valores de DR < 30Kw. Tabla 2. Respuesta del Sistema de Interconexión Para Condiciones de Frecuencias Anormales. Tabla 3. Máxima Distorsión Armónica Total de Corriente en Porcentaje de la Corriente Nominal. Tabla 4. Secuencia Para la Ejecución de Pruebas de Diseño. Tabla 5. Limites en los Parámetros de Sincronización para Interconexión Síncrona a un EPS, o a un EPS Local Energizado por un Área EPS Energizada. Tabla 6. Distorsión Armónica de Voltaje en Porcentaje del Voltaje Nominal para Maquinas Síncronas. Tabla 7. Región del País y Capacidad de Energía Eólica. Tabla 8. Clasificación de Fuentes de Energía y Tecnología para Unidades de GD. Tabla 9. Rango de Voltajes y Tiempo de Despeje para Condiciones Anormales. Tabla 10. Rango de Frecuencias y Tiempo de Despeje para Condiciones Anormales. Tabla 11. Máxima Distorsión Armónica Total de Corriente en Porcentaje de la Corriente Nominal. Tabla 12. Distorsión Armónica de Voltaje y Orden de los Armónicos Relevantes. Tabla 13. Condiciones mínimas de frecuencia, voltaje y diferencia de ángulo de fase para Interconexión a la Red. Tabla 14. Flujo de Carga del Sistema de 13 Nodos Inicial. Tabla 15. Diferencia de Tensión al Conectar un Nuevo GD en un Nodo. Tabla 16. Diferencia de Ángulo de Fase al Conectar un Nuevo GD en un Nodo. Tabla 17. Nodos con Sobrevoltaje al Conectar un Sistema de GD. Tabla 18. Casos de Estudio para la Conexión de Varias Unidades de GD al SDL. Tabla 19. Comparación de Voltaje Entre el Sistema Original y Casos Base en Cada uno de los Nodos. Tabla 20. Diferencia de Voltaje de los Nodos del Sistema para Cada Caso. Tabla 21. Diferencia del Ángulo de Fase Respecto al Sistema Original para Cada Caso Base en los Nodos del Sistema. Tabla 22. Diferencia de Ángulo de Fase del Sistema para Cada Caso Base. Tabla 23. Nodos con Sobrevoltaje para Cada Caso Base. Tabla 24. Diferencia de Pérdidas Entre el Sistema Original y los Casos Base.
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1. INTRODUCCIÓN
El concepto de Generación Distribuida (GD) ha adquirido gran importancia en el
entorno mundial en los últimos años, como resultado de la preocupación por los
impactos ambientales negativos, resultante de la utilización de combustibles fósiles como fuente primaria para la generación de energía eléctrica, y de los
propósitos de incrementar la seguridad energética; vulnerada por la volatilidad de
los precios de combustibles fósiles como el petróleo, gas y sus derivados. Por esta
razón desde años atrás se vienen estudiando medios de generación de energía eléctrica que utilicen fuentes renovables no convencionales y sistemas más
eficientes como los de producción conjunta de electricidad y vapor (calor), que
contribuyan a disminuir el uso de combustibles fósiles y por ende a reducir el impacto ambiental de este tipo de fuentes de generación de energía.
La implantación de sistemas de GD es relativamente reciente en el ámbito mundial
y se ha venido estudiando hace poco tiempo en Colombia. A nivel mundial, los
países européos son los líderes en la promoción y fomento de estos sistemas. En
América Latina, Chile ha expedido una reglamentación para fomentar la
instalación de sistemas de generación no convencionales y contempla la GD, y México ha definido la normatividad para la instalación y conexión de unidades de
generación por medio de fuentes de energía renovables.
En el país, además del proyecto Jepirachi y de los s istemas de cogeneración
existentes, las fuentes renovables se han considerado aptas como generación
local en zonas no interconectadas. La Universidad de los Andes, entre otros
centros académicos ha venido estudiando las ventajas y costos de la instalación
de estos sistemas [1] y de la introducción de redes inteligentes en los s istemas de
distribución local [2]. Estos nuevos esquemas pueden contribuir a mejorar el
respaldo del sistema, la confiabilidad y a reducir la tarifa final al usuario, s i su
instalación y operación cumple con requis itos mínimos a ser definidos [1]. La
generación de energía está definida en la Ley 143 de 1994. En el artículo 3ro se
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promueve la libre competencia en las actividades del sector supervisado por el
regulador. De igual manera en el artículo 19 el gobierno se compromete a velar por el desarrollo y ejecución de los estudios de inversión asociados a la
generación de electricidad. Sin embargo, el mercado de Energía Mayorista ha sido
diseñado para la operación de grandes generadores. Existe una reglamentación
para plantas menores, pero hasta el momento el funcionamiento de sistemas de GD no cuenta con la reglamentación necesaria de conexión y operación
específica, ni con la regulación para la compra venta de energía, que incentive la
inversión en este tipo de esquemas.
En este trabajo se hace una contribución al proponer la reglamentación técnica
que permita conectar y operar correctamente unidades de GD al Sistema de
Distribución Local (SDL) , de tal manera que se puedan obtener los beneficios que
trae la incorporación de este tipo de plantas al Sistema Interconectado Nacional
(SIN). Se diseña y prueba una metodología para instalación y operación de estas
unidades en los s istemas de distribución local, en cuanto a capacidad instalable, tecnología y esquema de conexión. Esta propuesta se realiza a partir de una
revis ión de la experiencia en países como España, Chile y México, de los
estándares internacionales, como la norma IEEE 1547 y de la reglamentación para la conexión de grandes generadores al SIN y para la operación de plantas
menores.
El documento está organizado de la s iguiente manera: en el capítulo 2 se resume
la revisión de la experiencia internacional. En el capítulo 3 se discute la
problemática existente en el país para la instalación de estos s istemas, se resume
la reglamentación relacionada y se adapta la norma IEEE 1547 a la normatividad aplicable. En el capítulo 4 se presenta la metodología propuesta y los resultados
de las simulaciones efectuadas con base en un sistema de prueba IEEE de 13
nodos en configuración radial. En el capítulo 5 se concluye.
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2. ESTADO ACTUAL DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN EL MUNDO
La experiencia y estudios que se tienen actualmente alrededor del tema de la GD,
han sido desarrollados principalmente en Europa. Estos han sido motivados con el
fin de cumplir dos objetivos principales de política: la seguridad energética y el
cumplimiento de acuerdos internacionales y estándares nacionales en materia ambiental. En Estados Unidos se reportan numerosos proyectos pilotos de redes
inteligentes. En América Latina hay algunos avances en países como Chile y
México. En este capítulo se revisa lo más importante de esta experiencia la cual se puede resumir en el desarrollo de la guía básica para la GD en España, el
reglamento para pequeños medios de generación en Chile y los desarrollos de
México para la implantación de generación con fuentes no convencionales.
La seguridad del suministro de energía y el impacto que su uso tendría en el
medio ambiente dada la escases de recursos, es un tema de gran importancia
relacionado con la GD en el mundo, de acuerdo con datos de la CIGRE de 1999, en varios países se ha incrementado el porcentaje de la potencia instalada de este
tipo de sistemas. Así, en países como Dinamarca y Holanda, alcanza valores de
hasta el 37%, y en otros, como Australia, Bélgica, Polonia, España y Alemania tan solo del 15% y en el caso de Estados Unidos, del 5%.[7], De igual forma
estadísticas más recientes muestran una capacidad instalada de GD eólica en
Europa de 35Gw hasta el año 2004 lo que demuestra el desarrollo progresivo de
la GD en el entorno mundial.
2.1 Experiencia Internacional
2.1.1 España
En el documento “La Generación Distribuida En España” [3], se discuten aspectos
como la definición adoptada para la GD en ese país, construida a partir de varias
definiciones hechas por autores expertos en el tema. Del mismo modo se presenta
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una explicación detallada de los factores positivos y negativos que la incorporación
de unidades de GD trae consigo, en todos los aspectos correspondientes a planificación de la red, operación del s istema, explotación de la red referente a
venta de energía y calidad del servicio.
Del estudio español es indispensable resaltar por su importancia las conclusiones obtenidas correspondientes al tema de operación y explotación de la red, en
donde se propone que:
“Como propuesta regulatoria la importancia de la creación del operador del sistema de la distribución. Esta nueva figura debería nacer con responsabilidades
análogas al operador del sistema (REE). Entre las más importantes habría que
citar el control de tensión para lo que debería poder fijar las consignas de tensión
de la generación inmersa en su red.
Así mismo debería tener la posibilidad de modificar los programas de producción
de las centrales de su red cuando esta se encuentre afectada por sob recargas,
prob lemas de tensiones y fallos n-1. La influencia de la generación distribuida en las perdidas se ha demostrado como
muy positiva, pues a día de hoy la penetración no es muy elevada y en general los
flujos desde tensiones superiores hacia inferiores se reducen. Se han señalado como aspectos más importantes que determinan el grado de
reducción en las perdidas la ubicación de la GD en la red de distribución, la
topología y estructura de la red, el grado de penetración de la GD en la red, el
perfil de demanda de la red y el tipo de perfil de producción de la GD.
En lo referente a la seguridad del personal de mantenimiento se ha resaltado la
importancia de la inclusión de mecanismos en MT y BT para que las instalaciones
generadoras se desconecten de estas cuando detecten ausencia de tensión. En la red de reparto se ha señalado la importancia de telecontrol para la desconexión de
instalaciones a la hora de acceder a los trabajos de red”. [3]
Otro resultado del desarrollo de la GD en España es la “Guía Básica De La
Generación Distribuida” [4], en la cual se recopila la información concerniente a
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tecnologías de generación, aspectos ambientales y financieros. Un aspecto a
resaltar es la definición de un nuevo medio de generación denominado “Residuos sólidos urbanos” , éste aprovecha al máximo los residuos urbanos que son
producidos en grandes cantidades diariamente, de tal manera que se crean
grandes depósitos, en los cuales se concentran los residuos y se cubren con
varias capas de distintos materiales. En estos depósitos se ubican ductos a través de estos de hacer fluir el gas producto de la descomposición de los residuos
urbanos y se usa para la generación de energía eléctrica.
Los Factores ambientales estudiados en España, se concentran en las energías
renovables, por su potencial energético para satisfacer la demanda del país. Por
otra parte el estudio hace énfasis en la reducción de emisión de gases (Protocolo
de Kyoto), presentando estadísticas de la disminución de gases de efecto
invernadero desde 1990.
Los aspectos financieros que se optaron para implementación de GD en España establecen que la venta de excedentes de energía por parte de este tipo de
sistemas, sea a un precio definido por el regulador. Además se desarrolló una
política de incentivos que consisten en adicionar un porcentaje al precio de venta de los excedentes de energía, dependiendo del tipo de recurso energético. Esto se
hizo con el fin de promover la libre competencia y la realización de nuevos
proyectos basados en energías renovables.
2.1.2 Chile
En Suramérica, Chile es uno de los países pioneros en el tema. Uno de los estudios adelantados en este país es la ”Integración de Generación Distribuida en
un Modelo OPF Para el Suministro de Energía de una Empresa Distribuidora”[5].
El estudio desarrolla la GD desde una perspectiva técnico-económica. Éste
permite constatar que la presencia de estos s istemas en la red de distribución trae
beneficios económicos para la empresa, debido a la reducción de pérdidas.
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Los trabajos realizados respecto al temad de la GD en chile toman como
referencia la s iguiente definición de GD: “La GD puede ser definida como el uso integrado de unidades pequeñas de
generación directamente conectadas al sistema de distribución o b ien al interior de
las instalaciones del usuario” [5]
Como resultado de los estudios realizados en este país, el Ministerio de
Economía, Fomento y Reconstrucción de Chile, logró aprobar el “Reglamento
Para Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de Generación” [6], establecido en la “Ley General de Servicios Eléctricos”. Tal
reglamento regula la manera en la que los s istemas de GD se deben operar,
estableciendo tres categorías según los rangos de potencia excedente
suministrada al s istema por cada unidad, en cuyo caso son los s iguientes:
PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuidos):Medios de
generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9000 Kw, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de
distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de
distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales o de uso público.
PMG (Pequeños Medios de Generación): Medios de generación cuyos
excedentes de potencia suministrables al s istema sean menores o iguales a
9000 Kw conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal,
de subtransmisión o adicional.
MGNC (Medios de Generación no Convencionales): Medios de generación
cuya fuente sea no convencional, y sus excedentes de potencia no suministrada al s istema sean inferiores a 20 KW.
El reglamento chileno se divide en 6 títulos, y cada uno de los títulos se divide en
varios capítulos de la s iguiente manera:
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Título I: Este título con el que se inicia el reglamento contiene dos
capítulos, el primero define las categorías dentro de las cuales se encuentra la GD. El segundo se encarga de definir la terminología empleada en el
sector eléctrico en especial los términos asociados a las redes y
conexiones.
Título II (De los Pequeños Medios de Generación Distribuidos o PMGD): Esta dividido en cinco capítulos. El primero establece las
obligaciones que las empresas distribuidoras y generadores deben cumplir
para que un PGMD pueda conectarse y vender excedentes de energía al sistema .EL segundo capítulo define los pasos y requisitos para la conexión
y mantenimiento de las instalaciones de un PMGD, especialmente hace
énfasis en el estudio de conexión o modificaciones que se hagan a la
instalación. El tercero establece los costos de las obras adicionales para la
conexión de un PMGD, que en especial son atribuidos al generador y
disminuyen según el ahorro que genere al distribuidor. El capítulo cuarto
define el régimen de operación, remuneración y pagos de un PMGD, de igual manera específica el modo en que debe ser despachado el generador
y las obligaciones que tiene con el distribuidor respecto a la entrega de
energía y venta de sus excedentes. El quinto capítulo se refiere al tema de la medición y facturación de un PMGD, se hace énfasis en los equipos de
medición que cada generador debe tener para la lectura de la energía
entregada al s istema y el valor de la misma por concepto de venta. Título III (De Los Pequeños Medios De Generación o PMG): El título III
está dividido en 3 capítulos. El primero se encarga de establecer las
condiciones generales que se deben cumplir para que la unidad de
generación se encuentre dentro de la categoría de PMG. El capitulo 2 corresponde al régimen de operación, remuneración y pagos de un PMG en
el cual se definen las opciones de despacho que tiene una unidad de
generación según el tipo de fuente energética que use, además establece
las obligaciones que el generador tiene con el distribuidor. El ultimo
capitulo define los requis itos que se deben cumplir para la medición y
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facturación de energía por parte de un PMG. En este aparte se establece la
forma en que se pactara la facturación por parte de las empresas distribuidoras, y las mediciones de la energía entregada por parte de os
PMG Título IV (De Los Medios De Generación No Convencionales o MGNC):
El título IV está dividido en dos capítulos. El primero se encarga de dar la clasificación de MGNC según la fuente de energía. Especifica la cantidad
de potencia máxima que el generador puede tener según la fuente
energética .El segundo capítulo se enfoca en la extensión del pago por uso de los sistemas de transmisión troncal, en donde se define la tarifa que un
MGNC debe pagar por el uso de las líneas, estas tarifas en general son
cero o un porcentaje del costo usual por transmisión. Título V (Reclamos y Controversias): El título V está compuesto por un
único capitulo, en el cual se tratan los temas relacionados con reclamos y
controversias que se puedan presentar por parte de los propietarios de
unidades de GD, en especial los problemas referentes a operación por medio de las empresas distribuidoras.
Título VI (Disposición Final): Está compuesto por un único capitulo el cual
define los plazos para la aplicación del reglamento.
Chile en el 2006 reglamentó y permitió la instalación de sistemas de GD, con lo
cual es posible vender energía al sistema chileno por parte de los propietarios de
unidades de generación que estén dentro de alguna de las tres categorías.
2.1.3 México
México ha venido trabajando en el tema desde el año 1992, principalmente bajo la
supervisión de la “Comisión Nacional Para el Ahorro de Energía” (CONAE) [7]. A
partir de los estudios llevados a cabo por esta entidad se obtuvo la s iguiente
definición: “la generación distribuida eso el almacenamiento de energía eléctrica a
pequeña escala, lo más cercana al centro de carga, con la opción de interactuar
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(comprar o vender) con la red eléctrica y, en algunos casos, considerando la
máxima eficiencia energética.” [7]. También se encontraron una serie de beneficios que la instalación de unidades de GD proporciona tanto al usuario como
al agente generador. Existen estudios adicionales enfocados principalmente a la
implementación de estos sistemas con energías renovables, como es el caso de
“Generación Distribuida con Energías Renovab les: Experiencias en México” [8], en el cual se exponen los aspectos más importantes correspondientes a definiciones,
perspectivas a futuro y proyectos desarrollados a lo largo del territorio.
Los estudios en México se han llevado a cabo por la necesidad que tiene este
país de proporcionar un servicio que proporcione mayor confiabilidad. Además la
situación actual en este país es particular, debido a que se tiene la normatividad
para la instalación y conexión de unidades de generación por medio de fuentes de
energía renovable (eólica, minihidráulica, fotovoltaica, biomasa) y cuenta con un
esquema para la realización de contratos de interconexión, contratos de servicio
de respaldo y convenio de compra venta de excedentes, incentivando a la instalación de pequeñas unidades de generación en todo su territorio. Aunque
desde el año 1992 se abrió la participación para las actividades que se pueden
catalogar dentro de la GD (cogeneración, autoabastecimiento, pequeña producción), ésta no se cita textualmente en las leyes y reglamentos.
2.1.4 Conclusiones de la Experiencia Internacional De la revis ión de la experiencia internacional se pueden identificar beneficios tanto
para el usuario como para el agente generador, así como algunas barreras para la aplicación de la GD. Estos resultados se muestran a continuación, los cuales
están basados en [7] y [8]:
Beneficios para el Usuario y Generador Incremento en la confiabilidad
Reducción del número de interrupciones
Uso eficiente de la energía
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Menor costo de la energía
Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio Disminución de emisiones contaminantes
Beneficios para el Distribuidor
Reducción de pérdidas en transmisión y distribución Suministro en zonas remotas
Proporciona mayor control de energía reactiva
Mayor regulación de tensión Reducción del índice de fallas
Barreras para la aplicación de GD Desconocimiento del Potencial de la GD
Inversiones iníciales altas asociadas a la instalación de nuevas
unidades
Percepción de riesgos tecnológicos Mercados energéticos volátiles o desfavorables
Normatividad inexistente o inadecuada
El auge de los s istemas de GD se debe a los beneficios inherentes a la aplicación
de esta tecnología, tanto para el usuario como para la red eléctrica, por tal razón
en el mundo se ha visto la necesidad de hacer estudios para la implementación de
unidades de GD. Los análisis se basan en la experiencia de otros países y en el
objetivo reciente de cumplir el protocolo de KYOTO de 1997 que concretamente
se enfoca en la reducción de emisiones de gases contaminantes con el objetivo de
frenar el calentamiento global.
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2.2 Estándar IEEE 1547-2003 [13]
2.2.1 Definiciones
Operador del Sistema Eléctrico de Potencia de Áreas (Operador del Área
EPS): Entidad responsable de diseñar, construir, administrar y mantener el área de EPS.
Generación Distribuida (DG) : Son las instalaciones eléctricas de generación
conectadas con un área EPS a través de una PCC; la GD es un conjunto de los DR.
Recursos Distribuidos (DR): Fuentes de energía eléctrica que no están
conectadas directamente con un sistema de transmisión de energía. El DR incluye
los generadores y las tecnologías de almacenamiento de energía.
Sistema de la Energía Eléctrica (EPS) : Instalaciones que entregan energía a una
carga.
Sistema de la Energía Eléctrica, Área (Área EPS): Un EPS que sirve EPSs local.
Sistema de la Energía Eléctrica, Local (EPS Local): Un EPS contenido
enteramente dentro de solas premisas o grupo de premisas. Interconexión: El resultado del procesos de agregar una unidad de DR a un área
EPS.
Equipo de Interconexiones: Dispositivos individuales o múltiples usados en un
sistema de interconexión.
Sistema de Interconexiones: La colección de todo el equipo de la interconexión y
las funciones, tomadas como grupo, interconectan unidades de DR a un área
EPS. Isla: Una condición en la cual una porción de un área EPS es energizada
solamente por uno o más EPSs local con los PCCs asociados mientras que esa
porción del área EPS se separa eléctricamente del resto del área EPS.
Puntos de Acople Común (PCC): El punto donde un EPS local está conectado
con un área EPS.
19
Puntos de la Conexión de los Recursos Distribuidos (Punto de la Conexión
del DR): El punto donde una unidad de DR está conectada eléctricamente a un EPS.
Distorsión Total de la Demanda (TDD): La distorsión total de la demanda es
igual a la raíz cuadrada de la sumatoria de las magnitudes de los armónicos al
cuadrado, todo dividido entre la corriente demandada por el s istema.
Figura 1. Esquema de interconexión para sistemas distribuidos a un área EPS [13]
2.2.2 Especificaciones y Requisitos Técnicos de la Interconexión
Los requis itos en esta clausula serán aplicados al PCC, no obstante los
dispositivos usados para cumplir estos requisitos se pueden localizar en otra parte. Las funciones del hardware y del software del s istema de la interconexión que
afectan el área EPS se requieren para cumplir este estándar s in importar su
localización en el EPS.
2.2.3 Requisitos Generales
Regulación de Voltaje El DR no regulará activamente el voltaje en el PCC. Los requis itos podrán
encontrarse en la norma ANSI C84.1-1995.
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Integración de Puestas a Tierra
El esquema de puesta a tierra de la interconexión de los DR no causara los sobrevoltajes que exceden el grado del equipo conectado con el área EPS y no
interrumpirá la coordinación de la protección de tierra de la avería en el área EPS.
Sincronización
La unidad de DR será paralela al área EPS, en donde no causará fluctuación del voltaje en el PCC mayor del 5% del nivel de voltaje de la EPS en el PCC.
Redes Secundarias del Punto de Distribución
La conexión de DR al área EPS se permite solamente s i el bus de la red del área EPS es energizado por más del 50% de las protecciones instaladas a la red
La salida de DR no causará ningún ciclo completo de las protecciones de la red
La capacidad de carga del equipo de la red y de interrupción de la falla no será
excedida con la adición de DR.
Suministro de Vigilancia Todas las unidades de DR de 250 kVA o mayor conectada a un PCC deben contar
con suministros de vigilancia del estado de conexión, potencia activa de salida, potencia reactiva de salida y voltaje en el punto de conexión de la unidad de DR.
Dispositivos de Aislamiento Cuando sean requeridas por la operación del área EPS, un pronto acceso, bloqueo, un interruptor vis ible de aislamiento será s ituado entre el área EPS y la
unidad de DR.
Protección Contra Interferencia Electromagnética El sistema de interconexión tendrá la capacidad para soportar ambientes de
interferencia electromagnética (EMI) de acuerdo con IEEE std C37.90.2-1995. La
presencia de la EMI no dará lugar a un cambio en estado o a la misma operación
del s istema de la interconexión. Dispositivos en Paralelo
La interconexión de dispositivos en paralelo al s istema debe ser capaz de soportar
220% del voltaje nominal del s istema.
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2.2.4 Respuesta a Condiciones Anormales del Área EPS
Las condiciones anormales pueden presentarse en el área EPS que requiere una
respuesta del DR conectado. Esta respuesta contribuye a la seguridad del
personal para uso general del mantenimiento y del público en general, así como la
de evitar un daño al equipo conectado, incluyendo el DR. Todos los parámetros del voltaje y de la frecuencia especificados en estas clausulas serán aplicadas al
PCC, a menos que se indique de otra manera.
Fallas en el Área EPS La unidad de DR dejará de energizar el área EPS por fallas en el circuito del área
EPS a la que se está conectado.
Coordinación de Recierres en Aéreas EPS El DR dejara de energizar el circuito del área EPS al cual está conectado antes del
recierre en el área EPS.
Voltaje
Las funciones de protección del sistema de interconexión detectaran el (rms) eficaz o el valor de frecuencia fundamental de cada fase, excepto en donde hay
una configuración de puesta a tierra en ye, o en instalaciones del transformador
que conecta la EPS local con el área EPS monofásica, el voltaje fase-neutro será detectado. Cuando cualquier voltaje este en un rango dado en la tabla 1, el DR
dejará de energizar el área EPS dentro del tiempo de despeje según lo indicado.
El tiempo de despeje es el tiempo entre el inicio de la condición anormal y el
tiempo donde el DR deja de energizar el área EPS.
Rango de Voltaje (% de Voltaje Base) Tiempo de Despeje (Seg) V<50 0,16
50<V<88 2
110<V<120 1 V>120 0,16
Tabla1. Rango de Voltajes y T iempo de Despeje para Condiciones Anormales para Valores de DR < 30Kw. [13]
22
Frecuencia
Cuando la frecuencia del sistema está en un rango dado en la tabla 2, el DR dejará de energizar el área dentro del tiempo de despeje según lo indicado. Para
DR menor o igual a 30 kW de capacidad máxima la frecuencia puede ser ajustada
y los tiempos de despejes podrán ser fijos o ajustables. Para DR mayor a 30 kW la
frecuencia debe ser ajustable.
Tamaño de La planta Rango de Frecuencia (Hz) Tiempo de Despeje (Seg) < 30KW > 60,5 0,16
< 59,3 0,16
> 30KW < (59,8-57,0) ajustable entre 0,16 y 300 < 57 0,17
Tabla 2. Respuesta del Sistema de Interconexión Para Condiciones de Frecuencias Anormales. [13]
Reconexión al Área EPS
El s istema de interconexión de DR incluirá un retraso ajustable (o un retraso fijo de 5 minutos) que permite retrasar la reconexión hasta por cinco minutos luego de
que se restaure el voltaje y frecuencia estacionario del área EPS a los rangos
establecidos en la tabla 2.
2.2.5 Calidad de la Potencia
Limitación de la Inyección DC El DR y su s istema de interconexión no inyectaran corriente DC mayor al 0.5%
actual de la corriente de salida clasificada actualmente en la conexión de DR.
Limitación de Flicker Inducido por el DR El DR no creara flicker que afecte otros clientes en el área EPS.
Armónicos Cuando el DR está sirviendo a cargas lineales balanceadas, la inyección actual
armónica en el área EPS en el PCC no excederá los límites indicados en la tabla
3. Las inyecciones actuales armónicas serán exclusivas de cualquier corriente
23
armónica debido a la distorsión armónica de voltaje presente en el área EPS sin el
DR conectado.
Armónicos h h< 11 11< h < 17 17 < h < 23 23 < h < 35 35< h
Distorsión Total de la Corriente
de Demanda TDD
Porcentaje (%)
4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0
Tabla 3. Máxima Distorsión Armónica Total de Corriente en Porcentaje de la Corriente Nominal. [13]
Aislamiento Automático Para una isla inintencional en la cual el DR energice una porción del área EPS a
través de la PCC, el s istema de la interconexión del DR detectara la isla y dejara
energizar el área EPS en el plazo de dos segundos de la formación de una is la.
2.2.6 Especificaciones y Requerimientos para Pruebas de Interconexión
Esta clausula proporciona los requisitos de prueba para demostrar que el sistema de interconexión cumple con los requisitos de la anterior clausula. Las pruebas
aplicables de esta clausula son requeridas para todos los s istemas de
interconexión. Los resultados de estas pruebas serán documentados formalmente. Los requerimientos y especificaciones de prueba son universales, necesarios para
la interconexión de DR incluyendo las máquinas sincrónicas, maquinas de
inducción o de energía estática inversores/conversores, y serán suficientes para la
mayoría de las instalaciones.
Pruebas del Diseño Esta prueba del diseño será realizada y aplicada a la tecnología del s istema de
interconexión específico. La prueba será realizada en una muestra representativa en la fábrica, en un laboratorio de prueba, o sobre el equipo en el campo. Esta
prueba se aplica a un sistema de la interconexión que utilice un montaje de
componentes discretos. La prueba del diseño será conducida en la misma muestra en la secuencia de la tabla 4.
24
Orden Requerido Clausula y Titulo de la Prueba de Diseño
1 Respuesta a Voltajes y Frecuencias Anormales 2 Sincronización 3 Prueba de Interconexión Integral
Orden Sugerido 4 Respuesta a Voltajes y Frecuencias Anormales 5 Sincronización 6 Ais lamiento Automático 7 Limitación de Inyección DC 8 Armónicos
Tabla 4. Secuencia Para la Ejecución de Pruebas de Diseño [13]
Respuesta a Voltajes y Frecuencias Anormales Esta prueba demostrara que el DR deja de energizar el área EPS cuando el
voltaje o la frecuencia exceden los límites según lo especificado anteriormente.
Los s istemas de interconexión que cuentan con puntos de campo ajustable, serán
probados en el mínimo, punto medio y en el máximo del rango de los puntos de ajuste.
Sincronización Los resultados de las pruebas conformados por los requerimientos de A, B o C
son aceptados de conformidad como indican los requerimientos de sincronización.
Las condiciones apropiadas que deben cumplir para tecnologías de sistemas de
interconexión se muestran a continuación:
A. Interconexión Síncrona a una EPS, o a una EPS Local Energizada por un Área EPS
Esta prueba demostrara que al momento de cierre de los dispositivos en paralelo,
todos los tres parámetros de la tabla 5 están dentro de los rangos permitidos. Esta prueba también demostrara que si algún parámetro esta fuera de los rangos de la
tabla, el dispositivo en paralelo no se cerrara.
B. Interconexión Inducida
Esta prueba determinara la máxima corriente de arranque de la unidad. Los resultados serán usados con otros datos como la información de impedancia en el
25
área EPS según su ubicación, para estimar la caída del voltaje de arranque y
verificar que la unidad no excederá los requerimientos de sincronización y de flicker.
C. Interconexión con Inversores Un sistema de interconexión basado en inversores que produce un voltaje
fundamental antes de que los dispositivos en paralelo sean cerrados serán probados acorde con el procedimiento para interconexiones síncronas establecido
en A.
Todos los demás sistemas de interconexión basados en inversores serán probados para determinar la máxima corriente de arranque. Los resultados serán
usados con otros datos como la información de impedancia en el área EPS según
su ubicación, para estimar la magnitud del cambio en el voltaje de arranque y
verificar que la unidad cumplirá los requerimientos de sincronización y de flicker.
Capacidad de la Unidad de GD
(KVA) Diferencia de
Frecuencia (∆f,Hz) Diferencia de
Voltaje (∆V, %) Diferencia de Ángulo
de Fase (∆φ,º) 0-500 0,3 10 20
500-1500 0,2 5 15
1500-10000 0,1 3 10 Tabla 5. Limites en los Parámetros de Sincronización para Interconexión Síncrona a un EPS, o a
un EPS Local Energizado por un Área EPS Energizada. [13]
2.2.7 Prueba de la Integridad Para la Interconexión
Protección Contra la EMI El s istema de interconexión será probado de acuerdo con IEEE std C37.90.2-1995
para confirmar que los resultados están en conformidad con lo establecido
anteriormente. La influencia de la EMI no dará lugar a un cambio en estado o al
mal funcionamiento del sistema de interconexión
Dispositivo en Paralelo Una prueba dieléctrica en circuito abierto a través del dispositivo en paralelo, será
efectuada para confirmar los requerimientos planteados anteriormente
26
Aislamiento Automático
Una verificación o prueba de campo será efectuada para comprobar que se cumplan los requerimientos. Esta resuelto sin importar el método seleccionado
para detectar el ais lamiento.
Limitación de Inyección DC
El DR inversor será probado para confirmar que le DR no inyecta corrientes mas altas que las establecidas anteriormente.
Armónicos
La intención de hacer una prueba de armónicos en la interconexión es para evaluar que bajo condiciones controladas la unidad de DR cumple con los limites
de armónicos especificados.
La DR será operada en paralelo con una fuente de voltaje predominantemente
inductiva con capacidad de corriente de corto circuito , no menor a 20 veces la
corriente nominal de salida a su frecuencia fundamental. La salida de voltaje y de frecuencia de la fuente de voltaje corresponderá a la nominal del DR. La forma de
onda del voltaje de descarga producido por el área EPS o la fuente de voltaje que
simula el servicio tendrá una distorsión armónica total (THD) menor a 2.5%.
La DR estará operando con una corriente de salida de carga de prueba, de 33%, 66%, y en el nivel de cierre a 100%, de la corriente nominal de salida real. Usa
una distorsión total de la corriente nominal (TRD)en lugar de TDD. TRD es el valor
RMS total de la suma de las corrientes armónicas creadas por la unidad DR
operando dentro de una carga lineal balanceada y dividida por la mayor de las
corrientes de carga demandada de prueba ( )o la capacidad de la corriente nominal de la unidad DR. La distorsión armónica individual y el TRD de la corriente
de salida de la DR será medida para los primeros 40 armónicos. La inyección de
corrientes armónicas será exclusiva de alguna corriente armónica dad la distorsión armónica del voltaje presente en el área EPS sin el DR conectado. El resultado de
la prueba no excederá los valores de la tabla 3.
Como una alternativa un generador síncrono DR será probado para que cumpla
los requerimientos de THD; antes de la instalación o mientras se alimenta una carga resistiva balanceada y se aís la de otras fuentes. Los armónicos de voltaje
27
mientras se alimenta una carga resistiva al 100% de la potencia nominal en kVA
no excederá los niveles de la tabla 6. Los armónicos de voltaje serán medidos línea-línea para líneas trifásicas, y línea-neutro para sistemas de tres fases con
neutro.
Armónicos h h< 11 11< h < 17 17 < h < 23 23 < h < 35 35< h Distorsión de Voltaje
Porcentaje (%)
4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0 Tabla 6. Distorsión Armónica de Voltaje en Porcentaje del Voltaje Nominal para Maquinas
Síncronas. [13]
2.2.8 Pruebas de Producción
Los sistemas de interconexión con puntos ajustables serán probados en un solo conjunto de puntos como lo especifica el fabricante. Esta prueba se debe efectuar
como prueba de la fábrica o se puede realizar como parte de una prueba de
puesta en servicio.
2.2.9 Evaluación para la Instalación de la Interconexión
Puesta a Tierra Integración con el Área EPS Una verificación del diseño del s istema será hecha para asegurarse de que los
requisitos de la puesta a tierra han sido cumplidos.
Dispositivo de Aislamiento Una verificación del diseño del s istema será hecha para asegurarse de que los
requisitos de aislamiento han sido cumplidos.
Suministro de Vigilancia
Una verificación del diseño del s istema será hecha para asegurarse de que el suministro de vigilancia se cumpla.
Averías del Área EPS Una verificación del diseño del s istema será hecha para asegurarse de que los
requisitos de averías del área EPS han sido cumplidos.
28
Coordinación de Recierres del Área EPS
Una verificación del diseño del sistema será hecha para verificar que el sistema de interconexión está coordinado con la operación de recierre del área EPS de
acuerdo con los requisitos.
Pruebas de Puesta en Servicio
Las pruebas de puesta en servicio iníciales serán realizadas en el DR y el equipo de sistemas instalados de la interconexión antes de la operación paralela inicial
del DR. Se requieren las s iguientes pruebas:
Prueba de operabilidad en el dispositivo de ais lamiento Funcionalidad de ais lamiento automático
Cese de energía
Pruebas de diseño que no se hayan realizado previamente en una muestra
representativa o no realizadas anteriormente
Pruebas de producción que no se hayan realizado previamente
Pruebas Periódicas de la Interconexión
Todas las interconexiones relacionadas con funciones de protección y baterías asociadas se5ran periódicamente probadas en los intervalos especificados por el
fabricante, el integrador del s istema, o la autoridad que tiene jurisdicción sobre la
interconexión de DR los informes de prueba periódicos o un registro para la inspección serán mantenidos.
Los elementos explicados en el estándar IEEE 1547-2003, son de gran
importancia para el desarrollo de una propuesta de normatividad de instalación y
conexión de sistemas de GD.
29
3. LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA
La generación de energía en Colombia actualmente es un tema de especial
interés, en gran parte por el crecimiento del sector energético y las oportunidades
que los sistemas de GD representan en el futuro del país. En este capítulo se
analizan los problemas que representa la incorporación de sistemas de GD. También se analizan y definen los aspectos más importantes de la normatividad
técnica y operativa tomada como base para la implementación de estos sistemas
en el país.
EL capítulo inicia con la problemática actual que representa la incorporación de
sistemas de GD. En la segunda parte del capítulo se definen conceptos
fundamentales resultado de la revis ión de la experiencia internacional y la
normatividad nacional, en especial resaltando el potencial energético que tiene el
país. También se exponen los requerimientos mínimos necesarios para la
conexión y operación de sistemas de GD, los cuales se basan en la normatividad para plantas menores, sistemas de distribución y estándares internacionales.
3.1 Problemas de la GD
El problema actualmente en el país radica en la poca experiencia tanto nacional
como internacional que se tiene respecto a la instalación y operación de sistemas
de GD, debido al poco tiempo que se lleva de estudio y el reducido porcentaje de
penetración de este tipo de tecnologías en Suramérica, en comparación a la
capacidad instalada en Europa.
La evolución de las tecnologías y las fuentes de generación de energía a nivel
mundial han desencadenado constantes cambios en la forma en que se operan
los s istemas de potencia, permitiendo la incorporación de nuevos generadores y
abriendo el mercado energético con el propósito de mejorar la eficiencia y crear
una nueva perspectiva de negocio por medio de la incorporación de estos
30
sistemas. No obstante, el cambio o desarrollo de normas técnicas de interconexión
por parte del regulador en Colombia no ha avanzado con la misma rapidez, lo cual ha retrasado la incorporación de estas unidades.
De los estudios técnicos y anális is socio-económicos expuestos en el capítulo 2,
se han propuesto modelos de generación que cumplen con todos los requerimientos técnicos, garantizando eficiencia y correcta entrega de energía.
El modelo aplicado en Europa permitió que en el caso Colombiano se emprendiera
una investigación, con la cual se creó un modelo de GD que contempla las principales características de recursos y fuentes de energía disponibles. No
obstante, el estudio de este tema es reciente y poco a poco se ha estado
desarrollando y difundiendo, por lo cual actualmente se encuentra en una etapa
inicial, debido a la poca experiencia que se tiene respecto a la correcta instalación
de plantas de GD al SDL, ya sea por medio de fuentes de energía renovables y
sostenibles o por medio de fuentes convencionales.
En Colombia, con excepción de algunas plantas cogeneradoras y
autogeneradoras, no se ha generado el ambiente propicio para la instalación de
sistemas de GD a lo largo de todo el territorio, como alternativa para llevar energía a regiones aisladas o donde la instalación de estas unidades mejore el
desempeño de la red. Así, en los últimos años se han hecho estudios importantes
alrededor del tema con el fin de profundizar y mostrar los beneficios que puede
tener para la expansión del SDL.
La entrada y puesta en servicio de sistemas de GD actualmente presenta
problemas para el operador de red y para el regulador, debido a que las normas existentes no especifican el proceso a través del cual se debe instalar y conectar
una planta de GD al sistema, s in las cuales no es posible promover la entrada de
estas unidades por parte de nuevos inversionistas.
31
Por último, en el país no se tiene un documento que especifique los requis itos
técnicos mínimos necesarios para la instalación y conexión con el operador de red y puesta en servicio de estos sistemas, para niveles de baja y media tensión.
Dado el caso, es necesario complementar la normatividad vigente para la
generación convencional como el reglamento técnico de instalaciones eléctricas
(RETIE) y definir un nuevo documento guía, en el cual se especifiquen los pasos mínimos necesarios para la conexión a la red de distribución.
3.2 Definiciones
Para el caso de estudio es importante definir conceptos fundamentales como el
término generación distribuida en el contexto Colombiano (ver figura 1 asociada a
sistemas con GD). En la literatura se encuentra una gran cantidad de definiciones
asociadas a un concepto muy similar, debido en gran parte a la forma en que cada
país ha abordado el tema. No obstante, para el contexto en que se ha desarrollado
la GD en Colombia, la definición más adecuada se basa en [1] y [9], como se muestra a continuación:
“….unidades de generación de energía eléctrica conectadas directamente a la red
de distribución (SDL), basada en el uso de fuentes convencionales o no convencionales para la generación de energía a pequeña escala”.
Figura 2. Ejemplo de GD en un Sistema Eléctrico [4]
32
En Colombia actualmente existen varias clasificaciones de acuerdo al tipo de
sistemas de potencia y redes de transmisión. Estos son: SDL (Sistema de Distribución Local)
STR (Sistema de transmisión Regional)
STN (Sistema de Transmisión Nacional)
SIN (Sistema Interconectado Nacional)
De igual manera también existen varias clasificaciones de acuerdo a los niveles de
tensión en corriente alterna mencionados en el RETIE y definidos en la NTC 1340 (Norma Técnica Colombiana), mencionados a continuación:
EAT (Extra Alta Tensión): Corresponde a tensiones superiores a 230 kV. AT (Alta Tensión): Tensiones mayores o iguales a 57,5 kV y menores o
iguales a 230 kV. MT (Media Tensión): Tensión nominal superior a 1000 V e inferior a 57,5
kV.
BT (Baja Tensión): tensión nominal mayor o igual a 25 V y menor o igual a 1000 V
MBT (Muy Baja Tensión): Tensiones menores de 25 V. La definición de GD que se tomo aplicada al contexto Colombiano hace referencia
a la conexión de generadores exclusivamente al SDL, lo cual implica una serie de
restricciones en el esquema de conexión que un generador puede adoptar. Esto
está estrechamente ligado a los niveles de tensión permitidos en las redes de
distribución según lo especifica el RETIE.
3.3 Potencial Energético para la Implementación de GD
La implementación de unidades de GD en Colombia podría ser una necesidad a
corto, mediano y largo plazo, s i se tiene en cuenta los estudios adelantados por la
UPME en el “Plan de expansión de referencia generación-transmisión” [10], del
cual se tomaron los siguientes aspectos de interés:
33
se requieren 150 MW adicionales a los proyectos existentes antes del 2012.
Así mismo es conveniente evaluar fuentes energéticas alternativas como la eólica para flexibilizar la operación y complementar la disponibilidad de
recursos como el gas natural.
La distribución de la capacidad efectiva instalada en Colombia en 2006 está
conformada principalmente por las plantas hidráulicas que constituyen el
67,4% incluidas las menores hidráulicas; las térmicas a gas el 27% y a
carbón el 5,3% y las demás tecnologías (cogeneración y eólica) el 0,33%.
Esta última puede ser asociada a la capacidad actual de GD instalada en Colombia. Se puede constatar que esta capacidad es muy baja y equivale
a 43.82 MW
Figura 3. Grafica Capacidad Efectiva en MW por Tecnología. [10]
Aunque en todo el territorio nacional existe un buen potencial energético
solar, con un promedio diario multianual cercano a 4,5 kWh/m2, la Guajira
presenta el mayor nivel con un promedio de 6,0 kWh/m2 y la Orinoquía con
un promedio un poco menor pero adecuado para el aprovechamiento del
recurso solar.
7969
3533 700
95452
26
18
96
Capacidad en MW
Hidraulica
Gas
Carbón
Menores hidraulica
Menores Gas
Cogeneración
Eólica
34
Figura 4. Región del País y Capacidad de Energía Solar. [10]
Rango Vientos Velocidad en la Superficie Sitio Departamento
5 m/s o Más Persistentes en el Año
Galerazamba La Guajira Gacheneca Boyacá
San Andrés Isla San Andrés en el Mar Caribe
De 4 a 5 m/s Persistentes en el Año
La Legiosa Huíla Isla de Providencia San Andrés en el Mar Caribe
Riohacha La Guajira
Persistentes en Ciertas Épocas del Año a Ciertas
Horas
Villa Carmen Boyacá Obonuco Nariño Cúcuta Norte de Santander Ábrego Norte de Santander Urrao Antioquia
Soledad Atlántico Santa Marta Magdalena
Bucaramanga Santander Achique Tolima Bogotá Cundinamarca
Tabla 7. Región del País y Capacidad de Energía Eólica. [10]
2190
1825
1643
1551
1643
1278
2921
kWh/m^2/año
Guajira
Costa Atlántica
Orinoquía
Amazonía
Andina
Costa Pacífica
35
Figura 5. Distribución de Recursos Carboníferos en Colombia. [10]
En la actualidad se tienen registrados un total de 12.374,16 MW de los
cuales 1.868 MW corresponden a proyectos térmicos que emplean gas
natural, fuel oil, carbón mineral y cogeneración de energía eléctrica. De ésta
capacidad, 1.233 MW corresponden a ciclos combinados con gas natural, 510 MW a ciclos abiertos operando con gas natural (se incluye planta
Termocol), 100 MW corresponden a proyectos a carbón mineral y 25 MW a
un proyecto de cogeneración de energía.
En proyectos hidráulicos se encuentran registrados un total 10.486,16 MW,
de los cuales 9.930 MW corresponden a proyectos con capacidad superior
a 100 MW y los restantes 556,16 MW a proyectos hidráulicos con una capacidad menor a 100 MW. En proyectos eólicos se tiene registrado un
total de 20 MW.
Proyecto Ecolectric: Este es un proyecto de cogeneración que producirá
energía eléctrica a partir de bagazo de caña de azúcar. El proyecto posee
una capacidad de 28 MW de los cuales 15 MW serán para colocar en la red
y los restantes 13 MW para consumo propio.
Del anális is se puede constatar el potencial energético de Colombia en energías
alternativas, especialmente de energía eólica y solar en la región de la Guajira.
53%
31%
8%3%
2%
2%
1%
5%
Recursos Carboniferos
Guajira
Cesar
Otras
Cundinamarca
Boyacá
Norte de Santander
Santander
36
Por tal razón la instalación de unidades de GD basadas en fuentes renovables de
energía podría ser una solución a la demanda futura, dado que con las fuentes de energía renovables de Colombia se podría suplir el incremento en la demanda
a mediano y largo plazo, contribuyendo a la disminución de las perdidas en el
sistema y desarrollando el potencial energético del país.
3.4 Fuentes de Energía y Tecnologías para Unidades de GD
Las unidades de GD usan como fuente primaria de energía recursos renovables y no renovables. La cantidad de fuentes de energía usadas por los s istemas de
GD son menores que las fuentes usadas en los s istemas de generación
convencionales. El tipo de recurso energético que se use para la generación es
muy importante, pues para cada fuente energética existe una tecnología
especifica. Algunas de estas tecnologías son maduras y han sido ampliamente
probadas durante muchos años, por lo cual se cuenta con mayor información y
estadísticas alrededor de su funcionamiento, capacidad y problemas, especialmente las tecnologías basadas en fuentes de energía no renovable. La
tabla 1[1], resume las fuentes de energía y tecnologías para sistemas de GD.
3.4.1 Fuentes Renovables de Energía
Viento (Energía Eólica)
Sol (Energía Solar)
Agua (Energía Cinética del Agua)
Biomasa(Residuos Orgánicos)
3.4.2 Fuentes no Renovables de Energía
Derivados de Petróleo (Diesel)
Gas
Carbón (Energía Térmica)
37
3.4.3 Tecnologías de Generación
Generadores Eólicos
El viento es una forma de energía solar. Los vientos son causados por el
calentamiento desigual de la atmósfera por el sol, las irregularidades de la
superficie de la tierra y la rotación de la tierra. Los vientos son modificados por el terreno, el agua y la vegetación de la tierra. Una turbina eléctrica funciona gracias
a la conversión de energía cinética que transmite el viento a las aspas de la
turbina, la cual hace girar un eje que está conectado a un motor que se encarga de transformar la energía mecánica del movimiento de las aspas en energía
eléctrica.[14]. Además es la generación con crecimiento más rápido como una
parte de suministro mundial de electricidad. Casi 4.2 GW de capacidad fue
instalado durante el año 2000. El potencial del viento es algunas veces
considerado como GD, debido al tamaño y localización de algunos parques
eólicos adecuados para la conexión con las tensiones de distribución [13]
Celda Fotovoltaica La tecnología de las celdas Fotovoltaicas (PV) para la explotación de la energía
solar es una de las fuentes renovables más conocidas. La potencia de un solo
módulo varía entre 50 y 100 W y su eficiencia es de hasta un 15%. La estructura de un sistema PV está constituida por un número de módulos dispuestos en una
estructura en paralelo y en serie. [13] Estas estructuras son realmente cristales
semiconductores que se encargan transformar la energía solar en energía
eléctrica y como consecuencia se obtiene una corriente directa.
A diferencia de otras unidades de GD, los s istemas fovoltaicos poseen un costo
de inversión alto, y de operación muy bajo
Microturbina Hidráulica Las micro centrales hidráulicas son centrales de bajas potencias, menores a 1
MW. Sus beneficios son la baja contaminación ambiental, mantención mínima y su
rendimiento es mayor a las demás tecnologías de GD. Existe una clasificación de
este tipo de centrales de acuerdo a su capacidad de generación:
38
Mini centrales: Poseen una potencia superior a 100 KW e inferior a 1MW.
Micro centrales: Poseen una potencia superior a 1 KW e inferior a 100 KW. Hidrocargadores: Su potencia es menor que 1 KW, generan electricidad en
corriente continua. [13]
El principio de funcionamiento de una turbina hidráulica se basa en su diseño
espiral que funciona como rotor de un generador, el cual transforma la energía mecánica transmitida por el fluido a través de la espiral, en energía eléctrica.
Biomasa
La biomasa es una fuente de energía producto de los desechos orgánicos particularmente, se clasifica en dos grupos: biomasa animal y biomasa vegetal. En
Colombia es poco común encontrar unidades de generación de este tipo, pero en
particular existen dos ejemplos importantes de generación con biomasa vegetal
como son: El ingenio del cauca en donde se usa el residuo orgánico de la caña de
azúcar para cogeneración, y en algunas empresas de producción de papel, en
donde se usa los residuos de corteza de los arboles subproducto en la fabricación
de papel para la cogeneración.[1] Estos residuos también son usados para la generación de gas orgánico o como
combustible para la generación de energía por medio de turbinas o calderas.
Motores de Combustión Interna Corresponden a la tecnología comúnmente usada para la GD, con costo de capital
bajo, rango de operación alto, capacidad de partida rápida, eficiencia de
conversión eléctrica relativamente alta, y una alta confiabilidad en su
funcionamiento. El equipo de generación típico tiene una potencia bajo 1 MW. Se
utilizan dos tipos de motores principalmente: los motores en base a gas natural, y
los generadores a base de Diesel. [13]
El funcionamiento de un motor como generador se basa en la transformación de energía producto de explosiones controladas al interior del motor., en energía
mecánica transmitida a un rotor que está conectado a un generador eléctrico. Este
generador transforma la energía mecánica del rotor, en energía eléctrica.
39
Turbinas de Gas
Las más pequeñas son del orden de 1-20 MW El costo de mantenimiento es ligeramente inferior al de motores de combustión. Las eficiencias máximas
alcanzadas están en torno al 35 %. Las misiones son algo inferiores a de los
motores. [13] El principio de funcionamiento de una turbina a gas se basa en la
compresión del gas en un ducto mesclado con oxigeno de tal manera que se genera una combustión del fluido a presión constante, lo que permite que el gas
caliente se expanda y entregue su energía a un rotor que hace parte de un
generador eléctrico. Turbina de Vapor
La turbina a vapor es una maquina térmica que usa como fuente de energía el
vapor de un fluido. Normalmente el fluido usado es el agua, la cual es calentada
en una caldera que usa como fuente de energía carbón. Al subir la temperatura
del fluido este se condensa y se convierte en vapor el cual es transportado e
inyectado a presión a la turbina, compuesta por un rotor con álabes los cuales
aprovechan la energía del fluido y la convierten en energía mecánica que por medio de un generador conectado al rotor convierte la energía mecánica de la
turbina en energía eléctrica.
Fuentes Renovables de Energía
Clasificación Tipo de Tecnología
Viento (Energía Eólica) Generadores Eólicos
Sol (Energía Solar) Celdas Fotovoltaicas
Agua (Energía Cinética del Agua) Microturbina Hidráulica
Biomasa (Residuos Orgánicos) Combustión/Microturbina de
gas
Fuentes No Renovables de Energía
Derivados del Petróleo( Diesel) Motor de Combustión Interna
Gas (Energía Térmica) Turbina de Gas
Carbón (Energía Térmica) Turbinas de Vapor Tabla 8. Clasificación de Fuentes de Energía y Tecnología para Unidades de GD. [1]
40
3.5 Reglamentación para la Instalación de Unidades de GD
La capacidad de unidades de GD es baja en comparación a la generación
centralizada, tal entrega de potencia podría ser asociada a la capacidad
establecida por la comisión de regulación de energía y gas (CREG) para plantas,
cuyos límites se definieron en la resolución CREG 86-96[11] y se encuentra en un rango menor a 20MW. No obstante, en la actualidad a nivel mundial la capacidad
efectiva de las unidades de GD en algunos casos ha sobrepasado los 20MW.
Teniendo en cuenta las consideraciones y definiciones suministradas
anteriormente respecto a la GD, se pretende tomar como base la regulación para
plantas menores en Colombia, sugiriendo el aumento de la cobertura de dichas
normas para unidades de generación con capacidad mayor a
20MW.Adicionalmente, debido a que los sistemas de GD no están regulados por
las autoridades competentes, entonces para reducir complicaciones futuras y
hacer más simple el estudio, es posible adoptar la regulación existente definida para plantas menores. En Colombia se creó la resolución CREG86-96 que define
los parámetros a tener en cuenta por parte de los generadores menores para el
suministro y venta de energía.
Es importante señalar que de conformidad con el artículo 23, Literal i de la Ley 143
de 1994, es responsabilidad de la CREG establecer el reglamento de operación
para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema
interconectado nacional. No obstante, s i se desea hacer una nueva conexión al
STN el usuario debe obtener en primera instancia la aprobación del estudio de
conexión por parte del transportador, y por último es la UPME el organismo que da la aprobación teniendo en cuenta los estudios de conexión y la viabilidad
técnica.[12]
41
3.5.1 Capacidad Plantas Menores
“Las plantas de generación denominadas plantas menores con capacidad efectiva
menor a 10MW no tendrán acceso al Despacho Central y por lo tanto no
participarán en el Mercado Mayorista de electricidad. La energía generada por
dichas plantas puede ser comercializada, teniendo en cuenta los s iguientes lineamientos:
La energía generada por una Planta Menor puede ser vendida a una
comercializadora que atiende mercado regulado, directamente sin
convocatoria pública, s iempre y cuando no exista vinculación económica
entre el comprador y el vendedor. En este caso, el precio de venta será
única y exclusivamente el Precio en la Bolsa de Energía en cada una de las horas correspondientes.
La energía generada por una Planta Menor puede ser ofrecida a una
comercializadora que atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas. En este caso y como
está previsto en la Resolución CREG-020 de 1996, la adjudicación se
efectúa por mérito de precio.
La energía generada por una Planta Menor puede ser vendida, a precios
pactados libremente, a los s iguientes agentes: Usuarios No Regulados,
Generadores, o Comercializadores que destinen dicha energía a la atención
exclusiva de Usuarios No Regulados.
Plantas con capacidad efectiva mayor de 10MW y menor de 20MW podrán optar
por acceder al Despacho Central, en cuyo caso participarán en el Mercado
Mayorista de electricidad. De tomar esta opción, deberán cumplir con la
reglamentación vigente. De lo contrario deberán cumplir con los lineamientos
anteriormente expuestos” [11].
42
3.6 Requerimientos Técnicos Mínimos para la Correcta Conexión y
Operación al SDL
Se deben considerar los estándares internacionales que existen actualmente, para
la correcta conexión y operación de unidades de GD en Colombia. Estos se
encuentran en el estándar internacional IEEE 1547-2003[13]. Basado en éste estándar y las definiciones realizadas anteriormente para la GD en Colombia, a
continuación se presentan los puntos más importantes utilizados para definir los
requerimientos técnicos de instalación y operación en Colombia: Tecnologías existentes
Capacidades para unidades de GD
Esquemas de Conexión
Las unidades de GD deberían cumplir con los requerimientos generales que se
muestran a continuación:
3.6.1 Requerimientos de Voltaje Ante Contingencias
Para plantas de GD con capacidad instalada menor a 30KW, que se conecten a la
red de distribución por medio de un punto de acople común a la carga que se
desea atender. Se deben garantizar los tiempos de despeje ante s ituaciones anormales de voltajes presentados en la tabla 9.
Rango de Voltaje (% de Voltaje Base) Tiempo de Despeje (Seg) V<50 0,16
50<V<88 2 110<V<120 1
V>120 0,16 Tabla 9. Rango de Voltajes y Tiempo de Despeje para Condiciones Anormales
[13]
No obstante también se debe satisfacer en el punto de interconexión que la
fluctuación del voltaje no sea mayor al 5% del valor nominal.
43
3.6.2 Requerimientos de Frecuencia Ante Contingencias Ante fallas anómalas en el voltaje medido en el punto de acople común, es usual que se presenten cambios en la frecuencia de la señal de voltaje medido en este
punto, por lo cual para plantas con capacidad menor a 30KW y mayor a 30KW
deben cumplir los tiempos de despeje de la tabla 10.
Tamaño de la Planta Rango de Frecuencia (Hz) Tiempo de Despeje (Seg) < 30KW > 60,5 0,16
< 59,3 0,16 > 30KW < (59,8-57,0) ajustable entre 0,16 y 300
< 57 0,17 Tabla 10. Rango de Frecuencias y Tiempo de Despeje para Condiciones Anormales. [13]
3.6.3 Requerimientos de Reconexión
Si se presenta una situación anómala de voltaje o frecuencia en el punto de
conexión donde está la unidad de GD, y por tal razón se desconecta esta unidad
del sistema de distribución local, la reconexión a la red solo será posible s i el
voltaje en este punto está entre los valores permitidos mostrado en la tabla 9, y la
frecuencia esta en el rango de 59.3Hz a 60.5Hz.
3.6.4 Requerimientos de Calidad de la Potencia
La instalación de una planta de GD y su interconexión con la red de distribución no
debe inyectar una corriente de tipo DC superior al 0.5% de la corriente total
inyectada en el punto de conexión con la red de distribución. Además las unidades
de GD no deben presentar variación de la amplitud de la onda de voltaje en el
punto de conexión que pueda propagarse en la red como consecuencia de flicker.
3.6.4.1 Armónicos
Al acoplar unidades de GD en la red, esta no debe exceder los límites de corrientes armónicas inyectadas a la red cuyos valores se presentan en la tabla 11
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Armónicos h h< 11 11< h < 17 17 < h < 23 23 < h < 35 35< h
Distorsión Total de la Corriente de Demanda
TDD
Porcentaje (%)
4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0 Tabla 11. Máxima Distorsión Armónica Total de Corriente en Porcentaje de la Corriente Nominal.
[13]
Además el generador no debe deformar la forma de la onda de voltaje excediendo
los límites establecidos para armónicos de voltaje que se presentan en el punto de
interconexión con la red. Estos valores se muestran en la tabla 12
Armónicos h h< 11 11< h < 17 17 < h < 23 23 < h < 35 35< h Distorsión de
Voltaje Porcentaje
(%)
4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0 Tabla 12. Distorsión Armónica de Voltaje y Orden de los Armónicos Relevantes. [13]
3.6.5 Requerimientos para la Sincronización Para tener una planta de generación en sincronía con la red de distribución, se debe cumplir con los s iguientes parámetros mínimos de correcto funcionamiento
en el punto de interconexión con la red. Tales parámetros de importancia son:
frecuencia de la onda, voltaje y máxima desviación del ángulo de fase. Los valores
se muestran en la tabla 13. El contenido de la tabla 13 permite definir los
parámetros mínimos necesarios de voltaje, frecuencia y fase que se deben
garantizar en el punto de acople para la correcta operación a la red de distribución.
Capacidad de la Unidad de GD
(KVA)
Diferencia de
Frecuencia (∆f,Hz)
Diferencia de Voltaje
(∆V, %)
Diferencia de Ángulo de Fase (∆φ,º)
0-500 0,3 10 20 500-1500 0,2 5 15
1500-10000 0,1 3 10 Tabla 13. Condiciones mínimas de frecuencia, voltaje y diferencia de ángulo de fase para
interconexión a la red. [13]
45
3.7 Coordinación de Protecciones
Actualmente la coordinación de protecciones es uno de los temas técnicos más
delicados asociados a la instalación y operación de GD, debido en gran parte a
que la incorporación de un nuevo generador en un sistema de distribución puede
traer como resultado el cambio en el flujo de las corrientes de falla y aumento en el nivel de cortocircuito.
La CREG en su resolución 070 de 1998[14], establece los requis itos mínimos que un generador convencional o cogenerador debe cumplir para poder conectarse y
operar en un STN o en un SDL. Por lo cual los mismos requisitos de coordinación
de protecciones y operación del s istema se extenderían para la instalación y
operación de sistemas de GD en Colombia, debido a que la incorporación de
nuevas unidades de GD no debe afectar de forma negativa el SDL. De esta forma
los requisitos de coordinación de protecciones y operación del sistema no deben
cambiar. No obstante basado en la experiencia internacional presentada en capítulos anteriores, si como resultado del estudio de conexión se requiere hacer
un cambio en las protecciones del SDL, este debe ser asumido por el generador
que se desee conectar al SDL.
3.7.1 Requisitos para Coordinación de Protecciones [14].
Las Protecciones de las Unidades de Generación conectadas directamente al STR y/o SDL, deben cumplir con los tiempos de despeje fijados para
fallas en el respectivo Sistema.
El ajuste de la(s) protección(es) eléctricas o los valores de operación no
deben ser cambiados sin la autorización expresa del OR.
Para la protección de la Unidad Generadora, será necesario coordinar
cualquier política de recierre especificada por el OR.
Las protecciones eléctricas de una Unidad Generadora, deberán actuar
cuando se presente sobrecargas de secuencia negativa.
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La protecciones eléctricas de las Unidades Generadoras deberán estar
ajustadas para s ituaciones de deslastre automático de carga por baja frecuencia y/o baja tensión.
Toda Unidad Generadora deberá poseer un equipo de protección que la
desconecte de la red del OR, en el momento en que se produzca una
apertura por maniobra automática o manual del interruptor del circuito del STR y/o SDL.
La Unidad Generadora deberá contar con un sistema de detección de
tensión a fin de no permitir el cierre del interruptor de interconexión cuando el circuito del OR esté desenergizado.
Los estudios y la coordinación de las protecciones eléctricas son responsabilidad
del propietario de la Unidad Generadora que se conecte.
3.7.2 Requisitos para la Operación y Puesta en Servicio [14] Todas las Unidades Generadoras deben cumplir con las s iguientes disposiciones:
La puesta en servicio de una Unidad Generadora no debe producir
sobrecargas en los elementos de la red.
El operador de la Unidad Generadora será exclusivamente responsable por
la sincronización de su Unidad o subestación de potencia en el momento de
su entrada en operación. En todo caso cualquier s incronización deberá
coordinarse con el Centro de Control respectivo. Una Unidad de Generación debe operar dentro del rango de frecuencia del
SIN y no debe deformar las ondas de tensión y corriente del STR y/o SDL.
El control de voltaje de la Unidad Generadora se hará en coordinación con
el respectivo Centro de Control.
El proceso de entrada en operación de una Unidad Generadora deberá
coordinarse con el Centro de Control correspondiente.
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3.8 Condiciones para la Conexión al SDL
Como se estudio anteriormente la capacidad de las unidades de GD es baja y está
en el rango en el cual puede ser asociada a la generación de plantas menores la
cual es despachada centralmente participando en el mercado mayorista de
energía según lo ordene el operador del s istema o puede hacer contratos con usuarios no regulados según sea el objetivo del generador.
Por lo tanto para conectarse al sistema de interconexión nacional no solo es necesario cumplir con los parámetros técnicos explicados en el capítulo anterior si
no también es necesario tener en cuenta los aspectos de cumplimiento obligatorio
definidos en la resolución CREG86-96 para conexión al s istema de interconexión
nacional.
3.8.1 Condiciones para la Conexión de Plantas Menores al SIN
“El transportador (STN, STR o SDL) tiene la obligación de suministrar toda la
información técnica requerida por el propietario de la Planta Menor para
realizar los estudios de conexión de su planta generadora. El plazo máximo que tiene el transportador para entregar la información solicitada a partir del
momento en que recibe la solicitud, es de dos (2) meses.
Cuando el estudio de conexión de la Planta Menor lo realice el transportador,
éste no podrá tomar un tiempo mayor a tres (3) meses para entregar los
resultados. En todo caso el costo del estudio será a cargo del propietario de
la Planta Menor.
Las condiciones técnicas de la conexión deben sujetarse a los códigos y reglamentos vigentes. El contrato de conexión entre el transportador y el
propietario de la Planta Menor se acuerda libremente entre las partes”.[11]
48
3.9 Condiciones para Compra venta de Energía de Unidades de GD
Para la venta de energía es necesario tener en cuenta aspectos regulatorios
definidos por la CREG, especialmente las resoluciones y normas por medio de la
cuales se definen las capacidades de potencia de los generadores para la venta
de energía en el mercado de energía mayorista. Para esto se creó la resolución CREG86-96[11], a través de la cual se definen las condiciones que se deben
cumplir una planta menor para tener respaldo o respaldar la red con el fin de
mejorar la confiabilidad, vender o comprar excedentes de energía. Por lo anterior y como consecuencia del rango de potencia en que se encuentran los sistemas de
GD y las plantas menores en Colombia, se propone que los s istemas de GD
cumplan con las condiciones mínimas para el acceso a la red de respaldo
aplicadas al SDL y definidas por la CREG, de tal manera que no afecte la
operación normal del SDL y cumpla todos los requerimientos técnicos de
operación y conexión.
3.9.1 Condiciones para el Acceso a la Red de Respaldo
“El operador o propietario de una Planta Menor que no participe en el Mercado Mayorista y que tenga suscritos contratos con Usuarios No Regulados, con base en
la energía generada por dicha planta, para garantizar el suministro de energía a
estos usuarios, debe contratar respaldo con cualquier comercializador o generador
inscrito en el Mercado Mayorista. La cantidad contratada debe ser igual, a la
demanda de los Usuarios No Regulados que atiende”. [11]
3.9.2 Condiciones para el Uso de Sistemas de GD como Respaldo de la Red o Venta de Excedentes de Energía.
“Se entenderá que una Planta Menor utiliza el servicio de respaldo, cuando la
energía generada por la planta en una hora cualquiera es menor a la energía
demandada por los Usuarios No Regulados que atiende en esa hora.
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Los propietarios de Plantas Menores acordarán libremente las tarifas de servicio de respaldo, con generadores o comercializadores del Mercado
Mayorista.
Los generadores y comercializadores que proporcionen el servicio de
respaldo, pueden considerar entre otros los s iguientes costos: Cargos por Uso del STN, Cargos por Uso de los STR y SDL, Costos por Pérdidas de
Energía en el STN y en los STR y SDL (acumuladas hasta el nivel de tensión
en que se preste el servicio), Costo de la Energía Suministrada y los demás cargos que enfrente quien preste el respaldo por concepto de otros servicios
tales como: despacho, reconciliaciones y adicionalmente un cargo por
concepto de comercialización.
Cuando se establezcan Cargos Horarios por uso del STR y SDL se podrán
acordar tarifas horarias por Servicio de Respaldo”.[11]
3.10 Revisión del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas para la Instalación de Sistemas de GD.
A partir de la experiencia internacional y partiendo de las limitaciones expuestas a lo largo del documento es necesario hacer una revis ión del reglamento técnico de
instalaciones eléctricas (RETIE) [15].Debido a que este se encarga de reunir y
organizar todas las normas técnicas de instalación, que deben ser cumplidas para
sistemas eléctricos en general.
El problema de la normatividad técnica de instalación, se resume en que no se
cuenta dentro del capítulo correspondiente a generación un numeral dedicado específicamente a la instalación de este tipo de sistemas, por lo cual a continuación
se presenta una recopilación de capítulos del RETIE relacionados al tema de
generación. La normatividad definida en cada uno de estos capítulos se debe aplicar
teniendo en cuenta la tecnología de los s istemas de GD, con esto se puede hacer
50
una selección de normas técnicas que aplican para la instalación de este tipo de
sistemas.
3.10.1 Condiciones de Seguridad para la Instalación de Motores
Las condiciones de instalación de motores son parte fundamental de las plantas
GD Diesel únicamente, por lo tanto los requis itos que se presentan en la sección
del RETIE correspondiente a instalación y seguridad de motores solo deben
aplicar para ese tipo de tecnología de GD. En lugares clasificados como peligrosos se deben utilizar motores
aprobados y certificados para uso en estos ambientes.
Se debe conservar la posición de trabajo de la máquina (horizontal o vertical) indicada por el fabricante.
En el caso de generadores, se debe contar con protección contra
sobrevelocidad y protección contra sobrecorrientes.
Las carcasas de las máquinas eléctricas rotativas deben ser sólidamente
conectadas a tierra. Para generadores móviles debe tenerse un sistema
ais lado de tierra, el cual debe ser monitoreado.
Queda totalmente prohibida la utilización de motores abiertos en puntos accesibles a personas o animales.
La capacidad de la máquina se debe calcular teniendo en cuenta la
corrección por la altura sobre el nivel del mar donde va a operar.
El motor o generador debe ser apropiado para el tipo de uso y condiciones
ambientales del lugar donde opere.
Los s istemas accionados por motores eléctricos que impliquen riesgos
mecánicos para las personas, deben tener un sistema de parada de
emergencia. Igualmente, estas paradas de emergencia deben instalarse en
bandas transportadoras, parques de juegos mecánicos y las demás
máquinas que involucren rodillos y elementos cortantes.
Si una persona distinta del fabricante repara o modifica parcial o totalmente
el devanado de una máquina o cualquier otro de sus componentes, se debe
51
suministrar una placa adicional para indicar el nombre del reparador, el año
de reparación y las modificaciones efectuadas [15]
3.10.2 Requisitos para las Edificaciones
Para el proceso de generación el capitulo 3 artículo 21 del RETIE correspondiente a edificaciones tiene requisitos de construcción muy estrictos, debido a que se
creó para la instalación de grandes centrales de generación, éstas necesitan de
una infraestructura compleja que soporte la cantidad de potencia que suministran a la red y reduzcan los riesgos de accidentes operativos, por lo cual se propone
que los requisitos de construcción de edificaciones se apliquen o no según un
estudio hecho por parte del propietario de la unidad de GD, haciendo una
clasificación del tipo de tecnología del sistema y la capacidad efectiva de potencia
de la unidad que se quiera instalar. De igual manera se propone que estos
requisitos se presenten de manera detallada en el estudio de conexión,
especificando los elementos de la edificación que componen el s istema, con el fin de que se apruebe por parte de la UPME y del distribuidor.
3.10.2.1 Listado de Requisitos Propuestos
El edificio de la central de generación eléctrica deberá ser independiente de
toda construcción no relacionada con el proceso de generación. Se
exceptúan las instalaciones en industrias que tengan procesos de
cogeneración.
Queda terminantemente prohibido el empleo de materiales combustibles en
las proximidades de las canalizaciones y de las máquinas o equipos bajo tensión, permitiéndose su utilización siempre y cuando estén alejados de la
parte en tensión o debidamente protegidos (por ejemplo en instalaciones
con plantas diesel).
En el centro de control de la planta debe disponerse de un mímico que
represente el diagrama unifilar de la central que cubra los s istemas de
52
media y alta tensión y de sus líneas de transmisión asociadas con conexión
fís ica directa a la central, el cual debe ir sobre paneles o en pantallas de computador y cerca de los centros de mando.
Los puente grúas que se tengan para maniobrar los elementos en las
centrales deberán estar provistos de limitadores de recorrido, tanto en el
sentido de traslación como de elevación y deberá señalizarse la altura disponible de elevación y el peso máximo. Además, deberán disponer de un
indicador sonoro con el fin de avisar al personal de operación cuando éste
se encuentre en movimiento de translación. Las compuertas de captación de la central hidráulica deberán tener un
sistema de control automático y además un control manual mecánico para
la apertura o cierre según sea el caso.
En las plantas térmicas que poseen chimeneas de alturas mayores de 25
m, éstas deben pintarse con los requerimientos de la señalización
aeronáutica.
En las proximidades de partes bajo tensión o de máquinas en movimiento, se prohíbe el uso de pavimentos excesivamente pulidos y el montaje de
escaleras estrechas.
Se debe evitar la construcción de depósitos de agua sin confinar en el interior de las centrales en las zonas próximas a las instalaciones de alta
tensión, que puedan poner en riesgo la seguridad de las personas o la
instalación.
En los cuartos de baterías no deben existir vapores de alcohol, amoniaco,
ácido acético, clorhídrico, nítrico o residuos volátiles y dichos cuartos no
deben tener comunicación directa con el centro de control. Estos cuartos
deben ser secos, bien ventilados y s in estar sujetos a vibraciones perjudiciales que puedan originar desprendimientos de gases y desgastes
prematuros, se debe disponer además de un dispositivo para lavado de
ojos y manos en caso de emergencia.
53
Para edificaciones en caverna se deben utilizar transformadores tipo seco
para los s istemas de servicios auxiliares y en general sistemas de baja tensión.
Los pasillos de gran longitud y en general donde exista la posibilidad de
producirse arcos eléctricos, deben tener dos accesos como mínimo. Los
cables y pasa tapas deben ser de materiales retardantes a la llama. Los s istemas de protección contra incendios deben operar mínimo a las
señales de temperatura y humo.
Todos los circuitos de baja tensión situados en las proximidades de máquinas, aparatos u otros circuitos de alta tensión que no estén
protegidos en forma que sea prácticamente imposible un contacto entre
ellos, serán considerados como pertenecientes a instalaciones de alta
tensión.
Las canalizaciones eléctricas no se deben instalar en las proximidades de
tuberías de calefacción, de conducciones de vapor y en general de lugares
de temperatura elevada y de ventilación defectuosa. El cableado deberá estar ordenado, amarrado y con sus circuitos debidamente identificados en
todas las canaletas. Los cables deben tener un aislamiento en material auto
extinguible o con retardante de llama. La iluminación en la central y en las subestaciones debe ser uniforme,
evitando en especial el deslumbramiento en las zonas de lectura de
tableros, los valores de iluminancia deben ser tomados de la Tabla 25, Art.
16, Capítulo II. No deberán usarse luminarias de sodio de alta presión en
zonas donde sea necesario realizar trabajos en los cuales se requiera
identificar colores de cables.
En las centrales que exijan personal operando permanentemente, debe disponerse de un alumbrado de emergencia que provenga de una fuente
diferente al alumbrado normal. Cada lámpara de este sistema debe tener
una autonomía mínima de 60 minutos.
Todos los lugares de circulación de personas, tales como accesos, salas,
pasillos, etc., deben estar libres de objetos que puedan dar lugar a
54
accidentes o interrumpan vis iblemente la salida en casos de emergencia.
Las rutas de evacuación deberán estar demarcadas con avisos y señales de salida que sean luminosas, con pintura fotoluminiscente y con luces
conectadas al circuito de emergencia de la central.
La central de generación debe tener un sistema automático de extinción de
incendios y un plan de emergencias. Para evitar los peligros que pudieran originar el incendio del aceite de un
transformador de más de 100 kVA o un interruptor de alto volumen de
aceite, se debe construir un foso o sumidero en el que se colocarán varias capas de gravilla que servirán como filtro y para ahogar la combustión del
aceite.
Los transformadores con potencia igual o mayor 100 kVA, ubicados al
interior de la casa de máquinas deberán ser instalados en celdas diseñadas
con muros y puertas antiexplosión. Cada celda deberá tener un sistema
automático de extinción de incendio y además un sistema de renovación de
aire por medio de una unidad manejadora. Los transformadores con potencia igual o mayor 100 kVA, ubicados en la
subestaciones deberán ser instalados en espacios protegidos por muros y
puertas cortafuego. Las conducciones de gas deben ir s iempre alejadas de las canalizaciones
eléctricas. Queda prohibida la colocación de ambas conducciones en un
mismo ducto o banco de ductos. En áreas que se comuniquen con tuberías
donde se presente acumulación de gas metano es obligatorio el uso de
equipos a prueba de explosión.
Las centrales de generación deben cumplir con los límites de emisiones
establecidos por las autoridades ambientales. [15]
55
4. PROPUESTA PARA LA INSTALACIÓN Y CONEXIÓN DE UNIDADES DE
GD EN COLOMBIA
En este capítulo se desarrolla una propuesta para la instalación y operación de GD
de acuerdo con los requis itos técnicos explicado en el capítulo 3. Se inicia con una descripción de los esquemas de conexión para este tipo de sistemas. A partir de
los esquemas de conexión, el “Código de Redes”[12] y normatividad técnica
producto de la experiencia nacional e internacional, se propone una metodología
para la conexión y operación de sistemas de GD, esto se hace a través de un diagrama de flujo. La metodología se ha desarrollado teniendo en cuenta los
aspectos más importantes para la conexión y operación de estas unidades como
se presenta a continuación: Tecnología
Capacidad
Esquemas de conexión
4.1 Conexión al STN de una Central de Generación
Para tener un punto de vista más amplio de los requerimientos mínimos necesarios que se deben cumplir para la instalación, conexión y operación de las
unidades de GD en Colombia, a continuación se muestra un diagrama de flujo que
reúne todos los aspectos necesarios para la conexión para generadores
convencionales (Grandes Centrales Generadoras):
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4.2 Propuesta de Conexión y Operación de Sistemas de GD al SDL
Para la correcta conexión de unidades de GD al SDL se deben tener en cuenta los
posibles esquemas de conexión a la red, para esto se tomo como base el artículo
de la IEEE “A technical evaluation framework for the connection of DG to the
distribution network”[16], el cual expone los esquemas de conexión a la red más apropiados para la instalación de unidades de GD.
En general se tienen 5 esquemas de conexión a la red como se muestra en la figura 6
Figura 6. Esquemas de Conexión de Unidades de GD a la red [10]
60
El esquema 1 representa la conexión de una unidad de GD que se une a un punto
PCC (punto de acople común) de una red de distribución por medio de una línea existente. El esquema 2 representa una unidad de GD conectada directamente a
la barra de media tensión (PCC), por medio de una línea que a su vez llega a una
subestación que se encarga de acoplar la red de media tensión, a la de alta
tensión. El esquema 3 muestra la conexión de una unidad de GD a la red de alta tensión (PCC) , por medio de la instalación de un nuevo transformador (AT/MT), o
de no ser posible se debe instalar una nueva subestación. El esquema 4
corresponde a la conexión de la GD a la red de alta tensión por medio de una subestación y una línea existente, y por último el esquema 5, la unión de una
unidad de GD se hace incorporando una nueva línea de alta tensión que se une a
la subestación.
Los esquemas anteriores tienen en cuenta todas las posibilidades para la
conexión de sistemas de GD a la red, no obstante en Colombia la definición de GD
restringe los posibles tipos de conexión, debido a que por definición las plantas de GD solo se pueden conectar a la red de distribución hasta el nivel II. Es importante
resaltar que los niveles de tensión permitidos para las redes de distribución
referentes al nivel II en Colombia van desde 1 kV hasta 30 KV [14], estos niveles se encuentran dentro de las categorías de baja y media tensión como se explico
en las definiciones al inicio del capítulo 3.
Al hacer un análisis de niéveles de tensión para los 5 esquemas de conexión de
sistemas de GD existentes, se concluye que solo es posible implementar los
esquemas 1 y 2 en Colombia, pues las unidades de GD tienen como máximo,
conexión a la red de media tensión (PCC). Al conectar s istemas de GD por medio del esquema 1 o 2 se cumple la normatividad nacional.
61
4.2.1Diagrama de Flujo para la Conexión de Unidades de GD
Las unidades de GD se podrán conectar al SDL y operar según la s iguiente
propuesta, basada en los requisitos técnicos del capítulo 3 y la experiencia
internacional. Además, la conexión y operación de estos s istemas a la red de
distribución se clasificará según los s iguientes parámetros: Tecnología, Capacidad
efectiva y Esquema de conexión.
4.2.2 Tecnología
La clasificación de s istemas de GD según la tecnología, es de gran importancia
para el caso de estudio, dado que se tienen unidades de generación con tecnología especial, como es el caso de los sistemas fotovoltaicos cuya salida es
en voltaje directo (DC), por lo cual es necesario implementar s istemas de
electrónica de potencia como lo muestra la figura 7.Estos s istemas se encargan de
hacer la conversión de corriente directa a corriente alterna, a la frecuencia
requerida por el s istema de distribución (caso de Colombia 60Hz).
Figura 7. Elementos Básicos para la Instalación de una Celda Fotovoltaica.
Otro ejemplo de la importancia para clasificar la GD según la tecnología son las
turbinas de energía eólica, estas captan la energía cinética del viento y la
transforman en energía eléctrica [17]. No obstante debido a que no se tiene control del flujo de viento la frecuencia de la onda debe ser controlada por medio de
dispositivos de electrónica de potencia según el esquema de la figura 8.
62
Figura 8. Elementos Básicos para la Instalación de una Turbina Eólica.
Por lo anterior la clasificación tecnológica de las unidades de GD, se convierte en
un aspecto de suma importancia, pues como se explico en el capítulo 3, requieren
normas de instalación diferentes según la complejidad, el nivel de tensión (BT o MT) y el tipo de acometida o punto de conexión a la red (aérea o subterránea) de
cada unidad. Además generadores convencionales como los sistemas de GD
diesel, hacen uso de motores y en otros sistemas como las celdas fotovoltaicas
no, lo que produce que las normas técnicas de instalación aumenten o disminuyan
según ésta calcificación.
.
4.2.3 Capacidad La capacidad efectiva de una unidad de generación es un tema que se puede
asociar a la realización de contratos para la venta de energía y respaldo a la red
de distribución como se explico en el capítulo 3. Para el caso de Colombia, es
importante clasificar los sistemas de GD según la capacidad, pues la potencia
instalada de la planta y la capacidad excedente de los sistemas producen un
efecto que puede mejorar o empeorar la operación del s istema. Adicionalmente la selección de la capacidad le permite al agente generador pactar contratos con
usuarios no regulados o vender energía por medio del mercado mayorista.
Por otra parte la capacidad de una planta también puede ser asociada a las características tecnológicas de la misma, por esta razón y las anteriormente
63
presentadas, los parámetros técnicos mínimos de conexión y operación expuestos
en el capítulo cambian según la clasificación de capacidad.
4.2.4 Esquema de Conexión
Es de suma importancia clasificar el tipo de unidad de GD por medio del esquema de conexión, pues como se discutió al inicio de la sección solo posible la
implementación del esquema de conexión 1 y 2.La importancia de clasificar los
sistemas de GD según esta categoría, es debido a la normatividad que aplica de acuerdo al nivel de tensión en el punto de conexión (PCC) . Al acoplarse a la red
de baja o media tensión, las normas de instalación y operación que se deben
cumplir son diferentes. Estas normas de construcción han sido definidas por el
distribuidor (CODENSA) [18], y para el caso de estudio solo aplican las
correspondientes a:
NC Redes aéreas urbanas de distribución
NC Líneas aéreas urbanas de distribución NC acometidas eléctricas e instalación de medidores
El estudio de conexión adelantado por el usuario o el operador de red puede ser más complejo o s imple según el esquema de conexión seleccionado.
La normatividad técnica que aplica para la instalación de unidades de GD en
Colombia, debe tener en cuenta los estándares internacionales con los cuales se
está trabajando este tema en todo el mundo, principalmente el estándar IEEE
1547-2003, Principalmente cumpliendo los requerimientos concernientes a :
Capacidad
Requerimientos de Voltaje
Requerimientos de frecuencia
Requerimientos de reconexión
Requerimientos de calidad de la potencia
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Requerimientos de sincronización
A continuación se presenta un diagrama de flujo que contiene los pasos mínimos
necesarios para la instalación, conexión y operación de sistemas de GD en el
SDL.
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4.3 Validación de la Metodología Propuesta
Esta sección se enfoca hacia el anális is y validación de la metodología propuesta
en el capítulo 4 y los requerimientos técnicos más importantes para la instalación y
operación de GD en sistemas de distribución radiales explicados en el capítulo 3, Para esto se desarrollaron una serie de simulaciones en el programa NEPLAN
versión 5.35.Las s imulaciones se hicieron por medio de análisis de flujo de carga
para un s istema de distribución radial de prueba de 13 nodos [19] con una
subestación alimentadora en el ramal principal, el cual se muestra la figura 9. El
flujo de carga se hizo por el método de Newton-Raphson. Los resultados del
sistema original se presentan en la Tabla 14 del Anexo 1.
Figura 9. Sistema de Distribución Radial IEEE de13 Nodos para Pruebas de Instalación de
Sistemas de GD. [19]
72
4.3.1 Primera Serie de Simulaciones
En la primera serie de simulaciones se definió un generador pequeño a ser
conectado en uno de los nodos del s istema de distribución de prueba, en este
caso el 1. El s istema de GD se definió con una capacidad máxima de 4 MW
(capacidad asociada a unidades de GD), puesto que la demanda del s istema de prueba es pequeña. Después de correr los flujos de carga correspondiente, se
obtuvieron datos en cada nodo del s istema como:
Voltajes Ángulos
Potencia consumida por las cargas
Potencia suministrada por el generador
Sobretensiones en los nodos
Pérdidas en el s istema
Con el fin de poder analizar, comparar y verificar los efectos que el nuevo sistema de GD causaría sobre el SDL, se comparan los resultados anteriores con aquellos
obtenidos del de flujo de carga del s istema original de la tabla 14.
Para analizar los efectos de la instalación de una nueva unidad de GD y verificar el
correcto funcionamiento del s istema de distribución, se corrieron los flujos de
carga instalando cada vez un sistema de GD en cada uno de los 13 nodos, de
igual manera que se hizo para el primer nodo. Con los resultados del flujo de
carga se hizo un análisis comparativo con el sistema original obteniendo los datos
que representan la variación de todos los parámetros de interés anteriormente
mencionados, y se verifico si se cumplían los requerimientos.
73
Nodo Voltaje
(kV) Voltajes en Pu
Angulo (°)
Potencia Activa
consumida por la Carga (MW)
Potencia Reactiva
consumida por la Carga (Mv ar)
Potencia Activ a
Suministrada por el
Generador (MW)
Potencia Reactiva
Suministrada por el
Generador (Mvar)
Nodos Sobrevolt
aje
Perdidas de
Potencia en el
sistema (MW)
Nodo 1 3,163 76,03 -22,4 0,89 0,061 0 0 Nodo 1 1,365
Nodo 10 3,207 77,09 -21,7 0,843 0,462 0 0 Nodo 10
Nodo 11 3,223 77,47 -21,5 0 0 0 0 Nodo 11
Nodo 12 3,184 76,55 -22,1 0 0 0 0 Nodo 12
Nodo 13 3,221 77,44 -21,6 0 0 0 0 Nodo 13
Nodo 2 3,411 81,98 -17 0 0 0 0 Nodo 2
Nodo 3 3,388 81,43 -17,4 0 0 0 0 Nodo 3
Nodo 4 0,376 78,23 -17,7 1,5 0,29 0 0 Nodo 4
Nodo 5 3,317 79,73 -17,5 1,26 0,86 0 0 Nodo 5
Nodo 6 3,302 79,37 -17,7 0 0 0 0 Nodo 6
Nodo 7 3,872 93,07 -7,1 0 0 0 0 Nodo 7
Nodo 8 3,141 75,52 -22,3 0,567 0,043 0 0 Nodo 8
Nodo 9 3,223 77,47 -21,5 1,385 0,22 0 0 Nodo 9
Subestación 115 100 0 0 0 7,81 3,811 0 Tabla 14. Flujo de Carga del Sistema de 13 Nodos Inicial.
4.3.2 Comparaciones con el esquema original
De las simulaciones realizadas para el sistema de prueba, se efectuó un anális is
de datos, en el cual se calculó la variación de los parámetros del s istema más
importantes (Voltaje, ángulo, Sobrevoltaje y pérdidas) respecto al sistema original, para cada nodo. Los resultados obtenidos se analizaron y se presentan en forma
de tablas a lo largo de la sección.
74
Nodo ∆V en (PU) GD 1
∆V en (PU) GD 2
∆V en (PU) GD 3
∆V en (PU) GD 4
∆V en (PU) GD 5
∆V en (PU) GD 6
∆V en (PU) GD 7
∆V en (PU) GD 8
∆V en (PU) GD 9
∆V en (PU)
GD 10
∆V en (PU)
GD 11
∆V en (PU)
GD 12
∆V en (PU)
GD 13
1 -23,97 -17,24 -17,24 -5,02 -14,02 -11,72 -0,49 -19,34 -22,44 -20,35 -18,64 -23,47 -22,28
10 -18,76 -17,28 -17,28 -4,91 -14,03 -11,7 -0,31 -16,88 -22,54 -22,91 -18,7 -20,79 -22,57
11 -18,77 -17,31 -17,31 -5,03 -14,08 -11,76 -0,48 -16,91 -22,53 -20,43 -22,53 -20,79 -22,37
12 -21,32 -17,23 -17,23 -5,01 -14,01 -11,71 -0,48 -19,32 -22,42 -20,33 -18,62 -23,45 -22,27
13 -18,77 -17,3 -17,3 -5,02 -14,07 -11,76 -0,47 -16,9 -22,53 -20,61 -18,71 -20,79 -22,56
2 -11,4 -18,02 -18,02 -6,4 -14,95 -12,75 -2,16 -10,17 -13,84 -12,48 -11,39 -12,71 -13,74
3 -10,96 -17,66 -17,66 -8,64 -14,55 -12,33 -1,57 -9,71 -13,43 -12,06 -10,94 -12,28 -13,33
4 -8,83 -15,96 -15,96 -21,77 -12,66 -10,29 1,33 -7,49 -11,47 -10 -8,81 -10,25 -11,36
5 -11,26 -17,95 -17,95 -6,2 -20,27 -17,7 -1,89 -10,02 -13,72 -12,35 -11,24 -12,58 -13,62
6 -11,21 -17,87 -17,87 -6,18 -20,18 -20,63 -1,88 -9,97 -13,66 -12,3 -11,2 -12,52 -13,56
7 -4,73 -7,43 -7,43 -2,67 -6,17 -5,28 -6,93 -4,22 -5,72 -5,17 -4,72 -5,26 -5,68
8 -21,03 -16,99 -16,99 -4,94 -13,82 -11,55 -0,47 -24,48 -22,12 -20,06 -18,37 -23,13 -21,97
9 -18,77 -17,31 -17,31 -5,03 -14,08 -11,76 -0,48 -16,91 -22,53 -20,43 -18,71 -20,79 -22,37
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabla 15. Diferencia de Tensión al Conectar un Nuevo GD en un Nodo.
Las diferencias de voltaje negativas de la tabla 15, implica un aumento en la
tensión del nodo. El nodo 0 corresponde al nodo de la subestación original el cual
permanece invariante dado que esta al inicio del ramal principal. Se puede constatar que la instalación de la nueva unidad de GD aumenta el nivel de tensión
de los nodos de manera positiva ya que el valor se acerca al 100% Pu
75
Nodo ∆Ø (°)
GD 1
∆Ø (°)
GD 2
∆Ø (°)
GD 3
∆Ø (°)
GD 4
∆Ø (°)
GD 5
∆Ø (°)
GD 6
∆Ø (°)
GD 7
∆Ø (°)
GD 8
∆Ø (°)
GD 9
∆Ø (°)
GD 10
∆Ø (°) GD 11
∆Ø (°) GD 12
∆Ø (°) GD 13
1 -9,9 -4,5 -4,5 -5 -4,5 -4,4 0,9 -9,3 -8,7 -8,9 -9,3 -9,1 -8,7
10 -8,9 -4,5 -4,5 -5,1 -4,5 -4,4 0,8 -8,7 -8,7 -9 -9,3 -8,7 -8,7
11 -8,9 -4,5 -4,5 -5,1 -4,5 -4,4 0,8 -8,7 -8,6 -8,9 -11,5 -8,6 -8,7
12 -9,4 -4,5 -4,5 -5 -4,5 -4,4 0,8 -9,3 -8,7 -8,9 -9,3 -9,1 -8,7
13 -9 -4,6 -4,6 -5,1 -4,6 -4,5 0,7 -8,8 -8,7 -9 -9,4 -8,7 -8,8
2 -6,3 -6 -6 -7,6 -6,2 -6,3 -2,2 -6,1 -6,2 -6,3 -6,5 -6,1 -6,2
3 -6,1 -5,9 -5,9 -8,8 -6,1 -6,1 -1,9 -6 -6 -6,1 -6,4 -6 -6
4 -2,6 -2,9 -2,9 -13,8 -2,9 -2,7 2,6 -2,3 -2,7 -2,7 -2,8 -2,6 -2,7
5 -6,2 -6 -6 -7,5 -6,5 -6,8 -2,1 -6,1 -6,1 -6,3 -6,5 -6,1 -6,2
6 -6,2 -6 -6 -7,5 -6,5 -7,1 -2,1 -6,1 -6,2 -6,3 -6,5 -6,1 -6,2
7 -2,7 -2,6 -2,6 -3,2 -2,7 -2,7 -2,8 -2,7 -2,7 -2,7 -2,8 -2,7 -2,7
8 -9,4 -4,5 -4,5 -5 -4,5 -4,4 0,9 -9,1 -8,7 -8,9 -9,3 -9,1 -8,7
9 -8,9 -4,5 -4,5 -5,1 -4,5 -4,4 0,8 -8,7 -8,6 -8,9 -9,3 -8,6 -8,7
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabla 16. Diferencia de Ángulo de Fase al Conectar un Nuevo GD en un Nodo
La tabla 16, correspondiente a la diferencia de fase del voltaje, prueba que en el nodo donde se encuentra la subestación, nuevamente no se tiene ninguna
variación en el ángulo de fase. Además se obtiene que la variación este parámetro
cumple con los requerimientos definidos en el capítulo 3, en donde se especifica que el cambio de fase para unidades de GD con capacidades entre 1.5 y 10 MW
Debe ser menor a 10º.
76
Nodo
Sobrev oltaje GD
1
Sobrevoltaje GD 2
Sobrevoltaje GD 3
Sobrevoltaje GD 4
Sobrevoltaje GD 5
Sobrevoltaje GD 6
Sobrevoltaje GD 7
Sobrevoltaje GD 8
Sobrevoltaje GD
9
Sobrevoltaje GD 10
Sobrev oltaje GD
11
Sobrev oltaje GD
12
Sobrev oltaje GD
13
1 0 Nodo 1 Nodo 1 Nodo 1 Nodo 1 Nodo 1 Nodo 1 0 0 0 Nodo
1 0 0
10 0 Nodo
10 Nodo
10 Nodo
10 Nodo
10 Nodo
10 Nodo
10 Nodo
10 0 0 0 0 0
11 0 Nodo
11 Nodo
11 Nodo
11 Nodo
11 Nodo
11 Nodo
11 Nodo
11 0 0 0 0 0
12 0 Nodo
12 Nodo
12 Nodo
12 Nodo
12 Nodo
12 Nodo
12 0 0 0 0 0 0
13 0 Nodo
13 Nodo
13 Nodo
13 Nodo
13 Nodo
13 Nodo
13 Nodo
13 0 0 0 0 0
2 Nodo
2 0 0 Nodo 2 0 Nodo 2 Nodo 2 Nodo 2 0 Nodo
2 Nodo
2 Nodo
2 0
3 Nodo
3 0 0 Nodo 3 0 Nodo 3 Nodo 3 Nodo 3 Nodo
3 Nodo
3 Nodo
3 Nodo
3 Nodo
3
4 Nodo
4 Nodo 4 Nodo 4 0 Nodo 4 Nodo 4 Nodo 4 Nodo 4 Nodo
4 Nodo
4 Nodo
4 Nodo
4 Nodo
4
5 Nodo
5 0 0 Nodo 5 0 0 Nodo 5 Nodo 5 Nodo
5 Nodo
5 Nodo
5 Nodo
5 Nodo
5
6 Nodo
6 0 0 Nodo 6 0 0 Nodo 6 Nodo 6 Nodo
6 Nodo
6 Nodo
6 Nodo
6 Nodo
6
7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
8 0 Nodo 8 Nodo 8 Nodo 8 Nodo 8 Nodo 8 Nodo 8 0 0 0 Nodo
8 0 0
9 0 Nodo 9 Nodo 9 Nodo 9 Nodo 9 Nodo 9 Nodo 9 Nodo 9 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabla 17. Nodos con Sobrevoltaje al Conectar un Sistema de GD.
La tabla 17, presenta información acerca de los nodos con sobrevoltaje del
sistema producto de la incorporación de una nueva unidad de GD en un nodo. Al
ser comparado con el s istema original es claro que la cantidad de nodos
sobrecargados disminuye sin importar en que nodo se instale una unidad. Como
resultado de la incorporación de este nuevo sistema el nivel de tensión aumenta,
para afirmar que un nodo del s istema tiene sobrevoltaje en general debe tener una tensión en ese punto mayor al 105% V Pu o menor al 95%V Pu (o según la tabla
de capacidad).
77
4.3.3 Segunda Serie de Simulaciones
Para la segunda serie de simulaciones se plantearon 5 casos base y un caso
optimo como se muestra en la tabla 18 . Cada caso creó generando números
aleatorios con distribución de probabilidad uniforme entre 1 y 13 con el fin de
representar cada nodo del s istema. Debido a que se requiere representar la conexión de 4 unidades de GD, definieron 4 columnas con los números aleatorios.
Esto arrojo como resultado una combinación de sistemas de GD conectados al
sistema de distribución.
Generación de Nodo Aleatorio
Generación de Nodo Aleatorio
Generación de Nodo Aleatorio
Generación de Nodo Aleatorio
Caso 1 6 12 2 9
Caso 2 10 8 1 11 Caso 3 3 1 8 6
Caso 4 7 3 2 3
Caso 5 12 12 13 9
Caso optim o 1 8 13 3 Tabla 18. Casos de Estudio para la Conexión de Varias Unidades de GD al SDL
A partir de la combinación de nodos a los cuales se propone instalar unidades de
GD (Capacidad de 1.5MW), se corrieron los flujos de carga, con lo cual se han
obtenido los s iguientes resultados:
78
Nodo ∆V en (PU) Caso 1
∆V en (PU) Caso 2
∆V en (PU) Caso 3
∆V en (PU) Caso 4
∆V en (PU) Caso 5
∆V en (PU) Caso Optimo
1 -23,47 -23,97 -23,97 -23,47 -23,47 -23,97
10 -22,54 -22,91 -21,52 -22,54 -22,62 -22,57
11 -22,53 -22,53 -21,51 -22,53 -22,53 -22,51
12 -23,45 -23,13 -23,02 -23,45 -23,45 -23,44
13 -22,53 -21,92 -21,51 -22,53 -22,61 -22,56
2 -18,02 -13,64 -17,74 -18,02 -14,09 -17,41
3 -17,66 -13,22 -18,57 -17,66 -13,68 -18,57
4 -15,96 -11,25 -16,93 -15,96 -11,74 -16,93
5 -19,68 -13,52 -19,58 -19,68 -13,97 -17,33
6 -20,63 -13,46 -20,63 -20,63 -13,91 -17,25
7 -7,33 -5,52 -7,21 -7,33 -5,7 -7,02
8 -23,13 -24,48 -24,48 -23,13 -23,13 -24,48
9 -22,53 -21,84 -21,51 -22,53 -22,53 -22,51
0 0 0 0 0 0 0 Tabla 19. Comparación de Voltaje Entre el Sistema Original y Casos Base en Cada uno de los
Nodos.
Nodo V en (PU) Caso 1
V en (PU) Caso 2
V en (PU) Caso 3
V en (PU) Caso 4
V en (PU) Caso 5
V en (PU) Caso Optimo
1 0,5 0 0 6,73 0,5 0
10 0,37 0 1,39 5,63 0,29 0,34
11 0 0 1,02 5,22 0 0,02
12 0 0,32 0,43 6,22 0 0,01
13 0,03 0,64 1,05 5,26 -0,05 0
2 0 4,38 0,28 0 3,93 0,61
3 0,91 5,35 0 0 4,89 0
4 5,81 10,52 4,84 4,85 10,03 2,8
5 0,59 6,75 0,69 2,32 6,3 2,94
6 0 7,17 0 2,76 6,72 3,38
7 -0,4 1,41 -0,28 0 1,23 -0,09
8 1,35 0 0 7,49 1,35 0
9 0 0,69 1,02 5,22 0 0,02
0 0 0 0 0 0 0 Tabla 20. Diferencia de Voltaje de los Nodos del Sistema para Cada Caso
79
Al correr los flujos de carga se obtuvieron variaciones en los niveles de tensión en cada nodo como se presenta en la tabla 19. Al comparar los resultados producto
de la diferencia entre el voltaje en los nodos del s istema original con el voltaje en
los nodos para cada uno de los casos base se obtuvo que esta diferencia es
negativa, lo que se resume en aumento en el nivel de tensión de los nodos del sistema. Este efecto se considera positivo para el caso de estudio. Adicionalmente
se puede constatar que en la mayoría de los casos de estudio la tensión del
sistema (voltaje por unidad) cumple con los requerimientos técnicos (voltaje 3%PU) según los datos suministrados en la tabla 20.
Nodo ∆Ø (°) GD 1 ∆Ø (°) GD 2 ∆Ø (°) GD 3 ∆Ø (°) GD 4 ∆Ø (°) GD 5 ∆Ø (°) GD 6
1 -9,5 -4,7 -13,6 -7 -17,7 -16,2
10 -9 -5,1 -12,8 -7,1 -16,8 -15,4
11 -8,9 -3,8 -12,8 -7 -16,7 -15,3
12 -9,2 -4,6 -13,4 -7,1 -17,7 -15,9
13 -8,9 -4,8 -12,8 -7,1 -16,8 -15,4
2 -6,3 -5,8 -10,7 -8,5 -11,2 -11,9
3 -6,8 -6,3 -11 -9,7 -11,1 -12
4 -10,1 -10 -8,1 -6,7 -7,8 -9,1
5 -6,5 -6,3 -10,9 -8,5 -11,2 -11,9
6 -6,5 -6,5 -11 -8,5 -11,2 -11,9
7 -2,6 -2,4 -4,6 -4,5 -4,7 -5
8 -9,5 -4,4 -13,7 -7 -17,6 -16,1
9 -8,9 -4,8 -12,8 -7 -16,7 -15,3
0 0 0 0 0 0 0
Tabla 21. Diferencia del Ángulo de Fase Respecto al Sistema Original para Cada Caso Base en los Nodos del Sistema.
80
Nodo ∆Ø (°) GD 1 ∆Ø (°) GD 2 ∆Ø (°) GD 3 ∆Ø (°) GD 4 ∆Ø (°) GD 5 ∆Ø (°) GD 6
1 -9,5 -4,7 -8,8 -15,4 -4,7 -6,2
10 -9 -5,1 -8,9 -14,6 -4,9 -6,3
11 -8,9 -3,8 -8,7 -14,5 -4,8 -6,2
12 -9,2 -4,6 -8,7 -15 -4,4 -6,2
13 -8,9 -4,8 -8,8 -14,5 -4,8 -6,2
2 -6,3 -5,8 -6,3 -8,5 -5,8 -5,1
3 -6,8 -6,3 -6,4 -7,7 -6,3 -5,4
4 -10,1 -10 -9,6 -11 -9,9 -8,6
5 -6,5 -6,3 -6,6 -9 -6,3 -5,6
6 -6,5 -6,5 -6,7 -9,2 -6,5 -5,8
7 -2,6 -2,4 -2,5 -2,6 -2,4 -2,1
8 -9,5 -4,4 -8,6 -15,3 -4,7 -6,2
9 -8,9 -4,8 -8,7 -14,5 -4,8 -6,2
0 0 0 0 0 0 0 Tabla 22. Diferencia de Ángulo de Fase del Sistema para Cada Caso Base.
Los resultados presentados en la tabla 21,) reflejan el cambio en el ángulo de fase
producto de la incorporación de las nuevas unidades de GD al s istema, además se
produce un cambio considerable en la operación del sistema .Este cambio es
evidente en los resultados de la tabla 22,por medio del cual se comprueba que
para la mayoría de los casos y de los nodos del s istema se cumplen los requerimientos de fase para unidades de GD con capacidad de 1.5 MW (menor a
10º).
81
Nodo Sobrev oltaje Caso 1
Sobrev oltaje Caso 2
Sobrev oltaje Caso 3
Sobrev oltaje Caso 4
Sobrev oltaje Caso 5
Sobrev oltaje Caso optimo
1 0 0 0 Nodo 1 0 0
10 0 0 0 Nodo 10 0 0
11 0 0 0 Nodo 11 0 0
12 0 0 0 Nodo 12 0 0
13 0 0 0 Nodo 13 0 0
2 0 0 0 0 0 0
3 0 Nodo 3 0 0 0 0
4 Nodo 4 Nodo 4 0 0 Nodo 4 0
5 0 Nodo 5 0 0 Nodo 5 0
6 0 Nodo 6 0 0 Nodo 6 0
7 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 Nodo 8 0 0
9 0 0 0 Nodo 9 0 0
0 0 0 0 0 0 0 Tabla 23. Nodos con Sobrevoltaje para Cada Caso Base.
La tabla 23, muestra los nodos con sobrevoltaje del sistema debido a la incorporación de sistemas de GD de manera aleatoria. De los datos obtenidos se
encontró que en solo un caso de los planteados se cumple totalmente con los
requerimientos de voltaje, es decir el voltaje está entre el rango de 97% a 103% Pu, s in la incorporación de elementos adicionales para regular el nivel de tensión.
Adicionalmente el caso propuesto como optimo cumple perfectamente con los
requerimientos técnicos de voltaje, comprobando así que siguiendo la metodología
para instalación y operación de unidades de GD, es posible cumplir con los requisitos más importantes.
82
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso optimo
Diferencia en Perdidas en el sistema en MW
-0,112 -0,021 -0,078 -0,338 -0,033 1,141
Tabla 24. Diferencia de Pérdidas Entre el Sistema Original y los Caso s Base.
Como resultado de las simulaciones para cada escenario aleatorio se obtuvo que al incorporar unidades de GD de forma aleatoria, tanto en ubicación como en
capacidad, las perdidas en el sistema aumentan un poco, no obstante las
condiciones operativas mejoran como se vio en resultados anteriores. Del mismo
modo el caso optimo arrojo como resultado una reducción en perdidas muy alta
como se presenta en la tabla 24, cumpliendo con los parámetros técnicos
relevantes.
4.3.4 Análisis de Resultados
Del análisis eléctrico realizado en anteriormente se puede comprobar que las
unidades de GD que se conectan al sistema de distribución de prueba, cumplen
con gran parte de los requerimientos técnicos y operativos necesarios para su
correcta instalación. En la primera serie de simulaciones se obtuvo un cambio
mínimo en los parámetros de importancia del sistema como es la tensión en los
nodos, especialmente se obtuvo que el nodo 9 presentaba las fluctuaciones de
tensión más altas en promedio la cual es de -16.35% en PU. Este valor obtenido
modifica el sistema de forma positiva elevando los niveles de tensión y
acercándolos a 100% Pu, con lo cual se puede comprobar que cumple con los
requerimientos de voltaje.
La diferencia de fase del voltaje del sistema tiene un comportamiento similar. Ya
que en todos los casos estudiados la cantidad de nodos con sobrevoltaje
83
disminuía con respecto a la diferencia de fases del s istema original, en el cual se
tenían 13 nodos con Sobrevoltaje. La cantidad de nuevos nodos con Sobrevoltaje disminuye de manera s ignificativa, estos casos permiten constatar que para
sistemas reales si se hace un estudio detallado de la ubicación y de los nodos más
sensibles del sistema es posible cumplir con los requerimientos técnicos mínimos
necesarios para la instalación de nuevas unidades de GD, de lo contrario es necesario rediseñar o hacer las modificaciones respectivas al sistema como se
mostro en el diagrama de flujo de la metodología.
La segunda serie de simulaciones arroja resultados interesantes sobre el
comportamiento del SDL al instalar varias unidades de GD en los diferentes nodos
del s istema. Se puede comprobar que tanto la capacidad como la ubicación de
nuevos sistemas de GD, tienen una incidencia importante, debido a su efecto
sobre los flujos de potencia en el SDL, que pueden llevar a una reducción o
aumento de las pérdidas del sistema. Los otros impactos se causan sobre la
magnitud de la tensión en los nodos y los ángulos de fase. Los resultados muestran una mejoría en las tensiones en los nodos en la gran mayoría de los 5
casos simulados. De igual manera sucede con la fase de la onda de tensión. En el
20% de los casos estudiados no hay sobrevoltaje en ninguno de los nodos del sistema de prueba en comparación con el s istema inicial el cual presenta
bastantes problemas de regulación de voltaje en todos los nodos. Adicionalmente
en los casos restantes se obtiene que la cantidad de nodos sobrecargados es
menor que la del sistema original.
Por último se desarrollo el caso óptimo siguiendo los pasos presentados en la
metodología del capítulo 4 y teniendo en cuenta que el estudio de conexión se hizo recursivamente con el fin de cumplir los requerimientos técnicos. De este
caso se puede concluir que a través de la correcta selección y definición de la
capacidad y ubicación producto de un buen estudio de conexión se puede obtener
el permiso para instalar y operar s istemas de GD en Colombia
84
5 CONCLUSIONES
Apartir de las revis iones y estudios realizados en este trabajo, se propuso una
metodologia basada en metodos heuristicos para la conexión y operación de
sistemas de GD en Colombia. Ésta fue verificada mediante simulaciones en
sistemas de prueba sencillos (s istema de distribucion radial IEEE de 13 nodos), con el objetivo de comprobar el correcto desempeño de los s istemas y el
seguimiento de los parametros técnicos mínimos nesesarios, por parte de las
unidades de GD. Además, se verificó la pertiencia y funcionalidad de los esquemas de conexión al SDL en el contexto colombiano.
A su vez corroboró que recurrir a la experiencia internacional es una buena
alternativa para ampliar el estudio de la normatividad alrededor de la GD en
Colombia, pues ésta permite complementar las normas exis itentes o crear nuevas
según el país lo requiera. Adicionalmente, se puede concluir que la GD puede
tener un impacto muy positivo a mediano y largo plazo para el sector electrico, especialmente en Colombia, gracias al gran potencial de energética eólica y solar
con que cuenta el país.
Por otra parte la incorporación de sistemas de GD en Colombia, permitiría mejorar
el Sistema de Interconexión Nacional, por medio del sistema de distribucion local,
en terminos de respaldo eficiente a la red, manejo eficiente de los recursos
energéticos, disminucion de perdidas del s istema (en algunos casos) y desarrollo
sostenible de la actividad. Ésto ayudaría a cumplir con los estandares
internacionales de emision de gases de efecto invernadero y ruido.
De los resultados obtenidos se puede constatar que es posible cumplir con los
requerimientos tecnicos minimos, nesesarios para la conexión y operación de los
sistemas de GD; no obstante, los analis is tambien muestran que en casos
particulares es necesario hacer estudios mas detallados respecto a la ubicación de
la unidad de GD, con el fin de cumplir estos requermimientos y no afectar de
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manera negativa el SDL. Es por esto que es indispensable que tanto el distribuidor
como la UPME, creen mecanismos que incentiven la incorporacion de sistemas de GD, pero que a su vez sean estrictos a la hora de aprobar los estudios de conexión
para la incorporacion de nuevas unidades de GD. Lo anterior con el fin de
beneficar el s istema y abrir el mercado energetico, al crear nuevas oportunidades
de negocio que incentiven la inversion privada en mayor escala.
El reto a corto plazo es resolver los aspectos ténicos que presentan mayor
difucultad a la hora de aprobar la operación de las unidades de GD, por parte del distribuidor y de la UPME. Estas dificultades estan estrechamente relacionadas con
la coordinacion de protecciones, pues éstas deben cumplir correctamente con los
tiempos de despeje de correintes de falla y de igual manera deben permitir el
mantenimiento del SDL de manera segura para los operarios.
Como conclución, este estudio permitió constatar que la incorporacion de sistemas
de GD a la red de distribución por parte de desarrolladores de proyectos, usuarios o el mismo operador de red, puede ser posible por medio de la metodologia
planteada y haciendo un estudio de conexión que cumpla con los requerimientos
tecnicos minimos nesesarios. Teniendo en cuenta que seria necesario crear un documento guia que reuna todos los temas concernientes a la conexión y
operación de sistemas de GD, basado en los requerimientos tecnicos de operación
e instalacion y la metodologia propuesta anteriormente para Colombia. También
habria que considerar las conclusiones de algunos trabajos españoñes, en las
cuales se propone la creación de un Operador del sistema de distribución.
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6 REFERENCIAS
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