contrato de prestación de servicios de consultoría … cpsc 1642013... · en estas redes en...
TRANSCRIPT
Contrato de Prestación de Servicios de Consultoría CPSC 164/2013
Cooperación Canadiense 82/2003
“Determinación de Costos de Transporte de Energía Reactiva en el
Sistema Interconectado Nacional – SIN”
Memorias del Taller Técnico de Difusión de Resultados
Documento 5112326237-04
Revisión 0
Universidad Tecnológica de Pereira
Pereira – Colombia
Julio 22 de 2014
ÍNDICE DE MODIFICACIONES
Índice de revisión Sección modificada Fecha Observaciones
0 --- Julio 22 de 2014 Versión original
REVISIÓN Y APROBACIÓN
Número de revisión 0
Responsable por
elaboración Nombre Harold Salazar
Firma
Responsable por
elaboración Nombre Carlos J. Zapata
Firma
Responsable por
elaboración Nombre Alejandro Garcés
Firma
Responsable por
elaboración Nombre Geovanny Marulanda
Firma
Responsable por
elaboración Nombre Carlos S. Saldarriaga
Firma
Responsable por
elaboración Nombre Juan G. Valenzuela
Firma
Responsable por
revisión Nombre Harold Salazar
Coordinador del
Proyecto Firma
Responsable por
revisión Nombre Carlos J. Zapata
Director del Proyecto Firma
Fecha Julio 22 de 2014
GRUPO DE INVESTIGACIÓN PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS
Fundado en el año 1999 por el Ingeniero Ramón Alfonso Gallego Rendón, tiene como misión desarrollar,
mejorar y aplicar conocimiento en el área de sistemas eléctricos de potencia para transferirlo a la comunidad
académica y a las empresas del sector eléctrico.
Sus principales áreas de trabajo son:
Planeamiento de sistemas de transmisión de energía eléctrica
Planeamiento de sistemas de distribución de energía eléctrica
Confiabilidad de sistemas eléctricos
Calidad de la potencia
Investigación de operaciones y optimización matemática
Mercados de electricidad y gas natural
Energías alternativas
Redes inteligentes
ABREVIATURAS UTILIZADAS EN ESTE DOCUMENTO
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
fp Factor de potencia
GP Grupo de investigación Planeamiento en Sistemas Eléctricos
OLADE Organización Latinoamericana de Energía
OR Operador de Red
STN Sistema de Transmisión Nacional
STR Sistema de Transmisión Regional
UPME Unidad de Planeación Minero - Energética
UTP Universidad Tecnológica de Pereira
0
Determinación de Costos de Transporte de Energía
Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Universidad Tecnológica de Pereira
Memorias del taller técnico
de difusión de resultados Julio 22 de 2014
TABLA DE CONTENIDO
Página
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 1
2. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO .......................................................................................................... 3
3. MEMORIAS DEL TALLER ............................................................................................................... 4
1
Determinación de Costos de Transporte de Energía
Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Universidad Tecnológica de Pereira
Memorias del taller técnico
de difusión de resultados Julio 22 de 2014
1. INTRODUCCIÓN
El día 06 de noviembre del 2013 la OLADE y la UTP firmaron el contrato de prestación de servicios de
consultoría CPSC 164/2013 cuyo objeto es analizar la asignación de responsabilidades en la gestión del
transporte de la energía reactiva en el STN y en los STR y efectuar las recomendaciones que se consideren
pertinentes con el fin de mantener o mejorar la señal de eficiencia de la red a través del control del transporte
de energía reactiva. El estudio se inició de manera formal el día 19 de febrero del 2014 con la firma del acta
de inicio.
El alcance de este estudio incluye, sin limitarse a ello, al desarrollo de los siguientes objetivos:
1. Revisión de las responsabilidades para los transmisores y operadores de red
La UTP debe documentar y analizar las responsabilidades asignadas en el marco regulatorio actual para
los transmisores nacionales y los OR frente a la gestión de la potencia reactiva en las redes que operan.
2. Análisis técnico del flujo de potencia reactiva en el STN y STR
Con base en la información disponible del STN y de los STR, la UTP debe analizar mediante el uso de
programas computacionales de modelamiento de redes el comportamiento de los flujos de energía reactiva
en estas redes en aplicación de la regulación actual, efectuando análisis de sensibilidad respecto de las
modificaciones o cambios de condiciones del sistema (cambio de taps, apertura o cierre de interruptores,
etc.)
Las simulaciones deben considerar como mínimo la operación del sistema en condiciones de demanda
máxima, mínima y media, así como la información de despacho real de cinco horas en los que se presentó
la máxima transferencia de potencia reactiva y cinco horas en los que se presentó la mínima transferencia
de potencia reactiva durante el año 2012. Para la determinación de las simulaciones en condiciones de
demanda media se podrá tomar la fecha representativa que se considere apropiada.
En las simulaciones que se realicen, la UTP debe identificar los puntos de condiciones operativas en el
STN y los STR que ocasionan pagos por el transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la
regulación vigente.
Los análisis adelantados deben incluir los requerimientos de compensaciones o suministro de energía
reactiva en los sistemas, resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0,95
para la demanda. En cada caso se debe cuantificar las pérdidas de energía y evaluar la conveniencia de
exigir de un factor de potencia superior al vigente.
3 Recopilación de la normatividad de energía reactiva en otros países
Se debe efectuar una compilación de la reglamentación sobre el tratamiento del transporte de energía
reactiva en 10 países distintos a Colombia, realizar comparaciones de los principales aspectos y
documentar las diferencias respecto de la reglamentación nacional.
4 Identificación de alternativas regulatorias.
Acorde con los aspectos técnicos encontrados como resultado de las simulaciones de que trata el numeral
1 y con base en la información recopilada, según lo solicitado en el numeral 3, proponer un esquema
alternativo para desincentivar el transporte de energía reactiva en Colombia y la asignación de
responsabilidades frente a su gestión.
2
Determinación de Costos de Transporte de Energía
Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Universidad Tecnológica de Pereira
Memorias del taller técnico
de difusión de resultados Julio 22 de 2014
Para el cumplimiento de los objetivos anteriormente expuestos, la UTP deberá efectuar las siguientes
actividades además de otras que considere necesarias para lograr los alcances asociados al desarrollo del
proyecto:
1. Documentar y analizar las responsabilidades asignadas en el marco regulatorio actual para los
transmisores nacionales y los OR frente a la gestión de la potencia reactiva de las redes que operan.
2. Analizar mediante el uso de programas computacionales de modelamiento de redes el comportamiento de
los flujos de potencia reactiva en estas redes en aplicación de la regulación actual efectuando análisis de
sensibilidad respecto de modificaciones o cambios de condiciones del sistema (Cambio de taps, apertura o
cierre de interruptores, etc.)
3. En base a los resultados obtenidos del numeral anterior, la UTP debe identificar los puntos y condiciones
operativas en el STN y en los STR que ocasionan pagos por el transporte en exceso de energía reactiva de
acuerdo con la regulación vigente.
4. Identificar los requerimientos de compensaciones o suministro de energía reactiva en los sistemas
resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0,95 para la demanda. En
cada caso se debe cuantificar las pérdidas de energía y evaluar la conveniencia de exigir un factor de
potencia superior al vigente
5. Efectuar una compilación de la reglamentación sobre el tratamiento del transporte de energía reactiva en
10 países distintos a Colombia, realizar comparaciones de los principales aspectos y documentar las
diferencias respecto de la reglamentación nacional.
6. Proponer un esquema alternativo para desincentivar el transporte de energía reactiva en Colombia y la
asignación de responsabilidades frente a su gestión.
7. Planificación, coordinación y realización del taller técnico de difusión de resultados en Colombia, con la
participación de técnicos y autoridades de Colombia y OLADE.
Este informe contiene las memorias del taller técnico de difusión de resultados.
3
Determinación de Costos de Transporte de Energía
Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Universidad Tecnológica de Pereira
Memorias del taller técnico
de difusión de resultados Julio 22 de 2014
2. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO
El Taller técnico de difusión de resultados obtenidos en el desarrollo del contrato CPSC 164/2013 se realizó el
día martes 22 de julio de 2014 en las instalaciones de la CREG en la ciudad Santafé de Bogotá, Colombia y
contó con la asistencia de 20 personas pertenecientes a CREG, UPME, OLADE y UTP. En la Figura 1 se
presenta el registro de asistentes.
Figura 1. Registro de asistentes al taller de difusión de resultados
4
Determinación de Costos de Transporte de Energía
Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Universidad Tecnológica de Pereira
Memorias del taller técnico
de difusión de resultados Julio 22 de 2014
3. MEMORIAS DEL TALLER
A continuación se anexa la presentación realizada a los asistentes al taller.
1
Presentación Taller Técnico de Difusión de Resultados
Contrato de Prestación de Servicios de Consultoría CPSC 164/2013Cooperación Canadiense 82/2003
Determinación de Costos de Transporte de Energía Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional – SIN
Grupo de Investigación Planeamiento de Sistemas EléctricosUniversidad Tecnológica de Pereira
Bogotá, Julio 22 de 20142
Contenido de la presentación
1.Grupo de investigación y equipo de trabajo
2.Objetivo, alcances y entregables del estudio
3.Marco computacional para el desarrollo del estudio
4.Principales resultados computacionales
5.Recopilación normatividad internacional
6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
7.Comentarios finales
3
Contenido de la presentación
1.Grupo de investigación y equipo de trabajo
2.Objetivo, alcances y entregables del estudio
3.Marco computacional para el desarrollo del estudio
4.Principales resultados computacionales
5.Recopilación normatividad internacional
6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
7.Comentarios finales
4
1. Grupo de investigación y equipo de trabajo
5
Fundado en el año 1999 por el Ingeniero Ramón Alfonso Gallego Rendón, tiene como misión desarrollar,mejorar y aplicar conocimiento en el área de sistemas eléctricos de potencia para transferirlo a la comunidadacadémica y a las empresas del sector eléctrico.
Sus principales áreas de trabajo son:
• Planeamiento de sistemas de transmisión de energía eléctrica
• Planeamiento de sistemas de distribución de energía eléctrica
• Confiabilidad de sistemas eléctricos
• Calidad de la potencia
• Investigación de operaciones y optimización matemática
• Mercados de electricidad y gas natural
• Energías alternativas
• Redes inteligentes
Grupo de Investigación Planeamiento de Sistemas Eléctricos
1. Grupo de investigación y equipo de trabajo
6
Equipo de trabajo
• Carlos Julio Zapata, PhD
• Harold Salazar Isaza, PhD
• Alejandro Garcés, PhD
• Geovanny Marulanda, MSc
• Carlos A. Saldarriaga Cortés, PhD(c)
• Juan G. Valenzuela, MSc(c)
Contenido de la presentación
1.Grupo de investigación y equipo de trabajo
2.Objetivo, alcances y entregables del estudio
3.Marco computacional para el desarrollo del estudio
4.Principales resultados computacionales
5.Recopilación normatividad internacional
6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
7.Comentarios finales
7
Objetivo del estudio
Analizar la asignación de responsabilidades en la gestión del transporte de la energía reactiva enel STN y en los STR y efectuar las recomendaciones que se consideren pertinentes con el fin demantener o mejorar la señal de eficiencia de la red a través del control del transporte deenergía reactiva.
2. Objetivo, alcances y entregables del estudio
8
Alcances del estudio
1. Revisión de las responsabilidades para los transmisores y operadores de red• Recopilación normatividad colombiana vigente.
2. Análisis técnico del flujo de potencia reactiva en el STN y STR• Analizar la operación del sistema en condiciones de demanda máxima, mínima y
media y de cinco horas en los que se presentó la máxima y mínima transferencia depotencia reactiva.
• Identificar los puntos de condiciones operativas en el STN y los STR que ocasionanpagos por el transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la regulaciónvigente.
• Efectuar análisis de sensibilidad respecto de las modificaciones o cambios decondiciones del sistema (cambio de taps, apertura o cierre de interruptores, etc.)
• Analizar el efecto de un factor de potencia igual a 0.95 para la demanda.
2. Objetivo, alcances y entregables del estudio
9
Alcances del estudio
3. Recopilación de la normatividad de energía reactiva en otros países• Se debe efectuar una compilación de la reglamentación sobre el tratamiento del
transporte de energía reactiva en 10 países distintos de Colombia, realizarcomparaciones de los principales aspectos y documentar las diferencias respecto de lareglamentación nacional.
4. Identificación de alternativas regulatorias• Acorde con los aspectos técnicos encontrados como resultado de las simulaciones de
que trata el numeral 1 y con base en la información recopilada, según lo solicitado enel numeral 3, proponer un esquema alternativo para desincentivar el transporte deenergía reactiva en Colombia y la asignación de responsabilidades frente a su gestión.
2. Objetivo, alcances y entregables del estudio
10
Entregables del estudio
1.Documento 1: Documento con la Revisión de las responsabilidades para los transmisores yoperadores de red
2.Documento 2: Documento con el análisis técnico del flujo de potencia reactiva
3.Documento 3: Recopilación de la normatividad de energía reactiva en otros países ypropuesta regulatoria
4.Documento 4: Memorias taller de difusión
2. Objetivo, alcances y entregables del estudio
11
Contenido de la presentación
1.Grupo de investigación y equipo de trabajo
2.Objetivo, alcances y entregables del estudio
3.Marco computacional para el desarrollo del estudio
4.Principales resultados computacionales
5.Recopilación normatividad internacional
6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
7.Comentarios finales
12
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
El marco computacional para el desarrollo del estudio analiza y desarrolla los siguientesaspectos:
3.1. Descripción de la información disponible
3.2. Análisis de la información disponible
3.3. Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación
13
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.1 Descripción de la información disponible
Este estudio dispone de la siguiente información:
•Despacho y redespacho programado del SIN y estado del sistema para 8760 horas, informaciónsuministrada por la CREG a través de solicitud enviada a XM.
•Registro de los medidores frontera entre el STN y ORs y entre ORs, información suministradapor la CREG a través de solicitud enviada a XM.
•Ubicación física de los medidores frontera, información suministrada por la CREG con formatoelaborado por la UTP.
14
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.1 Descripción de la información disponible
Informe de los despachos y redespachos horarios del STN, STR y Ecuador desde noviembredel 2012 hasta octubre del 2013. Esta información fue proporcionada por XM.
Nov. 2012 Dic. 2012 Ene. 2013 Oct. 2013
t
Los despachos y redespachos proporcionan los valores de generación horarios (muycercanos a los despachos en tiempo real) y el estado (topología) de la red. Por estado seentiende (entre otros aspectos) los activos que están disponibles e indisponibles en esahora, posición de los taps de los transformadores y elementos de control de reactivos. Entotal se tiene información de despacho y redespacho para 8760 horas.
Información horaria
15
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.1 Descripción de la información disponible
Información de los medidores fronteras entre un OR-STN y entre OR-OR proporcionada por XM.Esta información es una hoja de Excel con las siguientes columnas:
• Código SIC Frontera• Agente Exportador• Agente Importador• Medidor• Factor Propio• Nivel de Tensión• OR Exportador• OR Importador• Municipio• Fecha de Operación• Hora 00 … hora 24
16
La hoja de cálculo tiene en total 231,694 filas y 40 filas para un total de 9,499,454 de celdas.
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.1 Descripción de la información disponible
La información proporcionada por XM no indica la ubicación física del medidor y el elemento dered sobre el cual se está registrando la medida, por tal razón, se elaboró un formato paradeterminar la ubicación física que es necesaria para este estudio. Se elaboraron 19 formatos(hojas de Excel) para igual número de OR con la siguiente estructura:
Instrucciones para el diligenciamiento del formato:
1. Para cada código SIC de medidor favor diligenciar las columnas correspondientes a ese medidor.
2. Utilice los menús desplegables para diligenciar el contenido de la celda, estos menús aparecen una vez ustedde clic sobre la celda.
3. Solo es necesario diligenciar esta hoja de cálculo.
4. Los nombre de las subestaciones de los menús desplegables corresponden a la información registrada en XM.
5. Por favor lea las ayudas de cada columna que se encuentran en recuadros amarillos con el fin de clarificar elobjeto de la información requerida.
OPERADOR DE RED CÓDIGO SIC DELMEDIDOR
Subestación de ubicacióndel Medidor
Subestación destino delelemento
Tipo de elementode red medido
Observaciones
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt00174EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt00107EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt19159EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt19161EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt00160
Formato para el levantamiento de la información de ubicación de medidores fronteras de losoperadores de red
Nombre de la subestación en donde estáfísicamente ubicado el equipo demedida.Seleccione el nombre de la listadesplegable.
En el caso que el medidor se encuentre registrandomedidas de una línea de transmisión, se debereportar el nombre de la otra subestación (diferentea la indicada en la columna D) que se interconectacon esa línea. Seleccione el nombre de la listadesplegable. Deje en blanco esta celda si el medidorregistra la medida de un transformador.
Indique el tipo de elemento sobre el cual seestá registrando la medida. Seleccione el tipode la lista desplegable.
En el campo de observaciones se deberá reportar lo siguiente:1) Para líneas en "T". El nombre (registrado en XM) de la otra subestación(diferente a la subestación indicada en la columna E) a donde llega la líneay cuya medida está siendo registrada con el medidor indicado en lacolumna C.2) Cualquier otra observación que considere relevante para determinar laubicación de la frontera y/o su registro de medida.
17
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
18
3.2 Análisis de la información disponible
Con lo información disponible, se realizó un estudio de correlación con el fin de establecer si los valoresregistrados por lo medidores frontera son similares a los registrados por las simulaciones. En caso de existirtal similitud, entonces se puede concluir que las simulaciones representan adecuadamente elcomportamiento del sistema real y con base en ellas se harán los análisis de este estudio.
Medidor frontera iP: Potencia activaQ: Potencia reactiva
ORk ORj
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
19
3.2 Análisis de la información disponible
Correlación entre medidas y simulaciones para P y Q
-1 -0.5 0 0.5 1-1
-0.8
-0.6
-0.4
-0.2
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
CorrPi
Cor
rQi
Correlacion entre medidas y simulaciones para P y Q
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
20
3.2 Análisis de la información disponible
CantidadCaso 1: Fronteras con correlaciones ubicadas en el I cuadrante 122 76%Caso 2: Fronteras con correlaciones ubicadas en el II y IV cuadrante 12 7%Caso 3: Fronteras con correlaciones indeterminada 27 17%
Total 161 100%
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
21
3.2 Análisis de la información disponible
En resumen:
1.El 75% de los medidores (122 de 161) presentan una correlación positiva tanto en P como en Q.
2.El 42% de los medidores (68 de 161) presentan una correlación alta y moderada en el primer cuadrante.
3.El 33% de los medidores (42 de 161) presentan una correlación baja o nula.
4.El 17% de los medidores (27 de 161) presenta una correlación que se indetermina.
En conclusión:
Se puede concluir que las simulaciones representan adecuadamente el comportamiento del sistema real ycon base en ellas se harán los análisis de este estudio.
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación
Este estudio desarrolla una herramienta computacional para procesar y analizar la información disponiblecon el objeto de alcanzar los requerimientos establecidos en los alcances de este estudio. La herramientautiliza las siguientes aplicaciones:
22
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación
¿Qué tipos de análisis permite la herramienta computacional desarrollada?
Permite:
1. Seleccionar la opciónde analizar lasvariables producto desimulación o registroreal de los medidores
• Simulaciones• Medición real
2. Analizar por medidor, porOR o todo el país
• Medidor• Nodo• OR• País
3. Analizar pagos porhorario, consolidadopor día o por mes
• Hora• Consolidados por día• Consolidados por mes
Ejemplos:1.Analizar el flujo de reactivos por hora, de un medidor, con los datos de simulaciones2.Analizar el flujo de reactivos consolidado por día, para un OR, con los datos de las simulaciones3.Analizar el flujo de reactivos consolidado por mes, de todo el país, con los datos de simulaciones
23
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación
¿Qué ventajas tiene esta flexibilidad de análisis?
La razón para diseñar este enfoque analítico es tener un mapa completamente detallado del flujos de energíareactiva en el país y con esto poder realizar inferencias sobre sus comportamientos.
24
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación
¿Cómo se visualiza la información del simulador?
Antes de indicar la forma como se muestran los resultados de la herramienta computacional, es necesariodefinir la variable “DeltaQ” que será utilizada en a lo largo de toda esta presentación.
P
Q
Línea de factor de potencia 0.9
Condición de factor de potencia queNO genera exceso de reactivos
Condición de factor de potenciaque genera exceso de reactivos
DeltaQ
25
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación
La variable “DeltaQ” es:
1.La cantidad de potencia reactiva (en MVAr o en por unidad) que genera condiciones de exceso de reactivos,en otras palabras, es la potencia reactiva por encima de la línea de factor de potencia 0.9.
2.La respuesta a la pregunta ¿qué tanta potencia reactiva está generando condiciones para que los reactivossean penalizados?
P
Q
DeltaQ
26
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación
Diagrama dedispersión defactores depotencia
Curva deduración CER
DeltaQ através deltiempo
Histogramade DeltaQ
27
-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40-30
-20
-10
0
10
20
30
Diagrama de dispersión de fpFront:OR3-OR11; Med:Frt10520; Línea: Caqueza - La Reforma 1 115; Dir:21
P [MW]
Q [
MV
Ar]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
5
10
15
20
25
30
35NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13
Horas
Del
taQ
[M
VA
r]
DeltaQ a través del tiempo
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000
5
10
15
20
25
30Curva de duración de CER
Horas
Del
taQ
[M
VA
r]
0 5 10 15 20 25 300
100
200
300
400
500
600Histograma de DeltaQ
DeltaQ [MVAr]
Fre
cuen
cia
3. Marco computacional para el desarrollo del estudio
3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y el análisis de lainformación
¿Qué permite analizar cada curva?
1.Diagrama de dispersión de factores de potencia: Visualiza todos los factores de potenciahorarios registrados por un medidor u obtenidos por las simulaciones para un periodo detiempo.
2.Curva de duración de exceso de reactivos: Establece la cantidad de horas en que sepresentaron condiciones de exceso de reactivos o valores positivos de DeltaQ. Igualmentepermite determinar la magnitud de esos excesos.
3.Distribución de DeltaQ a través del tiempo: Permite visualizar como se originaron los excesosa través del tiempo.
4.Histograma de los valores DeltaQ: Permite determinar la posible existencia de unadistribución de probabilidad de los valores DeltaQ y la densidad de distribución de los datos.
28
Contenido de la presentación
1.Grupo de investigación y equipo de trabajo
2.Objetivo, alcances y entregables del estudio
3.Marco computacional para el desarrollo del estudio
4.Principales resultados computacionales
5.Recopilación normatividad internacional
6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
7.Comentarios finales
29
4. Principales resultados computacionales
Recapitulando los alcances requeridos del análisis de flujos de potencia reactiva:
• Simular la operación para condiciones de demanda máxima, mínima y media, así como lainformación de despacho real de cinco horas en los que se presentó la máxima transferenciade potencia reactiva y cinco horas.
• Identificar los puntos de condiciones operativas en el STN y los STR que ocasionan pagos porel transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la regulación vigente.
• Efectuar análisis de sensibilidad respecto de las modificaciones o cambios de condiciones delsistema (cambio de taps, apertura o cierre de interruptores, etc.)
• Establecer los requerimientos de compensaciones o suministro de energía reactiva en lossistemas, resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0.95para la demanda.
30
4. Principales resultados computacionales
¿Cómo se logran estos alcances?
1. Se determinaron los flujos de potencia activa y reactiva en todo el país con los valores deldespacho y redespacho programado para las 8760 horas.
2. Se caracterizó el país para presentación de los resultados.
3. Con las simulaciones, la caracterización y la herramienta computacional desarrollada seanaliza:
• El comportamiento de los flujos de energía por todo el país.
• El comportamiento de la interconexión con Ecuador.
• Las regiones en donde se están presentando un número significativo de condiciones de exceso dereactivos.
• Las sensibilidad en las regiones del sistema identificadas con condiciones de exceso de reactivos.
• El impacto de factor de potencia a 0.95 en atraso en la demanda en las pérdidas del sistema.
31
4. Principales resultados computacionales
4.1 Caracterización del paísEsta representación indica la existencia de por lo menos una frontera comercial entre dos ORs o entre el ORy el STN (circulo 24). La figura solo indica la existencia de la frontera y no muestra la ubicación física nicuantos medidores frontera existen entre ORs o entre el OR y el STN.
24
23 22
21
20
1918
17
16
15
1413
11
10
9
8
7
6
5
4 3
2
112
32
4. Principales resultados computacionales
4.1 Caracterización del país
ID Nombre ID Nombre
1 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR 13 EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
2 ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 14 EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
3 CODENSA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 15 CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
4 EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 16 EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
5 CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 17 EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
6 COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP - DISTRIBUIDOR 18 EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
7 EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 19 EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
8 CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 20 ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
9 ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 21EMPRESA DE ENERGIA ELECTRICA DEL DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE S.A.
E.S.P. - DISTRIBUIDOR10 COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 22 EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR
11 ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 23 EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. - DISTRIBUIDOR (Intervenida)
12 ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 24 SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL - TRANSPORTADOR
33
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – valores DeltaQHora Día
Mes
34
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000
50
100
150
Delta
Q [M
VAr]
NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13
Hora
Agregado país
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
5
10
15
Cant
idad
de
CER
NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13
Hora
Agregado país
50 100 150 200 250 300 350
500
1000
1500
2000
2500
Del
taQ
[MV
Ar]
NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13
Día
Agregado país
50 100 150 200 250 300 350
50
100
150
200
250
Can
tidad
de
CE
R
NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13
Dia
Agregado país
NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT130
10
20
30
40
50
Delta
Q [G
VAr]
Mes
Agregado país
NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT130
2
4
6
Cant
idad
de
CER
(mile
s)
Mes
Agregado país
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – valores DeltaQ
35
De las gráficas anteriores se evidencia lo siguiente:
1.Para todas las horas de todos los días de estudio se presentaron (en por lo menos un medidor) condicionespor exceso de reactivos. En otras palabras, en todas las horas se presentaron (en por lo menos en un puntodel STN y STRs) factores de potencia menores a 0.9 inductivos.
2.Se evidencia que existen dos meses (marzo y abril) con la mayor cantidad de exceso de reactivos y un mescon la mayor cantidad de CER; infortunadamente no existe información en la base de datos que permitaexplicar ese comportamiento. Asimismo, la ventana de tiempo disponible no permite realizar un análisis deestacionalidad que pueda explicar esos incrementos.
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – valores DeltaQ
36
Valores horarios cantidad de CER y DeltaQ
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180-2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
DeltaQ [MVAr]
Can
tidad
de
CE
R
Valores horarios cantidad de CER y DeltaQ
Baja demandaMedia demandaAlta demanda
De la gráfica: La mayor cantidad de cantidad CER y DeltaQ corresponden a valores en la franja de bajademanda del sistema con lo cual se puede inferir que existe un considerable flujo de energía de reactiva enhoras nocturnas.
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – áreas operativas con exceso de reactivos
24
2322
21
20
1918
17
16
15
1413
11
10
9
8
7
6
5
4 3
2
112
Frontera 1: OR1-OR4 (0);Frontera 2: OR1-OR19 (166);Frontera 3: OR3-OR4 (0);Frontera 4: OR3-OR10 (6929);Frontera 5: OR3-OR11 (4758);Frontera 6: OR3-OR16 (4996);Frontera 7: OR4-OR12 (0);Frontera 8: OR4-OR14 (0);Frontera 9: OR5-OR7 (3866);Frontera 10: OR5-OR10 (753);Frontera 11: OR5-OR17 (31288);Frontera 12: OR5-OR18 (4);Frontera 13: OR6-OR7 (7712);Frontera 14: OR6-OR15 (39);Frontera 15: OR7-OR13 (0);Frontera 16: OR9-OR10 (128);Frontera 17: OR9-OR20 (851);Frontera 18: OR11-OR21 (0);
37
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – áreas operativas con exceso de reactivos
Frontera 1: OR1-OR4 (0);Frontera 2: OR1-OR19 (166);Frontera 3: OR3-OR4 (0);Frontera 4: OR3-OR10 (6929);Frontera 5: OR3-OR11 (4758);Frontera 6: OR3-OR16 (4996);Frontera 7: OR4-OR12 (0);Frontera 8: OR4-OR14 (0);Frontera 9: OR5-OR7 (3866);Frontera 10: OR5-OR10 (753);Frontera 11: OR5-OR17 (31288);Frontera 12: OR5-OR18 (4);Frontera 13: OR6-OR7 (7712);Frontera 14: OR6-OR15 (39);Frontera 15: OR7-OR13 (0);Frontera 16: OR9-OR10 (128);Frontera 17: OR9-OR20 (851);Frontera 18: OR11-OR21 (0);
38
0 50 100 150 200
OR1-OR4
OR1-OR19
OR3-OR4
OR3-OR10
OR3-OR11
OR3-OR16
OR4-OR12
OR4-OR14
OR5-OR7
OR5-OR10
OR5-OR17
OR5-OR18
OR6-OR7
OR6-OR15
OR7-OR13
OR9-OR10
OR9-OR20
OR11-OR21
Agregado DeltaQ [GVAr]
Dir 1-2Dir 2-1
0 5 10 15 20 25
OR1-OR4
OR1-OR19
OR3-OR4
OR3-OR10
OR3-OR11
OR3-OR16
OR4-OR12
OR4-OR14
OR5-OR7
OR5-OR10
OR5-OR17
OR5-OR18
OR6-OR7
OR6-OR15
OR7-OR13
OR9-OR10
OR9-OR20
OR11-OR21
Cantidad de CER [miles]
Dir 1-2Dir 2-1
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – conclusiones parciales I
De las gráficas anteriores se evidencia lo siguiente:
1.Existen dos áreas operativas en donde se generaron las mayores condiciones para pago en exceso dereactivos, estas áreas son las que incluyen los OR5 y OR3.
39
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – interconexión con EcuadorEl análisis se realiza sobre las líneas que interconectan la subestación Jamondino. Adicionalmente, se analizael caso del OR6.
40
OR6
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – interconexión con EcuadorLos histogramas de flujo de potencia activa y reactiva por la interconexión muestran que el flujo de potenciaactiva se dirige usualmente desde Colombia hacia Ecuador y el flujo de potencia reactiva desde Ecuadorhacia Colombia
41
-150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 300 3500
10
20
30
40
P [MW]
Frec
uenc
ia
Potencia activa que fluye desde Colombia hacia Ecuador
-100 -50 0 50 100 150 2000
5
10
15
20
Q [MVAr]
Frec
uenc
ia
Potencia reactiva que fluye desde Colombia hacia Ecuador
Histogramas de la potencia activa y reactiva que fluye desde Colombia hacia Ecuador
4. Principales resultados computacionales
42
-100 -50 0 50 100 150 200-70
-60
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
Q Colombia-Ecuador [MVAr]
Q S
an B
erna
rdin
o 11
5/23
0 [M
VA
r]
Relaciones de flujos de potencia reactiva
-150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 300 350-70
-60
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
P Colombia-Ecuador [MW]
Q S
an B
erna
rdin
o 11
5/23
0 [M
VA
r]
Relación de flujo de potencia activa con reactiva
4.2 Resultados numéricos para todo el país – interconexión con EcuadorLos diagramas de dispersión muestran un flujo de potencia reactiva hacia el OR6 a través del transformadorSan Bernardino 230-115.
Relaciones de flujo de potencia reactiva Relaciones de flujo de potencia activa con reactiva
4. Principales resultados computacionales
4.2 Resultados numéricos para todo el país – conclusiones parciales II
De las gráficas anteriores se evidencia lo siguiente:
1.Los histogramas de flujo de potencia activa y reactiva por la interconexión muestran que el flujo depotencia activa se dirige usualmente desde Colombia hacia Ecuador y el flujo de potencia reactiva desdeEcuador hacia Colombia.
2.Igualmente muestra que cuando hay flujo de potencia activa hacia Ecuador se presenta mayor flujo depotencia reactiva hacia el OR6. Las relaciones con Ecuador y los flujos de reactivos hacen pensar que lainterconexión podría explicar la energía en tránsito que está experimentando ese operador.
43
4. Principales resultados computacionales
4.3 Análisis OR5 – análisis por medidor
Una vez identificada los pares de ORs que presentan exceso de reactivos, se procede a realizar un análisisdetallado de ese operador. La siguiente tabla muestra los resultados de la cantidad de CER de los diferentesmedidores entre los OR5 y OR17:
��
��
44
Cantidad de CER Frontera Medidor Elemento Nombre de la línea Dirección
59 OR5-OR17 Frt00189 Línea Dosquebradas - La Rosa 1 115 1_2
3796 OR5-OR17 Frt00190 Línea Dosquebradas - Pavas 115 1_2
8275 OR5-OR17 Frt10346 Línea Cuba - La Rosa 1 115 2_1
390 OR5-OR17 Frt10357 Línea Dosquebradas - Pavas 115 2_1
3124 OR5-OR17 Frt10358 Línea Papeles - Pavas 1 115 2_1
8275 OR5-OR17 Frt00060 Línea Cuba - La Rosa 1 115 2_1
3124 OR5-OR17 Frt10512 Línea Papeles - Pavas 1 115 2_1
390 OR5-OR17 Frt10513 Línea Dosquebradas - Pavas 115 2_1
59 OR5-OR17 Frt10551 Línea Dosquebradas - La Rosa 1 115 1_2
3796 OR5-OR17 Frt10552 Línea Dosquebradas - Pavas 115 1_2
4. Principales resultados computacionales
4.3 Análisis OR5 – análisis por medidor
El diagrama unifilar del OR5-OR17 para efectos de análisis es el siguiente:
45
Z1
Z2
M1
M2
M3
M4M5
M1: Medidor Cuba – La RosaM3: Medidor Dosquebradas - Pavas
4. Principales resultados computacionales
4.3 Análisis OR5 – análisis por medidorLos resultados para el medidor Ftr10346
46
-60 -40 -20 0 20 40 60
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
Diagrama de dispersión de fpFront:OR5-OR17; Med:Frt10346; Línea: Cuba - La Rosa 1 115; Dir:21
P [MW]
Q [
MV
Ar]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000
5
10
15
20NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13
Horas
Del
taQ
[M
VA
r]
DeltaQ a través del tiempo
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 35000
2
4
6
8
10
12
14
16Curva de duración de CER
Horas
Del
taQ
[M
VA
r]
0 2 4 6 8 10 12 14 160
200
400
600
800Histograma de DeltaQ
DeltaQ [MVAr]
Fre
cuen
cia
4. Principales resultados computacionales
47
-60 -40 -20 0 20 40 60 80
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
Diagrama de dispersión de fpFront:OR5-OR17; Med:Frt00190; Línea: Dosquebradas - Pavas 115; Dir:12
P [MW]
Q [
MV
Ar]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
10
20
30
40 NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13
Horas
Del
taQ
[M
VA
r]
DeltaQ a través del tiempo
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 35000
5
10
15
20
25
30
35Curva de duración de CER
Horas
Del
taQ
[M
VA
r]
0 5 10 15 20 25 30 350
100
200
300
400
500
600Histograma de DeltaQ
DeltaQ [MVAr]
Fre
cuen
cia
4.3 Análisis OR5 – análisis por medidorLos resultados para el medidor Ftr00190
4. Principales resultados computacionales
48
4.3 Análisis OR5 – análisis por medidor
De las gráficas anteriores:
1.El exceso de reactivos para el medidor Ftr10346 se debe a problemas de factor de potencia en lademanda agregada ubicada en la subestación Cuba 115.
2.El exceso de reactivos para el medidor Ftr00190 se debe a problemas de factor de potencia y energía entránsito, en el entregable 2 de este estudio, se comprueba la existencia de una energía en tránsito.
4. Principales resultados computacionales
Las maniobras se realizaron sobre cada elemento del sistema que esta en la zona operativa CQR o cercano aella. Para cada elemento se evaluó el impacto de la posición del tap en tres posiciones con el fin de evaluarlos cambio en factor de potencia, por ejemplo:
Tap = 0
Tap = +1
Tap = -1
Cambio del fp: Δfp
Cambio del fp: Δfp
49
4.3 Análisis OR5 – análisis de sensibilidad respecto a las maniobras
4. Principales resultados computacionales
Los elementos sobre los cuales se realizó el cambio (t = 0, t = +1, t = -1) son los siguientes:
50
Reactor Virginia T1 1-2 50 MVArReactor Virginia-San Carlos 1 84 MVArTransformador Gen. Dorada 115/13.2Transformador Gen. Esmeralda 115/13.8 1Transformador Gen. Esmeralda 115/13.8 2Transformador Gen. Insula 115/33Transformador Gen. Insula 3 33/4.2Transformador Gen. Insula 33/4.2 1Transformador Gen. Insula 33/4.2 2Transformador Gen. La Miel 240/13.8 1Transformador Gen. La Miel 240/13.8 2Transformador Gen. La Miel 240/13.8 3Transformador Gen. CundinamarcaTransformador Gen. Menor Belmonte 115/13.2Transformador Virginia 230 / 110 kV
Transformador Gen. Menor La Rosa 115/13.8Transformador Gen. Menor Manizales 115/13.8Transformador Gen. Menor N Libare 115/13.2Transformador Gen. PCH El BosqueTransformador Gen. San Fcisco 115/13.8 1Transformador Gen. San Fcisco 115/13.8 2Transformador Gen. San Fcisco 115/13.8 3Transformador Enea 230/115Transformador Esmeralda 1 230/115Transformador Esmeralda 2 230/115Transformador Esmeralda Resp 230/115Transformador Hermosa 230/115Transformador La Virginia 500/230Transformador San Felipe 230/115
4.3 Análisis OR5 – análisis de sensibilidad respecto a las maniobras
4. Principales resultados computacionales
Resultados de análisis de sensibilidad de maniobras. NOTA: Esta maniobras se realizan con la premisaCeteris paribus con respecto al despacho, estado de la red, y la demanda. Se muestra e efecto sobre la líneaCajarmarca – Regivit.
51
4.3 Análisis OR5 – análisis de sensibilidad respecto a las maniobras
-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
11
12
2
233344
4
555
66
67
7
78
8
89
9
9
1010
10
1111
11121212
131313
141414
151515
161616
171717
181818
1919192020
20212121
222222
232323
242424
P (pu)
Q (p
u)MANIOBRA:Rea Virginia T1 1-2 50 MVAR FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23
Tap 0Tap -1Tap 1
-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
11
122
23
3
34
4
4
55
5
66
67
7
7
88
899
9
1010
10
1111
111212
12
1313
13
1414
14
1515
15
1616
16 1717
17
1818
18
1919
1920
20
202121
21
2222
22
2323
23
2424
24
P (pu)
Q (p
u)
MANIOBRA:Hermosa 230/115 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23
Tap 0Tap -1Tap 1
52
-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
111222
333444 555
666777
888999
101010111111121212
131313 141414151515161616 171717181818
191919
202020212121
222222232323
242424
P (pu)
Q (p
u)
MANIOBRA:Gen La Miel 240/13.8 1 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23
Tap 0Tap -1Tap 1
-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
11122
2333
444
555
666777
88899
9
101010
1111111212
12
131313
141414
151515
161616 1717
17
181818
191919
2020202121
21
222222
232323
242424
P (pu)
Q (p
u)
MANIOBRA:Esmeralda 1 230/115 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23Tap 0Tap -1Tap 1
53
-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
11
122
23
3
34
4
4
55
5
66
67
7
7
88
899
9
1010
10
1111
111212
12
1313
13
1414
14
1515
15
1616
16 1717
17
1818
18
1919
1920
20
202121
21
2222
22
2323
23
2424
24
P (pu)
Q (p
u)MANIOBRA:Hermosa 230/115 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23
Tap 0Tap -1Tap 1
54
4. Principales resultados computacionales
De las gráficas anteriores:
1.Se evidencia que algunas maniobras SI modifican el factor de potencia y con ello generar las condicionesexceso de reactivos.
2.También se evidencia la condición contraria, maniobras que evitan las condiciones de exceso de reactivos.
3.Se considera que las maniobras no explican las condiciones de exceso de reactivos que se estánpresentando en por este OR.
55
4.3 Análisis OR5 – análisis de sensibilidad respecto a las maniobras
4. Principales resultados computacionales
4.4 Análisis factor de potencia 0.95 en la demanda – disminución de pérdidas
Se seleccionaron ocho horas en la gráfica DeltaQ vs. Cantidad de CER con el fin de analizar el efecto que tieneun fp de 0.95 en la demanda en las pérdidas del sistema. Estas horas están ubicadas en los círculos que semuestran a continuación (cuatro en cada círculo).
560 20 40 60 80 100 120 140 160 180
0
2
4
6
8
10
12
14
16
DeltaQ [MVAr]
Can
tidad
de
CE
R
Valores horarios Delta Q y cantidad de CER
Valores horarios DeltaQ y cantidad de CER
4. Principales resultados computacionales
4.4 Análisis factor de potencia 0.95 en la demanda – disminución de pérdidas
Análisis de un factor de potencia de 0.95 en la demanda – Comparación de las pérdidas con el caso base.
57
Para los mayores valores de DeltaQ y CER
Para los menores valores de DeltaQ y CER
Fecha Hora
Pérdidas
Caso Base
(MW)
Pérdidas confp=0.95
(MW)
Diferencia(MW)
Diferencia
(%)
24 de Marzo 18:00 185.51 179.30 6.21 3.35
10 de Abril 00:00 178.69 172.66 6.03 3.37
12 de Julio 13:00 199.10 188.42 10.68 5.36
24 de Julio 13:00 235.42 222.40 13.02 5.53
Fecha Hora
Pérdidas
Caso Base
(MW)
Pérdidas confp=0.95
(MW)
Diferencia(MW)
Diferencia
(%)
3 de Enero 20:00 275.24 265.41 9.83 3.57
3 de Julio 5:00 167.12 161.62 5.50 3.29
6 de Agosto 12:00 237.60 220.42 17.18 7.23
2 de Nov. 6:00 187.30 182.34 4.96 2.65
4. Principales resultados computacionales
4.4 Análisis factor de potencia 0.95 en la demanda – inyección de reactivos al STN
Igualmente se analizó los factores de potencia en las fronteras del STN con los STRs pues son puntoscandidatos a compensaciones reactivas. La siguiente gráfica muestra el resultado:
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Hermosa230/115
Chinu 1500/110
Banadia230/115
Chinu 2500/110
Valledupar 3220/34.5/13.8
Yumbo 3230/115
Cartago230/115
Playas220/110
Guatape230/115
Cucuta230/115
Envigado 1220/110
FP >= 0.95
0.90 <= FP < 0.95
FP < 0.9
FP EN ADELANTO
FP EN ATRASO
horas Peores fp de atraso Peores fp en adelanto
58
4. Principales resultados computacionales
4.4 Análisis factor de potencia 0.95 en la demanda
Conclusiones del análisis del factor de potencia de 0.95
1.Tener un factor de potencia de 0.95 para la demanda impacta las pérdidas de todo el sistema. Estaspérdidas llevadas a términos anuales pueden ser significativas.
2.Una disminución sustancial de las pérdidas de todo el sistema puede constituirse en un driver para exigirun factor de potencia de 0.95.
3.Para valores de alta demanda se presenta la mayor disminución de las pérdidas, mejorando de esa maneralas condiciones operativas del sistema bajo esa condición de demanda.
4.La disminución de las pérdidas es significativa aún para condiciones de factor de potencia ligeramente pordebajo de 0.9.
5.Se evidencia que existen algunos puntos del STN de factores de potencia menores a 0.9 en atraso. La señalregulatoria debería considerar mejorar esa condiciones operativas.
6.Igualmente se evidencia que en algunos puntos del STN se esta inyectando reactivos por parte de los STR.Como se verá mas adelante, esta condición puede ser crítica para el sistema y de hecho algunas regulacioneslo tiene completamente prohibido.
59
4. Principales resultados computacionales
Principales conclusiones de los resultados computacionales
1.Se evidencia la existencia de exceso de reactivos en diferentes puntos el sistema durante todo el año.
2.Se muestra la existencia de un flujo de energía reactiva desde Ecuador.
3.Se evidencia que el problema de exceso de reactivos se concentra en una regiones particulares delsistema, es decir, el problema está focalizado.
4.Un análisis detallado de las zonas con exceso de reactivos indica que se debe a problemas de bajos factorde potencia y energías en transito.
5.La energía en transito, en algunos casos, es cuantificable.
6.Las simulaciones computacionales muestran que las maniobras en diferentes elementos de control dereactivos modifican el factor de potencia que se registra en una frontera comercial.
7.Se muestra el impacto positivo que tiene mejorar el factor de potencia a 0.95 en la demanda en laspérdidas del sistema.
8.Se muestra cómo se existen inyección de potencia reactiva en algunos puntos de conexión nivel 4 – STN.
60
Contenido de la presentación
1.Grupo de investigación y equipo de trabajo
2.Objetivo, alcances y entregables del estudio
3.Marco computacional para el desarrollo del estudio
4.Principales resultados computacionales
5.Recopilación normatividad internacional
6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
7.Comentarios finales
61
62
País Región1 Argentina
Sur América2 Brasil3 Chile
4
EEUU (PJM y ERCOT)Transportador AEP
Norte AméricaEEUU (PJM) TransportadorFisrtEnergy
5 Canadá (Provincia deOntario)
6 IrlandaEuropa7 España
8 Reino Unido9 Australia Oceanía
10 Sudáfrica África
5. Recopilación normatividad internacional
5.1 Países consultados
Criterios de selección:1.Tener sectores eléctricos que estén orientadoshacia la competencia.2.Ser miembros, se encuentren en proceso deadhesión, o que tengan colaboración con laOrganización para la Cooperación y el DesarrolloEconómico (OCDE).3.Estar geográficamente ubicados en diferentesregiones..4.Tener como idioma oficial para su regulación elespañol, portugués o inglés.5.Tener acceso a las fuentes primarias de laregulación para cada país.
5. Recopilación normatividad internacional
5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria
63
Categoría 1: Compuesta por aquellos aspectos asociados a las condiciones de conexión y operación exigidas alos transportadores, operadores de red y en general a los usuarios del sistema para mantener el factor depotencia dentro de ciertos valores establecidos por el regulador.
1. Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre transportador-distribuidor o entre transportador-transportador.
2. Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre el distribuidor-usuario(end-users).
3. Requisitos de conexión a la red por punto de conexión o por sistema.
4. Metodología de cálculo del factor de potencia.
5. Requisitos relacionados con factores de potencia capacitivos.
6. Sanciones por incumplimiento
Categoría 2: Compuesta por aquellos aspectos asociados a la gestión de potencia reactiva como un serviciocomplementario el cual básicamente determina las obligaciones y remuneraciones (en caso de existir) de losgeneradores del sistema para inyectar o consumir potencia reactiva.
5. Recopilación normatividad internacional
5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria
64
Los resultados de la revisión bibliográfica se presentaron en una hoja de Excel con la siguiente estructura:
País Aspecto 1 Aspecto 2 Aspecto 3 Aspecto 4 Aspecto 5 Aspecto 60 Colombia1 Argentina2 Brasil3 Chile
4
EEUU(PJM y ERCOT)Transportador AEPEEUU(PJM)TransportadorFisrtEnergy
5 Canadá(Provincia deOntario)
6 Irlanda7 España8 Reino Unido9 Australia
10 SudáfricaAspecto 1: Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre transportador-
distribuidor y entre transportador-transportadorAspecto 2: Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre distribuidor-usuarioAspecto 3: Requisitos de conexión a la red por punto de conexión o por sistemaAspecto 4: Metodología de cálculo del factor de potenciaAspecto 5: Requisitos relacionados con factores de potencia capacitivosAspecto 6: Sanciones por incumplimiento
5. Recopilación normatividad internacional
5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria
Aspecto 1: Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre transportador-distribuidor o entre transportador-transportador.
65
Elementos a resaltar:
•Colombia es el país que exige el menor factor de potencia en sus puntos de conexión, junto con la provinciade Ontario (Canadá), Irlanda y Sudáfrica.
•En las regulaciones de Brasil, Chile y Australia los factores de potencia exigidos en los puntos de conexióndependen del nivel de tensión en donde se realice la conexión.
•La mayoría de regulaciones exigen factores de potencia cercanos a la unidad en sus redes de alta tensión(exceptuando Ontario, Irlanda y Sudáfrica).
•En solo dos regulaciones (Argentina y España) las condiciones del factor de potencia cambian con lacargabilidad del sistema.
5. Recopilación normatividad internacional
66
Elementos a resaltar:
•En ningún caso, de acuerdo a la revisión realizada, los distribuidores exigen condiciones diferentes a lasque a él le son exigidas.
5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria
Aspecto 2: Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre el distribuidor-usuario (end-users).
5. Recopilación normatividad internacional
5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria
Aspecto 3: Requisitos de conexión a la red por punto de conexión o por sistema.
67
Elementos a resaltar:
•Nueve regulaciones revisadas indican que los requisitos de factores de potencia son exigidos por punto deconexión.
•La única excepción es el caso Chileno en donde se indica, de manera textual, que“en el caso de existir másde un Punto de Conexión de un mismo Cliente en la misma instalación del Sistema de Transmisión, el cálculodel Factor de Potencia se realizará sumando las mediciones de cada Instalación de Conexión del Cliente.”
5. Recopilación normatividad internacional
5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria
Aspecto 4: Metodología cálculo del factor de potencia.
68
Elementos a resaltar:
•No existe un criterio unificado con relación al intervalo de tiempo que se debe considerar para el cálculo defactor de potencia, esto es, los fp se calculan empleado intervalos de tiempo diferente.
•En algunos países los requerimientos de medición del factor de potencia no están explícitamentecontemplados en la regulación de reactivos, por el contrario, en muchos casos son direccionados a lo queindique el código de medida.
•Se puede inferir que entre más pequeño sea el intervalo de tiempo se impone una mayor exigencia sobre elfactor de potencia.
•Las regulaciones Chilena y Española establecen criterios estadísticos sobre las medidas para establecer si seestá cumpliendo los requerimientos de factor de potencia.
5. Recopilación normatividad internacional
5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria
Aspecto 5: Requisitos relacionados con factores de potencia capacitivos.
69
Elementos a resaltar:
•La normatividad revisada muestra que en la mayoría de los casos se hace explícita la prohibición de factoresde potencia en adelanto para sistemas de alta tensión.
•La revisión normativa muestra que la prohibición de factores de potencia en adelanto se hace explícita enalta tensión aunque si es permitido para bajos de niveles de tensión.
5. Recopilación normatividad internacional
5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria
Aspecto 6: Sanciones por incumplimiento.
70
Elementos a resaltar:
•La mayoría de normatividades consultadas contemplan sanciones por incumplimiento.
•En otros normatividades las sanciones no están de forma explícita y se limita a listar el procedimiento que sedebe seguir en caso de un incumplimiento (caso concreto de Chile).
•Se puede establecer con total claridad, basado en la revisión, que todas las normatividades indican que sedeben tomar las acciones correctivas en el menor tiempo posible ante incumplimientos de requerimientos defactor de potencia, existan o no sanciones asociadas a ese incumplimiento.
Contenido de la presentación
1.Grupo de investigación y equipo de trabajo
2.Objetivo, alcances y entregables del estudio
3.Marco computacional para el desarrollo del estudio
4.Principales resultados computacionales
5.Recopilación normatividad internacional
6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
7.Comentarios finales
71
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
Los elementos a considerar en una propuesta regulatoria se han divido en las siguientes tres categorías:
1.Recomendaciones asociadas a las demandas (usuarios no regulados y regulados)2.Recomendaciones asociadas a los ORs (en sus puntos de conexión)3.Recomendación general
De forma gráfica:
72
ORi
ORjORk
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
6.1 Recomendaciones asociadas a las demandas (usuarios regulados y no regulados)
73
1. Exigir un mayor factor de potencia inductivo en los puntos de conexión de las demandas (usuariosregulados y no regulados) conectadas al sistema de un OR.
2. Es recomendable que los factores de potencia permisibles en las demandas sean diferenciados pornivel de tensión.
3. La exigencia de factores de potencia diferenciados por niveles de tensión igual deberían ir acompañadade un criterio estadístico en el cual se reconozcan las incertidumbres propias de cualquier medición.
P
Q
Vn ≥ 200 kV0.98 inductivo ≤ fp ≤ 1.0
P
Q
100kV ≤ Vn < 200 kV0.98 inductivo ≤ fp ≤ 0.995 capacitivo
P
Q
30kV ≤ Vn < 100 kV0.96 inductivo ≤ fp ≤ 0.98 capacitivo
P
Q
Vn < 30 kV0.93 inductivo ≤ fp ≤ 0.96 capacitivo
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
6.1 Recomendaciones asociadas a las demandas (usuarios regulados y no regulados)
74
4. Las penalizaciones por incumplimiento de factores de potencia en los puntos de conexión de lademanda no se deben constituir en un mecanismo para eximir a la demanda de su función de mejorarsu factor de potencia. Se puede plantear el siguiente esquema regulatorio:
• Una penalización por energía reactiva desviada para aquellas demandas que se desvían de forma temporal de unrango de factor de potencia.
• Una penalización que tenga una componente por energía reactiva desviada y una componente por reincidencia paraaquellas demandas que se desvíen de forma reiterativa de un rango de factor de potencia.
ORi P
Q
P
Q
Penalización por desviación Penalización por reincidencia
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
6.2 Recomendaciones asociadas a los ORs
75
Para comprender las alternativas regulatorias asociadas a los ORs es necesario detallar el origen de la energíareactiva que registra un medidor frontera entre OR-OR o entre un OR-STN, los orígenes de estas energías son:
• Energía reactiva en tránsito• Energía reactiva demandada o inyectada por los usuarios conectados al sistema del OR• Energía reactiva demandada o inyectada debido a su sistema (posición de tomas transformadores,
inyección de las líneas, etc.)
ORi ORj
Medidorfrontera
P + jQ
A otro OR
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
6.2 Recomendaciones asociadas a los ORs
76
Características de las energía reactiva registrada por el medidor:
• Energía reactiva en tránsitoNo controlable por el OR pero cuantificable en algunos casos
• Energía reactiva demandada o inyectada por los usuarios conectados al sistema del OR.Controlable por el OR a través de los requerimientos de factores de potencia
• Energía reactiva demandada o inyectada debido a su sistema y definida por la posición de loselementos de control de reactivos.Controlable a través de la posición de los tomas de los elementos de control de reactivos.
ORi ORj
Medidorfrontera
P + jQ
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
6.2 Recomendaciones asociadas a los ORs
77
1. Cuando la energía en tránsito activa y reactiva ES cuantificable: Si se conocen estas energías, es posibleentonces establecer el factor de potencia de responsabilidad del OR y con esto se deberían extender lasexigencias y penalizaciones de factores de potencia recomendadas para las demandas a los puntos deconexión entre OR-OR.
24
23 22
21
20
1918
17
16
15
1413
11
10
9
8
7
6
5
4 3
2
112
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
6.2 Recomendaciones asociadas a los ORs
78
2. Cuando la energía en tránsito activa y reactiva NO ES cuantificable: Las energías reactivas en tránsitono son responsabilidad de los ORs, por lo cual las medidas de factores de potencia en medidoresfronteras OR-OR y OR-STN no reflejan plenamente la responsabilidad de los OR en la gestión de susreactivos. En estos casos, la regulación debe señalar tácitamente cuales deben ser las accionesremediales (operativas y de planeamiento) que deben seguir varios ORs para corregir esas energías.
24
23 22
21
20
1918
17
16
15
1413
11
10
9
8
7
6
5
4 3
2
112
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
6.2 Recomendaciones asociadas a los ORs
79
3. Prohibir la inyección de energía reactiva al STN: Para aquellos ORs que tengan conexión con el STN sedebería prohibir la inyección de reactivos. La revisión regulatoria muestra cómo para niveles de tensiónsuperiores a 220kV no es permitido factores de potencia en adelanto y con un margen muy pequeñopara factores de potencia inductivos.
24
23 22
21
20
1918
17
16
15
1413
11
10
9
8
7
6
5
4 3
2
112
6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
6.2 Recomendación general
80
Este consultor recomienda que la regulación especifique claramente cuál es el modelo de optimizaciónoperativo relacionado con la gestión de energía reactiva del país. La necesidad de conocer ese modeloobedece a que algunas áreas operativas podrían estar gestionando sus reactivos en detrimento de otrasáreas.
Contenido de la presentación
1.Grupo de investigación y equipo de trabajo
2.Objetivo, alcances y entregables del estudio
3.Marco computacional para el desarrollo del estudio
4.Principales resultados computacionales
5.Recopilación normatividad internacional
6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria
7.Comentarios finales
81
7. Comentarios finales
Con base en los resultados numéricos y la revisión de la normatividad internacional, esteconsultor considera lo siguiente:
1. Aumentar los requerimientos de factor de potencia a los usuarios regulados y no regulados del sistema.
2. Realizar un estudio económico para establecer la conveniencia de un factor de potencia independiente odependiente del nivel de tensión.
3. Considerar un esquema de penalización que evite el fenómeno “multa” por “tarifa” con el fin de obligara los usuarios a tomar acciones remediales conducentes a mejorar su fp.
4. Extender las condiciones de factor de potencia y penalización (que se apliquen a los usuarios) a lospuntos de conexión OR-OR cuando la energía activa y reactiva en tránsito pueda ser cuantificable.
5. Especificar claramente las acciones remediales a ser ejecutadas entre ORs (cuando la energía activa yreactiva en tránsito no pueda ser cuantificable) con el objeto de disminuir los reactivos que circula porlos sistema.
6. Especificar los modelos de optimización que los ORs y que el operador del sistema deben aplicar paradeterminar la posición de los elementos de control de reactivos en el sistema.
82
Muchas gracias
Harold Salazar Isaza, PhD ([email protected])Carlos Julio Zapata, PhD ([email protected])Alejandro Garcés, PhD ([email protected])Geovanny Marulanda, MSc ([email protected])Carlos A. Saldarriaga Cortés, PhD(c) ([email protected])Juan G. Valenzuela, MSc(c) ([email protected])
83