cuantificación de los impactos técnicos de la

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2010

Cuantificación de los impactos técnicos de la implementación de Cuantificación de los impactos técnicos de la implementación de

unidades de generación distribuida para las redes de baja tensión unidades de generación distribuida para las redes de baja tensión

en zonas rurales en zonas rurales

Anderson Johe Ríos Gutiérrez Universidad de La Salle, Bogotá

Jair Andrés Rivera Mariño Universidad de La Salle, Bogotá

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FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE CUANTIFICACIÓN DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DE

UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA PARA LAS REDES DE BAJA TENSIÓN EN ZONAS RURALES.

ANDERSON JOHE RIOS GUTIÉRREZ

JAIR ANDRES RIVERA MARIÑO

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2010

FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE

CUANTIFICACIÓN DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA PARA

LAS REDES DE BAJA TENSIÓN EN ZONAS RURALES.

ANDERSON JOHE RIOS GUTIÉRREZ

JAIR ANDRES RIVERA MARIÑO

Trabajo Final de Grado para optar por el título de Ingeniero Electricista

Director: LUIS HERNANDO CORREA

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA-PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2010


NOTA DE ACEPTACIÓN

______________________________ ______________________________ ______________________________ ______________________________ ______________________________ ______________________________

______________________________ Firma Director del Proyecto

______________________________

Firma del Jurado

______________________________ Firma del Jurado


DEDICATORIA


AGRADECIMIENTOS

FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

i

TABLA DE CONTENIDO

pág.

GLOSARIO XII SIGLAS XIII INTRODUCCIÓN XV 1. RESUMEN ANALÍTICO XVII

2. GENERACIÓN DISTRIBUIDA 2.1 VENTAJAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 1 2.2 INCONVENIENTES DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 4 2.3 PANORAMA ACTUAL DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 6 2.3.1 Generación programable distribuida (s-dist) 6 2.3.2 Generación variable distribuida (v-dist) 7 3. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA 3.1 MICROTURBINAS 9 3.1.1 Costo de las microturbinas 12 3.2 MOTORES RECIPROCANTES 12 3.2.1 Costo de los motores reciprocantes 13 3.3 DIFERENCIA ENTRE TECNOLOGÍAS GD 13 4. GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA 4.1 REGLAMENTACIÓN: LEYES Y RESOLUCIONES 16

4.2 INVESTIGACIONES TÉCNICAS COLOMBIANAS 17



ii

5. METODOLOGÍA TRADICIONAL 21

6. PLANTEAMIENTO DE LA METODOLOGÍA 27 6.1 IDENTIFICACIÓN DE ZONAS 27

6.2 METODOLOGÍA PLANTEADA 27

7. CIRCUITO DE ANÁLISIS 29 7.1 CARACTERÍSTICAS 29

7.2 LONGITUDES 30

7.3 TRANSFORMADORES 32

7.4 UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA (GD) 33

7.4.1 Microturbina a gas (gt) 34

7.4.2 Generador diesel 35

8 COMPARACIÓN DE TECNOLOGÍAS 36 8.1 MICROTURBINA A GAS (GT) 36

8.2 GENERADOR DIESEL 37

9 RESULTADOS 39 9.1 ANÁLISIS PERFIL DE TENSIÓN 40 9.2 ANÁLISIS BAJA TENSIÓN 52 9.2.1 Relación entre caso base y nodos baja tensión 56 9.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS 58 9.3.1 Análisis de pérdidas en cada zona 62



iii

9.4 DESARROLLO METODOLOGÍA TRADICIONAL 68 9.5 ANÁLISIS PERFIL DE TENSIÓN 70 9.6 RESULTADO PÉRDIDAS METODOLOGÍA TRADICIONAL 74

9.6.1 Análisis para un nivel de penetración del 25% 75 9.6.2 Análisis para un nivel de penetración del 50% 76 9.6.3 Análisis para un nivel de penetración del 75% 77 9.6.4 Análisis para un nivel de penetración del 100% 78 9.6.5 Análisis para un nivel de penetración del 130 % 79

9.7 CUADRO DE CARACTERÍSTICAS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE

ZONIFICACION DEL SISTEMA 81

10 COMPARACIÓN DE RESULTADOS 84

10.1 PERFIL DE TENSIÓN 84

10.2 PÉRDIDAS EN EL SISTEMA 85

11 NORMA IEEE 1547-2003 PARA LA INTERCONEXIÓN DE FUENTES

DISTRIBUIDAS CON SISTEMAS DE POTENCIA ELÉCTRICA 89

11.1 LIMITACIONES DE LA NORMA IEEE 1547-2003 91

11.2 ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS TÉCNICOS PARA LA

INTERCONEXIÓN 91

11.2.1 Requerimientos generales 91

11.2.2 Respuesta del sistema de potencia ante condiciones anormales 92

11.2.3 Calidad de potencia 92

11.3 ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS DE PRUEBA EN LA INTERCONEXIÓN

92



iv

12 CONCLUSIONES 93

13 RECOMENDACIONES 95

BIBLIOGRAFÍA 96

ANEXOS 100



v

LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1 Características de diferentes tecnologías GD 14

Tabla 2 Características eléctricas del circuito de prueba FO-32 28

Tabla 3 Resumen de los resultados por ETAP para el caso base (circuito FO-32) 28

Tabla 4 Longitudes líneas (circuito FO -32) 29

Tabla 5 Lista de transformadores T4 a T30 (circuito FO-32) 32

Tabla 6 Lista de transformadores T31 a T54 (circuito FO -32) 32

Tabla 7 Parámetros diagrama de bloques microturbina de gas 33

Tabla 8. Parámetros diagrama de bloques generador diesel 34

Tabla 9. Magnitudes iníciales de los nodos cabecera (caso base) 40

Tabla 10. Características de los nodos referentes a zona 1 40



Tabla 13 Características de los nodos referentes a zona 4. 41

Tabla 14.Características de los nodos referentes a zona 5 41

Tabla 15.Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 1 44





Tabla 20.Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración 49

Tabla 21 Resumen general GD tamaño unidades gd para diferentes niveles de

penetración 49



vi

Tabla 22 Resultado general para cada zona, perfil de tensión en % 50

Tabla 23 Diferencia en porcentaje con respecto a caso base, perfil de tensión en % 51

Tabla 24 Valores en porcentaje con respecto a la tensión nominal de baja tensión (220 V)

53

Tabla 25. Valores de tensión para nodos de análisis 54

Tabla 26 Nodos de baja tensión con peor condición inicial 55

Tabla 27 Nodos de baja tensión con mejor condición inicial 55

Tabla 28 Magnitud de tensión para nodos con peor condición inicial 56

Tabla 29 Magnitud de tensión para nodos con mejor condición inicial 56

Tabla 30 Magnitud en porcentaje con respecto a caso base para nodos con peor

condición inicial 57

Tabla 31 Magnitud en porcentaje con respecto a caso base para nodos con mejor

condición inicial 57

Tabla 32 Pérdidas iníciales de línea (caso base) 59

Tabla 33 Pérdidas iníciales de los transformadores (caso base) 60

Tabla 34 Pérdidas para cada nivel de penetración 61

Tabla 35 Cuadro comparativo de pérdidas kW-kVAr comparación caso base en

porcentaje 62

Tabla 36 Pérdidas activas de líneas y transformadores en la zona 1 63

Tabla 37 Pérdidas reactivas de líneas y transformadores en la zona 64

Tabla 38 Líneas con mayor disminución en pérdidas activas a diferentes niveles de

penetración 65

Tabla 39 Líneas con mayor disminución en pérdidas activas a diferentes niveles de

penetración 66

Tabla 40 Participación de las unidades GD al sistema, para cada nivel de penetración, en

%. 69



vii

Tabla 41 Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración utilizando la

demanda total del sistema 70

Tabla 42 Comportamiento nodos de referencia al 25 % 71





Tabla 47 Pérdidas para 25% en nivel de penetración 75

Tabla 48 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 25% de nivel de penetración en

%. 75



% 76



% 77


Tabla 54. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 100% de nivel de penetración

en % 78

Tabla 55 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 130% de nivel de penetración

en %. 74

Tabla 56 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 130% de N.P. en % 79

Tabla 57 Estimación de pérdidas en zona 1 85






viii


Tabla 62 Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de

simulación, nodos 004 a 106 101

Tabla 63. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de

simulación, nodo 107 a nodo55 102

Tabla 64. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodo 56 a nodo 77 104

Tabla 65. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de

simulación, nodo 78 a s4698 105

Tabla 66. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación, nodo 004 a nodo 106 107

Tabla 67. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para

cada escenario de simulación, nodo 107 a nodo 55 108


cada escenario de simulación, nodo 56 a nodo 77 110


cada escenario de simulación, nodo 78 a S4698 111

Tabla 70 Pérdidas generales para todos los transformadores en cada escenario de

simulación 113

Tabla 71 Pérdidas generales por línea en cada escenario de simulación 115



ix

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1 Circuito de apertura y cierre denominado (pcc) 11

Figura 2 Pérdidas en kW con GD y sin GD para Bogotá 18

Figura 3 Pérdidas en kW con GD y sin GD para el Valle 19

Figura 4 Pérdidas en kW con GD y sin GD para Cerromatoso 19

Figura 5 Estructura en disposición triangular CODENSA 31

Figura 6 Despliegue mostrado en ETAP para la configuración y espaciamiento entre

conductores 31

Figura 7 Despliegue mostrado en ETAP para la definición de los parámetros de los

transformadores de distribución 32

Figura 8 Configuración de esquema de control para microturbina de gas 34

Figura 9 Configuración del esquema de control para generador diesel 35

Figura 10 Configuración esquema de control para micro-turbina de gas (gt) con valores

de muestra 36

Figura 11 Curva de salida esquema de control para micro-turbina de gas (gt) W vs t(s) 37

Figura 12 Configuración esquema de control para generador diesel con valores de

muestra 38

Figura 13 Curva de salida esquema de control para generador diesel W vs t(s) 38

Figura 14 Identificación nodos cabecera circuito FO-32 40

Figura 15 Identificación primera zona 44

Figura 16 Identificación segunda zona 45

Figura 17 Identificación tercera zona 46

Figura 18 Identificación cuarta zona 47

Figura 19 Identificación quinta zona 48

Figura 20 Curva del perfil de tensión con 5 unidades gd 53



x

Figura 21 Comportamiento inicial vs. peor condición inicial 59

Figura 22 Valores de tensión para los nodos en baja tensión 59

Figura 23 Curva comparativa de reducción de perdidas activas y reactivas con respecto al

caso base 63

Figura 24 Comportamiento de las pérdidas activas en la zona 1 a diferentes niveles de

penetración 64

Figura 25 Comportamiento de las pérdidas reactivas en la zona 1 a diferentes niveles de

penetración 65

Figura 26 Comportamiento de las pérdidas activas en las líneas con mayor disminución de pérdidas, a diferentes niveles de penetración 67

Figura 27 Comportamiento de las pérdidas reactivas en las líneas con mayor disminución de pérdidas a diferentes niveles de penetración 68

Figura 28 Metodología aplicada para cuantificar el perfil de tensión para los diferentes

niveles de penetración 72

Figura 29 Metodología aplicada para cuantificar las pérdidas debido a las unidades GD 75

Figura 30 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 25% de Nivel de penetración

77


78


79


80

Figura 34 Comparación de resultados al 130% de la carga total del sistema con respecto

al caso base 81

Figura 35 Pérdidas en el sistema debido a la instalación de unidades de generación

distribuida a un nivel de penetración del 130% 82

Figura 36 Comparación de resultados perfiles de tensión en porcentaje de la tensión nominal 85

Figura 37 Comparación pérdidas zona 1 86



xi





Figura 42 Esquema de instalación de unidades DG 91

Figura 43 Esquema de interconexión para unidades de generación distribuida 92

ANEXOS

Anexo 1 Plano general del circuito de prueba FO-32 de la ciudad de Bogotá D.C. 101

Anexo 2 Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de

simulación 102

Anexo 3 Aumento , en porcentaje , del perfil de tensión con respecto al caso base para

cada escenario de simulación 108

Anexo 4 Pérdidas generales para todos los transformadores en cada escenario de

simulación 114

Anexo 5 Listado general de proveedores de generación distribuida 118



xii

GLOSARIO

Generación Distribuida (GD): Producción de energía eléctrica a pequeña escala, cerca del lugar de consumo. DR: Recursos distribuidos. Fuente de energía eléctrica que no está directamente conectada a un sistema de transmisión. Carga base: Se utiliza para generar energía eléctrica en forma continua; opera en paralelo con la red de distribución; puede tomar o vender parte de la energía y usa la red para respaldo y mantenimiento. Proporcionar carga en punta: Se utiliza para suministrar la energía eléctrica en períodos punta, con lo que disminuye la demanda máxima del consumidor ya que el costo de la energía en este período es el más alto. Planta menor: Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad efectiva menor a 20 MW. Se condiciona la comercialización de su energía si es mayor o menor a 10 MW. (Resol. CREG 086 de 1996, artículos 1 y 3) Cogeneración: Es el proceso mediante el cual a partir de una misma fuente energética se produce en forma combinada energía térmica y eléctrica, en procesos productivos industriales y/o comerciales para el consumo propio o de terceros y cuyos excedentes pueden ser vendidos o entregados en la red. Se definen 2 clases de cogeneradores según el tipo de oferta que hagan en sus excedentes de energía. Autogenerador: Es aquella persona natural o jurídica que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y puede o no, ser el propietario del sistema de generación. Cogenerador: Es aquella persona natural o jurídica que produce energía utilizando un proceso de Cogeneración y que puede o no, ser el propietario del sistema de Cogeneración. Energía Excedente sin Garantía de Potencia: Es la energía producida por el Cogenerador que no tiene asociada una potencia constante y es la energía resultante de las fluctuaciones del consumo propio (Res. CREG 107/1998).



xiii

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas, organizada como unidad administrativa especial del ministerio de minas y energía, según lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994 y 21 de la Ley 143 de 1994. Recursos de Energía Distribuida (DER): una variedad de pequeñas tecnologías modulares generadoras de energía que se pueden combinar con sistemas de administración y almacenamiento de energía y que se utilizan para mejorar el funcionamiento del sistema de suministro de electricidad ya sea que esas tecnologías estén conectadas o no a una red eléctrica.



xiv

SIGLAS

GD: Generación distribuida PCH: Pequeña central hidroeléctrica CHP: Heat and power combined IEEE: Institute of electrical and electronics engineer (Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos de Estados Unidos) SDL: Sistema de distribución local CREG: Comisión de regulación de energía y gas ZNI: Zonas no interconectadas UPME: Unidad de planeación minero energética EPRI: Electric Power Research Institute. California, EEUU CIGRE: Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos. París, Francia OFGEM: The Office of Gas and Electricity Markets (Organización Européa) SIN: Sistema Interconectado Nacional NREC: Northern Research and Engineering Corporation (Fabricante microturbinas de Woburn, Massachusetts) GEI: Gases de efecto de invernadero AOM: Administración, operación y mantenimiento N.P.: Nivel de penetración



xv

INTRODUCCIÓN

La generación distribuida (GD) está relacionado con el uso de pequeñas unidades generadoras instaladas en puntos estratégicos en el sistema eléctrico de distribución y, principalmente, cerca de los centros de carga. Las tecnologías aplicadas en la generación distribuida comprenden las pequeñas turbinas de gas, microturbinas, celdas de combustible, energía eólica y solar, etc. La generación distribuida puede ser utilizada en forma aislada (el suministro de la demanda local del consumidor), o de forma integrada, para abastecer de energía al resto del sistema eléctrico. En los sistemas de distribución, la GD puede proporcionar beneficios para los consumidores, así como para las empresas de servicios públicos, especialmente en lugares donde la generación de la central no es factible o cuando existen deficiencias en el sistema de transmisión. La planificación del sistema eléctrico con la presencia de la generación distribuida requiere la definición de varios factores, tales como: la mejor tecnología que se utilizará, el número y la capacidad de las unidades, la mejor ubicación, la mejor forma de interconexión a la red, con lo cual se desencadenan una serie de impactos a evaluar, que se presentan en el sistema, como; pérdidas eléctricas, el perfil de tensión, la fiabilidad, presencia de armónicos, etc. La selección de los mejores lugares para la instalación y el tamaño de las unidades de la generación distribuida en grandes sistemas de distribución es un complejo problema de optimización para la red de distribución. Este proyecto Busca identificar una metodología para cuantificar el impacto de la Interconexión de unidades de generación distribuida a la red. Los aspectos que se evaluarán tienen que ver esencialmente con la calidad de la energía eléctrica mediante la inclusión de unidades GD como: microturbinas o motores reciprocantes. El en capitulo 1 se presenta la importancia de la generación distribuida además de los aportes de esta investigación en el sistema eléctrico. En los capítulos 2 y 3 se muestra las ventajas e inconvenientes que conlleva la instalación de unidades de generación distribuida además de los diferentes tipos de tecnología que se utilizan para este tipo de generación. En el capítulo 4 se presentan las reglamentaciones e investigaciones que han sido desarrolladas en la república de Colombia con respecto a la generación distribuida



xvi

En los capítulos 5 y 6 se muestra el desarrollo de las metodologías, tanto tradicional como de zonificación del sistema, para la cuantificación de pérdidas y perfiles de tensión en un sistema de potencia. En el capítulo 7 se presentan las características eléctricas del circuito de análisis, al cual se aplicará la metodología planteada en el capítulo 6. En el capítulo 8 se muestra la comparación técnica entre las dos tecnologías de generación distribuida aplicadas a este trabajo, microturbina de gas y motores reciprocantes. Las simulaciones fueron realizadas en SIMULINK. En los capítulos 9 y 10 se presentan los resultados de la metodología planteada para la cuantificación de pérdidas y perfiles de tensión en el circuito de análisis. En la parte final, en el capítulo 11 se muestran los aspectos más relevantes de la norma IEEE 1547-2003 que tiene que ver con la interconexión de unidades de generación distribuida a sistema eléctrico de potencia. Las conclusiones más importantes tienen que ver con el significativo descenso en las pérdidas de línea que percibe el sistema eléctrico y el aumento del perfil de tensión tanto para baja como para alta tensión. Estos dos aspectos contribuyen de manera importante en la calidad energía que perciben los usuarios lo cual se ve traducido en ahorro de dinero.



xvii

1 RESUMEN ANALÍTICO

La generación distribuida (GD) es una tecnología que permite producir, almacenar y administrar la energía en el mismo lugar de consumo. Debido a que la GD se está desarrollando cada vez más y su uso se ha ido incrementando, es importante analizar aspectos acerca de la influencia que puede presentar dentro de un sistema eléctrico, como lo son sus costos de instalación y producción, la regulación actual y la viabilidad de proyectos en un determinado periodo. El aporte de este trabajo de grado es el de analizar y cuantificar los impactos de la implementación de unidades de generación distribuida para redes de baja tensión haciendo relevancia en el mejoramiento de los perfiles de tensión y reducción de pérdidas.

Esta investigación pretende identificar y cuantificar los impactos mencionados, con una serie de simulaciones mediante ayudas computacionales en Etap Power Station VERSION 4.0., a partir de generación con microturbinas a gas y motores reciprocantes en redes de baja tensión en zonas rurales.


2 GENERACIÓN DISTRIBUIDA

En realidad no existe una definición única y común acerca del concepto de generación distribuida y muchos autores manejan diferentes esquemas, así como varios intervalos de trabajo, para caracterizar servicios que pueden caer en el margen de la generación distribuida (GD). Es así como en [1]definen generación distribuida como el proceso de producción (ó generación) y distribución de energía eléctrica a pequeña o mediana escala (desde los cientos de kW hasta los 10 MW), con una cercanía a los centros finales de consumo y con posibilidad de interactuar con las redes de interconexión eléctrica. En [2] el concepto de GD interconectado a la red es el de plantas de propiedad de las empresas eléctricas, o de productores independientes que se auto abastecen y/o venden energía a la empresa, instaladas de manera dispersa, preferentemente cerca de cargas importantes; en las salidas de las Subestaciones eléctricas para "aplanar" las curvas de demanda y reducir su necesidad de incrementar la capacidad; o en las líneas de distribución muy largas, donde la inclusión de un sistema de GD en puntos finales de la línea mejora la tensión en el circuito además de inyectarle energía retrasando inversión en las unidades de transformación. En [3] Generación Distribuida (GD) es la expresión comúnmente usada para nombrar la generación de energía eléctrica realizada próxima a los consumidores. La GD es un concepto que aborda muchas tecnologías y aplicaciones y por tanto, aún no existe un consenso respecto a su definición. Es común encontrar en la literatura especializada términos como “generación dispersa” o “generación descentralizada”, estos términos son intercambiables y hacen referencia al mismo concepto. Y en [4] definen generación distribuida como la utilización de pequeños generadores con capacidades de 15 a 25,000 kW para alimentar cargas que se encuentran localizadas cerca de los puntos de consumo. En EE.UU. y Europa la GD se ha convertido en una solución viable técnica y económicamente para el consumidor porque mejora la confiabilidad del suministro convirtiéndose en una alternativa importante dentro del concepto de electricidad segura. En la mayoría de estos países la GD participa con el 10% de la capacidad instalada e incluso en países como Holanda y Dinamarca, la GD ha llegado a ocupar un 30 ó 40% de la capacidad total instalada. Por ejemplo, en Austria el 78% de su generación para el año 2010 se basará en fuentes de energía renovable.

2.1 VENTAJAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA Se han adelantado muchas investigaciones a nivel internacional relacionadas con el impacto técnico que tiene la instalación de unidades DG a la red. La GD ofrece soluciones de valor agregado a usuarios, compañías suministradoras de energía y operadores de redes de distribución, por medio de sistemas de generación en sitio y conectados a la red, que proporcionan, entre otras, las siguientes ventajas [4]


2

Reducción de pérdidas en las líneas de transmisión.

Fuentes de bajo costo para atender demandas durante periodos de precio pico.

Mejoras en la calidad de la energía eléctrica (forma de onda de voltaje, frecuencia, estabilidad de la tensión, suministro de potencia reactiva y corrección del factor de potencia).

Fuentes de alta confiabilidad para sistemas o usuarios sensibles a los que no se puede interrumpir el suministro de energía.

Reducción de emisiones atmosféricas (tecnologías renovables).

Generación de respaldo al sistema o en caso de emergencia.

Mayor eficiencia mediante el aprovechamiento del calor producido para su utilización en calefacción, calentamiento de agua o procesos industriales (cogeneración).

Estos puntos pueden ser corroborados en innumerables investigaciones y trabajos que coinciden en los beneficios mencionados con la instalación de unidades de generación distribuida a la red. Es así como en [5] exponen las ventajas de la generación distribuida:

Aumento de Tensión

La potencia activa producida por los generadores distribuidos incrementa el voltaje en estado estable (steady-state) y la potencia activa producida o consumida por la unidad DG puede aumentar o reducir los aumentos de voltaje dependiendo del tipo de tecnología DG que se utilice El valor del pico de voltaje ΔU en el punto de conexión de la unidad DG, es aproximadamente igual a:

(1)

Donde

dgdgQP

,= Potencia activa y reactiva en la generación

LjLjQP

,= Potencia activa y reactiva de la carga

U =Voltaje de línea, en el punto de conexión DG

ijijijjXRZ = impedancia entre la subestación principal y el punto de conexión

DG.

En [6] se expone que la generación distribuida tiene mucho potencial para mejorar el rendimiento de los sistemas de distribución, con lo cual la práctica de


3

este tipo de generación debe ser más estudiada e investigada. Sin embargo, los sistemas de distribución diseñados y operados en la práctica son normalmente basados en flujos de potencia radiales.Esto crea un desafío para la introducción satisfactoria de la generación distribuida. Estos impactos pueden manifestarse, tanto positiva como negativamente dependiendo de la operación del sistema de distribución, características operativas y las características de las unidades DG. Estos impactos positivos, incluyen:

Apoyo de voltaje y mejoras en la calidad de potencia

Reducción de pérdidas

Aumento en la capacidad de transmisión y distribución

En [7],lainvestigación plantea varios aspectos de gran interés para la implementación de unidades GD, como: La idea detrás de la conexión de unidades de generación distribuida es aumentar la confiabilidad en el suministro de potencia a los clientes, haciendo uso de fuentes disponibles y, si es posible, reducir las pérdidas en los sistemas de transmisión y distribución. La conexión de unidades DG al sistema de potencia puede mejorar el perfil de tensión, la calidad de potencia y ayuda a la estabilidad del voltaje. Esto permite al sistema aguantar elevadas condiciones de carga y aplaza la construcción o ampliación de nueva infraestructura, tanto para transmisión como para distribución. Algunas tecnologías DG tienen una alta eficiencia y baja polución tal como la de calefacción combinada de potencia (CHP) y algunas microturbinas.

En general, la conexión de unidades DG al sistema de potencia mejora el perfil de tensión y reduce las pérdidas, lo cual depende del tipo de tecnología DG que se desee implementar, la capacidad de ejecución y las características de la red. Si la red no está apropiadamente diseñada y si la inyección de potencia de las unidades DG es alta, se puede causar un sobrevoltaje local en el sistema , con lo cual se recomienda un reforzamiento o modernización de la red , o reducción de la capacidad instalada de la unidad DG

En los últimos años el uso de la GD se ha incrementado, su implementación en los sistemas de distribución resulta beneficiosa para el SEP y para los usuarios. Para las compañías eléctricas la Generación Distribuida tiene bastantes aspectos positivos, especialmente los relativos a la limitación de las puntas de carga en la red de distribución y para diferir o evitar totalmente el coste en ampliaciones de la infraestructura de distribución. Por otra parte, la Generación Distribuida puede ser incorporada al sistema eléctrico mucho más rápidamente que las soluciones convencionales, presentando, además, la notable ventaja de su capacidad de ser implantada por escalones suficientemente pequeños de forma que puede ajustarse estrictamente al crecimiento de la demanda. [8]


4

En [7], se plantea que las características de las redes de distribución y los niveles de las cargas de la demanda juegan un rol en las pérdidas de potencia. El nivel de implementación puede ser calculado como una función del total de potencia generado por la unidad DG o el total de la capacidad instalada sobre el pico de carga de la demanda

100*

MW pico demanda

GD la de instalada capacidad * generación den factor n Penetració de Nivel

De acuerdo a un análisis realizado a un sistema de 34 nodos , por medio del software EUROSTAGE , se tiene que las pérdidas de potencia en el sistema se calculan con diferentes niveles de penetración y de tecnologías DG . Tanto la potencia activa como la reactiva se reducen al comienzo; es decir, con un nivel de penetración bajo, pero cuando se incrementa la participación de unidades DG, las pérdidas incrementan debido a la gran cantidad de flujos de potencia en el sistema. El nivel óptimo de participación de unidades DG en el sistema depende del tipo de tecnología que se use.

2.2 INCONVENIENTES DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

En [9]se establece que las variaciones en la generación de potencia de algunos generadores distribuidos tales como, turbinas de viento y celdas fotovoltaicas así como las unidades combinadas de calor y potencia (CHP) pueden causar fluctuaciones de voltaje, esto puede originar suicheos (flicker) en las fuentes de voltaje que alimentan los clientes. El modo de operación de unidades CHP se basa principalmente en la demanda de calor del lado del cliente.

En [7] se establece quela conexión de unidades DG a la red, puede causar un significativo impacto sobre el flujo de potencia, perfil de voltaje , estabilidad del voltaje , selectividad de la protección y calidad de la potencia tanto para el cliente como para los proveedores de electricidad . Por otro lado, la potencia inyectada por las unidades DG puede ayudar al perfil de tensión y a la estabilidad del sistema, pero muchas tecnologías DG están conectadas a la red por medio de convertidores electrónicos de potencia, los cuales pueden generar armónicos.

En [8],plantean diferentes impactos de la conexión de unidades GD al sistema eléctrico, entre las cuales están: sobre-voltaje, dificultades con el factor de potencia, fluctuaciones, armónicos y un desbalance en la tensión del sistema, dependiendo del nivel de dispersión e implantación así como del tipo de tecnología DG que se use.La adición de un GD en una red de distribución tiene el efecto de incrementar los niveles de falla en puntos de la red cercano al punto de conexión. La adición, cambiarála relación X/R del sistema visto desde el punto de falla. El incremento del nivel de fallo en el punto de conexión debido a la presencia del


5

generador, se define como contribución al fallo del generador. De aquí, que si el nivel de fallo de la red en ese punto es ya cercano al nivel de fallo de diseño del sistema, la contribución del GD puede hacer que el nivel de fallo sobrepase el límite definido por el nivel de fallo de diseño. La implementación de unidades de generación distribuida altera los flujos de potencia. Los sistemas de distribución actuales reciben la energía de las subestaciones primarias (transformadores de AT) y la distribuyen a los consumidores. Por tanto, los flujos de potencia activa (P) y reactiva (Q), han sido siempre desde los niveles de alta tensión (AT) hacia los de baja tensión (BT). Sin embargo, con la introducción de Generación Distribuida en el sistema de distribución, pueden aparecer flujos de potencia inversos y la red pasar de ser un sistema pasivo alimentando cargas, a un sistema activo donde los flujos de potencia y tensiones, son determinados por generación y cargas. En los casos en que la potencia generada por la Generación Distribuida es mayor que la consumida por las cargas conectadas, la potencia sobrante es transferida a través de las subestaciones primarias a la red de transporte de AT. Operando el GD a un factor de potencia inductivo, en el cual se absorbe potencia reactiva, se tiende a reducir la elevación de la tensión. Sin embargo, las pérdidas en la red se incrementan. Las pérdidas se reducen considerablemente, cuanto más cerca esté la generación de la carga. Por otra parte, la reducción en las pérdidas y le mejora en la variación de la tensión pueden ser mejoradas si el generador produce potencia reactiva.Para conseguir esto el generador debe operar a un factor de potencia capacitivo En relación a las pérdidas de potencia, se ha encontrado una investigación realizada recientemente, la cual es un referente para observar adelantos al respecto. En [10] , financiado por una institución Belga denominada” fonds loor wetenschappelijk Onderzoek Vlaanderen” en el cual se trabaja el problema de las pérdidas de potencia con la interconexión de unidades GD, se llega a lo siguiente: Las pérdidas de potencia en el sistema son calculadas con diferentes niveles de penetración y de tecnologías GD. Tanto las pérdidas de potencia reactiva como las de potencia activa son reducidas, pero cuando los niveles de penetración se incrementan, las pérdidas se incrementan debido a la gran cantidad de flujo de potencia en el sistema. Además, las pérdidas de potencia reactiva llegarán a ser un problema real cuando un mercado de potencia reactiva esté creado. En esta investigación, realizan una serie de simulaciones en cuanto a las pérdidas de potencia en diferentes nodos con y sin la inclusión en el sistema de unidades GD, pero no se tienen datos claros y contundentes que demuestren la verdadera utilidad de la interconexión de este tipo de generación a la red.


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2.3 PANORAMA ACTUAL DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

En Estados Unidos, más de 30 estados tienen ahora normas para el portafolio renovable (Renewable Portafolio Standards -RPS), porcentajes obligatorios de energía que se deben producir y entregar a partir de fuentes renovables antes de las fechas específicas. En Estados Unidos, los requisitos estatales requerirán que un 1% adicional de la energía eléctrica total que se consume en el país sea producida mediante fuentes renovables cada año. En Europa, el plan 20-20-20 impondrá un requisito similar.

En Sur África, con el fin de aliviar la presión de los costos de la generación de electricidad a partir de fuentes renovables, el ente regulador de energía nacional de Sudáfrica, NERSA, ha anunciado que implementará incentivos por tarifas (feed-in tariffis-Refit). El Refit tendría como objetivo estimular la inversión en este sector y, aunque no disminuiría el costo de la electricidad para el cliente, de alguna manera subsidiará a los generadores de energía renovable.

Para ver realmente el impacto de las fuentes renovables en la red eléctrica, es necesario separar estas fuentes en varias categorías.

1. Generación programable de estación central (S-Cent) 2. Generación variable en estación central 2 (V-Cent) 3. Generación programable distribuida (S-Dist) 4. Generación variable distribuida (V-Dist)

Estas cuatro categorías de fuentes renovables implican diferentes aspectos para la red y tienen diferentes niveles de favorabilidad. La ubicación de la conexión y la capacidad para producir energía a demanda, determinaran que tan favorables son para la red como para los usuarios.

2.3.1 Generación programable distribuida (S-Dist)

La generación programable distribuida se realiza generalmente a una escala con un tamaño inferior a 1 MW. El cambio de la red para dar soporte a la generación programable distribuida implica el cambio en los dispositivos de relevo y de protección para permitir que la energía fluya de forma inversa en la red. La generación programable distribuida tiene un problema adicional. La mayoría de los generadores utiliza inversores electrónicos que crean armónicos los cuales pueden ser peligrosos para la operación de la red y también acortan la duración de los dispositivos y los computadores instalados en la red. La pérdida de energía debido a una falla en el sistema haría que la mayor parte del sistema de generación programable distribuida se desconectara automáticamente de la red


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dado que no es suficientemente grande para soportar la carga total en la sección restante de la red.

2.3.2 Generación variable distribuida (V-Dist)

Se incluyen los problemas de armónicos y con el desequilibrio de fase. Estas fuentes han tenido inconvenientes con el olor y el ruido. Además estos dispositivos imponen otro problema para el operador de red: solo funcionan cuando el ambiente es adecuado.

La mayoría de los mejores lugares para instalar molinos de viento y celdas solares se encuentran en las áreas rurales y sub-urbanas, en donde la densidad de población es menor.Esto indica que los alambrados en la red de distribución también son menores. Instalar cantidades mayores de unidades de distribución en áreas rurales y trasladar la energía a las personas que la utilizarán puede implicar volver a tender los conductores y el reemplazo de alambrado físico en la red de distribución de tal forma que pueda transportar mucha más energía de la que transportaba anteriormente [11]

El contexto actual de la generación distribuida ya sea para alta o baja tensión como el caso tratado en esta investigación, indica que ha sido desarrollada principalmente en Europa, sin dejar de lado obviamente los avances que al respecto ha tenido Estados Unidos. Las investigaciones europeas realizadas por T. TRAN-QUOC., C. ANDRIEU y N. HADJSAID, que se referencia en [12], presentan una de las principales investigaciones realizadas en GD, que abarca en gran medida los temas prepuestos en este trabajo de grado ya que allí se refieren a los impactos técnicos de pequeñas unidades de generación distribuida y enuncia aspectos técnicos importantes que han surgido a través de estudios en sistemas europeos, más exactamente en Francia. En este artículo se realizan una serie de simulaciones a diferentes tipos de redes; es decir, redes urbanas, rurales y redes cerca de la ciudad, mediante un software denominado EMPT. Esta serie de simulaciones arroja interesantes datos que ilustran un poco más acerca de la actualidad de la generación distribuida, sobre todo en baja tensión. El perfil de tensión y el flujo de potencia en las redes o ramas del sistema analizado, son notablemente impactadas por la interconexión de unidades de generación distribuida y esto se ve reflejado en redes cerca de la cuidad y en redes rurales. El estudio mencionado llega a la conclusión que la variación del perfil de tensión y el flujo de potencia dependen de:

La potencia de salida, tanto activa como reactiva de la unidad GD.

El punto de acoplamiento de la unidad GD asociado con la sección del conductor.


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La potencia activa producida por una unidad GD tiene una mayor influencia sobre el perfil de voltaje que la potencia reactiva.

En estos estudios la red rural es más susceptible que la red urbana debido a la impedancia de los conductores.

Otros resultados de interés mencionados tienen que ver con qué:

En general, las unidades GD tienden a mejorar o disminuir la distorsión armónica o tienen un comportamiento dentro de lo normal.


3 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Existen diferentes tecnologías que pueden ser utilizadas para la generación a pequeña escala de electricidad. Las tecnologías de GD se pueden dividir en dos grandes grupos: las que utilizan combustibles fósiles y las que utilizan energía renovable. En el primer grupo se encuentran los motores de combustión interna, las microturbinas a gas, los motores Stirlingy las celdas a combustible. En el segundo se encuentran la generación con biomasa, turbinas eólicas, generación mareomotriz, geotérmica y celdas fotovoltaicas.[3]. En el presente trabajo se profundiza en las microturbinas a gas y en los motores reciprocantes,

Las distintas tecnologías de Generación Distribuida (GD), tales como microturbinas a gas, celdas de combustible, microturbinas hidráulicas, celdas fotovoltaicas y generadores eólicos, han tenido un desarrollo sostenido en los últimos años, constituyéndose como alternativas reales a los sistemas de generación tradicionales. Si bien la introducción masiva de GD aún no es una realidad en ningún sistema a escala mundial, existe un proceso de creciente discusión sobre el tema. En este nuevo escenario, sumado al desarrollo tecnológico de estas alternativas de generación, se abren nuevos desafíos en la definición de marcos regulatorios, esquemas de operación y creación de nuevos productos y servicios. [2] Resulta necesario adicionar a la definición de GD algunos elementos más que marcan la esencia fundamental de esta alternativa de generación, tales como el empleo de diversas fuentes de energía, como pueden ser la energía eólica, solar, térmica, hidráulica, entre otras; diferentes tipos de combustibles, tales como biomasa, gas natural, diesel, biodiesel, etanol, gasolina, etc..En el caso de tecnologías basadas en sistemas de combustión la alta eficiencia en la generación (normalmente asociada a procesos de cogeneración o producción simultánea de potencia y calor, Combined Heat and PowerCHP); los altos niveles de confiabilidad en el suministro ycalidad en la energía entregada y los relativamente bajos niveles de inversión inicial en los proyectos de generación hacen atractiva este tipo de tecnologías.

3.1 MICROTURBINAS En [8] consideran 2 tipos de microturbinas aplicables a la generación distribuida, las cuales son;

1. Microturbinas a Gas

2. Microturbinas Hidráulicas

Las microturbinas a gas provienen del desarrollo tecnológico de la turbina de gas para la escala más pequeña. La tecnología fue originalmente desarrollada para


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aplicaciones de transporte, pero ahora encontró un nicho en la generación de potencia. Una de las características técnicas más notables de las microturbinas es su velocidad giratoria, la cual es muy alta. Las unidades individuales se extienden de 30-200 kW pero pueden estar combinadas fácilmente. Las temperaturas de combustión pueden asegurar niveles de emisiones de NOx muy bajos. Estas unidades hacen mucho menos ruido que un motor de tamaño comparable y además el gas natural es el combustible más común .La desventaja principal de las microturbinas a gas son los altos precios en comparación con motores de gas.

La Microturbina es muy familiar a las centrales de ciclo combinado y turbinas a gas que se encuentran en los sistemas eléctricos de potencia en todo el mundo. Las Microturbinas corresponden a este tipo de generación, pero llevada a una escala menor. No existe una definición exacta de las Microturbinas, pero el término es generalmente usado para describir turbinas a gas de alta velocidad con capacidades instaladas de 15 a 300 kW[13]

Para conocer los Modelos actuales de las Microturbinas, se presenta una investigación con 2 tipos de microturbinas[14]. Una de ellas es de alta velocidad, de una sola unidad de eje con un compresor y una turbina montada sobre el mismo eje, como una máquina eléctrica sincrónica. En este caso, la velocidad de la turbina oscila entre 50000 r.p.m. a120000 r.p.m. El otro tipo de microturbinas, de eje dividido (split-shaft), utiliza una potencia rotativa a 3000r.p.m. y un generador convencional.

Los diseños de las microturbinas se componen de las siguientes partes:

a) Turbina: hay dos clases de turbinas, eje individual o simple y eje dividido (split-shaft).Todas ellas son turbinas de gas.

b) Alternador: un alternador está directamente acoplado a la turbina de eje individual o simple. En el diseño de eje dividido, máquina de inducción o sincrónica, se usa a través de una caja de velocidades.

c) Electrónica de potencia: en el diseño con eje individual o simple, el alternador genera una muy elevada frecuencia en la señal trifásica. Esta elevada frecuencia en el voltaje es primero rectificada y luego invertida a frecuencia de operación normal; es decir, 60Hz ó 50 Hz. En el diseño de eje dividido (split-shaft) los inversores de potencia no son requeridos.

d) Recuperador: este transfiere el calor de los gases de escape al compresor de descarga antes de entrar a la combustión.


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Los dos modelos de microturbinas son simulados y su carga sigue las características que se describen:

Modelo 1

Este modelo comprende un gobernador de velocidad, control de aceleración ycontrol de temperatura. El control de velocidad opera sobre el error en la velocidad formado entre una velocidad de referencia y la velocidad del rotor del generador de la microturbina. Es el principal medio de control de una microturbina bajo condiciones de carga parcial.

Modelo 2

El modelo 2 se basa en las siguientes hipótesis:

a) El recuperador no está incluido en este modelo ya que se utiliza principalmente para aumentar la eficiencia del sistema.

b) El control de temperatura y el control de aceleración no tienen un impacto sobre las condiciones normales de operación, por lo tanto, pueden ser omitidos en el modelo de la turbina.

c) El modelo de gobernador de velocidad no se utiliza para el análisis en este modelo.

Las simulaciones con la microturbina se llevaron a cabo por medio de MATLAB SIMULINK con la configuración del siguiente esquema. El sistema de generación de la microturbina puede ser conectado o desconectado del sistema de distribución por medio de un circuito de apertura y cierre denominado (PCC), el cual es llamado punto de común acoplamiento.

Figura 1. Circuito de apertura y cierre denominado (PCC)

Fuente: Dynamic Performance of a microturbine connected to a low voltaje network


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También se ha observado que las microturbinas pueden ser usadas, tanto como para generación aislada o independiente ó para la conexión a la red trabajando como generación distribuida atendiendo las cargas de la demanda cuando sea requerida. Estas unidades son principalmente usadas para sistemas CHP (Combined Heat and Power) con muy alta eficiencia energética, lo cual hace atractivo el uso de las microturbinas.

3.1.1 Costo de las Microturbinas

El costo de capital de las microturbinas va desde $US700/kW para las unidades más grandes aproximadamente, hasta $US1100/kW para las más pequeñas. Estos costos incluyen todo el hardware, manuales asociados, software y el entrenamiento inicial. La adición de un sistema de recuperación de calor incrementa el sistema entre $US75/kW a $US350/kW. La preparación del lugar y los costos de instalación varían significativamente según su localización, pero generalmente incrementa del 30% al 70% elcosto total. Los fabricantes de microturbinas pronostican que en un futuro el costo de capital estará por debajo de los $US650/ kW. Esto parece ser factible si el mercado se sigue extendiendo y aumenta el volumen de ventas. Con pocas partes móviles, los vendedores de microturbinas esperan que sus unidades puedan proporcionar la fiabilidad más alta y puedan requerir menos mantenimiento que los artefactos reciprocantes convencionales. La mayoría de los fabricantes apuntan a intervalos de mantenimiento de 5000 – 8000 horas. El costo de mantenimiento real estimado va de $US0.005 – $US0.016 por kWlo cual sería comparable a los costos de los pequeños artefactos reciprocantes.

3.2 MOTORES RECIPROCANTES

Los motores de combustibles fósiles son la tecnología más comúnmente usada para la GD. Son una tecnología probada con costo de capital bajo, rango de operación alto, rápida puesta en marcha, eficiencia de conversión eléctrica relativamente alta y una alta fiabilidad en su funcionamiento. Estas características, combinadas con la capacidad de funcionamiento durante una interrupción de potencia, los hace la elección principal para los suministros de respaldo. La potenciamás comúnmente utilizada de los equipos de generación de este tipo es menor de 1 MW. En la actualidad se utilizan principalmente dos tipos de motores:

Los motores de gas natural

Los motores Diesel


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Las principales desventajas de estos motores de combustibles fósiles son: el ruido, costes de mantenimiento y emisiones altas, particularmente de óxidos de nitrógeno (NOx). Estas emisiones pueden disminuir, con una pérdida de eficiencia, cambiando características de la combustión, utilizando convertidores catalíticos, los cuales son una tecnología probada de control de emisiones. Los grandes sistemas pueden usar una reducción catalítica selectiva (SCR) con el fin de reducir emisiones a un costo más conveniente que un generador de dimensiones menores. [8]

Los motores de combustión interna son ampliamente utilizados y constituyen la tecnología más desarrollada (técnicamente hablando) de generación distribuida. Están disponibles desde pequeñas capacidades (5 kW) hasta motores de gran porte (30 MW). Generalmente utilizan como combustible gas natural o diesel. Estos motores son clasificados en función de su velocidad de rotación como unidades de alta, media y baja velocidad. A pesar de haber sido inventados hace más de un siglo, no se puede afirmar que hayan alcanzado su grado máximo de desarrollo tecnológico, pues todavía se están desarrollando mejoras con respecto a su eficiencia, potencia específica a y nivel de emisiones. Además, el uso de nuevos materiales ha posibilitado la reducción del peso, costo y pérdidas por calor. [15]

3.2.1 Costo de los motores reciprocantes

El costo de capital de un paquete básico del sistema del generador (genset) está en rangos de $US300/kW – $US900/kW dependiendo del tamaño, tipo de combustible y tipo de motor. El costo de overhault del motor se incrementa de acuerdo al tamaño. El costo total de instalación puede ser 50%-100% más que el mismo motor

3.3 DIFERENCIAS ENTRE TECNOLOGÍAS GD

En el mercado encontramos diferentes fabricantes de todo tipo de unidades de generación distribuida, entre las cuales encontramos BCHYDRO FOR GENERATIONS. Ésta empresa presenta una completa tabla con varios parámetros de comparación entre varios tipos de tecnología.


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Tabla 1. Características de diferentes tecnologías GD

EXISTEN SIGNIFICATIVAS DIFERENCIAS EN COSTOS , RENDIMIENTO Y DISPOSICIÓN COMERCIAL ENTRE

TECNOLOGÍAS DG

Disponibilidad comercial

Rango de tamaño (kW)

EFICIENCIA ELECTRICA LHV (%)

Costo del equipo ($/kW)

Motores reciprocantes En circulación 1-5,000+ 25-45 500-1,000

Turbina de gas industrial En circulación

500- hasta variosMW 15-35 400-650

Microturbinas En circulación 30-250 25-30

1,000 (expectativa de disminuir en el tiempo)

Celdas de Combustible

En circulación (PAFC, MCFC); 2003-2005 (PEM, SOFC)

Varios watts hasta 3,000+ 33-50

4,000-10,000 (expectativa de disminuir en el tiempo)

Motores Stirling 2004 100+ 10-30 1,200-2,500

Paneles fotovoltaicos En circulación 1+ NA 6

Nota: NA = No aplica; LHV = Valor más bajo de calefacción; MCFC = carbonato fundido en la celda de combustible; PAFC = ácido fosfórico de la celda de combustible; PEM = membrana intercambio de protón; SOFC = óxido sólido.

Fuente: www.bchydro.com/powersmart/technology_tips/buying_guides/distributed_generation


4 GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA Se han identificado diferentes investigaciones que atañen al tema de la generación distribuida en la república de Colombia entre las cuales están; [16], [17], [18], [19].En cada uno de estos trabajosse identifican aspectos importantes para la viabilidad de la generación distribuida en Colombia; fuentes renovables de energía, costos, oportunidades de inversión, legislación y reglamentación, también hacen parte de los objetivos de las investigaciones realizadas. Es así como en [4] se presentan los resultados obtenidos de un análisis de prospectiva de la Generación Distribuida en el Sector Eléctrico Colombiano mediante la aplicación de la técnica Delphi. El método Delphi es un método para estructurar el proceso de comunicación grupal, de modo que ésta sea efectiva para permitir a un grupo de individuos, como un todo, tratar con problemas complejos. El método consiste en la consulta de un gran número de expertos de los sectores o temas específicos escogidos para el ejercicio

En este estudio se realizaron dos rondas. En la ronda 1 se determinó la opinión de aproximadamente 130 expertos en el sector eléctrico colombiano sobre la viabilidad de la GD en Colombia, tratando de lograr una cobertura nacional. Se recibieron aproximadamente 86 encuestas. Se utilizaron preguntas de tipo abierta, de selección y de ranking. La encuesta explora diferentes aspectos sobre la GD tales como:

• La GD (Temas generales).

• Ventajas competitivas de la GD en los sistemas de distribución.

• Tecnología.

• Calidad del servicio.

• Marco Regulatorio.

• Comercialización.

• Aplicaciones y usos.

Entre los resultados más destacados del estudio, se pueden resaltar:

La GD es una tecnología aplicable a los sistemas de distribución colombianos.

Las razones más importantes para emplear la GD en Colombia son: Mejora de los niveles de confiabilidad y calidad del servicio, diversificación de fuentes de energía, reducción del impacto ambiental.

Se considera que el servicio de energía eléctrica no es el adecuado en las zonas rurales y no interconectadas en donde no hay grupos masivos de


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población y su accesibilidad hace costosa la infraestructura, por lo que el servicio prestado es bastante deficiente presentando fallas en la calidad del servicio, lo que aumenta los costos de la energía.

Gran parte de los expertos coincide en la necesidad de incorporar estas tecnologías en los sistemas colombianos para mejorar el servicio, estimular el desarrollo económico y tecnológico y la inversión en el país. Sin embargo, coinciden en la urgencia de introducir en la reglamentación direcciones y normas claras sobre las obligaciones y responsabilidades de cada una de los actores, con el fin de evitar conflictos entre ellos.

4.1 REGLAMENTACIÓN: LEYES Y RESOLUCIONES

La parte normativa en el sistema eléctrico colombiano es mencionada en [19] donde se relacionan las leyes y resoluciones que rigen la parte operativa y comercial de cada uno de los agentes participantes en el sistema eléctrico nacional. En estas resoluciones y leyes se definen cada uno de los actores de la generación eléctrica colombiana

Resolución CREG 86 de 1996: Generación con Plantas Menores. Es la generación producida con plantas con capacidad efectiva menor a 20MW, operadas por empresas generadoras, productores marginales o productores independientes de electricidad y que comercializan esta energía con terceros, o en el caso de las empresas integradas verticalmente, para abastecer total o parcialmente su mercado. La categoría de Generación con Plantas Menor y la de Autogenerador son excluyentes.

La generación se define en la Ley 142 de 1994 como una actividad complementaria del servicio de energía eléctrica

Ley 689 de 2001: Productor marginal independiente o para uso particular. Es la persona natural o jurídica que, utilizando recursos propios y técnicamente aceptados por la normatividad vigente para cada servicio, produce bienes o servicios propios del objeto de las empresas de servicios públicos para sí misma o para una clientela compuesta exclusivamente por quienes tienen vinculación económica directa con ella o con sus socios o miembros o como subproducto de otra actividad principal.

La Ley143 de1994, en el artículo11, define así al autogenerador: Aquel generador que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades.

Resolución CREG055 de 1994: Agente económico que produce y consume energía eléctrica en un sólo predio de extensión continua, exclusivamente para atender sus propias necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o personas vinculadas económicamente.


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Con la Ley 1215 de 2008 se permite la venta de excedentes de los cogeneradores así:

Quienes produzcan energía eléctrica como resultado de un proceso de cogeneración, entendido éste como la producción combinada de energía eléctrica y energía térmica que hace parte integrante de su actividad productiva, podrán vender excedentes de electricidad a empresas comercializadoras de energía. Esta venta quedará sujeta a la contribución del 20% en los términos establecidos en los numerales 1y2 del presente artículo. El cogenerador estará exento del pago del factor pertinente del 20% que trata este artículo sobre su propio consumo de energía proveniente de su proceso de cogeneración.

La Ley 142 de 1994, en su artículo 89.4 establece que: Quienes generen su propia energía y la enajenen a terceros o asociados y tengan una capacidad instalada superior a 25.000 kW, recaudarán y aportarán, en nombre de los consumidores de esa energía equivalente, al fondo de "solidaridad y redistribución de ingresos" del municipio o municipios en donde ésta sea enajenada, la suma que resulte de aplicar el factor pertinente del 20% a su generación descontando de ésta lo que vendan a empresas distribuidoras.

4.2 INVESTIGACIONES TÉCNICAS COLOMBIANAS

En la parte técnica y de cuantificación de los impactos técnicos, se han adelantado una serie de investigaciones en el ámbito nacional, para este tipo de generación instalada en el sistema eléctrico colombiano. Una de estas investigaciones [16]muestra el impacto que conlleva la implementación de unidades GD en ciertas zonas del sistema interconectado nacional. Se realiza mediante el apoyo de entidades gubernamentales como Colciencias, entidades privadas como Isagen y la academia representada por la universidad de los Andes y la universidad Nacional de Colombia, allí se avanza sobre la viabilidad de la implementación de este sistema de generación en Colombia

Se modeló el sistema colombiano tomando las redes de 500, 230, 115, 110, 66 y 57.5kV de todo el sistema (año 2007) que corresponden a lo que en Colombia se define como Sistema de Transmisión Nacional (STN) y Sistemas de Transmisión Regional (STR’s), con base en los datos suministrados por la Unidad de Planeación Minero- Energética – UPME

El sistema fue clasificado en 8 regiones o zonas que obedecen a una organización geográfica de las redes: Bogotá, Nordeste, Cauca – Nariño, CHEC, Costa, EPM, EPSA, CHB. La instalación de GD se modeló como una reducción de potencia activa en los nodos (zonas) en los cuales se instaló (entre el 5 y 10% de la demanda total atendida por el sistema centralizado en el nodo)


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Según sugerencia de la UPME y de acuerdo a los análisis de planeamiento, las zonas que tienen potencial para instalación de este tipo de generación, son

• Bogotá: 20 MW

• Valle: 82 MW

• Cerromatoso: 19 MW

• Costa: 100 MW

Siguiendo estas recomendaciones se procedió a realizar las simulaciones y tabular los resultados, teniendo como parámetros de análisis:

Pérdidas en el sistema

Perfil de tensión Para el caso de la implementación de unidades GD en Bogotá

Figura 2. Pérdidas en kW con GD y sin GD para Bogotá

Fuente: Regulación para incentivar las energías alternas y la generación distribuida en

Colombia Proyecto de investigación: Universidad Nacional de Colombia, Universidad de

los Andes, Isagen – Colciencias

Pérdidas Cambio en pérdidas agregadas de toda la red: -0.5%

Resultados perfil de tensión Sistema de 230 kV: se encontró un aumento cercano al 0,06% en promedio en los voltajes de nodo.

Sistema de 115 kV: se ven aumentos de voltaje alrededor de 0,1%.


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Para el caso de la implementación de unidades GD en el Valle

Figura 3. Pérdidas en kW con GD y sin GD para el Valle

Fuente: Regulación para incentivar las energías alternas y la generación distribuida en Colombia Proyecto de investigación: Universidad Nacional de Colombia, Universidad de los Andes, Isagen – Colciencias

Pérdidas Cambio en pérdidas agregadas de toda la red: -2%

Resultados perfil de tensión Para todos los niveles de voltaje se observa un aumento promedio de 0.05%

Para el caso de la implementación de unidades GD en Cerromatoso

Figura 4. Pérdidas en kW con GD y sin GD para Cerromatoso


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Fuente: Regulación para incentivar las energías alternas y la generación distribuida en

Colombia Proyecto de investigación: Universidad Nacional de Colombia, Universidad de

los Andes, Isagen – Colciencias

Pérdidas Cambio en pérdidas agregadas de toda la red: -3.5%

Resultados perfil de tensión Sistema 500 kV: se encontró un aumento cercano al 0,15% en promedio en los voltajes de nodo.

Sistema 230 kV: se encontró un aumento cercano al 0,32% en promedio en los voltajes de nodo.

Sistema 115 kV: se ven aumentos de voltaje alrededor de 0,6%.Uno de los nodos que se encontraba fuera del rango de voltaje mejora.

Sistema 66 kV: se ven aumentos de voltaje alrededor de 1,14%.

De acuerdo a los resultados obtenidos se concluyó que existen zonas que por sus características de ubicación geográfica, cargabilidad, recursos de generación, entre otras, son atractivas para la ubicación de recursos de generación distribuida. Tal es el caso de la zonas Boyacá – Nordeste y Cauca – Nariño en donde, con la ubicación de generación distribuida con capacidades relativamente bajas, (0.1- 0.5% de la generación total) se obtienen beneficios significativos para los sistemas de transmisión y subtransmisión.

De igual forma en [17], [18]seplantean los potenciales nichos de consumo, con requerimientos eléctricos específicos, para los cuales la GD puede competir de forma eficiente o suplir el papel de la energía generada de forma central. Para el caso colombiano se logra identificar como potencial fuente de demanda de plantas no centralizadas, las poblaciones rurales fuera del alcance de la red de interconexión eléctrica y en las cuales se pueda contar con suministros de algún tipo de energía para su eventual conversión, distribución y consumo in situ.


5 METODOLOGÍA TRADICIONAL

Diferentes grupos de investigación, a nivel mundial, han desarrollado diversos tipos de metodologías para determinar la ubicación y tamaño óptimo de las unidades de generación distribuida. Estos métodos van desde algoritmos genéticos [20] hasta el uso de lógica difusa [21]. Otras investigaciones sólo emiten los resultados de sus simulaciones sin enfatizar en la metodología utilizada

En [22]se presenta una metodología para evaluar el impacto de la instalación de unidades de generación distribuida, pérdidas eléctricas, la fiabilidad y el perfil de tensión de las redes de distribución. La evaluación del perfil de tensión y las pérdidas se basan en un método de flujo de potencia con la representación de los generadores en las barras PV. La evaluación de la fiabilidad se basa en métodos analíticos modificados para manejar múltiples puntos de generación. La metodología se puede utilizar para evaluar la influencia de los puntos de instalación y la capacidad de generación. Estas características del sistema de generación utilizan diferentes alternativas de planificación, expansión y desempeño de generación. Los resultados obtenidos con la metodología propuesta se evalúan para los sistemas extraídos de la literatura para demostrar su aplicabilidad.

Los resultados de dos sistemas de prueba y las diferentes alternativas de asignación se presentan para demostrar la aplicabilidad del método. Se integra el método para evaluar el impacto de la generación distribuida en la fiabilidad, las pérdidas y el perfil de voltaje y un algoritmo genético. El método es capaz de proporcionar la óptima asignación de la generación distribuida y el tamaño mínimo de las pérdidas y adecuados niveles de tensión y la confiabilidad. En [6] se exponen los resultados obtenidos en el análisis de los impactos de unidades DG en pérdidas de distribución, donde el principal objetivo ha sido determinar si la generación distribuida incrementa o disminuye las pérdidas de distribución, basado en el nivel de penetración y dispersión de unidades DG así como en diferentes tecnologías.

Las tecnologías consideradas son:

CHP turbinas de viento

Unidades fotovoltaicas

Las unidades DG tendrán un impactito positivo y negativo sobre las redes de distribución. Este impacto afecta aspectos como pérdidas, calidad de potencia, etc. Este estudio considera varios aspectos para evaluar las pérdidas:


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Nivel de penetración DG: La relación de capacidad total por la potencia total instalada DG y el pico de la demanda de potencia sobre el alimentador.

Dispersión DG: relación del número de nodos en el cual hay unidades DG y el número de nodos en los cuales existe consumo.

Tecnologías DG: CHP turbinas de viento, unidades fotovoltaicas

Los resultados presentados fueron obtenidos de un sistema rural. Las pérdidas son analizadas a través del cálculo de flujo de potencia (algoritmo de Newton-Raphson). Este cálculo de flujo de carga permite obtener flujos activos y reactivos y su influencia en las pérdidas totales. En cada escenario, el nivel de penetración es incrementado para mirar el comportamiento de las pérdidas en el alimentador. El propósito de esto es obtener la curva total de pérdidas vs. el nivel de incursión. Esto dará una información acerca de cuál es el nivel óptimo de incursión de unidades DG desde el punto de vista de las pérdidas.

El modelamiento de la red se basa en datos reales de redes de medio voltaje así como los datos R+JX de los cables, capacitores, reactancias. Los resultados obtenidos en este artículo corresponden a un sistema rural con 61 nodos a 20 kV. Los nodos de carga son considerados como nodos PQ con un cosΦ igual a 0.95 en promedio. En el modelamiento de las unidades se han considerado características propias de cada tecnología para definir el perfil de producción de planta CHP (proceso combinado de calor y energía) datos reales anuales se han usado.

Escenario ideal: en este escenario las unidades DG fueron instaladas en cada nodo en el cual existía demanda. La potencia de la unidad DG instalada en cada nodo es proporcional a la carga demandada en ese nodo.

Escenario semi-ideal: en este escenario la unidad DG fue instalada en la mitad de los nodos en los cuales existía carga. La potencia de la unidad DG instalada en cada nodo es proporcional a la carga demandada en ese nodo.

Escenario 3-2-1: en este escenario la unidad DG fue instalada en los nodos 3,2 ó 1 y la localización fue decidida deterministicamente.

Un resultado importante de estas simulaciones dice que si una unidad DG puede controlar la potencia activa entregada (nodo PV), las pérdidas totales decrecen más que si la unidad DG no puede controlar la potencia reactiva entregada (nodo PQ). En general para bajos niveles de inclusión las pérdidas disminuyen, pero para un alto nivel de incursión las pérdidas aumentan marginalmente.Incluso pueden ser más grandes que las pérdidas del sistema base. Los nodos que se encuentran más alejados del alimentador en sistemas radiales, tienen un impacto más alto en los coeficientes marginales de pérdidas. Con el escenario 3-2-1 las


23

unidades DG ubicadas apropiadamente en el alimentador tendrán un comportamiento balanceado disminuyendo así las pérdidas marginales.

En [21] se determina la ubicación de las unidades de generación distribuida por medio de la herramienta FIS de MATLAB, la cual desarrolla y realiza todo el tratamiento de lógica difusa para determinar el mejor tamaño de la(s) unidad(es). Aplican la metodología al circuito de prueba de 33 nodos de la IEEE modificando el factor de potencia de la(s) unidad(es) y comparándola con los resultados del factor de potencia unitario. Proponen la siguiente metodología de desarrollo:

1. Simular un flujo de potencia a un sistema seleccionado. Elegir el nodo donde se presente la máxima pérdida y el más bajo voltaje.

2. El tamaño de la unidad DG se calcula utilizando la fórmula kDGDG

VIP (2)

para un factor de potencia de 1. Para un fp diferente de 1 se utiliza la formula

kDGDGVIS

3. Repetir este procedimiento para todos los Nodos que se encuentre en el análisis.

4. Compensar el nodo con la mayor pérdida, con la unidad DG hallada anteriormente.

5. Una vez determinada la secuencia de los Nodos analizados se verifica la diferencia de pérdidas antes y después del análisis.

Utilizando la anterior metodología aplicada al circuito de prueba de la IEEE de 33 nodos, se obtuvieron tamaños de unidades del orden de los 2.908 MVA y 1.578 MVA para dos nodos identificados.

En [24]se desarrolla una metodología para minimizar las pérdidas de potencia en redes de distribución primaria.

Matemáticamente, la función objetivo se puede escribir como;

sistema elen generacióny demanda

sistema elen potencia de Pérdidas

donde

min

D

L

LDG

L

P

P

PP P s.t.

P

(3)


24

Detrás de la metodología propuesta se desarrollan una serie de ecuaciones las cuales determinan la cantidad de potencia generada por la unidad GD, y con esto se puede establecer la mejor ubicación de la(s) unidad(s) GD.

La metodología que propone este artículo consiste de los siguientes pasos:

1. Usar un sistema de prueba y simular el flujo de carga para encontrar las condiciones de estado estable del sistema.

2. Encontrar la producción óptima de potencia activa y el correspondiente consumo de potencia reactiva, para todas las posibles ubicaciones, usando las ecuaciones :

0)(08.008.0004.10032.0 3 GiiiiiDiiiiiDGiDGiiiPAXYQAAPPA

(4)

)04.05.0(2

DGDGPQ

(5)

Donde ;

DGP = potencia activa generado por la unidad GD

DG

Q Potencia reactiva generada por la unidad GD

3. Seleccionar una ubicación y un tamaño correspondiente de la unidad DG, luego actualizar la inyección de potencia activa y reactiva en la ubicación determinada y calcule las nuevas pérdidas en el sistema.

4. Repetir el paso (3) para todas las posibles ubicaciones a analizar. 5. La ubicación y el correspondiente tamaño de la unidad DG nos

suministrará la pérdida de potencia más baja del sistema en los nodos analizados. Esta será la ubicación óptima de la(s) unidad(es) DG.

6. Realizar la nueva simulación con los nuevos datos obtenidos y

encontrar las nuevas pérdidas del sistema.

La metodología propuesta es probada sobre dos sistemas de distribución radial.

Sistema radial de 33 nodos, con una carga total de 3.72 MW y 2.3 MVAr.

Sistema radial de 69 nodos con una carga total de 3.8 MW y 2.69 MVAr


25

Aplicado la metodología anterior se obtuvieron unidades GD con tamaños de 2.73 MW y 0.80 MVAr para el sistema de 33 nodos y unidades GD con tamaños de 1.82 MW y 0.62 MVAr para el sistema de 69 nodos.

En [24], los datos fueron analizados usando el software Power System Simulation for Engineering (PSS/E). . los resultados de este estudio se presenta a continuación:

El sistema de análisis tiene 80.21 MW de pérdidas en invierno y 46MW de las pérdidas en el verano.

La metodología que propone este artículo es:

1. Usar un sistema de prueba y simular el flujo de carga durante los picos de carga.

2. Seleccionar las posibles ubicaciones de las unidades basado en áreas que tengan las mayores pérdidas , tanto activas como reactivas

3. Para cada ubicación seleccionada, recalcular las pérdidas en el sistema si se adiciona 10 MW de generación.

4. Clasificar cada ubicación de acuerdo a las pérdidas cuantificadas según el paso 3.

5. Incrementar o disminuir el tamaño de la unidad DG según los resultados del paso 4, hasta encontrar el valor de pérdidas deseado

6. Realizar la comparación con los datos del periodo de invierno

Los resultados de la metodología aplicada al sistema de análisis arrojaron 7 unidades DG

1 unidad de 1 MW

2 unidades de 500 kW

4 unidades de 250 kW

En cada una de las metodologías mencionadas anteriormente se utiliza de manera esencial la demanda total que presenta el circuito de prueba, sin importar la herramienta computacional que se utilice. A partir de estos datos de demanda total del sistema, se desarrolla cada una de las metodologías para encontrar el tamaño de la unidad GD y su mejor ubicación dentro del sistema radial.


6 PLANTEAMIENTO DE LA METODOLOGÍA

La metodología planteada tiene como base fundamental la identificación de zonas en las cuales se realiza y se sustenta todo tipo de datos y análisis. El criterio central para la delimitación o escogencia de la(s) zona(s), radica especialmente en las derivaciones o ramificaciones que presenta el sistema.

6.1 IDENTIFICACIÓN DE ZONAS

Debido a los problemas presentados en los nodos, con relación al perfil de tensión que pertenecen a estas ramificaciones de final de circuito, es necesario identificar el nodo que soporta la demanda de aquellos nodos, el cual es llamado nodo cabecera. Luego, ésta agrupación de nodos se identifica como una zona, gobernada por el nodo de cabecera, el cual servirá como nodo de referencia al momento de instalar las unidades GD.

El nodo donde se origina la derivación o donde nace la ramificación del circuito debe soportar, además de la demanda de lo nodos aguas abajo, el bajo nivel de voltaje con respecto al nominal; esdecir, un bajo perfil de tensión. Es por esta razón que allí se deben instalar las unidades GD, que contribuirán a aumentar el valor de la tensión, con lo cual mejora el perfil de tensión presente en estos nodos.

6.2 METODOLOGÍA PLANTEADA

La metodología planteada se centra en los siguientes pasos;

a) Identificar el circuito con sus respectivos parámetros eléctricos y geográficos.

b) Determinar los parámetros del caso base o los datos iníciales del circuito (perfil de tensión y pérdidas iníciales).

c) Identificar nodos de quiebre o nodos cabecera, los cuales dependerán del número de ramificaciones presentes en el circuito. Solamente en estos nodos serán instaladas las unidades GD

d) Calcular el valor de la(s) unidad(es) de generación distribuida (GD) para cada uno de los niveles de penetración, teniendo como base de cálculo el total de la demanda en kVA de cada zona identificada y un factor de potencia de 0,95 (en atraso).

e) Efectuar la suma aritmética en kW y en kVAr, de cada nivel de penetración de cada zona(s) identificada(s) en el sistema.

f) Comparar los resultados obtenidos del paso anterior, para cada uno de los nodos de quiebre, con respecto a los datos iníciales (caso base).


27

g) Cuantificar los resultados obtenidos de perfil de tensión y pérdidas.

h) compararlos con los valores iníciales.

En el desarrollo de investigaciones sobre los impactos técnicos de unidades GD, se utilizan metodologías que incluyen un tratamiento numérico muy complejo y que en algunas ocasiones se torna dispendioso. Aunque sus resultados son puntuales, desarrollar y analizar esta metodología para circuitos con gran número de nodos toma tiempo y software de desarrollo de potencia de última generación, los cuales son de difícil acceso.

La presentación de resultados es realizada mediante una metodología de zonificación del sistema, que consiste en identificar zonas en el circuito a analizar para luego sumar las potencias que pertenecen a la zona. A partir de ésto se realizan los cálculos correspondientes para cuantificar las pérdidas y comportamiento del perfil de tensión presente en el sistema. Cada zona es identificada por un nodo cabecera, el cual soporta todo elbloque de la carga en la zona. Este nodo nos brinda un primer acercamiento sobre la evolución o caída, tanto de pérdidas como del perfil de tensión en todos los nodos pertenecientes a dicha zona.

Los resultados tanto de pérdidas en el sistema como del comportamiento del perfil de tensión de la metodología de zonificacion del sistema, son comparados con el desarrollo habitual o tradicional para este tipo de investigaciones de ubicación optima de unidades DG que consisten en sumar toda la potencia presente en el circuito y a partir de ésta suma aritmética realiza todo su desarrollo matemático para identificar el número de unidades GD (nivel de penetración) y la capacidad de estas unidades con lo cual se procede a calcular las pérdidas presentes en el sistema y el comportamiento del perfil de tensión.


7 CIRCUITO DE ANÁLISIS

Las simulaciones fueron llevadas a cabo en el circuito FO-32 que corresponde a la localidad de Fontibón en la cuidad de Bogotá D.C. el cual se adecua a lo planteado en el anteproyecto sobre un circuito rural cerca de la red urbana, el cual se ilustra en el anexo 1. Las simulaciones efectuadas, para diferentesniveles de penetracion , son realizadas mediante el software ETAP Power Station VERSION 4.0. bajo la peor condición de demanda en el sistema; es decir, 100% de consumo, lo cual manifiesta es escenario mas critico en el cual se puede operar en sistema.

7.1 CARACTERÍSTICAS

A continuación se relaciona las características eléctricas del circuito de prueba FO-32 de la ciudad de Bogotá D.C.

Tabla 2. Características eléctricas del circuito de prueba FO-32

NÚMERO DE NODOS

Tipo de Nodo

SLACK CARGA

1 100

Total 101

NÚMERO DE TRANSFORMADORES

XFMR2 45

NÚMERO DE LÍNEAS

Líneas 55

Tabla 3. Resumen de los resultados por ETAP para el caso base (circuito FO-32)

RESUMEN DE LA GENERACIÓN , CARGA Y PÉRDIDAS TOTALES EN EL SISTEMA

Item MW MVAr MVA

Swing Nodo(es): 4,140 1,636 4,452

Generadores : 0,000 0,000 0,000

Demanda total: 4,140 1,636 4,452

Pérdidas : 0,220 0,417


29

7.2 LONGITUDES

Tabla 4. Longitudes líneas (circuito FO-32)

Línea Longitud (m) Línea 5 50

Línea 44 50

Línea 61 60

Línea 62 60

Línea 81 75

Línea 82 75

L1 85

Línea 50 90

L14 100

Línea 45 100

Línea 56 100

Línea 59 100

Línea 68 100

Línea 58 110

Línea 77 110

Línea 43 115

Línea 4 125

Línea 66 125

Línea 69 140

Línea 52 150

Línea 54 150

Línea 63 150

Línea 64 150

Línea 76 150

Línea 67 170

Línea 3 175

Línea 12 175

Línea 11 190

Línea 13 190

Línea 71 199,9

Línea 6 219,9

Línea 10 224,9

Línea 53 224,9

Línea 55 224,9

Línea 57 224,9

Línea 49 249,9

Línea 79 274,9

Línea 42 299,9

Línea 73 339,9

Línea 39 349,9

Línea 60 354,9

Línea 17 399,9

Línea 41 399,9

Línea 74 409,9

Línea 14 414,9

Línea 51 419,9

Línea 40 424,9

Línea 72 424,9

Línea 78 424,9

Línea 65 439,9

Línea 80 474,9

Línea 83 500,9

Línea 70 584,9

Línea 9 699,8

Línea 2 749,8

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE

30

La disposición geométrica y el espacio entre conductores fue definido haciendo uso de las recomendaciones hechas por CODENSA en su guía deCONFIGURACIONES BÁSICAS Y DISTANCIAS DE CONSTRUCCIÓN PARA LÍNEAS DE 34,5 – 13,2 – 11,4 kV

Figura 5. Estructura en disposición triangular CODENSA

Fuente: Documento técnico CODENSA LAR 102

Figura 6. Despliegue mostrado en ETAP para la configuración y espaciamiento entre conductores

Fuente: Software de ingeniería eléctrica ETAP


31

7.3 TRANSFORMADORES

Los 45 transformadores fueron simulados del tipo ONAN; es decir, con circulación de aceite, o sumergidos en líquido refrigerante.

Todos los transformadores poseen una tensión primaria de 11400 V y una tensión secundaria de 220 Fase-Fase V. El tipo de conexión es Dyn5, lo cual muestra que aparte de 220 V, en el lado secundario se puede obtener 127 V entre fase y neutro.

Figura 7. Despliegue mostrado en ETAP para la definición de los parámetros de los transformadores de distribución.



32

Tabla 5. Lista de transformadores T4 a T30 (circuito FO-32)

TRANSFORMADOR MVA Prim. kV Sec. kV

T4 0,075 11,400 0,220

T8 0,300 11,400 0,220

T9 0,075 11,400 0,220

T10 0,300 11,400 0,220

T11 0,180 11,400 0,220

T12 0,045 11,400 0,220

T13 0,045 11,400 0,220

T14 0,075 11,400 0,220

T15 1,000 11,400 0,220

T16 0,075 11,400 0,220

T17 0,015 11,400 0,220

T18 0,075 11,400 0,220

T20 0,300 11,400 0,220

T21 0,030 11,400 0,220

T22 0,075 11,400 0,220

T23 0,250 11,400 0,220

T24 0,075 11,400 0,220

T25 0,500 11,400 0,220

T26 0,150 11,400 0,220

T27 0,075 11,400 0,220

T28 0,150 11,400 0,220

T29 0,075 11,400 0,220

T30 0,030 11,400 0,220

Tabla 6. Lista de transformadores T31 a T54 (circuito FO-32)

TRANSFORMADOR MVA Prim. kV Sec. kV T31 0,075 11,400 0,220

T33 0,030 11,400 0,220

T34 0,075 11,400 0,220

T35 0,030 11,400 0,220

T36 0,015 11,400 0,220

T37 0,015 11,400 0,220

T39 0,030 11,400 0,220

T40 0,030 11,400 0,220

T41 0,015 11,400 0,220

T42 0,075 11,400 0,220

T43 0,045 11,400 0,220

T44 0,045 11,400 0,220

T45 0,030 11,400 0,220

T46 0,045 11,400 0,220

T47 0,045 11,400 0,220

T48 0,030 11,400 0,220

T49 0,045 11,400 0,220

T50 0,075 11,400 0,220

T51 0,030 11,400 0,220

T52 0,030 11,400 0,220

T53 0,030 11,400 0,220

T54 0,030 11,400 0,220

7.4 UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA (GD)

Las unidades de generación distribuida son simuladas mediante la opción generador del panel de herramientas del software de simulación ETAP Power Station VERSION 4.0.0. La herramienta viene preconfigurada con diferentes tipos de generadores, los cuales brindan una gran variedad de opciones de simulación dependiendo del análisis que se desee efectuar.

La mayoría de los generadores y sus respectivos modelos de controladores y gobernadores de velocidad son tomados según el comité de turbinas y


33

gobernadores de la IEEE, denominado, “modelos dinámicos para hidro turbinas y turbinas de vapor en estudios de sistemas de potencia”

Las simulaciones fueron efectuadas eligiendo 2 tipos de generadores, los cuales son:

Micro-Turbina de gas, denominada GT (Gas-Turbine Governor System)

Generador diesel, denominada DT (Diesel Engine Governor)

7.4.1 Micro-Turbina de gas (GT)

La simulación efectuada para este tipo de generador está regida por un diagrama de control en el cual se puede cuantificar el impacto de la unidad para diferentes valores de potencia en la entrada

Figura 8. Configuración de esquema de control para microturbina de gas

Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink

Definición de parámetros y unidades

Tabla 7. Parámetros del Diagrama de bloques microturbina de gas

Parámetro Definición Unidad

Modo Sistema de caída o isócrono

Caída o declive Velocidad en estado estable para la caída

en un Segundo %

Pmax. Máxima potencia de eje MW

Pmin. Mínima potencia de eje MW

Tc Constante de tiempo de reajuste del

gobernador s

Tsr Constante de tiempo del relé de velocidad s

Tt Constante de tiempo del relé de turbina s



34

7.4.2 Generador diesel

Al igual que la simulación de la microturbina de gas, ésta simulación es regida por un diagrama de control en el cual se puede cuantificar el impacto de la unidad para diferentes valores de potencia en la entrada.

Figura 9. Configuración del esquema de control para generador diesel


Definición de parámetros y unidades

Tabla 8. Parámetrosdel Diagrama de bloques generador diesel

Parámetro Definición Unidad

Modo Sistema de caída o isócrono

Caída o declive Velocidad en estado estable para el caída %

Pmax. Máxima potencia de eje MW

Pmin. Mínima potencia de eje MW

T1 Constante de tiempo del amplificador/ compensador s



T4 Constante de tiempo del sensor de carga s

T5 Control Amp. / current driver time constant s

T6 Constante de tiempo del actuador s

T7 Constante de tiempo del motor inactivo s

T8 Constante de tiempo del valor de combustible s



35

8 COMPARACIÓN TECNOLOGÍAS GD

Se efectuaron simulaciones para los dos tipos de tecnologías, tanto para microturbinas de gas como para motores reciprocantes, con el fin analizar el comportamiento que presentan estas unidades en la red. Se utilizaron los modelos que brinda el software ETAP 4.0.0 en su librería de generadores síncronos, los cuales son mostrados en las figura 8 y figura 9 respectivamente.

Mediante la herramienta computacional SIMULINK, se ejecutaron simulaciones en los diagramas de control para cada unidad de generación distribuida con los valores de muestra (simple data) suministrados por ETAP. Se utilizan estos datos para evitar sesgar los resultados de las simulaciones con valores que intenten igualar los resultados y que perturben o alteren el análisis comparativo de las unidades de generación distribuida, motivo por el cual se simula en igualdad de condiciones o por lo menos sin modificar los valores por defecto

8.1 MICRO-TURBINA DE GÁS (GT)

Los datos de muestra son

%5

1.0

1.0

15.0

Droop

T

T

T

t

C

sr

Según figura 8, tenemos que;

Figura 10 Configuración esquema de control para Micro-Turbina de gás (GT) con valores de muestra



36

Figura 11. Curva de potencia de salida de eje para el esquema de control Microturbina de gas. Potencia (W) Vs tiempo (s)


8.2 GENERADOR DIESEL

Los datos de muestra son:

%Droop

s.T

s.T

s.T

s.T

sT

s.T

s.T

s.T

5

10

150

30

70

5

0050

0150

10

8

7

6

5

4

3

2

1


37

Según figura 9, tenemos que;

Figura 12 Configuración esquema de control para Generador Diesel con valores de muestra


Figura 13. Curva de potencia de salida de eje para el esquema de control Generador Diesel. Potencia (W) Vs tiempo (s)


Los diagramas de control para los dos tipos de tecnología en análisis constan básicamente de retardos que son controlados en su magnitud, dependiendo del valor del coeficiente que se les asigne.

Ante una señal impulso con una magnitud de 1 y una entrada con una magnitud de [5], la señal de salida, que corresponde a la potencia en el eje de los generadores, presenta varias diferencias en cada tipo de tecnología.


38

El resultado en la microturbina de gas (GT) muestra que se obtiene una estabilidad en la potencia de salida mucho más rápida que en la turbina diesel (DT), lo cual es un punto a favor a la microturbina de gas, debido a que le ofrece muchas garantías al sistema y a los usuarios de baja tensión ya que el sistema de potencia tiene un respaldo ante posibles anomalías en su funcionamiento. La estabilidad de potencia más rápida se traduce en mejoras en el perfil de tensión que perciben los usuarios finales.


39

9 RESULTADOS

De acuerdo a lo planteado anteriormente y teniendo plenamente identificado el circuito a analizar se procederá a desarrollar la metodología planteada. Se identifican los nodos cabecera (nodos de quiebre) del circuito FO-32, los cuáles son los nodos que soportan la demanda de las ramificaciones presentes en el circuito. Además, estos nodos, servirán de referencia para monitorear el comportamiento de la zona, tanto en pérdidas como en perfil de tensión, al momento de la instalación de las diferentes unidades GD.

En el circuito identificamos 5 nodos de quiebre o cabecera, que son:

NODO 5041

NODO 1656

NODO 1001

NODO 1002

NODO 63

Figura 14. Identificación nodos cabecera circuito FO-32


Es necesario conocer el comportamiento inicial del sistema o caso base, como es llamado en los siguientes análisis, tanto en pérdidas como en perfil de tensión para cada una de las zonas, especialmente en los nodos cabecera.


40

Tabla 9. Magnitudes iníciales de tensión en los nodos cabecera (caso base)

NODO PORCENTAJE DE LA MAGNITUD NOMINAL

ZONA1, NODO 5041 92,791%

ZONA2, NODO 1656 92,873%

ZONA3, NODO 1001 93,427%

ZONA4, NODO 1002 93,414%

ZONA5, NODO 63 92,592%

9.1 ANÁLISIS PERFIL DE TENSIÓN

Se identifican los nodos y el total de la demanda (sin pérdidas de línea) pertenecientes a cada una de las 5 zonas identificadas en el circuito. Tabla 10. Características de los nodos referentes a zona 1

ZONA 1, NODO 5041

NODOS CARGA (kVA)

PERFIL DE TENSION (% TENSION NOMINAL)

91 15 90,239

92 30 90,231

93 30 90,231

94 15 90,212

95 75 90,200

TOTAL 165

Tabla 11. Características de los nodos referentes a zona 2

ZONA 2, NODO 1656

NODOS CARGA (kVA) PERFIL DE TENSION

(% TENSION NOMINAL) 88 75 90,317

89 30 90,305

90 15 90,250

96 45 90,257

TOT 165


41


ZONA 3, NODO 1001

NODOS CARGA (kVA) PERFIL DE TENSION

(% TENSION NOMINAL)

103 45 90,849

104 75 90,828

105 30 90,820

106 30 90,811

107 30 90,808

108 30 90,806

TOT 240


ZONA 4, NODO 1002

NODOS CARGA (kVA)


101 75 93,417

87 30 90,832

83 75 90,829

84 30 90,827

TOT 210


ZONA 5, NODO 63

NODOS CARGA (kVA)


80 15 90,049

97 45 90,022

98 30 90,021

99 45 90,011

TOT 135


42

Teniendo las zonas identificadas con su respectivo perfil de tensión de caso base; es decir, sin ninguna unidad GD instalada al sistema, se procederá a la ubicación e instalación de las 5 unidades GD. Con el total de la demanda en kVA para cada una de las zonas, se procede a calcular el tamaño de la unidad GD. Teniendo en cuenta que el análisis computacional se realiza con un factor de potencia igual a 0.95 (f.p.=0.95), se halla el valor de la unidad GD, tanto en kW como en kVAr haciendo uso del triángulo de potencias.

Se han establecido 5 diferentes escenarios para el nivel de penetración, el cual determina el tamaño de la unidad DG tanto en kW como en kVAr

25%

50%

75%

100%

130%

Estos niveles permiten analizar, en un amplio margen, el comportamiento de la unidad GD para diferentes tamaños ya que se realiza la simulación desde el 25% del total de la carga de la zona hasta un 130% del total de la carga de la zona. Lo anterior brinda un gran abanico en el comportamiento del sistema para diferentes tamaños de la(s) unidad(es) GD.

Para la zona 1, identificada en el circuito de análisis FO-32, tenemos una demanda total de 165 kVA. Se calcula el tamaño de la unidad GD para un nivel de penetración del 0%, lo cual quiere decir que es la condición inicial y a partir de este valor se calcula el tamaño de la unidad GD, tanto en kW como en kVAr, para los diferentes escenarios de simulación (niveles de penetración).

750156

16519418cos

16519418cos

5251

1651918

1651918

1918

950cos

950

0

0

1

.kW

kVAº)*.(kW

kVA

kWº).(

.kVAr

kVAº)*.sen(kVAr

kVA

kVArº).sen(

º.

).(

)(en atraso.f.p.

%

%


43

Teniendo los valores tanto en kVAr y en kW, se procede a calcular el tamaño de la unidad GD para los diferentes niveles de penetración; es decir:

25% en el nivel de penetración

(6)

50% en el nivel de penetración

(7)

Se repite el procedimiento descrito para todos los niveles de penetración y para las 5 zonas existentes en el circuito de prueba. Con base en lo anterior se presentan unas tablas detalladas donde se describen los tamaños de las unidades GD para cada zona.

Figura 15. Identificación Primera Zona



44

Tabla 15. Tamaño de las unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 1

ZONA 1, NODO 5041

NODOS CARGA (kVA)

NIVEL DE TAMAÑO TAMAÑO

PENETRACION % UNIDAD DG (kW)

UNIDAD DG (kVAr)

91 15 25 % 39.18 12.88 92 30 50 % 78.37 25.76 93 30 75 % 117.56 38.64 94 15 100 % 156.75 51.52 95 75 130 % 203.77 66.97

Total 165

Figura 16. Identificación Segunda Zona



45


ZONA 2, NODO 1656

NODOS CARGA (kVA)



UNIDAD DG

(kVAr)

88 75 25 % 39.18 12.88

89 30 50 % 78.37 25.76

90 15 75 % 117.56 38.64

96 45 100 % 156.75 51.52

TOT 165 130 % 203.77 66.97

Figura 17. Identificación Tercera Zona



46


ZONA 3, NODO 1001

NODOS CARGA (kVA)



UNIDAD DG (kVAr)

103 45 25 % 57 18.73 104 75 50 % 114 37.46 105 30 75 % 171 56.20 106 30 100 % 228 74.93 107 30 130 % 296.4 97.42 108 30

TOT 240

Figura 18. Identificación Cuarta Zona



47


ZONA 4, NODO 1002

NODOS CARGA (kVA)



UNIDAD DG (kVAr)

101 75 25 % 49.87 16.39 87 30 50 % 99.75 32.78 83 75 75 % 149.62 49.17 84 30 100 % 199.5 65.57

TOT 210 130 % 259.35 85.24

Figura 19. Identificación Quinta Zona


ZONA 5, NODO 63

NODOS CARGA (kVA)



UNIDAD DG (kVAr)

80 15 25 % 32.06 10.53 97 45 50 % 64.12 21.07 98 30 75 % 96.18 31.61 99 45 100 % 128.25 42.15

TOT 135 130 % 166.72 54.79


48

Conociendo los resultados de todos los escenarios de simulación planteados para el circuito de prueba se instalan las unidades DG en el circuito

Tal como se citó en la metodología, se realiza la suma aritmética de potencia reactiva y activa para cada nivel de penetración y para cada zona; es decir:

∑ (8)

∑ (9)

Donde; n=número de zonas j= nivel de penetración Para este sistema de 5 zonas y 5 niveles de penetración se tienen;

n=5 j=25%

∑

538.10393.1673.1888.1288.12,

1

,

jm

n

jnkVAr

42.71kVAr

n=5 j=50%

125.6475.9911437.7837.78,

1

,

jm

n

jnkW

62.434kW

07.2178.3246.3776.2576.25,

1

,

jm

n

jnkVAr

85.142kVAr

Este procedimiento se repite para cada uno de los niveles de penetración. Como resultado se tiene el tamaño total de las unidades de generación distribuida con su respectivo valor de potencia activa y potencia reactiva para cada nivel.


49

Tabla 20. Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración

% NIVEL DE PENETRACION

CON LAS 5 UNIDADES GD

POTENCIA TOTAL INSTALADA DE LAS

UNIDADES DG

kW kVAr

25 % 217,313 71,427

50 % 434,625 142,853

75 % 651,938 214,280

100 % 869,250 285,706

130 % 1130,025 371,418

Teniendo los valores de la capacidad de cada unidad de generación en las cinco zonas, tanto en potencia reactiva como en activa, se procede a simular

Tabla 21. Resumen general de tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración

# DE ZONA NIVEL DE PENETRACION %

25 % 50 % 75 % 100 % 130 % kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr

1 39,188 12,880 78,375 25,761 117,563 38,641 156,750 51,521 203,775 66,978 2 39,188 12,880 78,375 25,761 117,563 38,641 156,750 51,521 203,775 66,978 3 57,000 18,735 114,000 37,470 171,000 56,204 228,000 74,939 296,400 97,421 4 49,875 16,393 99,750 32,786 149,625 49,179 199,500 65,572 259,350 85,244 5 32,063 10,538 64,125 21,077 96,188 31,615 128,250 42,153 166,725 54,799

Para realizar un análisis más detallado de los impactos técnicos de las unidades de generación distribuida se han citado dos nodos que pueden aportar más elementos de juicio para la implementación de este tipo de generación y la aplicación de la metodología descrita. Se examina el nodo con la mejor condición inicial; es decir, el nodo que presenta la mayor magnitud en tensión sin la instalación de unidades DG y el nodo con la peor condición inicial; es decir, el nodo con la magnitud más baja de tensión.La mejor y peor condición inicial corresponde al nodo004 y al nodo 99 respectivamente. Una vez instaladas las unidades DG según los tamaños de la tabla 21 y efectuada la simulación en ETAP se tiene como resultado la siguiente tabla en donde se presenta el comportamiento del sistema debido a la instalación de las unidades GD. Se presentan los resultados de los nodos cabecera y de los nodos con mejor y peor condición inicial.


50

Tabla 22. Resultado general para cada zona, perfil de tensión en %

COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN EN LOS NODOS DE REFERENCIA DEBIDO A LAS UNIDADES DG

ZONA NIVEL DE PENETRACION %

0% Caso Base 25% 50% 75% 100% 130% ZONA1 NODO

5041 92.791 93.338 93.878 94.414 94.940 95.564

ZONA2 NODO 1656 92.873 93.402 93.925 94.443 94.953 95.556

ZONA3 NODO 1001 93.427 93.917 94.402 94.883 95.356 95.916

ZONA4 NODO 1002 93.414 93.908 94.396 94.880 95.356 95.919

ZONA5 NODO 63 92.592 93.132 93.665 94.194 94.713 95.330

NODO 004 (Mejor condición

inicial) 97.768 97.884 98.000 98.114 98.226 98.359

NODO 99 ( Peor condición

inicial) 90.011 90.535 91.053 91.568 92.073 92.672

Se calcula la relación de aumento en el perfil de tensión con respecto al caso base según los resultados de la tabla 22; es decir:

100100*..

casobase

PN

T

TT (10)

Donde:

T = aumento de tensión (%)

..PNT =magnitud de tensión para cada nivel de penetración

casobaseT = magnitud de tensión caso base

Aplicando la ecuación 10 para la zona 1 y un N.P =25%, tenemos que;

%589.0

100100*791.92

338.93

T

T

El anterior desarrollo se aplica para cada nivel de penetración y para cada zona completando los datos de la tabla 23


51

Tabla 23. Diferencia en porcentaje con respecto a caso base, perfil de tensión en %

DIFERENCIA EN PORCENTAJE (%) SIN UNIDADES GD CONTRA LA INCLUSION A DIFERENTES NIVELES DE

PENETRACION

ZONA NIVEL DE PENETRACION %

25% 50% 75% 100% 130% ZONA 1, NODO

5041 0.589 1.171 1.749 2.316 2.989

ZONA 2, NODO 1656 0.569 1.132 1.690 2.239 2.889

ZONA 3, NODO 1001 0.525 1.044 1.559 2.065 2.664

ZONA 4, NODO 1002 0.529 1.051 1.570 2.079 2.683

ZONA 5, NODO 63 0.583 1.158 1.730 2.291 2.956

NODO 004 (Mejor

condición inicial) 0.119 0.237 0.354 0.469 0.605

NODO 99 ( Peor condición

inicial) 0.583 1.158 1.730 2.291 2.957

El mayor aumento de tensión se obtuvo para el nodo cabecera 5041, que corresponde la zona 1, con un valor de 2.989% con respecto al caso base. El nodo con peor condición inicial tuvo la mayor tasa de crecimiento en todo el sistema. La siguiente figura ilustra el comportamiento general de los nodos para cada escenario de simulación.


52

Figura 20. Curva del Perfil de Tensión con 5 unidades GD

Se observa, de la figura anterior, que los nodos que presentan la mejor condición inicial (caso base) , no exhiben un aumento drástico en los niveles de tensión debido a la instalación de las unidades DG ; es decir, no muestran una diferencia notable entre la curva del caso base y la curva con un nivel de penetración del 130%(nodos 34,70,73,83) , mientras que los nodos con niveles de tensión mas bajos en el caso base , presentan un aumento considerable en la curva del 130%, con respecto al caso base.

9.2 ANÁLISIS BAJA TENSIÓN

El circuito de prueba presenta un total de 45 nodos con tensiones de 220 V y 220/ √3 V entre fase-fase y fase-neutro respectivamente, los cuales corresponden a nodos de baja tensión. Los Nodos de baja tensión pertenecen a la salida de cada uno de los transformadores conectados al sistema de prueba. A pesar de que estos niveles de tensión no son comunes para máquinas eléctricas de gran potencia, componentes eléctricos de baja tensión como los electrodomésticos y mas aun hoy en día con la introducción al mercado de componentes electrónicos, estos bajos niveles de tensión con respecto a la tensión nominal son altamente perjudiciales para el buen funcionamiento y la vida útil de estos equipos. Inicialmente es necesario conocer el comportamiento de los nodos de baja tensión ya que éstos son los encargados de brindarle la tensión al usuario final.

89,000

90,000

91,000

92,000

93,000

94,000

95,000

96,000

97,000

98,000

99,000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

NODO

%

0% C AS O B AS E 25% Nivel de P enetracion 50% Nivel de P enetracion 75% Nivel de P enetracion 100% Nivel de P enetracion 130% Nivel de P enetracion


53

En zonas rurales o cerca de la zona urbana, como es el caso de este trabajo de grado, son usuarios residenciales; es decir, con una tensión de 220/ √3 V. Una vez conocidos estos valores se comparan con los datos obtenidos debido a la inclusión de las unidades de generación distribuida para diferentes niveles de penetración , que como se ha mencionado con anterioridad corresponden al 25%, 50%, 75% 100% y 130% de la demanda total en cada zona.

En la siguiente tabla se relaciona la magnitud en % de la tensión nominal para cada nodo de estudio; es decir;

100%:220 V

Tabla 24. Valores en porcentaje con respecto a la tensión nominal de baja tensión (220 V)

Nodo NIVEL DE PENETRACION

CASO BASE (%)

25% (%)

50% (%)

75% (%)

100% (% )

130% (%)

Nodo100 90,332 90,843 91,349 91,851 92,308 92,928

Nodo101 90,844 91,325 91,800 92,271 92,704 93,282

Nodo102 90,851 91,331 91,805 92,275 92,707 93,284

Nodo103 90,849 91,326 91,797 92,265 92,695 93,269

Nodo104 90,828 91,305 91,777 92,245 92,675 93,248

Nodo105 90,820 91,297 91,768 92,236 92,666 93,240

Nodo106 90,811 91,288 91,759 92,227 92,657 93,230

Nodo107 90,808 91,285 91,756 92,224 92,654 93,227

Nodo108 90,806 91,283 91,754 92,222 92,652 93,225

Nodo16 95,843 95,915 95,986 96,057 96,122 96,208

Nodo49 95,655 95,737 95,818 95,898 95,972 96,070

Nodo52 93,786 93,974 94,160 94,345 94,514 94,740

Nodo55 95,437 95,531 95,623 95,715 95,798 95,911

Nodo59 95,082 95,196 95,308 95,419 95,521 95,657

Nodo67 94,839 94,967 95,094 95,219 95,334 95,487

Nodo68 94,743 94,877 95,009 95,140 95,260 95,420

Nodo69 94,326 94,485 94,642 94,797 94,940 95,131

Nodo70 93,160 93,395 93,626 93,855 94,066 94,347

Nodo71 92,290 92,605 92,916 93,225 93,508 93,887

Nodo72 92,019 92,360 92,696 93,031 93,337 93,747

Nodo73 91,851 92,208 92,561 92,911 93,232 93,661

Nodo74 91,648 92,025 92,397 92,767 93,106 93,560

Nodo75 91,453 91,852 92,246 92,638 92,997 93,477

Nodo76 91,034 91,481 91,923 92,361 92,763 93,301

Nodo77 92,074 92,571 93,061 93,548 93,994 94,594

Nodo78 90,851 91,317 91,777 92,233 92,652 93,213

Nodo79 90,083 90,603 91,117 91,627 92,092 92,721

Nodo80 90,049 90,574 91,092 91,607 92,077 92,712

Nodo81 90,232 90,745 91,252 91,755 92,214 92,836

Nodo82 90,274 90,786 91,291 91,793 92,250 92,869

Nodo83 90,829 91,310 91,784 92,255 92,689 93,266

Nodo84 90,827 91,307 91,782 92,253 92,686 93,263

Nodo87 90,832 91,313 91,787 92,258 92,692 93,269

Nodo88 90,317 90,832 91,340 91,844 92,303 92,927

Nodo89 90,305 90,823 91,334 91,842 92,304 92,931


54

Nodo90 90,250 90,779 91,303 91,822 92,296 92,937

Nodo91 90,239 90,771 91,296 91,818 92,294 92,937

Nodo92 90,231 90,763 91,288 91,810 92,286 92,929

Nodo93 90,231 90,763 91,288 91,810 92,286 92,929

Nodo94 90,212 90,743 91,268 91,790 92,265 92,908

Nodo95 90,200 90,731 91,256 91,778 92,253 92,896

Nodo96 90,257 90,783 91,304 91,821 92,292 92,930

Nodo97 90,022 90,546 91,065 91,579 92,049 92,683

Nodo98 90,021 90,545 91,064 91,578 92,048 92,682

Nodo99 90,011 90,535 91,053 91,568 92,038 92,672

Tabla 25.Valores de tensión para nodos de análisis

Nodo

NIVEL DE PENETRACION

CASO BASE 25% 50% 75% 100% 130%

(V) (V) (V) (V) (V) (V) Nodo100 198,729 199,855 200,968 202,072 203,078 204,442

Nodo101 199,858 200,915 201,959 202,995 203,949 205,219

Nodo102 199,873 200,928 201,970 203,004 203,956 205,224

Nodo103 199,867 200,917 201,954 202,983 203,930 205,192

Nodo104 199,823 200,872 201,909 202,938 203,885 205,146

Nodo105 199,804 200,854 201,891 202,920 203,866 205,128

Nodo106 199,784 200,833 201,870 202,899 203,845 205,107

Nodo107 199,778 200,827 201,864 202,893 203,839 205,100

Nodo108 199,773 200,822 201,859 202,888 203,834 205,095

Nodo16 210,854 211,013 211,170 211,325 211,468 211,658

Nodo49 210,441 210,621 210,799 210,975 211,137 211,354

Nodo52 206,329 206,744 207,153 207,558 207,930 208,428

Nodo55 209,962 210,168 210,371 210,572 210,757 211,003

Nodo59 209,181 209,431 209,677 209,922 210,146 210,446

Nodo67 208,647 208,928 209,206 209,482 209,734 210,072

Nodo68 208,436 208,730 209,020 209,308 209,572 209,925

Nodo69 207,517 207,867 208,212 208,554 208,868 209,288

Nodo70 204,953 205,468 205,977 206,482 206,945 207,564

Nodo71 203,038 203,731 204,416 205,095 205,718 206,551

Nodo72 202,441 203,191 203,932 204,667 205,341 206,244

Nodo73 202,073 202,858 203,634 204,404 205,110 206,054

Nodo74 201,625 202,455 203,274 204,087 204,834 205,832

Nodo75 201,197 202,075 202,942 203,803 204,593 205,649

Nodo76 200,275 201,258 202,230 203,194 204,079 205,263

Nodo77 202,562 203,655 204,735 205,807 206,786 208,106

Nodo78 199,873 200,897 201,909 202,913 203,834 205,068

Nodo79 198,183 199,327 200,457 201,579 202,603 203,987

Nodo80 198,108 199,263 200,403 201,535 202,570 203,965

Nodo81 198,510 199,639 200,755 201,862 202,872 204,238

Nodo82 198,603 199,728 200,840 201,944 202,950 204,312

Nodo83 199,824 200,881 201,925 202,962 203,915 205,185

Nodo84 199,818 200,875 201,919 202,956 203,909 205,179


55

Nodo87 199,831 200,888 201,932 202,968 203,922 205,192

Nodo88 198,698 199,830 200,948 202,058 203,068 204,439

Nodo89 198,671 199,810 200,935 202,051 203,068 204,448

Nodo90 198,550 199,715 200,866 202,008 203,051 204,460

Nodo91 198,527 199,696 200,852 201,999 203,046 204,461

Nodo92 198,509 199,679 200,834 201,982 203,028 204,443

Nodo93 198,509 199,679 200,834 201,981 203,028 204,443

Nodo94 198,466 199,635 200,790 201,937 202,984 204,398

Nodo95 198,440 199,609 200,764 201,911 202,958 204,372

Nodo96 198,564 199,724 200,869 202,006 203,042 204,445

Nodo97 198,048 199,202 200,342 201,474 202,508 203,903

Nodo98 198,046 199,200 200,340 201,472 202,506 203,901

Nodo99 198,023 199,177 200,317 201,449 202,483 203,878

De la tabla 24 se han identificado los 5 nodos con peor condición inicial y los 5 nodos con la mejor condición inicial para observar el comportamiento de estos nodos a niveles de baja tensión Tabla 26. Nodos de baja tensión con peor condición inicial

NODO Magnitud en % de

la tensión nominal

(Caso Base) Nodo99 90,011

Nodo98 90,021

Nodo97 90,022

Nodo80 90,049

Nodo79 90,083

Tabla 27. Nodos de baja tensión con mejor condición inicial

NODO Magnitud en % de la tensión

nominal (Caso Base)

Nodo67 94,839

Nodo59 95,082

Nodo55 95,437

Nodo49 95,655

Nodo16 95,843


56

Tabla 28. Magnitud de tensión para nodos con peor condición inicial

NODO Magnitud tensión

[V] (Caso Base)

Nodo99 198,023

Nodo98 198,046

Nodo97 198,048

Nodo80 198,108

Nodo79 198,183

Tabla 29. Magnitud de tensión para nodos con mejor condición inicial

NODO Magnitud tensión

[V] (Caso Base)

Nodo67 208,647

Nodo59 209,181

Nodo55 209,962

Nodo49 210,441

Nodo16 210,854

9.2.1 Relación entre caso base y nodos baja tensión

Conociendo la magnitud en porcentaje de la tensión nominal para cada nodo de baja tensión, según la tabla 26 y tabla 27,con respecto a la tensión nominal de baja (220 V/127 V)), se realiza la relación entre el valor del caso base y cada uno de los datos obtenidos para cada nivel de penetración; es decir,

n N. P.Valor segu

o baseValor casV

sobaserelacionca

100*100

%

(11)

Donde;

N.P.= Nivel de penetración

Aplicando (11) al nodo 99, con un N.P. =25%, tenemos;

%583.0

90,535

100*011.90100

%

%

sobaserelacionca

sobaserelacionca

V

V


57

Aplicando el anterior desarrollo para los nodos de baja tensión con mejor condición inicial y para nodos de baja tensión con peor condición inicial

Tabla 30. Magnitud en porcentaje con respecto a caso base para nodos con peor condición inicial

NODO NIVEL DE PENETRACION

25% 50% 75% 100% 130% Nodo99 0,583% 1,158% 1,730% 2,252% 2,957%

Nodo98 0,583% 1,158% 1,730% 2,252% 2,957%

Nodo97 0,583% 1,158% 1,730% 2,252% 2,957%

Nodo80 0,583% 1,158% 1,730% 2,252% 2,957%

Nodo79 0,577% 1,148% 1,714% 2,231% 2,929%

Tabla 31. Magnitud en porcentaje con respecto a caso base para nodos con mejor condición inicial

NODO NIVEL DE PENETRACION

25% 50% 75% 100% 130% Nodo67 0,135% 0,268% 0,400% 0,521% 0,683%

Nodo59 0,119% 0,237% 0,354% 0,462% 0,605%

Nodo55 0,098% 0,195% 0,290% 0,378% 0,496%

Nodo49 0,086% 0,170% 0,254% 0,331% 0,434%

Nodo16 0,075% 0,150% 0,223% 0,291% 0,381%

Los resultados obtenidos en el análisis de baja tensión ratifican el comportamiento de los nodos con peor condición inicial, los cuales muestran una proporción en el aumento del perfil de tensión mucho mayor que los nodos con mejor condición inicial. Lo anterior se ilustra en las figuras 21 y 22 donde se muestra la notoria diferencia entre estos dos tipos de nodos.


58

Figura 21. Comportamiento inicial vs. Peor condición inicial

Figura 22. Valores de Tensión para los nodos en Baja Tensión

9.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS

Al igual que el análisis efectuado al perfil de tensión para el circuito FO-32 que corresponde a la localidad de Fontibón en la cuidad de Bogotá D.C., se identifican las pérdidas iníciales del sistema o pérdidas base.Esto con el fin de comparar

COMPORTAMIENTO DE LA MEJOR CONDICIÓN INICIAL CONTRA LA PEOR CONDICIÓN INICIAL CON RESPECTO AL CASO BASE

0

0,25

0,5

0,75

1

1,25

1,5

1,75

2

2,25

2,5

2,75

3

3,25

0% 25% 50% 75% 100% 125% 150%

NIVEL DE PENETRACIÓN (%)

AU

MEN

TO D

E TE

NSI

ON

CO

N R

ESPC

TO A

L C

ASO

BA

SE

[%]

PeorCondición(NODO 79)

MejorCondición(NODO67)

VALORES DE TENSIÓN PARA NODOS DE BAJA TENSIÓN

198,000

199,500

201,000

202,500

204,000

205,500

207,000

208,500

210,000

211,500

213,000

20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130%

% NIVEL DE PENETRACIÓN

TEN

SIÓ

N E

N N

OD

O (V

)

MejorCondición

PeorCondición


59

resultados e identificar las mejoras o perjuicios en el sistema debido a la inclusión de las unidades de generación distribuida. Además de las pérdidas de línea se cuantifican las pérdidas en cada uno de los transformadores conectados al sistema los cuales suministran la baja tensión, en el lado secundario, a los clientes del área rural o cerca al área urbana como aplica a este circuito.

Según la tabla 2, el circuito cuenta con un total de 55 líneas y 45 transformadores, lo cual da un total de 100 elementos de análisis, en lo que tiene que ver con las pérdidas en el sistema.

Los valores iníciales de pérdidas (caso base), tanto en kW como en kVAr, son:

Tabla 32. Pérdidasinícialespara líneas de transmisión (caso base) del sistema

ÍTEM kW kVAr

Línea 73 0 0

Línea 57 0 0,001

Línea 81 0,001 0

Línea 69 0,001 0,001

Línea 67 0,001 0,001

Línea 56 0,001 0,001

Línea 51 0,001 0,001

Línea 82 0,001 0,001

Línea 50 0,002 0,002

Línea 70 0,002 0,002

Línea 45 0,002 0,002

Línea 63 0,003 0,003

Línea 83 0,003 0,003

Línea 44 0,005 0,007

Línea 55 0,006 0,006

Línea 54 0,007 0,007

Línea 74 0,008 0,007

Línea 68 0,009 0,009

Línea 71 0,01 0,009

Línea 72 0,011 0,011

Línea 66 0,013 0,013

Línea 43 0,015 0,02

Línea 49 0,015 0,014

Línea 52 0,019 0,026

Línea 62 0,022 0,021

Línea 80 0,023 0,021

Línea 61 0,028 0,027

Línea 53 0,029 0,027

Línea 64 0,032 0,031

Línea 79 0,066 0,063

Línea 65 0,074 0,07

Línea 40 0,137 0,13

Línea 42 0,233 0,22

Línea 77 0,26 0,246

Línea 76 0,492 0,465

Línea 78 0,833 0,788

Línea 59 0,947 0,895

Línea 58 1,722 1,628

Línea 60 2,208 2,087

Línea 5 2,956 2,794

Línea 11 2,978 3,92

Línea 13 3,272 3,093

Línea 17 3,457 3,267

Línea 12 3,874 3,662

Línea 10 5,34 5,048

L1 6,649 6,285

Línea 14 6,958 6,577

Línea 4 7,557 7,144

L14 7,568 7,154

Línea 3 11,542 10,91

Línea 6 12,718 12,022

Línea 39 13,011 17,127

Línea 9 17,578 16,617

Línea 41 19 17,961

Línea 2 48,481 53,292


60

Tabla 33. Pérdidasiníciales para transformadores (caso base) del sistema

ÍTEM kW kVAr

T41 0,119 0,692

T37 0,12 0,692

T36 0,12 0,692

T17 0,124 0,72

T45 0,238 1,377

T40 0,239 1,384

T39 0,239 1,384

T35 0,239 1,386

T54 0,242 1,402

T53 0,242 1,402

T52 0,242 1,402

T51 0,242 1,402

T30 0,242 1,402

T33 0,242 1,402

T48 0,242 1,403

T21 0,246 1,422

T46 0,357 2,066

T44 0,357 2,066

T43 0,359 2,077

T47 0,359 2,08

T49 0,363 2,104

T13 0,395 2,289

T12 0,396 2,293

T42 0,597 3,457

T27 0,598 3,46

T34 0,599 3,466

T50 0,605 3,506

T29 0,605 3,506

T31 0,606 3,507

T24 0,606 3,507

T22 0,608 3,522

T18 0,619 3,585

T16 0,625 3,619

T14 0,653 3,781

T9 0,672 3,888

T4 0,674 3,904

T26 1,19 6,892

T28 1,196 6,926

T11 1,592 9,22

T23 2,074 12,008

T20 2,466 14,277

T8 2,582 14,951

T10 2,674 15,482

T25 3,97 22,989

T15 8,493 49,174


61

La sumatoria de cada uno de los anteriores valores ofrece las pérdidas totales del sistema, 220,451kWy 416,902kVAr.

Para cada uno de los tamaños de las unidades de generación distribuida, según la tabla 21, se cuantifica el valor de las pérdidas en el sistema, tanto para líneas como para transformadores. Se efectúa la suma aritmética de las pérdidas, en kW y en kVAr para cada uno de los niveles de penetración y se compara con los resultados del caso base los cuales fueron relacionados en la tabla 34.

En la siguiente tabla se relaciona el total de las pérdidas para cada uno de los niveles de penetración

Tabla 34. Pérdidas para cada nivel de penetración

25% 50% 75% 100% 130%

kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr

197,071 394,735 175,774 374,639 156,397 356,458 140,418 341,574 120,877 323,51

Se efectúa la relación entre los valores de pérdidas del caso base con cada uno de los datos obtenidos para cada nivel de penetración para luego obtener el incremento o declive de pérdidas en porcentaje con respecto al caso base

%317.5

902.416

)100*735.394(100

%605.10

451.220

100)*(197.071-100

nPenetracio de Nivelen 25% paraRelacion

902.416

451.220

Base Caso Datos

%25

%25

%25

%25

kVAr

kVAr

kW

kW

kVAr

kW

El mismo procedimiento se repite para cada nivel de penetración, obteniéndose la siguiente tabla, donde se observa el comportamiento de las unidades GD.


62

Tabla 35. Cuadro comparativo de pérdidas kW-kVAr, comparación caso base en porcentaje

25% 50% 75% 100% 130%

kW kVAr kW kVAr KW kVAr kW kVAr kW kVAr

10,605% 5,316% 20,266% 10,137% 29,055% 14,498% 36,302% 18,068% 45,168% 22,401%

Figura 23. Curva comparativa de reducción de perdidas activas y reactivas con respecto al caso base

9.3.1 Análisis de pérdidas en cada zona

En cada una de las zonas identificadas en el circuito de prueba se han determinado las pérdidas tanto activas como reactivas para observar el comportamiento de los nodos presentes en cada zona ante la instalación de unidades DG de diferentes tamaños.

Se han evaluado diferentes parámetros para determinar los niveles de pérdidas como son las líneas y transformadores que intervienen en cada una de las zonas, ya que estos dos parámetros son los principales agentes contribuyentes en los niveles de pérdidas presentes en un sistema de potencia

Se evalúa inicialmente el comportamiento de la zona 1 que según la figura 15, intervienen en dicha zona las líneas; L69, L70, L71, L72, L73, L74 , y los

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140%

Nivel de Penetracion [%]

Red

ucci

on e

n pe

rdid

as a

ctiv

as y

reac

tivas

con

resp

ecto

al c

aso

base

[%

] kW

kVAr


63

transformadores ; T37, T39,T40, T41, T42 (en las tablas 4 y 5 se muestran sus respectivas características).

Se realiza las sumas aritméticas de las pérdidas activas y reactivas de las líneas y de los transformadoresque intervienen en el funcionamiento de cada una de las zonas y en cada uno de los niveles de penetración para luego graficar y observar el comportamiento. Es así como en la zona 1 se tiene:

Tabla 36. Pérdidas activas de líneas y transformadores en la zona 1

item

NIVEL DE PENETRACIÓN

0% 25% 50% 75% 100% 130%

kW kW kW kW kW kW

L69 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

L70 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002

L71 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

L72 0,011 0,012 0,012 0,012 0,012 0,012

L73 0 0 0 0 0 0

L74 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008

T37 0,12 0,121 0,122 0,124 0,125 0,127

T39 0,239 0,242 0,245 0,247 0,25 0,253

T40 0,239 0,242 0,245 0,247 0,25 0,253

T41 0,119 0,121 0,122 0,124 0,125 0,127

T42 0,597 0,604 0,611 0,618 0,625 0,633 TOTAL PERDIDAS EN ZONA

1,346 kW 1,363 kW 1,378 kW 1,393 kW 1,408 kW 1,426 kW

Figura 24. Comportamiento de las pérdidas activas en la zona 1 a diferentes niveles de penetración


64

Tabla 37. Pérdidas reactivas de líneas y transformadores en la zona 1

tem

NIVEL DE PENETRACIÓN

0% 25% 50% 75% 100% 130%

kVAr kVAr kVAr kVAr kVAr kVAr

L69 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

L70 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002

L71 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,01

L72 0,011 0,011 0,011 0,011 0,011 0,011

L73 0 0 0 0 0 0

L74 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,008

T37 0,692 0,7 0,708 0,716 0,724 0,734

T39 1,384 1,4 1,416 1,433 1,447 1,468

T40 1,384 1,4 1,416 1,433 1,447 1,468

T41 0,692 0,7 0,708 0,716 0,724 0,734

T42 3,457 3,498 3,539 3,579 3,616 3,667 TOTAL PERDIDAS EN ZONA

7,639kVAr 7,728kVAr 7,817kVAr 7,907kVAr 7,988kVAr 8,103kVAr

Figura 25. Comportamiento de las pérdidas reactivas en la zona 1 a diferentes niveles de penetración

Como se observa en las graficas de pérdidas activas y reactivas para la zona 1, justo después de la instalación de la unidad DG, la zona comenzó a experimentar aumentos leves en los niveles de pérdidas. Este comportamiento se mantiene para todos los niveles de penetración y en la mayoría de zonas identificadas en el circuito de análisis.

7,63

7,73

7,83

7,93

8,03

0% 25% 50% 75% 100% 130%

Pé

rdia

s e

n k

VA

r

Nivel de Penetración

Pérdidas en la zona 1


65

Este fenómeno contrasta con lo citado anteriormente,en relación a la reducción de pérdidas en el sistema, el cual es una de las características principales de la implementación de este tipo de metodología de zonificación del sistema.Sin embargo es necesario aclarar diferentes puntos para exponer este comportamiento. Una de las razones principales que explica este leve aumento en los niveles de pérdidas en las zonas identificadas en el circuito de prueba radica , tal como se menciono en el capítulo 7, en que la simulación fue efectuada bajo la peor condición de demanda , es decir , con una demanda del 100% en el sistema para el caso base, ocasionando que los conductores de las líneas de transmisión operen a su límite máximo de capacidad de transporte de potencia. En el momento de instalar cualquier tipo de generador con cualquier capacidad al circuito, la potencia transmitida por las líneas va a sobrepasar los niveles máximos de aquellos conductores en los cuales sea necesario el transporte de más potencia.

Cabe aclarar de igual manera que el aumento más drástico en los niveles de pérdidas activas en la zona 1 es de tan solo 80 W y de 464 VA con respecto al caso base, las cuales son cifras mínimas en comparación a los niveles de perdidas generales del sistema en el caso base.

La reducción de pérdidas se produce de una manera notoria en aquellas líneas que se encuentran cerca del generador central o de la subestación de distribución, ya que como en estas líneas el transporte de potencia ya no va hacer igual con la instalación de unidades GD en los nodos cabecera de las zonas identificadas lo cual origina un descenso en las perdidas .Lo anterior contrasta con las líneas adyacentes al nodo de instalación de las unidades GD debido a un aumento en el transporte de potencia inyectada por la unidad GD.

Tabla 38. Líneas con mayor disminución en pérdidas activas a diferentes niveles de penetración

ítem


caso base 25% 50% 75% 100% 130%

kW kW kW kW kW kW

Line2 48,481 43,647 39,114 34,853 31,196 26,531

Line3 11,542 10,269 9,084 7,976 7,034 5,842

Line6 12,718 11,221 9,833 8,543 7,45 6,079

Line9 17,578 14,452 11,66 9,18 7,185 4,856

Line41 19 16,535 14,264 12,172 10,416 8,24


66

Figura 26. Comportamiento de las pérdidas activas en las líneas con mayor disminución de pérdidas a diferentes niveles de penetración

Tabla 39. Líneas con mayor disminución en pérdidas activas a diferentes niveles de penetración

item


caso base 25% 50% 75% 100% 130%

kVAr kVAr kVAr kVAr kVAr kVAr

L1 6,285 5,648 5,052 4,491 4,011 3,399

Line2 53,292 47,978 42,996 38,311 34,292 29,164

Line3 10,91 9,707 8,587 7,54 6,649 5,522

Line6 12,022 10,607 9,295 8,075 7,042 5,746

Line9 16,617 13,661 11,022 8,678 6,792 4,59

Line41 17,961 15,63 13,483 11,506 9,846 7,789

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

caso base 25% 50% 75% 100% 130%

NIV

EL D

E P

ERD

IDA

S [k

W]


LINEA 41

LINEA 9

LINEA 6

LINEA 3

LINEA 2


67

Figura 27. Comportamiento de las pérdidas reactivas en las líneas con mayor disminución de pérdidas a diferentes niveles de penetración

Como se observa en las graficas anteriormente expuestas , la generación de pérdidas en las líneas adyacentes al nodo de instalación de la unidad GD se ve ampliamente compensado con la reducción de pérdidas en las líneas que se encuentran cerca de la central de distribución o subestación

0

20

40

60

80

100

120

caso base 25% 50% 75% 100% 130%

NIV

EL D

E P

ERD

IDA

S [k

VA

r]


LINEA 41

LINEA 9

LINEA 6

LINEA 3

LINEA 2


68

9.4 DESARROLLO METODOLOGÍA TRADICIONAL PARA EL CIRCUITO FO-32 DE LA CIUDAD DE BOGOTÁ D.C.

Para el circuito FO32 del sistema de distribución de la empresa CODENSA, en la ciudad de Bogotá D.C. se tiene, según la tabla 3, una demanda total del sistema de 4140kW y 1636 kVAr respectivamente.

Según el procedimiento definido para hallar los resultados de la tabla 20, que corresponden a la suma aritmética de las potencias tanto reactiva como activa en cada nivel de penetración para cada zona, se efectúa la relación entre la demanda total del sistema y el valor de la unidad de generación distribuida para nivel de penetración; es decir:

100*sistema del en totalDemanda

GD unidad en Potencia

100*sistema delkW en totalDemanda

GD unidadkW en Potencia

kVAr

kVArkVAr

kW

usual

usual

(12)y(13)

Según la tabla 20 para un nivel de penetración del 25% la potencia total instalada es de; 217,312kW y71,426kVArrespectivamente. Con lo cual se tiene una relación entre la demanda total del sistema y el 25% del nivel de penetración de;

Aplicando las ecuaciones (12) y (13), tenemos;

%365.4

1636

100*426.71

%249.5

4140

100*312.217

%25

%25

%25

%25

Usual

Usual

Usual

Usual

kVAr

kVAr

kW

kW

El mismo procedimiento se repite para cada nivel de penetración, obteniéndose los siguientes resultados:


69

Tabla 40. Participación de las unidades GD al sistema, para cada nivel de penetración, en %.

% NIVEL DE PENETRACION


% DEL TOTAL DE LA

DEMANDA DEL SISTEMA %W %VAr

25 5,249 4,365 50 10,498 8,731 75 15,747 13,097

100 20,996 17,463 130 27,295 22,702

Los anteriores resultados demuestran que la metodología de zonificación del sistema utiliza únicamente el 27.295% y el 22.702% en potencia activa y reactiva respectivamente en el mayor tamaño de la unidad de generación distribuida; es decir, a un nivel de penetración del 130%, para la cuantificación de las pérdidas y caída de voltaje presentes en el sistema de prueba con respecto a la demanda total del circuito. Lo anterior contrasta con [12], [25], [26], [23], [24] donde el desarrollo de la metodología planteada se origina a partir de la totalidad de la demanda presente en el sistema y con esto se procede a cuantificar el tamaño de la unidad de generación distribuida.

Según la metodología, se comparan los resultados obtenidos en el desarrollo analítico propuesto contra un desarrollo tradicional.

Si se evalúa el nivel de penetración sin la zonificación del sistema, se efectúa la cuantificación del tamaño de las unidades de generación distribuida con el nivel total de demanda que presenta el circuito FO-32 que corresponde a la localidad de Fontibón en la cuidad de Bogotá D.C. Se efectúa dicha evaluación para cada uno de los escenarios de simulación en el nivel de penetración; es decir, para 25%, 50%, 75% 100%, 130%.

Como se conoce el valor total de la demanda tanto en kW como en kVAr, se multiplica cada uno de estos valores por el nivel de penetración; es decir,


70

100

n penetracio de nivel*en totalDemanda

100

n penetracio de nivel*kWen totalDemanda

kVArkVAr

kW

(14)(15)

Aplicando lo descrito anteriormente tenemos;

Tabla 41. Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración utilizando la demanda total del sistema

METODOLOGÍA TRADICIONAL DE DESARROLLO

% NIVEL DE PENETRACIÓN


DEMANDA TOTAL DEL

SISTEMA (kW) (kVAr) 4140 1636

25 1035 409

50 2070 818

75 3105 1227

100 4140 1636

130 5382 2126,8

9.5 ANÁLISIS PERFIL DE TENSIÓN

Debido a que para este desarrollo no se tiene en cuenta la zonificación del sistema, se cuantifica el perfil de tensión utilizando los tamaños de las unidades

con su respectivo valor hallado para cada nivel de penetración. Se cuantifica el valor del perfil de tensión de forma individual y se observa el comportamiento de los demás nodos del sistema.

de forma individual a cada nodo cabecera y se analiza el resto de los nodos del sistema.Este procedimiento se realiza con los 5 niveles de penetración y para los 5 nodos cabecera.

GD según la tabla 41. En cada uno de los nodos cabecera se instala la unidad GD

Como se ilustra en la figura 28, la unidad de generación distribuida es instalada


71

Figura 28. Metodología aplicada para cuantificar el perfil de tensión para los diferentes niveles de penetración

Donde;

N.P.= nivel de penetración

Para facilitar el análisis de resultados, se estudia el comportamiento de la metodología tradicional para cada nodo cabecera, el cual brindará un comportamiento patrón para los demás nodos pertenecientes a cada zona

Tabla 42. Comportamiento nodos de referencia al 25 %

MAGNITUD EN PORCENTAJE DE LA TENSIÓN NOMINAL PARA NODOS DE REFERENCIA DEBIDO A LAS UNIDADES DG

ZONA

NIVEL DE PENETRACIÓN EN 25 % NODO 5041

NODO 1656

NODO 1001

NODO 1002 NODO 63

ZONA1 ZONA2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 NODO 5041 96,135 95,729 95,711 95,697 95,367

NODO 1656 95,66 95,745 95,724 95,71 95,382

NODO 1001 95,078 95,162 95,911 95,897 94,875

NODO 1002 95,076 95,161 95,908 95,969 94,873

NODO 63 95,573 95,658 95,712 95,699 95,948


72



ZONA NIVEL DE PENETRACIÓN EN 50 %

NODO 5041

NODO 1656

NODO 1001

NODO 1002 NODO 63


NODO 1656 98,36 98,44 97,879 97,865 98,003

NODO 1001 97,244 97,33 98,26 98,25 97,036

NODO 1002 97,236 97,322 98,26 98,39 97,028

NODO 63 98,16 98,25 97,835 97,821 99,07

Tabla 44.Comportamiento nodos de referencia al 75 %


ZONA


NODO 1656

NODO 1001

NODO 1002 NODO 63


NODO 1656 100,9 100,99 99,91 99,9 100,48

NODO 1001 99,31 99,4 100,51 100,5 99,1

NODO 1002 99,28 99,37 100,48 100,68 99,07

NODO 63 100,59 100,67 99,82 99,81 102,002


73



ZONA NIVEL DE PENETRACIÓN EN 100 %

NODO 5041

NODO 1656

NODO 1001

NODO 1002 NODO 63


NODO 1656 103,337 103,429 101,86 101,84 102,847

NODO 1001 101,28 101,37 102,649 102,634 101,63

NODO 1002 101,25 101,34 102,621 102,882 101,04

NODO 63 102,874 102,966 101,86 101,84 104,771



ZONA


NODO 1656

NODO 1001

NODO 1002 NODO 63


NODO 1656 106,095 106,189 104,057 104,042 105,527

NODO 1001 103,532 103,624 105,101 105,086 103,31

NODO 1002 103,492 103,584 105,058 105,391 103,27

NODO 63 105,483 105,576 103,835 103,82 107,928


74

9.6 RESULTADOS DE LAS PÉRDIDAS POR METODOLOGÍA TRADICIONAL

procede a instalar estas unidades en cada zona, identificada con su respectivo nodo cabecera y se cuantifica el valor de las pérdidas totales del sistema

Figura 29. Metodología aplicada para cuantificar las pérdidas debido a las unidades GD

Se realiza una comparación con los datos arrojados en el caso base para determinar la conducta del sistema debido a la instalación de estas unidades que ampliamente superan en tamaño a los obtenidos con la metodología de zonificación del sistema.

Con los resultados de las pérdidas totales en cada zona y para cada nivel de penetración, se calcula la relación entre las pérdidas del caso base y las nuevas pérdidas.

100*100 .

casobasekW

zonakW

RudkWP

PP (16)

100*100 .

ArcasobasekV

zonakVAr

RudkVArP

PP (17)

Donde;

RudkVArP = potencia reactiva reducida (kVAr)

.zonakVArP =potencia reactiva de zona (kVAr)

ArcasobasekVP = potencia reactiva del caso base (kVAr)

Con tamaños de las unidades de generación distribuida dados en la tabla 41, se


75

Las pérdidas totales del sistema para el caso base son: 220,451 kW y 416,902 kVAr

Aplicando la metodología de la figura 29, se cuantifican las pérdidas para cada N.Py se efectúa la respectiva comparación.

9.6.1 Análisis para un Nivel de Penetración de 25%

Tamaño unidad distribuida para 25% en nivel de penetración: 1035 kW y 409 kVAr

Tabla 47. Pérdidas para 25% en nivel de penetración

Aplicando las ecuaciones (16) y (17) para la zona 1, se tiene

538.41%

100*451.220

879.128100%

RudkW

RudkW

P

P

492.20%

100*902.416

472.331100%

RudkVAr

RudkVAr

P

P

Este procedimiento se realiza para todas las zonas y para todos los niveles de penetración, con lo cual se tiene:

Tabla 48. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 25% de N.P. en %

ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5


41,539 20,492 43,019 21,25 40,163 19,973 39,967 19,838 43,132 21,235



128,879 331,472 125,615 328,310 131,912 333,636 132,344 334,197 125,367 328,372


76

Figura 30. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 25% de N.P.

9.6.2 Análisis para un nivel de penetración de 50%


Las pérdidas para este tamaño de generador distribuido son: pérdidas




94,497 302,126 80,412 288,725 86,463 293,224 88,391 295,748 87,744 296,159

Aplicando las ecuaciones (16) y (17) Tabla 50. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 50% de N.P. en %



57,135 27,531 63,524 30,745 60,779 29,666 59,905 29,06 60,198 28,962

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50


25% zona 1 25% zona 2 25% zona 3 25% zona 4 25% zona 5

Red

ucci

on d

e pé

rdid

as A

ctiv

as y

reac

tivas

con

resp

ecto

al c

aso

base

[%]


77




Las pérdidas para este tamaño de generador distribuido son:




107,604 319,331 77,354 290,749 78,395 289,996 82,596 295,541 97,793 310,650

Aplicando las ecuaciones (16) y (17)




51,189 23,404 64,911 30,26 64,439 30,44 62,533 29,11 55,64 25,486

0

10

20

30

40

50

60

70



Red

ucci

on d

e pé

rdid

as A

ctiv

as y

reac

tivas

con

resp

ecto

al c

aso

base

[%

]


78




Las pérdidas para este tamaño de generador distribuido son:




161,045 376,080 110,984 328,960 103,215 319,432 110,317 328,905 148,301 364,782





26,948 9,792 49,656 21,094 53,18 23,38 49,959 21,107 32,728 12,502

0

10

20

30

40

50

60

70



Red

ucci

on d

e pé

rdid

as A

ctiv

as y

reac

tivas

con

resp

ecto

al c

aso

base

[%

]


79



Tamaño unidad distribuida para 130% en nivel de penetración: 5382 kW y 2126,8 kVAr Las pérdidas para este tamaño de generador distribuido son: Tabla 55. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 130% de N.P. en %



255,327 475,205 271,472 489,552 192,815 415,778 171,132 392,691 182,285 407,732





-15,820 -13,985 -23,144 -17,426 12,536 0,270 22,372 5,807 17,313 2,200

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55



Red

ucci

on d

e pé

rdid

as A

ctiv

as y

reac

tivas

con

resp

ecto

al c

aso

base

[%

]


80

Figura 34. Comparación de resultados al 130% de la carga total del sistema con respecto al caso Base.

Cuando el tamaño y la ubicación de la(s) unidad(es) de generación distribuida no es la adecuada, presenta conductas como las descritas en el presente caso de estudio.A un nivel de penetración del 130% las pérdidas en las zonas 1 y 2 se incrementan en un 15% y 23% respectivamente, corroborando de esta manera uno de los inconvenientes de este tipo de tecnología

En la siguiente figura se ilustra el comportamiento del sistema a un nivel de penetración de 130% aplicando la metodología tradicional de desarrollo, en la cual se observan nodos donde el valor de las pérdidas en kW es mucho mayor que en el caso base. Estos nodos soportan la inadecuada ubicación y el inadecuado tamaño de la unidad, convirtiéndose en un grave problema de calidad de energía entregada al usuario final.

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25


130% Zona 1 130%Zona 2 130%Zona 3 130%Zona 4 130%Zona 5

Red

ucci

on d

e pé

rdid

as A

ctiv

as y

reac

tivas

con

resp

ecto

al c

aso

base

[%

]


81

Figura 35. Pérdidas en el sistema debido a la instalación de unidades de generación distribuida a un nivel de penetración del 130%

9.7 CUADRO DE CARACTERÍSTICAS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE ZONIFICACION DEL SISTEMA

El siguiente cuadro ilustra las características más importantes de la metodología de zonificación del sistema en la implementación de unidades de generación distribuida a un sistema de potencia eléctrico. Dichas características han sido establecidas luego de haberse efectuado las simulaciones correspondientes al circuito FO-32 de la cuidad de Bogotá. Se determinan las ventajas y desventajas mas importantes de la aplicación de esta metodología a sistemas de potencia.

La metodología de zonificación del sistema pretende ser una alternativa para la determinación del tamaño y ubicación de la(s) unidad(es) GD en un sistema eléctrico de potencia

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

NODOS

kW

0% kW

130% zona 5kW


82

VENTAJAS DESVENTAJAS

Una de las principales características de la generación distribuida radica en la cercanía de las unidades GD a las demandas eliminando de esta manera las pérdidas por transporte de energía a largas distancias. Con la implementación de la zonificación del sistema varias unidades GD se instalan en cercanías a un grupo de cargas, con lo cual la reducción de pérdidas en mucho más notoria.

Con la aplicación de la metodología de zonificación del sistema se presenta un aumento en los niveles de tensión lo cual mejora calidad del servicio tanto para el usuario como para el operador de red.

El aumento en los niveles de tensión se refleja en un mayor porcentaje en los nodos que presentan una peor condición inicial, es decir, los nodos que sin la instalación de unidades GD presentan los niveles más bajos de tensión.

La principal ventaja de esta metodología se centra en la reducción de pérdidas del circuito de análisis, tanto en potencia activa como en potencia reactiva. Lo cual si se mira desde el punto de vista del operador de red, significa mucho dinero ahorrado en energía desperdiciada beneficiando de esta manera a los usuarios con rebajas en las tarifas.

La metodología de zonificación del sistema propuesta solo es aplicable a sistemas radiales ya que para sistemas como el anillo o malla no se podría determinar un nodo cabecera. Debido a que siempre habría un lazo cerrado en el circuito de análisis en el sistema tipo malla o anillo, las ramificaciones no existirían, lo cual impide la creación de zonas para este tipo de sistema.

El inadecuado tamaño de la unidad de generación distribuida dado por la demanda de la zona y el nivel de penetración, pueden aumentar los niveles de pérdidas para dicha zona y en general para todo el sistema, lo cual indica que no necesariamente un gran tamaño de la unidad GD garantiza una reducción en las pérdidas del sistema.

Cuando las unidades GD no son regulables , tanto en potencia generada activa y reactiva , el nivel de tensión en los nodos adyacentes al nodo de instalación de la unidad GD aumenta drásticamente, llegando incluso a superar los niveles de tensión permitidos por las normatividades locales. Lo cual indica que, al igual que para el caso de las pérdidas, no necesariamente una unidad GD con un gran tamaño garantiza el aumento uniforme del perfil de tensión de los nodos del circuito.

La zonificación del sistema permite efectuar un mejor monitoreo del comportamiento eléctrico del sistema de potencia que se encuentra bajo análisis. Este monitoreo se hace mucho más detallado y minucioso debido a que la unidades GD instaladas tienen una influencia más marcada sobre un menor número de cargas, en comparación con una o dos unidades GD para todo un circuito.

Debido a la zonificación del sistema , los tamaños de las unidades GD son relativamente pequeños en comparación a otras metodologías , lo cual hace que su disponibilidad en el mercado sea de difícil acceso , ya que las capacidades para la mayoría de tecnologías aplicadas a la generación distribuida aún no han sido desarrolladas en su totalidad.


83

Las anteriores características se suman a las ya conocidas para este tipo de generación, las cuales han sido desarrolladas por diferentes organismos académicos y gubernamentales a nivel nacional y mundial.

Todos los problemas poseen soluciones tecnológicas actualmente disponibles, algunas de ellas de implementación costosa. Por ello, se trata de alcanzar la solución a la problemática con el menor cambio en el sistema eléctrico, empleando el siguiente concepto: “frente a cualquier perturbación, la generación distribuida debe ser desconectada tan rápido como sea posible, devolviendo al sistema a su situación original”. Este criterio es satisfactorio para la empresa eléctrica ya que su aplicación todavía no pone en riesgo a la estabilidad del sistema, pues la penetración de la GD no ha alcanzado montos importantes. Pero, tal solución no resulta atractiva para el dueño de la generación, que pierde confiabilidad, reduciendo la posibilidad de respaldo, al poder mantener alimentada su carga frente a perturbaciones del sistema. Este simple análisis, muestra que las soluciones a los problemas mencionados, presentan aspectos positivos y negativos, que impactan de forma distinta y muchas veces antagónica, a la empresa eléctrica y al usuario.

VENTAJAS DESVENTAJAS

Aumento en la capacidad de transmisión y distribución.

fuentes de alta confiabilidad para sistemas o usuarios sensibles a los que no se les puede interrumpir el servicio.

Reducción de emisiones atmosféricas.

Permite generar energía limpia utilizando fuentes renovables en un muy amplio segmento de inversión.

Incrementa la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica.

Algunas tecnologías necesitan convertidores dc/ac, lo cual generan armónicos a la red.

Se presentan inconvenientes en la selectividad o coordinación de protecciones del sistema de potencia.

Corrientes de falla.

Mal funcionamiento del esquema de protecciones (depende del nivel de penetración).

Generación de sobretensiones permanentes (depende del nivel de penetración).


84

10 COMPARACIÓN DE RESULTADOS

Según las tablas 21 y 41, donde se especifican los tamaños de las unidades de generación distribuida para ambas metodologías, se realiza la diferencia de resultados tanto para perfil de tensión como para pérdidas en el sistema de análisis, que corresponde al circuito FO-32 de la localidad de Fontibón en la cuidad de Bogotá D.C

La potencia máxima instalada en la metodología de zonificación del sistema corresponde 130 % del total de la carga por zona, lo cual corresponde a 27,295 % para potencia activa y al 21,758 % para potencia reactiva según tabla 40, del total de la potencia instalada en el sistema de prueba. Para efectuar la comparación se analizará al 25 % en la metodología tradicional para no sesgar los resultados.

10.1 PERFIL DE TENSIÓN

en el nivel de penetración, se comparan los resultados para cada zona identificado con su respectivo nodo cabecera. Los resultados demuestran que para las zonas 2, 3, 4, la diferencia es prácticamente despreciable. Para las zonas 1 y 5 respectivamente se presenta una leve diferencia en los resultados pero que no representa un considerable aumento en los niveles de tensión

Figura 36. Comparación de resultados perfiles de tensión, en porcentaje de la tensión nominal

94,8

95

95,2

95,4

95,6

95,8

96

96,2

NODO 5041 NODO 1656 NODO 1001 NODO 1002 NODO 63

%

Met. Trad.

Met. Zon

De acuerdo a los datos de las tablas 42 y 21, esta última con los valores al 130%


85

10.2 PÉRDIDAS EN EL SISTEMA

Según los datos de las tablas 35 y 47 respectivamente, que corresponden al porcentaje de reducción de pérdidas en el sistema debido a la instalación de unidades de generación distribuida , se comparan los resultados de pérdidas tanto en potencia activa, como en potencia reactiva. En el caso de la metodología de zonificación del sistema se utilizan los valores de pérdidas a un nivel de penetración del 130% que, como se mencionó anteriormente, equivale al 25% de la potencia total del sistema, motivo por el cual se utiliza la tabla de pérdidas del 25% en el nivel de penetración de la metodología tradicional.

Tabla 57. Estimación de pérdidas en zona 1

ZONA 1 Metodología kW kVAr Metodología Tradicional 41,539 20,492

Metodología Zonificación 45,168 22,401

Figura 37. Comparación pérdidas zona 1




0

10

20

30

40

50

kw kVAr

Re

du

ccio

n d

e P

erd

idas

co

n

resp

ect

o a

l cas

o b

ase

[%

]

Met. Tradicional

Met. Zonificacion


86






0

10

20

30

40

50

kw kVAr

Re

du

ccio

n d

e P

erd

idas

co

n

resp

ect

o a

l cas

o b

ase

[%

]

Met. Tradicional

Met. Zonificacion

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

kw kVAr

Re

du

ccio

n d

e P

erd

idas

co

n

resp

ect

o a

l cas

o b

ase

[%

]

Met Tradicional

Met. Zonificacion


87









0

10

20

30

40

50

kw kVAr

Re

du

ccio

n d

e P

erd

idas

co

n

resp

ect

o a

l cas

o b

ase

[%

] Met. Tradicional

Met. Zonificacion

0

10

20

30

40

50

kw kVAr

Re

du

ccio

n d

e P

erd

idas

co

n r

esp

ect

o a

l cas

o b

ase

[%

] Met. Tradicional

Met. Zonificacion


88

A pesar de que no se presentan diferencias significativas en el valor de las pérdidas en cada tipo de metodología, se aprecia que la metodología de zonificación del sistema presenta mayores índices de reducción en el valor de las pérdidas en cada una de las zonas presentes en el circuito de prueba, lo cual indica que la distribución adecuada de las unidades de generación distribuida en el sistema , como en el caso de la metodología de zonificación del sistema , ayuda a atenuar las pérdidas presentes en la red , en comparación a la ubicación individual de un generador distribuido de gran potencia como es el caso de la metodología tradicional .


89

11 NORMA IEEE PARA LA INTERCONEXIÓN DE FUENTES DISTRIBUIDAS CON SISTEMAS DE POTENCIA ELÉCTRICA

La norma IEEE Std 1547-2003 es la primera de una serie de normas que han sido desarrolladas por el comité de normalización y coordinación (SCC21), sobre celdas de combustible, celdas fotovoltaicas,generación distribuida y almacenamiento de energía, acerca de interconexión de fuentes distribuidas.

Una serie de documentos relacionados con la norma IEEE Std 1547-2003 han sido desarrollados, los cuales son de gran complemento y ayuda en el tema de las fuentes distribuidas, los cuales son;

IEEE P1547.1TM: norma borrador para la conformidad de los procedimientos de prueba para equipo interconectado con el sistema eléctrico de potencia

IEEE P1547.2TM:borrador guía de aplicación para la norma IEEE Std 1547-2003

IEEE P1547.3TM:borrador guía para el monitoreo, intercambio de información y control de fuentes distribuidas interconectadas con el sistema eléctrico de potencia

IEEE P1547.4 TM: borrador guía para el diseño , operación , e integración de fuentes distribuidas en sistemas aislados con el sistema eléctrico de potencia

IEEE P1547.5 TM: borrador de una directriz técnica para la interconexión de unidades mayores a 10MVA a la red de transmisión

La primera publicación de la IEEE Std 1547-2003 es un resultado de los cambios en el contexto para la producción y entrega de la electricidad. Esta norma establece criterios y requisitos para la interconexión de fuentes distribuidas con sistemas de potencia eléctrica. Además, proporciona un estándar uniforme para la interconexión de fuentes distribuidas con el sistema eléctrico de potencia, proporciona requerimientos relevantes para rendimiento, operación, medida, condiciones de seguridad y mantenimiento de la interconexión. Estos requerimientos aplicarán en el punto de acoplamiento común.

Las especificaciones y requerimientos manifestados, tanto de medida como técnicos, son universalmente necesarios para la interconexión de unidades distribuidas, incluidas máquinas sincrónicas, máquinas de inducción o convertidores/inversores de potencia. Estas especificaciones no se detallan en ningún equipo o fabricante en particular.


90

Los criterios y requerimientos en este documento son aplicables a todas las tecnologías de generación distribuida, con una capacidad agregada en el punto de común acoplamiento menor o igual a 10MVA, interconectado al sistema de potencia eléctrico, tanto primario como secundario. La instalación de fuentes distribuidas sobre sistemas radiales es el principal énfasis de esta norma, tanto en redes primarias como secundarias.

Figura 42. Esquema de instalación de unidades DG

Fuente: Norma IEEE 1547 página 3

La figura 37 proporciona un esquema de relación de términos que describen una instalación de unidades DG al sistema eléctrico de potencia.

Punto de común acoplamiento (PCC): el punto donde un sistema eléctrico local es conectado a un área del sistema eléctrico de potencia.

Fuente Distribuida (DR): Fuentes de potencia eléctrica que no están directamente conectados al grueso del sistema eléctrico de potencia. Las DR incluyen generadores y tecnologías de almacenamiento de energía.

Sistema eléctrico de potencia (EPS): empresas de servicio eléctrico que suministra potencia eléctrica a la carga.


91

Figura43. Esquema de interconexión para unidades de generación distribuida

Fuente: Norma IEEE 1547 página 4

Equipos de interconexión: dispositivos individuales o múltiples usados en un sistema de interconexión Sistema de interconexión: la colección de todos los equipos y funciones, tomados como un grupo, usado para interconectar unidades DR al área EPS

11.1 LIMITACIONES

Esta norma fue escrita considerando un sistema de 60Hz

Esta norma no define la capacidad máxima de la unidad para una instalación particular que puede ser interconectada a un solo punto de común acoplamiento.

Esta norma no determina la protección de la fuente distribuida o todos los requerimientos operativos de las unidades DR.

Esta norma no direcciona, planea, diseña, opera o mantiene el área del sistema eléctrico de potencia.

Esta norma no aplica para esquemas de transferencia automática en la cual la carga es transferida entre la fuente distribuida y el sistema eléctrico de potencia.

11.2 ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS TÉCNICOS PARA LA

INTERCONEXIÓN

11.2.1 Requerimientos generales

a) Regulación de voltaje b) Integración con el aterrizamiento de área del sistema eléctrico de

potencia c) Sincronización


92

d) Fuentes distribuidas sobre redes de distribución secundarias e) Inadvertida energización del áreas del sistema de potencia eléctrica f) Dispositivos de monitoreo g) Dispositivos de aislamiento h) Protección de interferencia electromagnética i) Soporte al aumento de carga j) Dispositivos en paralelo

11.2.2 Respuesta del área del sistema de potencia ante condiciones anormales

a) Fallas en el área del sistema eléctrico de potencia. b) Coordinación de suicheo en el área del sistema eléctrico c) Voltaje d) Frecuencia e) Pérdida de sincronismo f) Reconexión al aérea del sistema eléctrico de potencia

11.2.3 Calidad de potencia a) Limitación de inyección dc b) Limitación de fliker inducido por la fuente distribuida c) Armónicos

11.3 ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS DE PRUEBA EN LA

INTERCONEXIÓN a) Diseño de prueba b) Respuesta ante frecuencia y voltaje anormales c) Sincronización d) Prueba de integridad de interconexión e) Limitaciones de inyección dc f) Armónicos


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12 Conclusiones

Con la instalación de las 5 unidades de generación distribuida en el circuito FO-32 de la ciudad de Bogotá D.C., se mejora el perfil de tensión en aproximadamente 3% aplicando la metodología de zonificación del sistema, para el mejor escenario de simulación; es decir, con 130% en el nivel de penetración en cada zona, lo cual representa en voltios; 342V para media tensión y 6.6 V para baja tensión. Es un aumento significativo de tensión si se tiene en cuenta que solo se instala una capacidad total de las unidades de 1130,025 kW que corresponde al 27.295 % de la totalidad de la demanda instalada.

Un descenso significativo en el valor de las pérdidas se obtuvo con la

instalación de las 5 unidades de generación distribuida en el circuito FO-32 aplicando la metodología de zonificación del sistema, obteniéndose la mayor reducción a un nivel de penetración de 130% , con unos valores de disminución de 45.168 % en potencia activa y 22.401% en potencia reactiva respectivamente . lo cual se traduce en beneficios tanto para el operador de red como para el usuario final.

La comparación de los resultados obtenidos mediante la metodología

propuesta ( zonificación del sistema ) con la metodología tradicional de desarrollado , demuestran que aunque el perfil de tensión aumenta considerablemente para niveles de penetración 25%, 50%, 75%, para niveles de 100% y 130% se presentan sobre voltajes del orden del 5% al 7%, lo cual puede presentar inconvenientes en los transformadores de distribución, traducido de igual manera en el servicio al cliente final.

La reducción en las pérdidas derivadas de la aplicación de la metodología de

zonificación del sistema para un nivel de penetración del 130% , que corresponde a un 25% de la metodología tradicional , son significativamente mayores para cada una de las zonas , lo cual se traduce en beneficios para el sistema eléctrico de potencia y para los usuarios finales.

La inadecuada ubicación y el inadecuado tamaño de la(s) unidad(es) causa

aumentos drásticos en los niveles de pérdidas y sobrevoltajes en el sistema

sistema de análisis con un nivel de penetración del 130% aplicando la metodología tradicional. En este escenario de simulación las pérdidas aumentan en las zonas 2 y 3 mientras que en las zonas 1,4 y 5 la reducción de pérdidas es casi inapreciable

como se puede ratificar en la figura 35 donde se ilustra el comportamiento del


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De acuerdo a los resultados obtenidos de las simulaciones de los diagramas de control de las unidades GD en estudio (microturbina de gas y motor reciprocante), la microturbina de gas ofrece una estabilidad en la potencia de salida mucho más rápida que el motor reciprocante, lo cual genera confiabilidad en el sistema, en el usuario y en la propia instalación de la unidad GD. Sin embargo, las capacidades desarrolladas para las microturbinas de gas no son muy grandes, lo cual genera dificultades a la hora de implementar este tipo de tecnología.

Según el análisis realizado a los nodos, donde se relacionan los 5 nodos con

mejor y peor condición inicial en la magnitud de tensión, indica que los nodos con peor condición inicial (99, 98, 97, 80,79) tienen una tasa de crecimiento en el perfil de tensión de 2.957% mientras que los nodos con mejor condición inicial (67, 59, 55, 49, 16) es de tan solo 0,683 %. Esto ocurre en el mejor de los escenarios de simulación, 130% en el nivel de penetración. Lo anterior demuestra que la aplicación de unidades de generación distribuida en un sistema eléctrico de potencia tiene más impacto en los nodos con perfiles de tensión bajos.

Seguir la normatividad propuesta por la IEEE Std 1547-2003 garantiza el

correcto funcionamiento de la instalación, la adecuada operación de la unidad de generación distribuida, además se tienen presentes parámetros en donde la unidad GD responde ante situaciones anómalas que pueden comprometer su correcto funcionamiento en el sistema eléctrico de potencia. Seguir la normatividad internacional como la IEEE 1547-2003 garantiza la competitividad de nuestro sistema eléctrico ante el mismo tipo de generación en cualquier lugar del mundo.


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13 Recomendaciones

En relación a los impactos técnicos que conlleva la implementación de unidades de generación distribuida se debe profundizar en el tema de armónicos y coordinación de protecciones ya que estos dos puntos son de vital importancia en el óptimo funcionamiento del sistema eléctrico.

Es necesario efectuar un tipo de análisis como el desarrollado en este trabajo

para otros diferentes tipos de tecnologías para evaluar su impacto, beneficios y aspectos técnico-económicos.

Se recomienda efectuar un estudio económico con los resultados presentados en este trabajo, para complementar el estudio de la cuantificación de impactos de la implementación de unidades de generación distribuida en el sistema eléctrico de potencia.

Se recomienda motivar la implementación de la generación distribuida como

una materia electiva en el programa de ingeniería eléctrica en la universidad de la Salle, sabiendo de antemano que este tipo de generación se posicionará como una generación eficiente, limpia, de fácil acceso y que en pocos años se implementará.


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100

ANEXOS


101

ANEXO2 TABLA 62. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodos 004 a 106

NODO 0% CASO BASE 25% Nivel de Penetración 50% Nivel de Penetración 75% Nivel de Penetración 100% Nivel de Penetración 130% Nivel de Penetración

004 97,768 97,884 98,000 98,114 98,226 98,359

005 97,518 97,650 97,779 97,908 98,035 98,184

006 97,419 97,557 97,692 97,827 97,959 98,115

007 96,990 97,153 97,315 97,475 97,632 97,818

008 96,435 96,628 96,820 97,009 97,195 97,415

009 95,791 96,032 96,270 96,506 96,737 97,012

010 94,897 95,221 95,540 95,858 96,169 96,538

011 94,618 94,968 95,314 95,658 95,995 96,395

012 94,446 94,813 95,175 95,535 95,888 96,306

013 94,236 94,624 95,007 95,387 95,760 96,202

014 94,036 94,446 94,852 95,254 95,649 96,117

0949 92,762 93,308 93,848 94,384 94,911 95,534

1656 92,873 93,402 93,925 94,443 94,953 95,556

5011 92,809 93,351 93,886 94,417 94,939 95,558

5041 92,791 93,338 93,878 94,414 94,940 95,564

Nodo10 93,385 93,876 94,360 94,841 95,313 95,873

Nodo100 90,332 90,843 91,349 91,851 92,344 92,928

Nodo101 90,844 91,325 91,800 92,271 92,733 93,282


102

TABLA 63. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodo 107 a nodo55


Nodo107 90,808 91,285 91,756 92,224 92,683 93,227

Nodo108 90,806 91,283 91,754 92,222 92,681 93,225

Nodo11 93,376 93,866 94,350 94,831 95,304 95,863

Nodo12 93,373 93,863 94,348 94,828 95,301 95,860

Nodo13 93,370 93,861 94,345 94,826 95,298 95,858

Nodo14 92,553 93,092 93,625 94,153 94,673 95,289

Nodo15 93,605 94,065 94,519 94,969 95,412 95,936

Nodo16 95,843 95,915 95,986 96,057 96,126 96,208

Nodo17 93,417 93,896 94,369 94,838 95,299 95,845

Nodo18 93,121 93,623 94,120 94,612 95,096 95,669

Nodo2 96,497 96,691 96,882 97,072 97,258 97,478

Nodo4 93,394 93,888 94,376 94,861 95,336 95,900

Nodo40 92,823 93,349 93,869 94,385 94,891 95,492

Nodo102 90,851 91,331 91,805 92,275 92,737 93,284

Nodo103 90,849 91,326 91,797 92,265 92,725 93,269

Nodo104 90,828 91,305 91,777 92,245 92,704 93,248

Nodo105 90,820 91,297 91,768 92,236 92,696 93,240

Nodo106 90,811 91,288 91,759 92,227 92,686 93,230


103

Nodo47 92,780 93,308 93,829 94,347 94,855 95,457

Nodo48 92,883 93,409 93,929 94,445 94,952 95,552

Nodo49 95,655 95,737 95,818 95,898 95,977 96,070

Nodo5 93,392 93,886 94,374 94,858 95,334 95,897

Nodo50 92,868 93,397 93,919 94,438 94,947 95,551

Nodo51 92,855 93,388 93,913 94,435 94,948 95,555

Nodo52 93,786 93,974 94,160 94,345 94,526 94,740

Nodo53 92,806 93,347 93,882 94,414 94,935 95,554

Nodo54 92,799 93,343 93,881 94,415 94,939 95,561

Nodo55 95,437 95,531 95,623 95,715 95,804 95,911


104

TABLA 64. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodo 56 a nodo 77


Nodo56 92,788 93,335 93,875 94,411 94,937 95,561

Nodo57 92,780 93,326 93,866 94,403 94,929 95,553

Nodo58 92,780 93,326 93,866 94,402 94,929 95,553

Nodo6 93,414 93,905 94,390 94,871 95,343 95,903

Nodo60 92,759 93,306 93,846 94,382 94,908 95,532

Nodo61 92,747 93,294 93,834 94,370 94,896 95,520

Nodo62 92,627 93,162 93,690 94,214 94,729 95,340

Nodo63 92,592 93,132 93,665 94,194 94,713 95,330

Nodo64 92,566 93,105 93,638 94,167 94,686 95,302

Nodo65 92,564 93,103 93,636 94,165 94,685 95,301

Nodo66 92,563 93,102 93,635 94,164 94,684 95,300

Nodo67 94,839 94,967 95,094 95,219 95,342 95,487

Nodo68 94,743 94,877 95,009 95,140 95,268 95,420

Nodo69 94,326 94,485 94,642 94,797 94,950 95,131

Nodo7 93,410 93,904 94,392 94,876 95,352 95,916

Nodo70 93,160 93,395 93,626 93,855 94,080 94,347

Nodo71 92,290 92,605 92,916 93,225 93,528 93,887

Nodo59 95,082 95,196 95,307 95,419 95,528 95,657


105

Nodo72 92,019 92,360 92,696 93,031 93,359 93,747

Nodo73 91,851 92,208 92,561 92,911 93,254 93,661

Nodo74 91,648 92,025 92,397 92,767 93,130 93,560

Nodo75 91,453 91,852 92,246 92,638 93,022 93,477

Nodo76 91,034 91,481 91,923 92,361 92,792 93,301

Nodo77 92,074 92,571 93,061 93,548 94,027 94,594

Tabla65. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodo 78 a S4698


Nodo78 90,851 91,317 91,777 92,233 92,682 93,213

Nodo79 90,083 90,603 91,117 91,627 92,127 92,721

Nodo8 93,398 93,892 94,380 94,864 95,340 95,903

Nodo80 90,049 90,574 91,092 91,607 92,112 92,712

Nodo81 90,232 90,745 91,252 91,755 92,250 92,836

Nodo82 90,274 90,786 91,291 91,793 92,285 92,869

Nodo83 90,829 91,310 91,784 92,255 92,718 93,266

Nodo84 90,827 91,307 91,782 92,253 92,715 93,263

Nodo87 90,832 91,313 91,787 92,258 92,721 93,269

Nodo88 90,317 90,832 91,340 91,844 92,340 92,927

Nodo89 90,305 90,823 91,334 91,842 92,340 92,931

Nodo9 93,394 93,884 94,369 94,850 95,322 95,882


106

Nodo90 90,250 90,779 91,303 91,822 92,332 92,937

Nodo91 90,239 90,771 91,296 91,818 92,330 92,937

Nodo92 90,231 90,763 91,288 91,810 92,322 92,929

Nodo93 90,231 90,763 91,288 91,810 92,322 92,929

Nodo94 90,212 90,743 91,268 91,790 92,302 92,908

Nodo95 90,200 90,731 91,256 91,778 92,290 92,896

Nodo96 90,257 90,783 91,304 91,821 92,328 92,930

Nodo97 90,022 90,546 91,065 91,579 92,084 92,683

Nodo98 90,021 90,545 91,064 91,578 92,083 92,682

Nodo99 90,011 90,535 91,053 91,568 92,073 92,672

NODO 1001 93,427 93,917 94,402 94,883 95,356 95,916

NODO 1002 93,414 93,908 94,396 94,880 95,356 95,919

NODO 101 93,417 93,910 94,397 94,881 95,356 95,918

NODO1000 93,495 93,967 94,434 94,898 95,353 95,892

S4698 92,893 93,417 93,934 94,448 94,952 95,549


107

ANEXO 3 Tabla 66. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación , nodo 004 a nodo 106

NODO

25% Nivel de

Penetración

50% Nivel de

Penetración

75% Nivel de

Penetración

100% Nivel de

Penetración

130% Nivel de

Penetración

004 0,119 0,237 0,354 0,469 0,605

005 0,135 0,268 0,400 0,530 0,683

006 0,141 0,280 0,419 0,554 0,714

007 0,168 0,335 0,500 0,662 0,853

008 0,201 0,399 0,596 0,788 1,017

009 0,251 0,500 0,746 0,988 1,274

010 0,341 0,678 1,013 1,341 1,730

011 0,370 0,736 1,099 1,456 1,878

012 0,389 0,772 1,153 1,527 1,970

013 0,411 0,818 1,221 1,617 2,086

014 0,436 0,867 1,295 1,715 2,213

0949 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989

1656 0,569 1,132 1,690 2,239 2,889

5011 0,584 1,160 1,733 2,295 2,961

5041 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989

Nodo10 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo100 0,567 1,126 1,682 2,228 2,874


108

Nodo101 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683

Nodo102 0,528 1,049 1,567 2,075 2,677

Nodo103 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo104 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo105 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo106 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Tabla 67. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación, nodo 107 a nodo 55

NODO

25% Nivel de

Penetración

50% Nivel de

Penetración

75% Nivel de

Penetración

100% Nivel de

Penetración

130% Nivel de

Penetración

Nodo107 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo108 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo11 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo12 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo13 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo14 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956

Nodo15 0,491 0,976 1,458 1,931 2,491

Nodo16 0,075 0,150 0,223 0,296 0,381


109

Nodo17 0,512 1,019 1,521 2,014 2,599

Nodo18 0,539 1,072 1,601 2,121 2,737

Nodo2 0,201 0,399 0,596 0,788 1,017

Nodo4 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683

Nodo40 0,567 1,126 1,682 2,228 2,874

Nodo47 0,569 1,131 1,688 2,236 2,886

Nodo48 0,567 1,126 1,682 2,227 2,874

Nodo49 0,086 0,170 0,254 0,336 0,434

Nodo5 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683

Nodo50 0,569 1,132 1,690 2,239 2,889

Nodo51 0,573 1,139 1,701 2,253 2,907

Nodo52 0,201 0,399 0,596 0,789 1,017

Nodo53 0,584 1,160 1,733 2,295 2,961

Nodo54 0,587 1,166 1,742 2,307 2,977

Nodo55 0,098 0,195 0,290 0,385 0,496


110

Tabla 68. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación, nodo 56 a nodo 77

NODO

25% Nivel de

Penetración

50% Nivel de

Penetración

75% Nivel de

Penetración

100% Nivel de

Penetración

130% Nivel de

Penetración

Nodo56 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989

Nodo57 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989

Nodo58 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989

Nodo59 0,119 0,237 0,354 0,469 0,605

Nodo6 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo60 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989

Nodo61 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989

Nodo62 0,577 1,147 1,714 2,269 2,928

Nodo63 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956

Nodo64 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956

Nodo65 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956

Nodo66 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956

Nodo67 0,135 0,268 0,400 0,530 0,683

Nodo68 0,141 0,280 0,419 0,554 0,715

Nodo69 0,168 0,335 0,500 0,662 0,853

Nodo7 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683

Nodo70 0,251 0,500 0,746 0,988 1,274


111

Nodo71 0,341 0,678 1,013 1,341 1,730

Nodo72 0,371 0,737 1,100 1,456 1,878

Nodo73 0,389 0,773 1,153 1,527 1,970

Nodo74 0,412 0,818 1,221 1,617 2,086

Nodo75 0,436 0,867 1,295 1,715 2,213

Nodo76 0,491 0,976 1,458 1,931 2,491

Nodo77 0,540 1,073 1,602 2,121 2,737

Tabla 69. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación, nodo 78 a S4698

NODO 25% Nivel de

Penetración

50% Nivel de

Penetración

75% Nivel de

Penetración

100% Nivel de

Penetración

130% Nivel de

Penetración

Nodo78 0,512 1,019 1,521 2,015 2,599

Nodo79 0,577 1,148 1,714 2,270 2,929

Nodo8 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683

Nodo80 0,583 1,158 1,730 2,291 2,957

Nodo81 0,569 1,131 1,689 2,236 2,886

Nodo82 0,567 1,126 1,682 2,228 2,875

Nodo83 0,529 1,051 1,570 2,080 2,683


112

Nodo84 0,529 1,051 1,570 2,080 2,683

Nodo87 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683

Nodo88 0,569 1,132 1,691 2,239 2,889

Nodo89 0,573 1,139 1,701 2,253 2,908

Nodo9 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

Nodo90 0,587 1,167 1,742 2,307 2,977

Nodo91 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989

Nodo92 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989

Nodo93 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989

Nodo94 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989

Nodo95 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989

Nodo96 0,584 1,160 1,733 2,295 2,962

Nodo97 0,583 1,158 1,730 2,291 2,957

Nodo98 0,583 1,158 1,730 2,291 2,957

Nodo99 0,583 1,158 1,730 2,291 2,957

NODO 1001 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664

NODO 1002 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683

NODO 101 0,528 1,049 1,567 2,075 2,677

NODO1000 0,506 1,005 1,501 1,988 2,565

S4698 0,564 1,120 1,673 2,216 2,859


113

ANEXO 4 Tabla 70. Pérdidas generales para todos los transformadores en cada escenario de simulación

ítem 0% Caso Base 25% 50% 75% 100% 130% kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr

T9 0,672 3,888 0,673 3,895 0,674 3,901 0,675 3,908 0,676 3,914 0,677 3,922

T8 2,582 14,951 2,593 15,011 2,603 15,07 2,613 15,129 2,622 15,183 2,635 15,256

T54 0,242 1,402 0,245 1,416 0,247 1,431 0,25 1,446 0,252 1,459 0,255 1,477

T53 0,242 1,402 0,245 1,416 0,247 1,431 0,25 1,446 0,252 1,459 0,255 1,477

T52 0,242 1,402 0,245 1,416 0,247 1,431 0,25 1,446 0,252 1,459 0,255 1,477

T51 0,242 1,402 0,245 1,417 0,247 1,431 0,25 1,446 0,252 1,459 0,255 1,478

T50 0,605 3,506 0,612 3,543 0,618 3,579 0,624 3,616 0,63 3,649 0,638 3,695

T49 0,363 2,104 0,367 2,126 0,371 2,148 0,375 2,17 0,378 2,191 0,383 2,218

T48 0,242 1,403 0,245 1,418 0,247 1,433 0,25 1,447 0,252 1,461 0,255 1,479

T47 0,359 2,08 0,363 2,104 0,367 2,127 0,371 2,151 0,375 2,172 0,38 2,202

T46 0,357 2,066 0,361 2,09 0,365 2,114 0,369 2,138 0,373 2,16 0,378 2,189

T45 0,238 1,377 0,241 1,393 0,243 1,409 0,246 1,425 0,249 1,44 0,252 1,46

T44 0,357 2,066 0,361 2,09 0,365 2,114 0,369 2,138 0,373 2,16 0,378 2,19

T43 0,359 2,077 0,363 2,101 0,367 2,125 0,371 2,149 0,375 2,172 0,38 2,202

T42 0,597 3,457 0,604 3,498 0,611 3,539 0,618 3,579 0,625 3,616 0,633 3,667

T41 0,119 0,692 0,121 0,7 0,122 0,708 0,124 0,716 0,125 0,723 0,127 0,734

T40 0,239 1,384 0,242 1,4 0,245 1,416 0,247 1,433 0,25 1,447 0,253 1,468

T4 0,674 3,904 0,675 3,909 0,676 3,915 0,677 3,921 0,678 3,926 0,679 3,933

T39 0,239 1,384 0,242 1,4 0,245 1,416 0,247 1,433 0,25 1,447 0,253 1,468

T37 0,12 0,692 0,121 0,7 0,122 0,708 0,124 0,716 0,125 0,724 0,127 0,734

T36 0,12 0,692 0,121 0,7 0,122 0,708 0,124 0,717 0,125 0,724 0,127 0,734

T35 0,239 1,386 0,242 1,402 0,245 1,418 0,248 1,434 0,25 1,448 0,254 1,468

T34 0,599 3,466 0,605 3,506 0,612 3,545 0,619 3,584 0,625 3,62 0,634 3,669

T33 0,242 1,402 0,245 1,417 0,247 1,432 0,25 1,447 0,252 1,46 0,255 1,479

T31 0,606 3,507 0,612 3,544 0,618 3,581 0,625 3,618 0,631 3,652 0,639 3,697

T30 0,242 1,402 0,245 1,417 0,247 1,432 0,25 1,446 0,252 1,46 0,255 1,478

T29 0,605 3,506 0,612 3,543 0,618 3,58 0,625 3,616 0,63 3,65 0,638 3,696

T28 1,196 6,926 1,21 7,005 1,223 7,083 1,237 7,16 1,249 7,232 1,266 7,329

T27 0,598 3,46 0,604 3,499 0,611 3,538 0,618 3,577 0,624 3,613 0,632 3,662

T26 1,19 6,892 1,204 6,972 1,218 7,052 1,232 7,131 1,244 7,205 1,262 7,304

T25 3,97 22,989 4,016 23,254 4,062 23,518 4,107 23,782 4,149 24,024 4,206 24,353

T24 0,606 3,507 0,612 3,543 0,618 3,579 0,624 3,615 0,63 3,648 0,638 3,692

T23 2,074 12,008 2,096 12,138 2,119 12,267 2,141 12,395 2,161 12,513 2,189 12,673


114

T22 0,608 3,522 0,614 3,556 0,62 3,591 0,626 3,625 0,631 3,656 0,639 3,699

T21 0,246 1,422 0,248 1,434 0,25 1,446 0,252 1,459 0,254 1,47 0,256 1,485

T20 2,466 14,277 2,486 14,394 2,506 14,511 2,526 14,627 2,545 14,734 2,57 14,878

T18 0,619 3,585 0,624 3,613 0,629 3,641 0,634 3,668 0,638 3,693 0,644 3,727

T17 0,124 0,72 0,125 0,725 0,126 0,73 0,127 0,736 0,128 0,74 0,129 0,747

T16 0,625 3,619 0,629 3,644 0,634 3,669 0,638 3,693 0,642 3,715 0,647 3,746

T15 8,493 49,174 8,536 49,421 8,578 49,666 8,62 49,909 8,658 50,132 8,71 50,432

T14 0,653 3,781 0,655 3,794 0,657 3,806 0,66 3,819 0,662 3,83 0,664 3,846

T13 0,395 2,289 0,396 2,295 0,397 2,302 0,399 2,308 0,4 2,314 0,401 2,321

T12 0,396 2,293 0,397 2,3 0,398 2,306 0,399 2,312 0,4 2,317 0,402 2,325

T11 1,592 9,22 1,596 9,242 1,6 9,264 1,604 9,286 1,607 9,306 1,612 9,332

T10 2,674 15,482 2,679 15,513 2,684 15,543 2,69 15,572 2,694 15,599 2,701 15,636

Tabla 71. Pérdidas generales por línea en cada escenario de simulación

ítem

0% Caso Base 25% 50% 75% 100% 130%

kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr

L1 6,649 6,285 5,975 5,648 5,344 5,052 4,751 4,491 4,243 4,011 3,596 3,399

Line2 48,481 53,292 43,647 47,978 39,114 42,996 34,853 38,311 31,196 34,292 26,531 29,164

L14 7,568 7,154 6,788 6,417 6,059 5,727 5,375 5,08 4,789 4,527 4,043 3,822

Line3 11,542 10,91 10,269 9,707 9,084 8,587 7,976 7,54 7,034 6,649 5,842 5,522

Line4 7,557 7,144 6,687 6,321 5,879 5,558 5,127 4,847 4,489 4,243 3,686 3,484

Line5 2,956 2,794 2,612 2,469 2,293 2,167 1,996 1,887 1,744 1,649 1,428 1,349

Line6 12,718 12,022 11,221 10,607 9,833 9,295 8,543 8,075 7,45 7,042 6,079 5,746

Line39 13,011 17,127 11,451 15,074 10,005 13,171 8,665 11,406 7,531 9,914 6,111 8,045

Line40 0,137 0,13 0,138 0,13 0,138 0,131 0,139 0,131 0,139 0,132 0,14 0,132

Line9 17,578 16,617 14,452 13,661 11,66 11,022 9,18 8,678 7,185 6,792 4,856 4,59

Line41 19 17,961 16,535 15,63 14,264 13,483 12,172 11,506 10,416 9,846 8,24 7,789


115

Line10 5,34 5,048 4,363 4,124 3,494 3,303 2,725 2,576 2,11 1,995 1,397 1,32

Line11 2,978 3,92 2,43 3,199 1,943 2,558 1,513 1,991 1,168 1,538 0,77 1,014

Line12 3,874 3,662 3,14 2,968 2,491 2,354 1,919 1,814 1,465 1,384 0,943 0,892

Line13 3,272 3,093 2,572 2,431 1,961 1,854 1,437 1,358 1,031 0,974 0,585 0,553

Line14 6,958 6,577 5,448 5,15 4,137 3,91 3,011 2,846 2,144 2,026 1,197 1,132

Line72 0,011 0,011 0,012 0,011 0,012 0,011 0,012 0,011 0,012 0,011 0,012 0,011

Line73 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Line74 0,008 0,007 0,008 0,007 0,008 0,007 0,008 0,007 0,008 0,008 0,008 0,008

Line62 0,022 0,021 0,011 0,011 0,004 0,004 0 0 0 0 0,005 0,005

Line63 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003

Line64 0,032 0,031 0,021 0,02 0,013 0,012 0,006 0,006 0,002 0,002 0 0

Line65 0,074 0,07 0,046 0,043 0,025 0,023 0,01 0,01 0,002 0,002 0,001 0,001

Line66 0,013 0,013 0,007 0,007 0,003 0,003 0,001 0,001 0 0 0,002 0,002

Line67 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

Line68 0,009 0,009 0,005 0,004 0,002 0,002 0 0 0 0 0,002 0,002

Line69 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

Line71 0,01 0,009 0,01 0,009 0,01 0,009 0,01 0,009 0,01 0,009 0,01 0,01

Line50 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002

Line51 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

Line52 0,019 0,026 0,02 0,026 0,02 0,026 0,02 0,026 0,02 0,027 0,02 0,027

Line53 0,029 0,027 0,029 0,027 0,029 0,028 0,03 0,028 0,03 0,028 0,03 0,029

Line45 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002

Line49 0,015 0,014 0,015 0,015 0,016 0,015 0,016 0,015 0,016 0,015 0,016 0,015

Line54 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,008 0,007 0,008 0,007

Line55 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006

Line56 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001


116

Line57 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001

Line83 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,004 0,003 0,004 0,003

Line58 1,722 1,628 1,336 1,263 1,002 0,947 0,717 0,678 0,5 0,473 0,267 0,252

Line17 3,457 3,267 2,925 2,765 2,444 2,31 2,007 1,897 1,679 1,587 1,215 1,149

Line59 0,947 0,895 0,808 0,764 0,682 0,644 0,566 0,535 0,479 0,453 0,355 0,336

Line60 2,208 2,087 1,808 1,709 1,452 1,372 1,136 1,074 0,903 0,854 0,59 0,557

Line76 0,492 0,465 0,458 0,433 0,426 0,403 0,396 0,374 0,366 0,346 0,333 0,315

Line77 0,26 0,246 0,239 0,225 0,218 0,206 0,199 0,188 0,181 0,171 0,161 0,152

Line78 0,833 0,788 0,758 0,716 0,686 0,649 0,619 0,585 0,556 0,526 0,486 0,459

Line61 0,028 0,027 0,016 0,015 0,007 0,007 0,002 0,002 0 0 0,003 0,003

Line70 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002

Line79 0,066 0,063 0,049 0,046 0,034 0,032 0,022 0,021 0,013 0,012 0,005 0,005

Line80 0,023 0,021 0,023 0,022 0,023 0,022 0,023 0,022 0,024 0,022 0,024 0,023

Line81 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0,001

Line82 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

Line43 0,015 0,02 0,008 0,011 0,004 0,005 0,001 0,001 0 0 0,001 0,002

Line44 0,005 0,007 0,003 0,003 0,001 0,001 0 0 0 0 0,001 0,001

Line42 0,233 0,22 0,124 0,117 0,05 0,048 0,01 0,009 0,002 0,002 0,033 0,031


117

ANEXO 5 PROVEEDORES DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

PROVEEDORES DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

BATERÍAS Y UPS’S

American Superconductor http://www.amsuper.com

General Electric (GE) Industrial Systems http://www.geindustrial.com/

GNB http://www.gnb.com/

Powercell http://www.powercell.com/

CELDAS DE COMBUSTIBLE

Avista Labs http://www.avistalabs.com

Ballard Power Systems http://www.ballard.com

DCH Technology http://www.dch-technology.com

Dais Analytic http://www.daisanalytic.com

FuelCell Energy http://www.fce.com

GE MicroGeneration http://www.gemicrogen.com

H Power Corp. http://www.hpower.com

IdaTech (Northwest Power Systems) http://www.idatech.com

International Fuel Cells (United Technologies) http://www.internationalfuelcells.com

Matsushita Electric Industry http://www.mei.co.jp

NuPower (Energy Partners, Inc.) http://www.energypartners.org

Plug Power http://www.plugpower.com

Sanyo http://www.sanyo.co.jp

Siemens Westinghouse http://www.spcf.siemens.com

Sure Power http://www.hi-availability.com

http://www.geindustrial.com/

http://www.avistalabs.com/

http://www.ballard.com/


118

MICROTURBINAS

AeroVironment http://www.aerovironment.com/

Capstone http://www. capstoneturbine.com

Elliott Energy Systems/MagneTek http://www.magnatek.com/

GE Power Systems http://www.ge.com

Honeywell Parallon Power Systems http://www.parallon75.com/

Ingersoll-Rand Energy Systems

http://www.ingersollrand.com/energystystems

PowerPac (Elliot Microturbine Systems) http://www.powerpac.com/turbine.html

Williams Distributed Power Services http://www.williamsgen.com

PANELES FOTOVOLTAICOS

Amonix http://www.amonix.com/

Applied Power http://www.appliedpower.com/

ASE Americas http://www.asepv.com

AstroPower http://www.astropower.com

BP Solarex http://www.solarex.com

Ebara Solar http://www.ebara.co.jp

Energy Conversion Devices http://www.ovonic.com/

Evergreen Solar http://www.evergreensolar.com

Kyocera http://www.kyocera.com

PowerLight http://www.powerlight.com/ http://www.powerlight.com/

Photowatt International http://www.photowatt.com

Sharp http://www.sharp-usa.com

Shell Renewables http://www.shell.com

Siemens Solar http://www.siemenssolar.com

Solar Electric Light Company http://www.selco-intl.com

http://www.appliedpower.com/

http://www.evergreensolar.com/

http://www.selco-intl.com/


119

Solarex http://www.solarex.com/

MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA

Caterpillar http://www.cat.com

Cooper Energy Services http://www.cooperenergy.com

Cummins Energy Company http://www.cummins.com

Detroit Diesel http://www.detroitdiesel.com

Honda http://www.honda.com

Jenbacher Energie-systeme AG http://www.jenbacher.com

Kohler Generators http://www.kohlergenerators.com

MAN B&W Diesel http://www.manbw.dk

SenerTec http://www.senertec.de

Wartsila Diesel http://www.wartsila-nsd.com

Waukesha Engine http://www.waukeshaengine.com

MOTORES STIRLING

BG Technology http://www.bgtech.co.uk

SIG Swiss Industrial Company http://www.sig-group.com

Sigma Elektroteknisk A.S. http://www.sigma-el.com

Solo Kleinmotoren GmbH http://www.solo-germany.com

Stirling Technology Company http://www.stirlingtech.com

Stirling Technology, Inc. http://www.stirling-tech.com

Sunpower, Inc. http://www.sunpower.com

Tamin Enterprises http://www.tamin.com

Whisper Tech Ltd. http://www.whispertech.co.nz

TURBINAS DE VIENTO

Bergey WindPower http://www.bergey.com

Bonus Energy A/S http://www.bonus.dk

http://www.senertec.de/


120

Dewind Technik http://www.dewind.de

Ecotecnia http://www.icaen.es/icaendee/ent/ecotech.htm

Enercon http://www.enercon.de

Enron Wind http://www.wind.eneron.com

Gamesa Eolica http://www.gamesa.es

Mitsubishi Heavy Industries http://www.mhi.co.jp

NEG Micon http://www.neg-micon.dk

Nordex http://www.nordex.dk

Nordic Windpower http://www.nwp.se

Vesta Wind Systems A/S http://www.vestas.com

CONTROLES

Encorp http://www.encorp.com/

GE Zenith Controls http://www.zenithcontrols.com/

Woodward Industrial Controls http://www.woodward.com/

CHP

Asea Brown Boveri http://www.abb.com

INVERSORES

Advanced Energy Systems http://www.advancedenergy.com/

AeroVironment http://www.aerovironment.com/

Heart Interface http://www.heartinterface.com/

Omnion Power Engineering http://www.omnion.com/

Trace Engineering http://www.traceengineering.com/

Trace Technologies http://www.tracetechnologies.com/

MajorPower http://www.majorpower.com/

California Energy Commission Inverter Buy-down Program

http://www.energy.ca.gov/greengrid/certified_inverters.html

http://www.abb.com/




121

cuantificación de los impactos técnicos de la

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