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ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE APLICACIONES EN TRANSMISIÓN CON SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA CON BATERÍAS (BESS) PARA SU INTEGRACIÓN

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

MANUEL FERNANDO FAJARDO RODRÍGUEZ

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERÍA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA BOGOTÁ D.C., COLOMBIA

2018

de 97

ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE APLICACIONES EN TRANSMISIÓN CON SISTEMAS

DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA CON BATERÍAS (BESS) PARA SU

INTEGRACIÓN EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

MANUEL FERNANDO FAJARDO RODRÍGUEZ

TRABAJO DE PASANTÍA PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO

ELÉCTRICO

DIRECTOR INTERNO:

I.E, Msc., PhD. EDWIN RIVAS TRUJILLO

DIRECTOR EXTERNO:

I.E, Msc., PhD. GUILLERMO ENRIQUE VINASCO MACANA

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C, COLOMBIA

2018

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Agradecimientos

Este trabajo de pasantía ha representado la etapa inicial de mi vida profesional, donde he

podido evidenciar todos los procesos de mi formación académica en la Universidad Distrital

Francisco José de Caldas, la cual me ha brindado un a formación integral, capaz de aportar

soluciones a nuestra sociedad.

Agradezco a Dios y mi familia, por apoyarme en los momentos más difíciles de mi crecimiento

profesional, orientándome a ser una persona íntegra y disciplinada. Especialmente agradezco

a mi madre quien, a pesar de todas las circunstancias, siempre me brindo su cariño y confianza

para seguir adelante en mi formación profesional

A todos los compañeros de la empresa INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P., filial de ISA, por

haberme brindando sus conocimientos y experiencias como aporte en mi crecimiento

profesional y personal en ese equipo de trabajo.

También a mis amigos María Alejandra Medina, Jaime Sánchez Pava y Leidy Johana Ramos

quienes compartí muchos momentos a lo largo de nuestra formación profesional.

Especialmente extiendo un reconocimiento a mi director del proyecto el Ing. Edwin Rivas

Trujillo y mis coordinadores de práctica ingenieros Guillermo Enrique Vinasco y Jorge

Mauricio Areiza, por brindarme las pautas necesarias para la realización de este trabajo de

grado. Su apoyo y colaboración incondicional fueron de vital importancia en esta última etapa

de mi carrera.

Finalmente, a los demás compañeros de la Universidad, quienes de una u otra forma he

compartido con ellos muchas vivencias a lo largo de esta trayectoria académica de aprendizaje

y conocimiento, siempre contribuyendo a mejorar entre todos.

de 97

Tabla de Contenido

LISTA DE TABLAS .................................................................................................................................. 6

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................................. 8

Lista de Abreviaturas ................................................................................................................................ 10

1. Introducción ................................................................................................................................ 11

1.1 Formulación del problema ........................................................................................................ 11

1.2 Justificación .............................................................................................................................. 12

1.3 Objetivos ................................................................................................................................... 12

1.3.1 Objetivo General ............................................................................................................... 12

1.3.2 Objetivos Específicos ........................................................................................................ 13

2. Antecedentes y Marco Referencial............................................................................................. 13

2.1 Tipos de almacenamiento en la red ........................................................................................... 13

2.2 Requerimientos Técnicos para ESS aplicables en Colombia ..................................................... 15

2.2.1 Normas técnicas utilizadas para selección de BESS .......................................................... 15

2.2.2 Revisión de especificaciones generales para selección de BESS ....................................... 16

2.3 BESS en el STR Atlántico para contingencias red 110 kV ....................................................... 18

2.4 BESS para problemas de estabilidad con generación renovable ................................................ 20

2.5 Aplicaciones de BESS en redes de transmisión: ....................................................................... 21

2.5.1 Transmission Capacity Release ......................................................................................... 22

2.5.2 Capacidad de Reserva-Spinning Reserve .......................................................................... 22

2.6 Revisión Códigos de Red para sistemas PV .............................................................................. 23

2.6.1 Requisitos de Estabilidad recomendados para parques PV y eólicas ................................. 23

2.6.2 Niveles de Fault Ride Throught (FRT) para parques PV ................................................... 24

2.6.3 Reconexión después del disparo en parques PV ................................................................ 25

2.6.4 Esquema automático de deslastre de carga (EDAC) en Colombia .................................... 26

2.7 Obras de Expansión consideradas en el Estudio: ....................................................................... 26

2.8 Modelos de optimización para obtención de lugares y tamaños óptimos de BESS ................... 27

2.9 Información Utilizada para Análisis de Estabilidad (BESS con Aplicación Spinning Reserve) 29

2.9.1 Aerogeneradores Full Converter ....................................................................................... 29

2.9.2 Control Sistema PV DigSILENT Power Factory 2017...................................................... 29

2.9.3 Control BESS DigSILENT Power Factory 2017 ............................................................... 30

2.9.4 Esquema de Generación automática (AGC) en Colombia ................................................. 32

2.9.5 Caída de potencia eléctrica en plantas PV por paso de nubes ............................................ 32

de 97

2.9.6 Escenarios de generación para simulaciones 2021 y 2023 (MATLAB y DigSILENT Power

Factory 2017) .................................................................................................................................... 34

2.10 Información Utilizada para Análisis de Contingencias en STR Atlántico (BESS con aplicación

Transmission Capacity Release) ........................................................................................................... 36

2.10.1 Base de datos AMPL y DigSILENT Power Factory 2017 escenarios 2019 STR Atlántico37

2.10.2 Esquemas ESPS en el STR Atlántico ................................................................................ 39

2.10.3 Criterios eléctricos ............................................................................................................ 40

2.11 Modelo MATLAB-SIMULINK para control de frecuencia en Colombia ................................. 40

2.11.1 Diagrama de bloques modelo de dos áreas SIN ................................................................. 40

2.11.2 Consideraciones para calcular impedancia entre San Carlos 220 kV y Sabanalarga 500 kV y

el factor Ps ........................................................................................................................................ 42

3. Metodología ................................................................................................................................. 44

3.1 Identificación de problemas en redes de Transmisión ante problemas de estabilidad y

Contingencias N-1 ................................................................................................................................ 44

3.2 Elaboración de modelos para las aplicaciones Spinning Reserve y Transmission Capacity Release

44

3.3 Verificación de las capacidades de BESS para las diferentes aplicaciones ............................... 45

4. Descripción de Resultados .......................................................................................................... 46

4.1 Identificación de problemas en redes de Transmisión ante problemas de estabilidad y

Contingencias N-1 ................................................................................................................................ 46

4.1.1 Congestión a la red ante contingencias N-1 en el STR Atlántico, sin BESS o ESPS ........ 46

4.1.2 Problemas por estabilidad de frecuencia ante pérdida transitoria de generación PV ......... 49

4.1.3 Problemas por estabilidad de Tensión ante falla y pérdida definitiva de línea de 500 kV . 52

4.2 Elaboración de modelo MATLAB para control de Frecuencia y Resultados para aplicación

Spinning Reserve (Problemas de Estabilidad)....................................................................................... 57

4.2.1 Perdida transitoria tres parques PV cruce nube Sabanalarga en demanda P12 año 2023 ... 59

4.2.2 Sistemas BESS variación tres parques PV por cruce de nube Sabanalarga, demanda P12 año

2023 62

4.3 Elaboración modelo AMPL y resultados para aplicación contingencias N-1 en STR Atlántico 64

4.3.1 Desarrollo del Modelo AMPL+CPLEX ............................................................................ 64

4.3.2 Ubicación UPME, revisión contingencias N-1, sin ESPS ................................................. 68

4.3.3 Ubicación Quanta, revisión contingencias N-1, sin ESPS ................................................. 69

4.3.4 Ubicación XM, revisión contingencias N-1, sin ESPS ...................................................... 70

4.3.5 Ubicación 1: 3 baterías en Magdalena 34,5 kV, Unión 34,5 kV, y El Río 34,5 kV, revisión

contingencias N-1, sin ESPS ............................................................................................................. 72

4.3.6 Ubicación 2: 6 Baterías en Las Flores 34,5 kV; Silencio 34,5 kV; Unión 34,5 kV; Rio 34,5

kV; Centro 110 kV y Ríomar 34,5 kV, revisión contingencias N-1, sin ESPS .................................. 73

de 97

4.3.7 Ubicación 3: 3 baterías en Las Flores 34,5 kV; Unión 34,5 kV y Ríomar 34,5 kV, revisión

contingencias N-1, sin ESPS ............................................................................................................. 75

4.3.8 Soluciones combinado baterías y ESPS ............................................................................ 76

4.4 Validación resultados Modelos MATLAB+Simulink y AMPL+CPLEX en DigSILENT Power

Factory 2017 ......................................................................................................................................... 78

4.4.1 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 ante solución de problemas de Estabilidad

por Frecuencia mediante BESS con Control proporcional ................................................................ 78

4.4.2 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 ante solución de problemas de Estabilidad

por Frecuencia mediante BESS con Inercia Sintética ....................................................................... 80

4.4.3 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 para ubicaciones de BESS ante eventos de

Contingencias N-1 ............................................................................................................................ 83

5. Análisis de Resultados ................................................................................................................ 84

6. Alcances e Impactos del Trabajo de Pasantía ........................................................................... 87

7. Evaluación y Cumplimiento de los Objetivos............................................................................ 88

8. Conclusiones ................................................................................................................................ 90

8.1 Aplicación Transmission Capacity Release ante contingencias N-1 STR Atlántico .................. 90

8.2 Aplicación Spinning Reserve para problemas de Estabilidad con FNCER en Atlántico y GCM

91

9. Recomendaciones ........................................................................................................................ 92

10. Referencias .................................................................................................................................. 94

LISTA DE TABLAS

Tabla 1, Información técnica general para EES [8] .................................................................................. 15

Tabla 2, Componentes y estándares para BESS [9] .................................................................................. 16

Tabla 3, Proyectos de generación PV Considerados ................................................................................. 20

Tabla 4, Proyectos de generación eólica ................................................................................................... 21

Tabla 5, Eventos de frecuencia Sabanalarga 500 kV (Oct 14/2017-Nov 14/2017) ................................... 22

Tabla 6, Requerimientos LVRT en códigos de red internacionales [21] .................................................. 24

Tabla 7, Requerimientos HVRT en códigos de red internacionales [21] .................................................. 25

Tabla 8, Condiciones de reconexión después del disparo sistemas PV [22] ............................................. 26

Tabla 9. Esquema EDAC vigente para Colombia ..................................................................................... 26

Tabla 10. Estructura de diferentes modelos de optimización a considerar [25] ........................................ 28

Tabla 11. Parámetros del modelo PV Array. ............................................................................................ 30

Tabla 12, Parámetros AGC 2016-2017 en el SIN [30].............................................................................. 32

Tabla 13, Inercias, PV, generación convencional e intercambios para escenarios de estudio, sin Ecuador

(base 100 MVA). ...................................................................................................................................... 34

de 97

Tabla 14, Transferencias circuitos de la Costa Atlántica P12, producción máxima PV y eólicas Guajira 35

Tabla 15, Flujos transformadores 500 kV Costa Atlántica P12 con producción máxima PV y eólicas Guajira

.................................................................................................................................................................. 35

Tabla 16. Escenarios de generación a correr en AMPL+CPLEX.............................................................. 38

Tabla 17. Escenarios de demanda P15 y P07 a correr en AMPL+CPLEX (p.u. base 100 MVA) ............. 39

Tabla 18, Impedancias 500 kV entre interior y Costa Atlántica red completa [35]. .................................. 43

Tabla 19, Coeficientes de sincronización, ante perdida de circuitos 500 kV. ........................................... 43

Tabla 20. Resultados de líneas con mayor cargabilidad, Caso base sin contingencias, sin baterías, sin

ESPS ........................................................................................................................................................ 46

Tabla 21. Casos no factibles sin baterías, contingencia Caracolí-Tebsa 220 kV, sin ESPS ..................... 46

Tabla 22. Resultados AMPL, mayor número de Casos no factibles contingencias sin baterías, sin ESPS 47

Tabla 23. Comparación resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL contingencia Las Flores -

Termoflores I 1 110 kV, sin baterías ......................................................................................................... 48

Tabla 24. Comparación resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL contingencia Transformador

El Rio 110/34,5 kV, sin baterías ............................................................................................................... 48

Tabla 25. Comparación de resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL, contingencia

Transformador Unión 110/34,5 kV, sin baterías ....................................................................................... 49

Tabla 26. Configuración parámetros del modelo MATLAB+Simulink para control de Frecuencia del SIN

.................................................................................................................................................................. 58

Tabla 27. Resumen resultados demanda P12 año 2023, sin BESS (Aerogeneradores Full Converter) ..... 61

Tabla 28. Resumen resultados demanda P12 año 2023, con BESS Sabanalarga 500 kV .......................... 64

Tabla 29, Líneas del STR Atlántico para realizar contingencias N-1 en AMPL+CPLEX ........................ 66

Tabla 30, Transformadores del STR Atlántico para realizar contingencias N-1 en AMPL+CPLEX ........ 67

Tabla 31. Resultados AMPL contingencias líneas, propuesta por UPME, sin ESPS ................................ 68

Tabla 32. Resultados AMPL contingencias de transformadores propuesta UPME, sin ESPS .................. 69

Tabla 33. Resultados AMPL contingencias líneas, alternativa Quanta, sin ESPS..................................... 69

Tabla 34. Resultados AMPL contingencias de transformadores alternativa Quanta, sin ESPS................. 70

Tabla 35. Resultados AMPL contingencias líneas, alternativa Quanta, sin ESPS..................................... 71

Tabla 36. Resultados AMPL contingencias de transformadores alternativa Quanta, sin ESPS................. 71

Tabla 37. Resultados AMPL contingencias líneas, Ubicación 1, sin ESPS .............................................. 72

Tabla 38. Resultados AMPL contingencias de transformadores, Ubicación 1, sin ESPS ......................... 73





Tabla 43. Resultados AMPL: escenarios Baterías, demandas conectadas a esas ramas y potencia de esas

baterías, ..................................................................................................................................................... 77

Tabla 44. Resultados de diferencia entre Batería Total respecto a las demandas de carga en las ramas. .. 78

Tabla 45. Resultados de diferencia entre Batería Total respecto a las demandas de carga en las ramas. .. 83

Tabla 46. Datos técnicos para Plantas Térmicas de la Costa Atlántica ................................................... 84

Tabla 47. Resultados de frecuencia ante generación térmica adicional en la Costa Atlántica ................. 84

Tabla 48. Comparación de número de casos no factibles por ubicaciones, mediante Modelo AMPL ...... 86

de 97

Tabla 49. Contingencias en DigSILENT Power Factory 2017, elementos con cargabilidad mayor al 100%,

baterías Las Flores y Unión 34,5 kV de 0,6 p.u. ....................................................................................... 87

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Clasificación de los ESS de acuerdo a sus formas de energía [5] .............................................. 13

Figura 2. Ventajas de los BESS respecto a otras tecnologías [7] .............................................................. 14

Figura 3. Consideraciones importantes para selección de BESS [10] ....................................................... 17

Figura 4. Tamaños de las baterías para la operación ante contingencia. ................................................... 19

Figura 5. Almacenamiento de energía para ante contingencias N-1 ......................................................... 19

Figura 6, Eventos de frecuencia Sabanalarga 500 kV (Oct 14/2017-Nov 14/2017) ................................. 23

Figura 7. Requerimientos HVRT y LVRT propuestos para el SIN .......................................................... 25

Figura 8, Ejemplo falla trifásica, comparando con 420 aerogeneradores DFIG y 420 aerogeneradores Full

Converter .................................................................................................................................................. 29

Figura 9. Diagrama de bloques modelo PV Array template DigSILENT Power Factory 2017 ................ 30

Figura 10. Elementos del modelo eléctrico de un BESS (template DigSILENT Power Factory 2017) .... 31

Figura 11. Controlador BESS con potencia proporcional ......................................................................... 31

Figura 12. Controlador BESS con Inercia sintética “H” en base 100 MVA ............................................. 32

Figura 13. Eventos de rampa de potencia AC para central PV de 1 MW, con duración de 6 minutos [31]

.................................................................................................................................................................. 33

Figura 14. Eventos de rampa de potencia AC para central PV de 1 MW, con duración de 6 minutos [31].

.................................................................................................................................................................. 33

Figura 15. Esquema eléctrico del STR Atlántico [12] .............................................................................. 36

Figura 16. Modelo eléctrico de estabilidad en Matlab-Simulink para el SIN (Interior y Costa Atlántica) 41

Figura 17, Potencia total del parque PV para evento considerado pasó de nubes en centrales PV Sabanalarga

500 kV ...................................................................................................................................................... 50

Figura 18, Comportamiento pérdida de potencia en Parques PV en DigSILENT Power Factory 2017

(parques conectados a Sabanalarga 500 kV) ............................................................................................. 51

Figura 19, Comportamiento de Frecuencia en el SIN ante pérdida transitoria de parques PV (3x156 MW),

actuación del EDAC ................................................................................................................................. 52

Figura 20, Ejemplo variación tensión PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-Sabana 500 kV ........ 53

Figura 21, Ejemplo variación tensión eólicas ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-Sabana 500 kV .. 54

Figura 22, Casos de Desconexión Centrales Eólicas y PV: Escenarios 2021 y 2023 (total casos simulados

40, sin estrategia de subtensión)................................................................................................................ 55

Figura 23, Discriminación de casos desconexión centrales PV, escenarios 2021 y 2023 (total 11 de 40 casos

con desconexión de PV, sin estrategia de subtensión) .............................................................................. 55

Figura 24, Ejemplo variación tensión PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-Copey 500 kV ......... 56

Figura 25, Ejemplo frecuencia centrales PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-Copey 500 kV ..... 57

Figura 26, Potencias totales de intercambio medido del Interior a la Costa Atlántica y AGC del Interior del

país (aerogeneradores Full Converter) ...................................................................................................... 59

de 97

Figura 27, Variación de frecuencia en la Costa Atlántica y el Interior del país (aerogeneradores Full

Converter) ................................................................................................................................................. 60

Figura 28, Variación de potencia realizada por controladores PV y eólicas (Aerogeneradores Full

Converter) ................................................................................................................................................. 61

Figura 29, Diagrama de Bloques para sistemas BESS en la Costa Atlántica (100 es la base para graficar

en MW) ..................................................................................................................................................... 62

Figura 30, Potencia para sistema BESS en la Costa Atlántica (negativo es generación del BESS) y

Variación frecuencia Costa Atlántica (Δf, Hz) .......................................................................................... 63

Figura 31, Variación de frecuencia en la Costa Atlántica, Control Proporcional de BESS distribuidos ... 79

Figura 32, Potencias BESS para diferentes valores de Control proporcional ........................................... 80

Figura 33, Control de Frecuencia para BESS (Inercia Sintética) .............................................................. 81

Figura 34, Variación de frecuencias en la Costa Atlántica, con control inercia sintética (𝐻𝑠𝑦𝑛 = 2 𝑠𝑒𝑔)

.................................................................................................................................................................. 81

Figura 35, Potencias BESS distribuidos con control inercia sintética (𝐻𝑠𝑦𝑛 = 2 𝑠𝑒𝑔) ........................... 82

Figura 36. Problemas de Estabilidad Falla Copey-Cuestecitas 500 kV ................................................... 85

Figura 37. Sugerencias para investigación de integración de BESS en Colombia ................................... 88

Figura 38. Evaluación y cumplimiento de los Objetivos de la pasantía.................................................... 89

de 97

Lista de Abreviaturas

Abreviatura Término

AGC Control Automático de Generación

AMPL+CPLEX A Mathematical Programming Language

BESS Sistema de Almacenamiento de Energía con Baterías

CAPT Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión

C.N.D Centro Nacional de Despacho

C.N.O Consejo Nacional de Operación

CO-COCU Convocatoria UPME 09-2016

CO-COLE Convocatoria UPME 06-2017

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

DFIG Aerogenerador de inducción doblemente alimentado

EDAC Esquema de Desconexión Automática de Carga

ESPS Esquemas Suplementarios de Protección

ESS Sistemas de Almacenamiento de Energía

FCSG Aerogenerador Full Converter Synchronus Generator

FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable

GCM Guajira-Cesar-Magdalena

HVDC High-Voltage Direct Current

HVRT High Voltage Ride-Through

IDEAM Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales

LVRT Low Voltage Ride-Through

MPPT Maximum Power Point Tracker

PHC Empresa de Consultoría en el Sector Eléctrico

PMU Unidad de Medición Fasorial

PV Centrales Fotovoltaicas

S/E Subestación Eléctrica

SIN Sistema Interconectado Nacional

STATCOM Compensador Estático Síncrono

STN Sistema de Transmisión Nacional

STR Sistema de Transmisión Regional

SVC Compensador Estático de Potencia Reactiva

T&D Transmisión y Distribución

UPME Unidad de Planeación Minero Energética

XM Compañía de Expertos en Mercados

de 97

1. Introducción

En Colombia, actualmente la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), tiene en

consideración la entrada de diferentes generadoras basadas en Fuentes no Convencionales de

Energías Renovables (FNCER), entre las que se encuentran la solar fotovoltaica (PV) y eólica. El

país tiene presupuestada la entrada de dichas generadoras para el año 2023, con capacidades de

hasta 3.131 MW para la eólica y 1.194 MW para la fotovoltaica, principalmente en la región

denominada Guajira- Cesar- Magdalena (GCM), considerados en el actual plan de Expansión

2016-2030 [1]

Además de lo anterior se tiene presupuestada la implementación de sistemas de

almacenamiento de energía con baterías BESS en el STR Atlántico debido a problemas existentes

en las redes de 110 kV y 34,5 kV, a su vez se buscan que los sistemas BESS se encuentren

integrados para su funcionamiento tanto con las centrales PV y eólicas, debido a que tienen

diferentes aplicaciones como capacidad firme, control de rampas, etc., a su vez para el caso de las

líneas de transmisión, principalmente se encargan de regulación de frecuencia, cubrimiento del

pico de la demanda y eventos ante contingencias N-1, etc. [2].

Junto a los proyectos anteriormente mencionados, se considera también realizar a futuro a

través de distintas obras, la expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN), con la

construcción de nuevas subestaciones en Cuestecitas 500 kV y Colectora_1 500 kV, para la entrada

de por lo menos 1.050 MW de generación eólica. A partir de esto se realizarán diferentes análisis

eléctricos de estabilidad para observar los comportamientos de tensión y frecuencia en la red, ante

diferentes escenarios de generación PV y eólica.

1.1 Formulación del problema

La generación de energía eléctrica mediante el uso de fuentes renovables (FNCER), ha

tenido un aumento considerable en estos últimos años; entre las más usadas se encuentra la energía

solar fotovoltaica (PV) siendo la mayor fuente de generación de energía para 2016 con capacidad

adicional 75 GWdc en todo el mundo y la energía eólica llegando a tener un crecimiento de 55 GW

[3] . En Colombia, su matriz energética está compuesta principalmente generación hidráulica

(65%); en energías renovables, solo se tiene en funcionamiento el Parque Eólico Jepírachi

(18,4 MW). A pesar de que en Colombia no se haya tenido necesidad de recurrir a energías

renovables hasta el día de hoy, el aumento de la demanda energética, refleja que en el futuro

existirá la necesidad de recurrir a Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), ya

que provocarán reducción de costos para su implementación [4]; también se debe a que el país

presenta alto potencial para la generación mediante energía solar o eólica.

Teniendo en cuenta estas consideraciones, se pretende la implementación de Sistemas de

Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS), para diferentes aplicaciones como: calidad de

potencia, regulación de frecuencia, cubrimiento del pico de la demanda, entre otras, con el fin de

de 97

encontrar los lugares más críticos del SIN por problemas de: tensión, frecuencia y estabilidad,

considerando diferentes escenarios de generación renovable (solar fotovoltaica y eólica)

propuestos por UPME, a entrar en funcionamiento para el año 2023 en: Atlántico, Guajira, Cesar

y Magdalena.

Estos BESS se enfocarán en aplicaciones relacionadas a Transmisión para contingencias

N-1 (caso Atlántico) y para Spinning Reserve (caso GCM), buscando mitigar problemas ante

pérdidas de líneas del STN y STR, y solucionar problemas de frecuencia por pérdida de potencia

en centrales PV; estas aplicaciones son las más indicadas para la implementación de BESS en el

SIN.

1.2 Justificación

En el Plan de Expansión de la UPME 2015-2029, se empezó a discutir el uso de BESS para

el STR Atlántico (red de 110 kV y 34,5 kV), por problemas de congestión a la red originados por

la falta de capacidad de la red ante contingencias N-1 y restricciones de despacho de generación

de Tebsa y Flores, también, se realizarán diferentes proyectos de generación eólica y solar

fotovoltaica, considerando capacidades de hasta 3.000 MW y 1.200 MW respectivamente para la

Región Caribe; esto genera en el SIN problemas de: inercia, sobretensiones, variaciones de

frecuencia y potencia de estas FNCER; mediante la realización de esta pasantía, se pretende

analizar ubicaciones de sistemas de BESS, con el objetivo solucionar estos problemas tanto para

la red del Atlántico enfocado en contingencias N-1, al igual que de estabilidad para diferentes

escenarios de generación renovable, las cuales permitan dar una operación segura y confiable al

SIN.

A su vez, mediante la realización de este trabajo, se busca brindar estudios eléctricos

relacionados a encontrar diferentes aplicaciones de los BESS que brinden soluciones a redes de

transmisión y que puedan ser presentadas por ISA ante el Consejo Nacional de Operación (CNO),

o el Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT); también se busca actualizar

requerimientos y especificaciones técnicas de las diferentes tecnologías, tanto para

almacenamiento de energía, como generación renovable; además se busca su implementación para

zonas que tengan problemas de suministro continuo de energía eléctrica.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General

Simular, identificar y comprobar mediante estudios eléctricos en Power Factory DigSILENT (en

adelante DigSILENT), para diferentes escenarios de generación renovable UPME, sistemas BESS

para resolver problemas de estabilidad y sobrecargas en redes de la Costa Atlántica; utilizando

modelos eléctricos de ISA actualizados en la base de datos del SIN.

de 97

1.3.2 Objetivos Específicos

Identificar los problemas de frecuencia y tensión en el SIN, para diferentes escenarios de

generación renovable, ante eventos de pérdida de generación renovable y contingencias en

redes de transmisión.

Realizar el diseño de dos modelos en AMPL y MATLAB, que realicen la identificación de

soluciones con BESS ante problemas de estabilidad y contingencias en Transmisión.

Validar las ubicaciones eléctricas para instalación de BESS obtenidas mediante

DigSILENT, que evidencien su solución mediante las aplicaciones de Spinning Reserve y

Transmission Capacity Release.

2. Antecedentes y Marco Referencial

2.1 Tipos de almacenamiento en la red

Un enfoque ampliamente utilizado para clasificar los sistemas de almacenamiento de Energía

(EES) es de acuerdo con la forma de energía utilizada. Los sistemas EES se clasifican dependiendo

del tipo de energía utilizada: mecánica, electroquímica, química, eléctrica y térmica. En la Figura

1, se muestra esta clasificación generalizada para los ESS.

Sistemas de Almacenamiento

de Energía (ESS)

Aíre Comprimido- CAES

Pumped Hydro- PHS

Flywheel- FES

Hidrógeno

Electrolizador/Fuel Cell/SNG

Almacenamiento de Calor

Sensible

Molten salt/ A-CAES

Baterías Secundarias

Plomo-ácido/NiCd/NiMh/Li-ión/NaS

Baterías de Flujo

Redox Flow/Hybrid Flow

Condensador de doble capa-

DLC

Bobina magnética

superconductora- SMES

Figura 1. Clasificación de los ESS de acuerdo a sus formas de energía [5]

Las tecnologías de almacenamiento utilizadas presentan criterios técnicos y económicos, que

varían considerablemente, en función de las necesidades y aplicaciones específicas [6]. Estas

de 97

tecnologías de ESS, se pueden clasificar de acuerdo a la capacidad energética disponible en el

dispositivo como el tiempo en que puede entregar esa energía así:

Tiempo de descarga corto: para estas aplicaciones, se tiene una duración entre algunos

segundos a varios minutos; generalmente se utilizan los condensadores de doble capa

(DLC) ó supercondensadores, almacenamiento de energía mediante superconductores

mágneticos (SMES) y flywheels (FES). La relación energía-potencia es inferior a 1 (por

ejemplo, una capacidad de menos de 1 kWh para un sistema con una potencia de 1 kW).

Tiempo de descarga medio: tiene una duración entre varios minutos hasta algunas horas;

las tecnologías más utilizadas son los flywheels (FES) y para capacidades mayores son los

sistemas de almacenamiento electroquimico (generalmente baterías de plomo-ácido, ión-

litio (Li-ion) y sodio-sulfuro (NaS)). Los tiempos de descarga típicos son de varias horas,

con relación de energía/potencia entre 1 a 10.

Tiempo de descarga largo: tiene duración entre días hasta de varios meses, se destacan las

tecnologías basadas en hidrógeno (H2) y gas natural sintético (SNG). Para estos sistemas

EES, la relación energía-potencia es considerablemente mayor que 10 [5].

De forma general se consideran tecnologías con tiempo de descarga medio y sobretodo tecnologías

electroquímicas, que en resumidas cuentas son Sistemas de Almacenamiento de Energía con

Baterías (BESS), ya que tienen muchas ventajas a la hora de considerarlas para la implementación

de proyectos en sistemas de potencia. En la Figura 2, se muestran sus principales ventajas:

Figura 2. Ventajas de los BESS respecto a otras tecnologías [7]

También se puede tener una comparación más detallada de diferentes tecnologías de ESS,

clasificándolos por sus rangos de potencia nominal, duración del almacenamiento, número de

ciclos o vida útil, auto descarga, densidad de energía y potencia, eficiencia y tiempo de respuesta.

En la Tabla 1, se muestra para los diferentes tipos de almacenamiento estos rangos.

• Facilita la alta penetración de FNCERIntegración de

Renovables

• Inversión modular y/o incremental

• En algunos casos: facilidad de re-localización

Modularidad

• Capacidad localizada

• Confiablidad de la red

• Servicios complementarios

Múltiples servicios

• Solución para áreas urbanas

• Costo esperado en descensoCompetitividad

de 97

Tabla 1, Información técnica general para EES [8]

Tecnología

Rangos de

Potencia

(MW)

Número de

ciclos

o Vida útil

Self-

discharge

(%)

Densidad

de Energía

(Wh/l)

Densidad de

Potencia

(W/l)

Eficiencia

(%)

Tiempo de

Respuesta

Supercapacitor

(DLC) 0,01-1

10000-

100000 20-40 "10-20"

40000-

120000 80-98 10-20 ms

SMES 0,1-1 100000 "10-15" ~ 6 2600 80-95 <100ms

PHS 100-1000 30-60 años ~0 0,2-2 0,1-0,2 70-85 seg-min

CAES 10-1000 20-40 años ~0 "2-6" 0,2-0,6 40-75 seg-min

Flywheels 0,001-1

20000-

100000 1,3-100 20-80 5000 70-95 10-20 ms

Batería de NaS 10-100 2500-4500 0,05-20 150-300 120-160 70-90 10-20 ms

Batería de Li-

ión 0,1-100 1000-10000 0,1-0,3 200-400 1300-10000 85-98 10-20 ms

Batería de Flujo 1-100 12000-14000 0,2 20-70 0,5-2 60-85 10-20 ms

Hidrógeno 0,01-1000 5-30 años 0,4

600 (200

bar) 0,2-20 25-45 seg-min

SNG 50-1000 30 años despreciable

1800 (200

bar) 0,2-2 25-50 seg-min

De la Tabla 1, se puede destacar que las baterías de ión-litio tienen una alta eficiencia, al igual que

su potencia nominal y tiempo de respuesta, haciendo que la empresa ISA opte por participar en el

negocio del almacenamiento de energía mediante el uso de estas baterías. Actualmente en

Colombia, no se tienen registrados para la Costa Atlántica proyectos que utilicen alguna tecnología

de almacenamiento de energía.

2.2 Requerimientos Técnicos para ESS aplicables en Colombia

2.2.1 Normas técnicas utilizadas para selección de BESS

En la Tabla 2 se muestran estándares de prueba para seguridad en sistemas de almacenamiento de

energía (BESS) y componentes del sistema; estos abordan la aceptabilidad de un BESS para la

ubicación o la interconexión con la red eléctrica, para diferentes países. Estas normas se adoptan

por referencia en el Código Nacional de Seguridad Eléctrica (IEEE C2).

de 97

Tabla 2, Componentes y estándares para BESS [9]

Título de la Norma/Estándar Designación

Circuit breakers de caja moldeada, interruptores de caja moldeada y cajas de

interruptor automático. UL 489

Condensadores electroquímicos. UL 810A

Baterías de litio. UL 1642

Inversores, convertidores, controladores y equipos de sistemas de

interconexión para uso con recursos energéticos distribuidos. UL 1741

Baterías para uso en aplicaciones estacionarias. UL 1973

Celdas y baterías secundarias para el almacenamiento de energía renovable

para aplicaciones en red. Aplicable a todos los tipos de batería secundaria. IEC-61427

Requerimientos de seguridad para baterías secundarias e instalación de

baterías: para cumplir con los requisitos sobre aspectos de seguridad asociados

con el montaje, uso, inspección, mantenimiento y eliminación. Aplicable a

todos los tipos de baterías secundarias. IEC 62485-2

Estándar para interconexión de recursos distribuidos con sistemas eléctricos de

potencia.

Requisitos de seguridad para aplicaciones industriales a gran escala. IEC 62619

Seguridad de las pilas y baterías de litio primarias y secundarias durante el

transporte: aplicable para sistemas de almacenamiento que utilizan químicas

de iones de litio. IEC 62281

Esquemas de investigación para la seguridad de los ESS y sus componentes. UL 9540

Seguridad para sistemas de almacenamiento y generación de energía

distribuida. UL 3001

Seguridad funcional de sistemas eléctricos/ electrónicos programables:

Aplicable a todos los sistemas de almacenamiento de energía de la batería. IEC 61508

De la Tabla 2, las normas más importantes para estudios eléctricos de BESS; ellas son: UL 1642

(baterías de ion-litio), UL 1741 (electrónica de potencia para los ESS), IEEE 1547 (interconexión

de recursos distribuidos a SEP), y normas relacionadas para elementos de protección (circuit

breakers). Actualmente en Colombia, solamente se encuentra estipulado el acuerdo 947 de 2017

del CNO, relacionado a requerimientos para obtención y validación de parámetros y sus modelos

de dispositivos FACTS; también lineamientos para su ajuste, por lo que para dispositivos BESS

se debe dar cumplimiento con lo estipulado en este Acuerdo [20].

2.2.2 Revisión de especificaciones generales para selección de BESS

De forma resumida se muestra en la Figura 3, los aspectos más importantes relacionados a

selección del sistema de Baterías:

de 97

Selección de

Baterías

Aplicación

Eficiencia

Número de

ciclos

Depth of

Discharge

(DoD)

Requerimientos

de red Costo del módulo y

celdas en baterías

Disponibilidad y Costo

Componentes de

Potencia

Requisitos de

desempeño

Garantía de la

compañía/ desempeño

garantizado

Tecnología y

registro de la

empresa

Temperatura/

condiciones

ambientales

Limitaciones

de Espacio

Infraestructura

para instalaciónMantenimiento:

requerimientos/

costos

Seguridad

Densidad de

Energía

Política /

Tratamiento

Reglamentario

Figura 3. Consideraciones importantes para selección de BESS [10]

De la Figura 3, se destacan: Ciclo de Vida, Depth of Discharge (DoD), requerimientos de la red y

Aplicación deseada. Se pueden clasificar 3 grupos principales, dependiendo del tipo de aplicación

y/o duración del suministro de energía:

Sistemas híbridos (integrados con sistemas PV, eólicos, etc., pueden funcionar de

forma aislada

Largos períodos de carga/ descarga (para aplicaciones de load shifting).

Cortos períodos de carga/descarga (respuesta a frecuencia, suavizado en generación

renovable). [10]

Las especificaciones que más se solicitan a la hora de realizar ofertas referentes a proyectos

eléctricos con BESS son las siguientes:

Capacidad útil de descarga nominal AC

Potencia AC nominal

Tipo de Aplicación

Eficiencia Roundtrip del BESS

Profundidad de descarga (DOD)

Vida útil mínima garantizada

Tasa de carga/descarga

Factor de potencia

Tiempo de respuesta

de 97

Tasa de rampa positiva y negativa

Temperatura de diseño para los BESS [11]

2.3 BESS en el STR Atlántico para contingencias red 110 kV

En Colombia, se presentan problemas en la red de 110 kV del Atlántico por déficit en

capacidad, por contingencias N-1 tanto en redes (líneas y transformadores) de 110 kV como de

34,5 kV, al igual que restricciones en la generación de las centrales térmicas en Tebsa y

Termoflores; a su vez se presentan atrasos en las obras de expansión definidas por la UPME para

esta área.

En el Plan de Expansión UPME 2015-2029, se estudió la posibilidad de incorporación de las

baterías como elemento de expansión, los cuales se resumen de la siguiente manera:

Definición de subestaciones con mayor impacto para la ubicación de los elementos

almacenadores, en función de su ubicación y carga asociada.

Análisis de curvas de carga de las subestaciones.

Análisis de la posible operatividad de las baterías, para el caso particular se tienen dos

posibles operaciones: i) Operación diaria y ii) Operación ante contingencia.

Análisis económicos. [12]

De este estudio se concluyó que para operación ante contingencia en el STR Atlántico, se

presenta una respuesta adecuada de los BESS con ubicación óptima (distribuida), permitiendo

reducción de restricciones para todos los posibles despachos de generación en Flores y Tebsa, y

por consiguiente una operación más segura de la red de 110 kV y 220 kV en Atlántico.

También, se presentaron dos escenarios para implementación de sistemas de

almacenamiento de energía con baterías (BESS). En Ríomar 34,5 kV, el Escenario 1 propone una

batería de 55 MW y el Escenario 2 una batería de 35 MW; para Unión 34,5 kV en ambos la

propuesta fue una batería de 20 MW.

A partir del análisis realizado por la UPME, se comparó el comportamiento de los dos

escenarios en el STR Atlántico; se concluyó mejor el Escenario 2, pues ante contingencias en la

red del Atlántico, presenta una respuesta adecuada. Se espera reducir el riesgo de desatención de

la demanda, tanto con las obras propuestas de Caracolí y El Río, así como a la posibilidad de uso

de BESS; actualmente, se está a la espera de la reglamentación de este elemento para su

implementación [13]

La metodología UPME se validó para situaciones de congestión de red al realizar

cubrimiento del pico de la demanda reduciendo las restricciones en la red. En el caso de

contingencias N-1, no se podría aplicar de forma conjunta los dos tipos de aplicaciones, ya que

difieren en los sitios y tamaños óptimos de las instalaciones de BESS, como se puede apreciar en

la Figura 4, siendo mayores los tamaños de baterías para ubicaciones como Unión 34,5 kV y

Ríomar 34,5 kV, respecto al tamaño escogido.

de 97

Figura 4. Tamaños de las baterías para la operación ante contingencia.

Quanta Technology, realizo estudios para ISA, describiendo una nueva metodología para

contingencias N-1 mediante los BESS [14]. Esta propuesta, busca que el BESS soló entre en

operación cuando ocurra una contingencia, aprovechando la máxima capacidad en las líneas del

STR (caso a), evitando congestiones o sobrecargas en líneas (caso b), y disminuyendo restricciones

de generación del STR Atlántico, como se muestra en la Figura 5.

Figura 5. Almacenamiento de energía para ante contingencias N-1

Para la ubicación de BESS, se tuvo en cuenta que el sitio óptimo de un sistema de

almacenamiento de energía es uno que reduce flujos en las líneas congestionadas, en todos los

escenarios de contingencia; se necesitan varios sitios para mitigar un grupo de congestiones de la

red.

El dimensionamiento, se hizo resolviendo un problema de optimización lineal, que minimiza

el costo máximo de congestión, bajo todos los escenarios de contingencia, al tiempo que reduce el

costo de los sistemas de almacenamiento de energía; el modelo permite que se cargue la red de

transmisión, durante el funcionamiento normal, hasta límites N-0, y luego compensa cualquier

aumento en los flujos de potencia de las líneas congestionadas por contingencia N-1.

de 97

De esta forma se obtuvieron las ubicaciones optimas por esta metodología que son: lod

ACESCO_1 (Malambo 110 kV) Con 20 MW, lod VTEJUL21 (Veinte Julio 110 kV) con 14 MW

y lod CENTR0_1 (Centro 110 kV) con 20 MW; la capacidad de carga de emergencia declarada de

las líneas y transformadores, considerando los límites de línea como el 85% de su capacidad

nominal.

En la actualidad, XM tiene en consideración otras ubicaciones de BESS para el Atlántico,

las cuales son: Oasis 110 kV con capacidad de 40 MW y Veinte de Julio 110 kV con capacidad de

20 MW; estas son mejores frente a las ubicaciones propuestas por la UPME, y se tendrán en cuenta

para su revisión, al igual que las ubicaciones determinadas por Quanta.

2.4 BESS para problemas de estabilidad con generación renovable

Para este caso se consideran diferentes escenarios propuestos en el Plan de Expansión de

Generación-Transmisión 2016-2030, la instalación de generación eólica (1.250 MW) y

fotovoltaica (1.200 MW), para el año 2023 (escenarios de proyección UPME); esto representaría

una participación total dentro del mercado energético de 7% [15].

Previamente se han realizado estudios eléctricos respecto a la conexión de centrales eólicas con

capacidad de 1.050 MW para el año 2023 en Colectora_1 500 kV, comparando diferentes

tecnologías (DFIG y Full Converter); el presente estudio se enfocará en la instalación de PV

(1.200 MW) hacia año 2021, teniendo conceptos favorables de ISA-Intercolombia para su posible

instalación en las subestaciones de: Sabanalarga 500 kV, Fundación 220 kV, Copey 220 kV y

Valledupar 220 kV. El listado de parques PV, se muestra en la Tabla 3:

Tabla 3, Proyectos de generación PV Considerados

Proyecto Capacidad S/E Año de entrada

SOWITEC

Valledupar 100 MW Valledupar 220 kV 2018

SOWITEC Sabana 200 MW Sabana 500 kV 2018

Atlántico 200 MW Sabana 500 kV 2018

PV Fundación 100 MW Fundación 220 kV 2020

SOWITEC Copey 200 MW Copey 220 kV 2020

Guayepo1 200 MW Sabana 500 kV 2020

Guayepo2 200 MW Sabana 500 kV 2021

Total 1.200 MW

También se tendrá en consideración las centrales eólicas que fueron aprobadas para su

conexión, estas centrales se muestran en la Tabla 4:

de 97

Tabla 4, Proyectos de generación eólica Agente

encargado Parque eólico

Capacidad

(MW)

ENEL GREEN POWER

COLOMBIA S.A.S.

Kuisa (Tumawind) 200

Urraichi (Chemesky) 100

EPM E.S.P. EO200 Ipapure 201

JEMEIWAA KA’I S.A.S.

Irraipa 99

Carrizal 195

Case Eléctrica 180

Apotolorru 75

De la Tabla 4, no se tiene en cuenta Windpeshi 200 MW, cuya entrada en operación se estima

para 2020 en Cuestecitas 500 kV; allí harían los aportes a flujo y corrientes de cortocircuito estos

aerogeneradores (total eólicas Guajira 1.250 MW).

A partir de estos escenarios, se presentan diferentes como desafíos para implementar la

generación eólica y fotovoltaica en GCM: posibles sobretensiones transitorias, oscilaciones de

tensión, oscilaciones de frecuencia, e inestabilidad por pérdida transitoria de generación PV. Se

observarán aplicaciones relacionadas a la regulación de frecuencia o Spinning Reserve, para estos

escenarios de generación renovable.

2.5 Aplicaciones de BESS en redes de transmisión:

Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS), surgen por la necesidad de equilibrar las

fluctuaciones en el suministro de energía eléctrica, garantizando confiabilidad, seguridad y

aprovechamiento de las FNCER. Para los requisitos de corta duración, los ESS pueden realizar

control de frecuencia y ayudar a solucionar problemas de estabilidad, y para aplicaciones de mayor

duración pueden encargarse de seguimiento de carga, alivio de congestiones en la red, etc.

Los ESS puede desempeñar un papel multifuncional en la red de suministro eléctrico para

administrar los recursos de manera efectiva [16], teniendo aplicaciones para integrarse con

energías renovables, mejora en redes T&D, a su vez de encargarse de servicios auxiliares (tensión,

frecuencia, etc.). Dentro de las aplicaciones relacionadas a las redes de transmisión, se encuentran

las siguientes:

Transmission Capacity Release

Manejo de congestión

Alivio de carga pico en la red

Black Start

Confiabilidad en sistemas de Distribución

Respuesta a Frecuencia

Capacidad de Reserva-Spinning Reserve

Las aplicaciones de interés para este caso son: Transmission Capacity Release y Spinning Reserve,

las cuales se mostrarán a continuación:

de 97

2.5.1 Transmission Capacity Release

La planificación de contingencia N-1 y el análisis de flujo de carga pueden reducir la capacidad

operativa de ciertas líneas de transmisión, lo que lleva a un sobredimensionamiento del sistema de

transmisión y mayores costos. Sin embargo, los BESS pueden inyectar automáticamente energía

para garantizar estabilidad de la red durante eventos de contingencia. Esto permite a los operadores

aumentar la capacidad operativa de las líneas de transmisión existentes, sin tener que construir otra

torre o línea [17].

2.5.2 Capacidad de Reserva-Spinning Reserve

La capacidad de reserva es esencialmente generación de respaldo para la red eléctrica, cuando una

o dos grandes centrales generadoras dejan de suministrar potencia de forma inesperada. En este

caso, usando los BESS, se reducen el uso de fuentes síncronas encargadas de realizar las reservas,

por ejemplo, la generación térmica [18]. Entre ellas se encuentra el Spinning Reserve, el cual puede

responder en 10 minutos para compensar los cortes de generación o transmisión. Esta aplicación

es "sensible a la frecuencia" y responde en 10 segundos, manteniendo la frecuencia del sistema.

Para el tipo de eventos que se estudiarán, no se utilizará la aplicación de respuesta de frecuencia,

ya que responde ante cualquier anomalía de frecuencia en cuestión de milisegundos, teniendo

como objetivo mantenerse lo más cerca posible dentro de la frecuencia escogida (60 Hz), por lo

que no actuarían solamente ante eventos de grandes pérdidas de generación o transmisión,

haciendo que los BESS tenga una gran cantidad de ciclos de carga/descarga.

En el caso de Colombia, se obtuvo información de XM obtenida de la PMU en Sabanalarga,

indicando los valores promedio de excursión de frecuencia en Sabanalarga 500 kV, entre 14

octubre y 14 de noviembre de 2017 (sin renovables), se muestra tanto en la Tabla 5 como en la

Figura 6 (caso banda muerta 100 mHz).

Tabla 5, Eventos de frecuencia Sabanalarga 500 kV (Oct 14/2017-Nov 14/2017)

Desviación

frecuencia[mHz]

Eventos

/mes

Tiempo promedio

por fuera de

banda [s]

Desviación

tiempo por

fuera de

banda [s]

Máxima

excursión

[Hz]

Promedio de

excursión

[Hz]

+100 mHz 425 3,2021 12,0283 60,221 60,091

+30 mHz 82.201 5,9021 8,6011 60,221 60,0423

-30 mHz 55.578 6,9349 9,1782 59,592 59,9582

-100 mHz 276 3,7736 4,452 59,592 59,8817

de 97

Figura 6, Eventos de frecuencia Sabanalarga 500 kV (Oct 14/2017-Nov 14/2017)

De la Tabla 5, se puede observar que con bandas muertas de 10 mHz a 30 mHz), suceden más de

50.000 eventos/mes, con actuaciones innecesarias de los BESS para períodos muy cortos; con

banda muerta 100 mHz habrían menos de 500 eventos/mes; por lo que ante este tipo de eventos,

la aplicación Spinning Reserve es la más indicada frente a respuesta en frecuencia.

2.6 Revisión Códigos de Red para sistemas PV

2.6.1 Requisitos de Estabilidad recomendados para parques PV y eólicas

De forma general, para el caso de Colombia, los parques eólicos y fotovoltaicos deberán participar

en el control primario de frecuencia por lo que deben contar con un sistema de control robusto que

cumpla con los siguientes requisitos:

a) Estatismos con valores ajustables entre 0 y 10 % para frecuencias entre 57,5 y 61,5 Hz,

cambiables bajo carga

b) La velocidad de respuesta deberá poder ajustarse entre 1 y 10 % de la potencia nominal de

la unidad generadora por segundo.

Toda unidad generadora o parque eólico o fotovoltaico deberá continuar operando en forma estable

conectada al SIN y entregando potencia activa bajo la acción de su controlador de Carga/Velocidad

o de Frecuencia/Potencia para variaciones de la frecuencia dentro de los límites de operación al

menos durante los tiempos que se indican a continuación [19]:

59,0 – 61 Hz: Permanente (se mantiene en operación)

58,0 – 59,0 Hz: 60 s.

57,5 – 58,0 Hz: 15 s.

f < 57,5 Hz: Desconexión Opcional

60,0 – 61.0 Hz: Permanente (se mantiene en operación)

de 97

61,0 – 61,5 Hz: 60 s.

f > 61,5 Hz: Desconexión forzada

Para los inversores utilizados en el parque solar PV Atacama (250 MW), se recomendó las

siguientes funcionalidades [20]:

Control Seguidor del punto de máxima potencia MPPT (Maximum Power Point Tracker).

Interruptor automático de la interconexión para la desconexión-conexión automática de la

instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, protección

anti-isla.

Protección para interconexión de máxima y minina frecuencia (51 y 49 Hz,

respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um, respectivamente).

El inversor se desconectará automáticamente de la red, en el caso en que la tensión de salida

o la frecuencia estén fuera de rango, realizándose la re-conexión de forma automática una

vez restablecido el valor de la tensión o frecuencia.

En periodos nocturnos (baja Irradiación), el inversor estará en situación de stand-by o hasta

que haya condiciones de radiación que hagan que la potencia de entrada supere el umbral

de mínima potencia para su conexión a la red.

2.6.2 Niveles de Fault Ride Throught (FRT) para parques PV

Los aspectos más importantes que rigen los códigos de redes de Alemania, USA y España,

referentes al funcionamiento de centrales PV, se encuentran definidos para:

Voltage Ride Throught (HVRT y LVRT)

Rangos permisibles de corriente reactiva (Ir);

En la Tabla 6 se muestran los valores de LVRT requeridos para los códigos de redes de países

como: Alemania, Italia, España, USA, Australia, Dinamarca y Japón. En Alemania se tienen

regulaciones más estrictas, donde los sistemas PV tengan después de falla un 90% de la tensión

nominal después de 1,5 seg, para los demás países se tienen niveles menores de LVRT.

Tabla 6, Requerimientos LVRT en códigos de red internacionales [21]

GC del

País

Durante Falla Post-Falla

Vmin(%) Tmáx(s) Vmin(%) Tmáx(s)

Alemania 0 0.15 90 1.5

Italia 0 0.2 85 1.5

España 20 0.5 80 1

Japón 30 1 80 1.5

Australia 0 0.45 80 0.45

USA 15 0.625 90 3

Dinamarca 25 0.14 75 0.75

de 97

En la Tabla 7, se observan que los niveles más estrictos de HVRT se dan en Alemania, observando

que durante el evento de falla, los parque PV no pueden pasar de 120% de la tensión nominal

durante 0,1 segundos, después de ese tiempo es del 110%.

Tabla 7, Requerimientos HVRT en códigos de red internacionales [21]

GC del País

Durante Swell de

Tensión

Vmáx(%) Tmax(s)

Alemania 120 0.1

Italia 125 0.1

España 130 0.25

Australia 130 0.06

USA 120 1

Para las simulaciones relacionadas a eventos de tensión, se utilizarán los límites HVRT y LVRT

del código de red alemán; las simulaciones dinámicas se realizarán en DigSILENT Power Factory

2017, como se muestra en la Figura 7 para límites Voltage Ride-Throught y en la Figura 10, límites

de corriente reactiva Ir:

Figura 7. Requerimientos HVRT y LVRT propuestos para el SIN

2.6.3 Reconexión después del disparo en parques PV

Después de la desconexión causada por condiciones anormales de tensión y frecuencia el inversor

de una PV se puede reconectar, siempre y cuando se encuentre dentro de límites establecidos de

tensión y frecuencia para su reconexión a la red. En la Tabla 8, se muestran las condiciones para

la reconexión de sistemas PV.

de 97

Tabla 8, Condiciones de reconexión después del disparo sistemas PV [22]

El criterio mostrado en la Tabla 8, para la norma IEEE 547, para el caso de reconexión de centrales

PV, se utilizará en las simulaciones de DigSILENT Power Factory 2017.

2.6.4 Esquema automático de deslastre de carga (EDAC) en Colombia

Para 2017, se aprobó el Esquema de Deslastre de Automático de Carga EDAC por baja frecuencia,

cubriendo 40% del total de la demanda; el EDAC está distribuido en 8 etapas con desconexiones

progresivas de carga del 5%, retardos desde 200 ms hasta 4.000 ms en la última etapa; las etapas

7 y 8, cuentan con la función 𝑑𝑓

𝑑𝑡 [23]. El EDAC se encuentra implementado en la base datos de

DigSILENT Power Factory 2017, pero no se consideró en el modelo de MATLAB. La Tabla 9

presenta los ajustes detallados de EDAC:

Tabla 9. Esquema EDAC vigente para Colombia

Etapa

Ajustes Umbral

Desconexión

de Carga

[%]

Ajustes df/dt

Frecuencia

[Hz]

Retardo

Intencional

[ms]

Frecuencia

[Hz]

df/dt

[Hz/s]

Retardo

Intencional

[ms]

1 59,4 200 5

2 59,2 200 5

3 59 400 5

4 58,8 400 5

5 58,6 600 5

6 58,6 1.000 5

7 58,4 2.000 5 58 -0,3 200

8 58,4 4.000 5 58 -0,2 400

Actualmente en Colombia, la reserva AGC debe soportar la pérdida de la unidad más grande

actualmente Sogamoso de 260 MVA, y pasará a una unidad de Ituango 334 MVA.

2.7 Obras de Expansión consideradas en el Estudio:

Se tendrán en cuenta lo aprobado en el Plan de Expansión de Referencia Generación-

Transmisión 2015-2029, en donde se incluyen las diferentes obras de expansión asociada a la

integración del recurso eólico en La Guajira, además de las obras consideras en las convocatorias

de 97

UPME 09-2017 y UPME 06-2017, las cuales entraran en funcionamiento para los años 2020 y

2022 respectivamente [24]:

Incorporación de la S/E Colectora 1 500 kV conectada mediante un doble circuito en redes

AC a la S/E Cuestecitas 500 kV, consideradas dentro del Plan de Expansión de la UPME.

Incorporación de la S/E Nueva Cuestecitas 220 kV conectada mediante un circuito en

redes AC a Cuestecitas 220 kV, estará ubicada en el mismo lugar de Cuestecitas 500 kV,

objeto de convocatoria UPME 09-2016 (CO-COCU).

Existencia cinco parques eólicos de 200 MW, adicionales a Windpeshi e ISAGEN,

conectados la S/E Colectora 1 por medio de un doble circuito en redes AC a 110 kV y un

transformador 500/110 kV de 250 MVA.

La incorporación de la línea Copey- Cuestecitas 500 kV, Cuestecitas- La Loma 500 kV y

el doble circuito Cuestecitas-Colectora 1 500 kV, consideradas en las convocatorias

UPME 09-2016 (CO-COCU) y UPME 06-2017 (CO-COLE) respectivamente dando

mayor robustez al STN ante posibles contingencias cercanas al proyecto eólico (XM, Filial

de ISA, 2017).

No se consideraron para los estudios con generación renovable las obras adicionales publicadas

en el Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2017-2031, con fecha de entrada

propuesta para diciembre del 2023 en el área GCM. Estas obras son [13]:

Segundo Circuito Cuestecitas – La Loma 500 kV

Nuevo Circuito La Loma –Sogamoso 500 kV

Subestación Colectora 3 en 500 kV en AC

Subestación Colectora 2 en 500 kV en AC

Interconexión en 500 kV en AC entre Colectora 2 y Colectora 3

Red HVDC VSC Colectora 2 – Chinú 550 kV o Red HVDC VSC Colectora 2 -

Cerromatoso 550 kV.

2.8 Modelos de optimización para obtención de lugares y tamaños óptimos de BESS

Para resolver un problema de optimización, se requiere encontrar el valor que deben tomar las

variables para hacer optima la función objetivo satisfaciendo el conjunto de restricciones.

Dependiendo de esto pueden existir diferentes métodos de optimización, pudiendo ser de dos tipos:

métodos clásicos (programación lineal, lineal entera mixta, cuadrática y no lineal) y métodos meta

heurísticos (ligados a la inteligencia artificial e imitan fenómenos observados en la naturaleza).

[25].

Debido al tipo de aplicación, relacionada al estudio de Sistemas de Potencia, se escoge de forma

general los métodos clásicos, ya que en estos modelos de optimización buscan y garantizan un

óptimo local, respecto a los métodos meta heurísticos, los cuales buscan un óptimo global que no

de 97

necesariamente garanticen su alcance en todas las soluciones. En la Tabla 10, se muestra las

diferentes opciones de optimización mediante el uso de métodos clásicos:

Tabla 10. Estructura de diferentes modelos de optimización a considerar [25]

Tipo de Programación Estructura

Programación Lineal

(linear programming)

LP

min 𝑐𝑇𝑥

𝐴𝑥 = 𝑏

𝑥 ≥ 0

𝑥 ∈ ℝ𝑛, 𝑐 ∈ ℝ𝑛, 𝐴 ∈ ℝ𝑚𝑋𝑛, 𝑏 ∈ ℝ𝑚

Programación Lineal Entera Mixta

(mixed integer programming)

MIP

min 𝑐𝑇𝑥 + 𝑑𝑇𝑦

𝐴𝑥 + 𝐵𝑦 = 𝑏

𝑥, 𝑦 ≥ 0

𝑥 ∈ ℤ𝑛, 𝑦 ∈ ℝ𝑙 , 𝑐 ∈ ℝ𝑛, 𝑑 ∈ ℝ𝑙

𝐴 ∈ ℝ𝑚𝑋𝑛, 𝐵 ∈ ℝ𝑚𝑋𝑙 , 𝑏 ∈ ℝ𝑚

Programación Cuadrática

(quadratic programming)

QP

min 𝑐𝑇𝑥 +1

2𝑥𝑇𝑄𝑥

𝐴𝑥 = 𝑏

𝑥 ≥ 0

𝑥 ∈ ℝ𝑛, 𝑐 ∈ ℝ𝑛, 𝐴 ∈ ℝ𝑚𝑋𝑛

𝑄 ∈ ℝ𝑛𝑋𝑛, 𝑏 ∈ ℝ𝑚

Programación no Lineal

(non linear programming)

NLP

min 𝑓(𝑥)

𝑔(𝑥) = 0

ℎ(𝑥) ≤ 0

𝑙 ≤ 𝑥 ≤ 𝑢

𝑓: ℝ𝑛 → ℝ

𝑔, ℎ: ℝ𝑛 → ℝ𝑚

Para la realización del estudio se ha utilizado el método de programación lineal ilustrado en la

Tabla 10, dado que solo interesa obtener los tamaños óptimos de BESS, considerando los

despachos definidos de generación-demanda; se requiere encontrar las soluciones mediante

despachos con flujos DC, el cual es un programa lineal, además que en el modelo se busca probar

todos los escenarios de generación, modificando la inyección de las baterías (con generación y

demanda fijas).

de 97

2.9 Información Utilizada para Análisis de Estabilidad (BESS con Aplicación Spinning Reserve)

2.9.1 Aerogeneradores Full Converter

En los aerogeneradores de la Guajira, no se conoce el tipo de tecnología de parque eólico, que

podría ser DFIG o Full Converter; ambas tecnologías poseen efectos diferentes sobre aportes de

cortocircuito a barras como Colectora_1 500 kV.

En el caso de DFIG, el aporte a corrientes de cortocircuito (al menos subtransitorio), resultó

seis veces mayor respecto a una maquina Full Converter, del mismo tamaño y capacidad del

transformador de acople, y configurada según la Figura 8 así:

Figura 8, Ejemplo falla trifásica, comparando con 420 aerogeneradores DFIG y 420

aerogeneradores Full Converter

Se escoge también los aerogeneradores Full Converter o Full Converter Synchronous

Generators (Tipo IV o FCSG) ya que tiene un mayor rango de velocidades, ofrece un control de

reactivos, donde toda la corriente puede ser usada en generación de reactivos, incluso en ausencia

de viento; también posee desacople completo de generador con la red: Puede otorgar mejor soporte

ante perturbaciones, siendo los más indicados para análisis de estabilidad [26].

2.9.2 Control Sistema PV DigSILENT Power Factory 2017

Se consideró el template Photovoltaic System 3PH 60Hz, que modela comportamiento para

módulo fotovoltaico e inversor PWM con potencia nominal de 500 kVA [27]; se debe modificar

los valores del controlador tanto para sistemas fotovoltaicos de 100 MVA como 200 MVA.

de 97

En la Tabla 11, se muestran las especificaciones individuales del panel PV considerado como

la configuración de paneles serie-paralelo interconectados a los inversores.

Tabla 11. Parámetros del modelo PV Array. Nombre del parámetro

Valor Unidad Descripción

U0_stc 43,8 [V] Voltaje de Circuito Abierto de módulo en condiciones STC

Umpp_stc 35 [V] Voltaje MPP del módulo en condiciones STC

Impp_stc 4,58 [A] Corriente MPP del módulo en condiciones STC

Isc_stc 5 [A] Corriente de Cortocircuito en condiciones STC

au -0,0039 [1/K] Factor de corrección de temperatura (voltaje)

Ai 0,0004 [1/K] Factor de corrección de temperatura (corriente)

Tr 0 [s] Constante de tiempo del módulo

n_series 20 [adm] Número de módulos en serie

n_parallel 140 [adm] Número de módulos en paralelo

nInt 223 [adm] Número de Inversores en paralelo

En la Figura 9, se muestra el diagrama de bloques principal del PV Array, donde las señales

de entrada provienen de la Irradiación (E), temperatura (theta), Uarray y Pconv; el parámetro de

Irradiación es proporcional a la potencia despachada por el panel PV.

Figura 9. Diagrama de bloques modelo PV Array template DigSILENT Power Factory 2017

2.9.3 Control BESS DigSILENT Power Factory 2017

Para el caso del control de los sistemas BESS en DigSILENT Power Factory 2017, es similar

al control del sistema PV, pero puede controlar potencia y frecuencia del sistema. En la Figura 10,

se muestran los componentes que integra este controlador, se destaca el Battery Model, con

parámetros importantes: SOC (“State of Charge”), tensiones mínimas y máximas por celda,

capacidad de la celda, cantidad de conexiones serie-paralelo de las baterías. Este template, está

de 97

configurado para una batería de 30 MW a 10 kV, se reconfigura dependiendo tanto de la potencia

a suministrar [28].

Figura 10. Elementos del modelo eléctrico de un BESS (template DigSILENT Power Factory

2017)

El PV Controller y el Charge Control, del sistema BESS, puede pre-determinar estados

iniciales del SOC, señales provenientes de frecuencia y variaciones de potencia del BESS. Se

implementan dos estrategias de controlador de frecuencia (Frequency Control) para el caso del

BESS:

Control proporcional de error de frecuencia ∆𝑓, con filtro (tiempo de respuesta BESS) de

𝑇 = 10,1 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜s; 𝐾 se ajusta igual a la simulación Matlab-Simulink para comparación

con el resultado con Power Factory, así:

𝑃𝑏𝑒𝑠𝑠 =𝐾

𝑇𝑆 + 1∆𝑓

Figura 11. Controlador BESS con potencia proporcional

Inercia sintética, está provee una inyección de controlada en potencia de convertidores

electrónicos; al estar copados los convertidores de PV y eólicas, se programa esta inyección

en el BESS de 100 MVA) [29], como se muestra en la Figura 12:

de 97

Figura 12. Controlador BESS con Inercia sintética “H” en base 100 MVA

2.9.4 Esquema de Generación automática (AGC) en Colombia

En la Tabla 12, se muestran los parámetros más importantes para la configuración del AGC en el

SIN 2016 y 2017 (estos se ajustarán para la realización del modelo en MATLAB-SIMULINK ítem

2.11):

Tabla 12, Parámetros AGC 2016-2017 en el SIN [30]

Parámetros Requerimiento

Estatismo Valores entre el 4 y 6%.

Tiempos y Bandas de recuperación

de la Frecuencia por medio del

AGC

Después de un evento la frecuencia debe regresar a su

valor nominal como máximo en 7 minutos.

Constante de regulación del sistema

Máxima=895 MW/Hz

Media=820 MW/Hz

Mínima= 720 MW/Hz

Velocidad Máxima de Cambio de

Carga del Sistema 50 MW/min

Velocidad Mínima de Cambio de

Carga por Unidad

Mayor o igual a 12,5 MW/min medidos durante las pruebas

de sintonía para prestar el servicio de AGC

Número Mínimo de Unidades 5 unidades

Holgura para AGC

Dicho valor será definido y modificado por el CND

según lo establecido en las Resoluciones CREG 083 de

1999 y 064 de 2000. Se obtienen valores diferentes dado

el porcentaje de uso de la holgura.

Holgura Mínima por Planta para

hacer AGC

23 MW por planta. Este valor es igual hacia arriba y hacia

abajo

Holgura Mínima por Unidad para

hacer AGC

6 MW por unidad. Este valor es igual hacia arriba y hacia

abajo

Tiempo de Retardo de la Unidad en

comenzar a responder una vez

enviado el comando por el AGC

Máximo de 20 segundos una vez enviado el primer

comando de regulación.

2.9.5 Caída de potencia eléctrica en plantas PV por paso de nubes

Para estimar el impacto del paso de nube sobre el parque PV en Sabanalarga, se toma como

referencia el comportamiento que se presenta ante un evento de alta nubosidad presentado en 6

minutos para una central PV de 1 MW ubicada en Tennessee (USA); se muestra en 2 minutos alta

variabilidad de potencia dentro de estas centrales, que se puede presentar repetidamente con

de 97

duraciones de pocos minutos. En la Figura 13, se muestra el comportamiento presentado ante un

evento de alta nubosidad para una central PV de 1 MW ubicada en Tennessee (USA) [31].

Figura 13. Eventos de rampa de potencia AC para central PV de 1 MW, con duración de 6

minutos [31]

De la Figura 13, se aprecia que para este evento de alta nubosidad hay una alta variabilidad de

potencia dentro de estas centrales, esto se puede presentar repetidamente con duraciones de pocos

minutos .Para estimar el impacto del paso de nube sobre el parque PV en Sabanalarga, se tendrá

en consideración este evento, al igual que lo mostrado en la Figura 14, donde se muestra la gráfica

comparativa tanto para Irradiación como potencia entregada por la planta PV de 1 MW:

Figura 14. Eventos de rampa de potencia AC para central PV de 1 MW, con duración de 6

minutos [31].

de 97

De la Figura 14, para un período de 4 minutos de medición se presentaron dos variaciones de

potencia para este parque PV, por lo que ante altas variaciones de irradiación, se presenta un

comportamiento proporcional en la potencia; también se observan rampas de subida y bajada, que

se utilizarán para sintonizar el modelo Matlab.

2.9.6 Escenarios de generación para simulaciones 2021 y 2023 (MATLAB y DigSILENT Power Factory 2017)

Esto afectará la inercia disponible. La Tabla 13 muestra los valores de despacho e inercias del

Interior, donde las demandas P12 y P15, representan los escenarios de máxima generación PV,

está sucede a las 12 p.m y 3p.m respectivamente; las demanda P07, representa los escenarios de

mínima generación PV, la cual se presenta a las 7 a.m:

Tabla 13, Inercias, PV, generación convencional e intercambios para escenarios de estudio, sin

Ecuador (base 100 MVA).

Escenario

Generación

PV (MW)

Generación

Eólica

(MW)

Generación

Convencional

Costa (MW)

Generación

Interior del

país (MW)

Intercambio del

interior hacia la

Costa (MW)

H1 (s)

Interior

del país

P07 2021 360.62 200 100,99 7.078 1.410 402

P12 2021 1.201 200 101 8.352 1.007 468

P15 2021 1.068 200 133,57 8.404 1.201 470

P07 2023 360.62 1.250 100,99 6.344 -364 367

P12 2023 1.201 1.250 65 7.720 90 454

P15 2023 1.068 1.250 133,57 7.754 304 437

Las demandas P12 2021 y P12 2023, son similares en inercia Interior, siendo el escenario de menor

inercia H1=454 segundos base 100 MVA, que se utilizará para MATLAB.

En las Costa Atlántica la inercia H2 considera solo Flores Gas y Vapor para un total de H2=11,20

s base 100 MVA si las eólicas Guajira (1.200 MW) son Full Converter. En caso de instalarse en

Guajira aerogeneradores DFIG, aportarían inercia adicional en la Costa Atlántica, del orden de 4

s para aerogeneradores de 2 MW; 625 máquinas DFIG producen en inercia adicional:

𝐻2 = 625 𝑚á𝑞𝑢𝑖𝑛𝑎𝑠 ∗2𝑠

𝑚á𝑞𝑢𝑖𝑛𝑎∗

2 𝑀𝑉𝐴

100 𝑀𝑉𝐴= 50 𝑠

Todo lo anterior sin aportes de inercia del Ecuador.

En la Tabla 14, se muestran los flujos de potencia obtenidos para la Costa Atlántica en el escenario

2023 a las 12 p.m (P12):

de 97

Tabla 14, Transferencias circuitos de la Costa Atlántica P12, producción máxima PV y eólicas

Guajira

Línea P(MW) Q(MVAr) Carga

(%)

Bolívar - Copey 1 500 kV 257 -5 19

Chinú - Copey 1 500 kV -197 -65 15

Chinú - Sabana 1 500 kV 24 -202 9

Chinú - Sabana 2 500 kV 27 -209 10

Copey - La Loma 1 500 kV 24 33 9

Bolívar - Copey 1 500 kV 257 -5 19

Copey - Cuestecitas 1 500 kV -487 -91 24

Cuestecitas - La Loma 1 500 kV -463 -51 24

Bolívar - Sabana 500 kV 144 56 12

Cerro - Chinú 1 500 kV -30 -138 6

Cerro - Chinú 2 500 kV -30 -144 6

Chinú - Cerromatoso 3 500 kV 30 -23 6

La Loma - Ocaña 1 500 kV -250 -94 16

Cuestecitas(ISA) - Guajira 1 220

kV -71 1 30

Cuestecitas(TRC) - Guajira 2 220

kV -71 0 30

Guajira - Santa Marta 2 220 kV -69 -8 28

Guajira - Termocol 1 220 kV -68 -7 27

Santa Marta - Termocol 1 220 kV 68 7 27

Se observa de la Tabla 14, que los circuitos Cuestecitas-La Loma 500 kV y Copey-Cuestecitas

500 kV, evacuan la energía de las eólicas de Colectora_1 (1.000 MW en total). Las cargas en el

corredor 220 kV Cuestecitas-Guajira-Santa Marta 220 kV son menores al 28%.

En cuanto a la carga de los transformadores de 500 /220 kV, se muestra en la Tabla 15, los

resultados obtenidos de flujo para el escenario 2023 P12 propuesto:

Tabla 15, Flujos transformadores 500 kV Costa Atlántica P12 con producción máxima PV y

eólicas Guajira

Transformador P(MW) Q(MVAr) Carga (%)

Bolívar 2 500/230 kV 200 122 54

Bolívar 500/230 kV 200 122 54

Copey 1 500/220 kV 28 55 14

Copey 2 500/220 kV 25 49 12

Sabana 1 500/220 kV 206 58 49

Sabana 2 500/220 kV 199 56 47

Sabana 3 500/220 kV 198 56 47

de 97

De la Tabla 15 no se observan problemas de carga en transformadores 500 kV de la Costa

Atlántica.

2.10 Información Utilizada para Análisis de Contingencias en STR Atlántico (BESS con aplicación Transmission Capacity Release)

Se considera para este caso la base de datos del SIN para el año 2019, aquí no se considera las

obras de expansión del El Río 220 kV y líneas asociadas (El Río-Tebsa 220 kV y El-Río-Flores

220 kV). En la Figura 15, se muestra el esquema eléctrico del STR Atlántico.

Figura 15. Esquema eléctrico del STR Atlántico [12]

SALAMINA

UNION

BARRANQUILLA

SABANALARGA

TEBSA

CORDIALIDAD

SILENCIO

LAS FLORES

CENTRO EL RIO

JUAN MINA

VTE. DE

JULIO

MALAMBO

MAGDALENA 34.5

TERMO-FLORES

T-FLORES 2

MALAMBO 2

T-FLORES 1

LAS FLORES 34.5

BARANOA

BARRANQUILLA

TEBSA

OASIS

RIOMAR 34.5

NORTE

CARACOLI

MAGDALENA

ESTADIO

Polo Nuevo

de 97

Todas las consideraciones mostradas en el ítem 2.1, se correrán en AMPL, lenguaje de

programación especializado en resolución de problemas de optimización; este programa tiene en

consideración las líneas y transformadores de la red de Atlántico, para los distintos niveles de

tensión: 220 kV (STN), 110 kV y 34,5 kV (STR), no se consideran líneas radiales ni

transformadores de generación.

Para la detección de contingencias críticas N-1, se tendrán en cuenta tanto las restricciones

de Flujos DC por ramas, tipo de escenario generación demanda como capacidad de los elementos

(nominal y sobrecarga), a su vez el método de solución de las restricciones planteada se resolverá

mediante CPLEX (método Simplex), buscando encontrar el menor tamaño de BESS que garantice

la mejor solución de sobrecargas ante contingencias.

2.10.1 Base de datos AMPL y DigSILENT Power Factory 2017 para escenarios 2019 en el STR Atlántico

Se realizó el modelo AMPL vía flujo DC para la red del Atlántico en el año 2019, para

demandas: P15 (máxima) y P07 (mínima), con el modelo se busca determinar a partir de diferentes

escenarios generación/demanda las mejores ubicaciones para colocar BESS. Se tomó como fuente

de la información (configuración, impedancias, demandas, etc.), la base de datos de largo plazo

del SIN para el segundo semestre de 2017; esta es proporcionada por XM [32].

Para la zona del Atlántico, en 2019, no estará listo el traslado de generación de: Barranquilla 3

y Barranquilla 4 a la barra Tebsa 220 kV; ellas continúan su inyección de potencia total 130 MW

en Tebsa 110 kV.

La Tabla 16 ilustra los escenarios de generación a verificar:

de 97

Tabla 16. Escenarios de generación a correr en AMPL+CPLEX

Generador GEN MAX

GEN MIN

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4

Esc 5

Esc 6

Esc 7

Esc 8

Esc 9

Esc 10

Esc 11

Esc 12

Esc 13

Esc 14

Esc 15

Unibol_13.2 1.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.1 0 0 0

Flores_G1_13.8 108 44 0 44 76 108 44 76 108 44 76 108 108 108 108 0 0

Flores_S1_13.8 52 21 0 0 0 0 21 37 52 0 0 0 0 52 52 0 0

Flores_G2_13.8 106 36 0 0 0 0 0 0 0 36 71 0 106 106 106 0 0

Flores_G3_18 172 92 0 0 0 0 0 0 0 92 132 0 172 172 172 0 0

Flores_G4_18 172 92 0 0 0 0 0 0 0 92 132 0 172 172 172 0 0

Tebsa_Gas_110 13.8_1 92 50 0 50 71 92 50 71 92 50 71 92 92 92 0 92 92

Tebsa_Gas_110 13.8_2 92 50 0 50 71 92 50 71 92 50 71 92 92 92 0 92 92

Tebsa_Gas_220 13.8_1 92.2 50 0 50 71 92.2 50 71 92 50 71 92.2 92.2 92.2 0 92.2 92.2

Tebsa_Gas_220 13.8_2 92.2 50 0 50 71 92.2 50 71 92 50 71 92.2 92.2 92.2 0 92.2 92.2

Tebsa_Gas_220 13.8_3 92.2 50 0 50 71 92.2 50 71 92 50 71 92.2 92.2 92.2 0 92.2 92.2

Tebsa_Vapor_ 18_1 165.2 0 0 0 0 0 0 82 165 0 0 0 0 165 0 165.2 165.2

Tebsa_Vapor_ 18_2 165.2 0 0 0 0 0 0 82 165 0 0 0 0 165 0 165.2 165.2

Brrquilla_ 13.8_3 64 33 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 64 0 0 64

Brrquilla_ 13.8_4 63 33 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 63 0 0 63

Solar_I_PNuevo LV_0.69kV 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 0 0

0

Solar_II_PNuevo LV_0.69kV 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 0

0

Solar_Ponedera LV_0.69kV 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 0

0

Sabanalarga 220 kV(Slack) 1000

-1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0

Total 2569.1 _ 0 294 431 569 315 632 951 514 766 568.6 1019 1569 610 791.4 918.4

A partir de la Tabla 16, todo desbalance carga-generación provendrá el nodo slack (Sabanalarga

220 kV).

En la Tabla 17, se muestran los diferentes escenarios de demandas Atlántico; la mayor demanda

para el 2019, se presenta a las 3 p.m o P15 (según la base de datos de XM); mientras para demanda

mínima se utilizará la del periodo P07 ó 7 a.m, así:

de 97

Tabla 17. Escenarios de demanda P15 y P07 a correr en AMPL+CPLEX (p.u. base 100 MVA)

Carga Barra P15 (p.u.) P07 (p.u.)

lod ACESCO_1 Nv_Baranoa_110 0,24 0

lod CENTRO_1 Centro_110 0,6 0,35

lod CORDIAL1 Cordialidad_110 0,66 0,59

lod EL_RIO_3 El_Rio_34_5 0,56 0,3

lod JUANMIN1 Juan_Mina_110 0,06 0,04

lod LFLORES3 Las_Flores_34.5 0,46 0,37

lod MAGDALE3 Magdalena_34.5 0,22 0,18

lod MALAMBO1 Malambo_110 0,49 0,4

lod NBARANO1 Nv_Baranoa_110 0,18 0,2

lod NBARRAN7 Nv_Brrquilla_13.8 0,11 0,09

lod NVABRRQ1 Nv_Brrquilla_110 0,24 0,18

lod OASIS__1 Oasis_110 0,77 0,4

lod PIZANO_3 Triplex Pizano 34.5 0,04 0

lod RÍOMAR_3 Ríomar_34_5 0,67 0,37

lod SABANA_2 Sabanalarga_220 0,19 0,21

lod SABANA_7 Nv_Brrquilla_110 0,13 0

lod SALAMEC1 Salamina_EC_110 0,15 0,15

lod SILENCI3 Silencio_34.5 0,51 0,35

lod TEBSA__1 Tebsa_110 0,03 0,04

lod UNIÓN__3 Unión_34.5 0,58 0,46

lod VTEJUL21 Veinte_Julio_110 0,69 0,62

lod VTEJULI1 Veinte_Julio_110 0,27 0

Total 7.23 5,1

2.10.2 Esquemas ESPS en el STR Atlántico

Los Esquemas Suplementarios de Protección (ESPS), actúan dependiendo de la línea o

transformador en donde se presenten sobrecargas, poniendo fuera de servicio a las ramas

supervisadas como a ramas adyacentes. Cada uno de estos ESPS tienen una determinada lógica de

enganche y diferentes etapas de activación [33], los cuales no se mostrarán de forma detallada en

este trabajo. A continuación, se muestra los diferentes esquemas actualmente existentes en el STR

Atlántico y el elemento a supervisar.

ESPS S/E Centro 110 kV: Supervisa la línea Oasis-Centro 110 kV.

ESPS S/E Cordialidad 13,8 kV: Supervisa la línea Tebsa-Cordialidad 110 kV.

ESPS S/E El Río 110/34,5 kV y Vte de Julio 110 kV: Supervisa las líneas Tebsa-Veinte

de Julio 1 110 kV y Tebsa-El Río 110 kV.

ESPS S/E Oasis y Centro a 13,8 kV: Supervisa las líneas de Termoflores- Oasis 110 kV.

ESPS S/E Silencio 13,8 kV: Supervisa la línea de Oasis-Silencio 110 kV.

de 97

ESPS Silencio-Ríomar 1 y 2 34,5 kV: Supervisa los transformadores de Silencio 110/34,5

kV de 70 MVA cada uno.

Teledisparo asociado a la Transformación de Tebsa 220/110 kV.

De ser requeridos, los ESPS se modelarán en forma sencilla restando la carga a deslastrar.

2.10.3 Criterios eléctricos

En cada una de las simulaciones realizadas en AMPL, se verifica el cumplimiento de criterios

de calidad y seguridad según el Código de Redes vigente, [34], aplicados a un flujo DC, se debe

tener en cuenta los siguientes aspectos:

La máxima transferencia por las líneas se considera como el mínimo valor entre el límite

térmico de los conductores, máxima capacidad de los transformadores de corriente, el

límite de transmisión por regulación de tensión y el límite por estabilidad transitoria y

dinámica.

La cargabilidad de los transformadores se mide por su capacidad de corriente nominal, para

tener en cuenta las variaciones de tensión de operación con respecto al nominal del equipo.

No se permiten sobrecargas permanentes de elementos.

2.11 Modelo MATLAB-SIMULINK para control de frecuencia en Colombia

Debido a la alta penetración de generación renovable (eólica y PV), está provoca una importante

disminución de la respuesta al cambio de frecuencia en el SIN, por disminución de generación

térmica; así como aumento de la pendiente de caída de la frecuencia, modos de oscilación

electromecánicos y sus amortiguamientos.

El AGC (Automatic Generation Control) en Colombia, opera con una constante de tiempo de 20 s;

para una primera verificación se desarrolló un modelo simplificado del SIN, considerando dos

áreas: Interior y Costa Atlántica, así como la interacción dinámica de: AGC, eólicas, PV y un

posible BESS; los rangos de simulación serian de minutos a máximo una hora (pues ocurre

cambio del despacho de generación vía la programación de XM). Este modelo no se considera el

EDAC del SIN y se describe a continuación:

2.11.1 Diagrama de bloques modelo de dos áreas SIN

Este modelo de dos áreas con AGC, soló considera intercambios de potencia activa, así como su

influencia en la frecuencia y estabilidad pequeña señal en cada área equivalente del SIN, el

diagrama representativo de este modelo se ilustra en la Figura 16.

de 97

Figura 16. Modelo eléctrico de estabilidad en Matlab-Simulink para el SIN (Interior y Costa

Atlántica)

En el Área 1 representa el Interior del país (región verde), mientras que el Área 2 representa

la Costa Atlántica (región azul). A continuación, se muestra el significado de las variables del

modelo:

𝐻1 (en s) es la inercia total de los generadores despachados Interior del país. 𝐻2 (en s) es

la inercia total de generadores Costa Atlántica.

Los bloques de turbinas (con parámetros 𝑇𝑔1, 𝑇𝑔2), se programarán con limitaciones

estáticas (magnitudes máximas para Δ𝑃𝑚1, Δ𝑃𝑚2), y limitaciones dinámicas (magnitudes

máximas para ΔPm1/𝑑𝑡, ΔPm2/𝑑𝑡). Las plantas térmicas de la Costa Atlántica

presentan mínimos técnicos a respetar.

Las turbinas eólicas y los PV a plena producción no pueden subir potencia eléctrica, solo

reducirla.

𝐷1 y 𝐷2 (ambos en p.u.), son los amortiguamientos de la carga ante variaciones frecuencia,

se asumen cero (0).

𝑅1 y 𝑅2 (ambas en p.u.) son estatismos permanentes de gobernadores de velocidad en el

Interior y la Costa Atlántica. Para un área el equivalente es:

1

𝑅𝑒𝑞=

1

𝑅1+

1

𝑅2+ ⋯

𝑃𝑠 es el coeficiente de sincronización, considerando todos los enlaces de transmisión de

500 kV del interior a la Costa Atlántica siendo:

𝑃12 =𝑈1 ∗ 𝑈2

𝑋𝑒𝑞𝑠𝑖𝑛(𝛿1 − 𝛿2) ∴ 𝑃𝑠 =

𝑈1 ∗ 𝑈2

𝑋𝑒𝑞

de 97

𝑃12 (en p.u.) es el intercambio que se presenta del Área 1 (Interior) hacia el Área 2 (Costa

Atlántica).

𝐵1 y 𝐵2 (p.u.), son constantes del AGC para el Interior; este tiene límite máximo,

considerando disparo de la unidad de generación más grande del sistema (Sogamoso 290

MW) y a futuro Ituango (300 MW); se implementará un integrador saturable con estos

límites. Sin AGC en la Costa Atlántica 𝐵2 = 0, y 𝐵1 = 20 s.

El AGC incluye banda muerta de 50 mHz (0,3142 rad/s), y limitadores de generación

máxima programada en AGC 290 MW.

𝐾𝐼1 y 𝐾𝐼2 son ganancias asignadas al control del AGC para el interior y la Costa Atlántica.

Esta ganancia está ajustada para el SIN en 𝐾𝐼1 = 40%.

Al modelo anterior se agrega en el Área 2 (Costa Atlántica), aportes de potencia (en p.u.) de:

Centrales PV: Δ𝑝𝑣.

Centrales eólicas: Δ𝑝𝑒𝑜𝑙.

Batería BESS: Δ𝑝𝑏𝑒𝑠𝑠.

Cambios de demanda: Δ𝑃𝑙2.

Los aportes Δ𝑝𝑣, Δ𝑝𝑒𝑜𝑙, y Δ𝑃𝑙2 son disturbios; no obstante Δ𝑝𝑣 y Δ𝑝𝑒𝑜𝑙 pueden incluir

controles correctivos basados en: ángulo paso aerogeneradores (con constantes de tiempo del

orden de 10 s), control de los inversores (con constantes de tiempo del orden de 0,1 s); pero a plena

potencia aerogeneradores y PV solo reducen potencia para aportar corrección a frecuencias

superiores a la nominal.

Δ𝑝𝑏𝑒𝑠𝑠 es inyección controlada del BESS y modulada por: potencia de Intercambio,

frecuencias, para hacer correcciones a la frecuencia SIN. Puede tanto absorber como inyectar

potencia.

Para el Coeficiente de Sincronización 𝑃𝑠, se utilizan la impedancia de los tres circuitos 500 kV

que conectan Costa e Interior, más los transformadores 500/230 kV en San Carlos.

𝑅1 es el estatismo permanente de las unidades de: San Carlos, Ituango, Porce III, así como la

contante de arranque de agua 𝑇𝑡1 y constante gobernador como 𝑇𝑔1 en San Carlos. Para el Área

2 se utilizan los datos de Las Flores (Gas y Vapor) para: estatismo R2, constantes 𝑇𝑔2 y 𝑇𝑡2.

2.11.2 Consideraciones para calcular impedancia entre San Carlos 220 kV y Sabanalarga 500 kV y el factor Ps

El valor de la reactancia equivalente 𝑋𝑒𝑞 se utilizará para calcular el coeficiente de

sincronización 𝑃𝑠, en análisis de pequeña señal. En la Tabla 18, se muestran todos los resultados

obtenidos para su cálculo, estos se encuentran en base de 100 MVA y 2.500 ohms, para elementos

de 500 kV:

de 97

Tabla 18, Impedancias 500 kV entre interior y Costa Atlántica red completa [35].

Zona Elementos X (p.u)

Z1 Equivalente Primavera-Copey 0,038070

Z2 Línea Primavera-San Carlos 0,01073758

Z3 Línea Copey-Sabana 0,0308373

Z4 Líneas San Carlos-Sabana 0,07446437

Z5 Transformadores San Carlos 0,00868352

Z6 Transformadores Sabana 0,00872023

El valor de la reactancia equivalente (𝑋𝑒𝑞) entre Interior y Costa Atlántica se obtuvo de la

siguiente manera:

𝑋𝑒𝑞 = 𝑍5 + 𝑍6 +1

1𝑍4 +

1𝑍1 ∥ 𝑍2 ∥ 𝑍3

= 0,0559 𝑝. 𝑢

Luego:

𝑃𝑠 =1

𝑋𝑒𝑞= 17,893

Lo anterior en caso de red completa. En contingencias de 500 kV, 𝑋𝑒𝑞 puede calcularse para

considerar en Matlab, la pérdida de un circuito 500 kV recalculando 𝑃𝑠, así:

Tabla 19, Coeficientes de sincronización, ante perdida de circuitos 500 kV.

Estado red Xeq (p.u.) Ps (p.u.)

Sin falla en 500 kV 0,0559 17,893

Sin Chinú-Sabana 500 kV 0,0968 10,33

Sin Cerro-Chinú 500 kV 0,0967 10,34

Sin Bolívar-Sabana 500 kV 0,0912 10,96

Sin Bolívar-Copey 500 kV 0,0916 10,94

En el modelo de Matlab, todas las contingencias de 500 kV son similares, tornando 𝑃𝑠 a valores

típicos de 10,3 p.u. Las pérdidas grandes de generación, pueden deprimir tensiones, y agravar el

evento, por lo que se precisan simulaciones en DigSILENT Power Factory 2017, para obtener de

forma más exacta el comportamiento transitorio de la red previamente mostrado.

de 97

3. Metodología

El desarrollo del presente trabajo se enfoca en identificar posibles soluciones a los problemas en

redes de transmisión del STN, ante problemas de estabilidad y de contingencias N-1 en la Costa

Atlántica mediante el uso de BESS. Para este estudio, se consideran diferentes escenarios de

generación renovable, donde la generación PV es la aprobada en los estudios de factibilidad

realizados por ISA, pero que no se encuentra confirmada su conexión al SIN excepto la generación

eólica.

3.1 Identificación de problemas en redes de Transmisión ante problemas de estabilidad y Contingencias N-1

Se realizarán diferentes corridas en DigSILENT Power Factory 2017 para las dos aplicaciones,

observando los posibles efectos en centrales PV o eólicas al igual que en líneas o transformadores

del STN. Todos los eventos se hacen sin considerar la solución integrada del BESS para su análisis.

Los eventos a simular se muestran a continuación:

Para el caso de contingencias N-1, se realizarán flujos de carga DC que muestren las líneas

o transformadores más sobrecargados ante diferentes escenarios generación-demanda

propuestos en el ítem 0.

Para los problemas de estabilidad por frecuencia debido a pérdida transitoria de centrales

PV, se realizará considerando despacho máximo de generación PV y eólica, dejando a

mínima generación las centrales térmicas (solamente dos).

En el caso de problemas de estabilidad por tensión se consideran fallas en líneas de 500 kV

con pérdida definitiva, observando en centrales PV y eólicas los casos de desconexión por

superar los límites HVRT y LVRT permitidos.

3.2 Elaboración de modelos para las aplicaciones Spinning Reserve y Transmission Capacity Release

Para el caso de la aplicación de Spinning Reserve, se realizará mediante la elaboración del modelo

AGC en Matlab, considerando BESS con control proporcional, que muestren de forma detallada

tanto la solución de los problemas de estabilidad como los tamaños mínimos que impidan

actuación del EDAC. Se consideran aportes de generación renovable (PV y eòlica) y generación

térmica al mínimo. En este modelo se simularán los siguientes eventos para pérdida de generación

PV en tres casos

con solo AGC en el Interior

con un BESS en Sabanalarga

con AGC en el interior y en la Costa Atlántica.

En el caso de la aplicación Transmission Capacity Release, exclusiva para el STR Atlántico, se

realizará un modelo de optimización lineal mediante flujo DC desarrollado en AMPL+CPLEX, el

cual busca los tamaños de baterías más adecuados que garanticen solución de sobrecargas ante

de 97

contingencias. En este modelo se exceptúan contingencias para: líneas o elementos radiales,

transformadores de generación; por ello la estructura básica para este modelo se elaborará de la

siguiente manera:

Función objetivo (encontrar el mínimo tamaño en baterías que solucionen problemas de

sobrecargas ante contingencias N-1 en diferentes escenarios generación demanda).

Cálculo por Flujo DC de potencia en ramas del STR Atlántico

Límites de flujo de potencia por ramas tanto su capacidad máxima (FMAX) como su

capacidad térmica ante contingencia (FMXC)

Un caso es “no factible”, cuando en alguna de las ramas se supera su capacidad FMXC

para cualquier contingencia N-1.

3.3 Verificación de las capacidades de BESS para las diferentes aplicaciones

Para la verificación de las capacidades de BESS calculadas mediante los modelos de Matlab y

AMPL, se realizarán mediante DigSILENT Power Factory 2017 las respectivas

comprobaciones para observar la efectividad de los BESS ante los diferentes problemas

identificados en el ítem 3.1:

Para la aplicación de Spinning Reserve, se harán simulaciones de estabilidad

considerando tanto control proporcional de diferentes ganancias, como inercia sintética

esto con el fin de comprobar los tamaños mínimos de BESS para impedir problemas

de estabilidad por frecuencia (actuación del EDAC).

Para la aplicación de Transmission Capacity Release, se realizarán flujos de carga, para

el escenario de generación-demanda más crítico, utilizando tanto la mejor ubicación

encontrada de BESS comparándolas frente a las ubicaciones propuestas por UPME,

XM y Quanta.

de 97

4. Descripción de Resultados

4.1 Identificación de problemas en redes de Transmisión ante problemas de estabilidad y Contingencias N-1

4.1.1 Congestión a la red ante contingencias N-1 en el STR Atlántico, sin BESS o ESPS

Se verificó sin contingencias y sin baterías, las ramas cuya carga fueran mayores al 60% de su

capacidad de estado estable (FMAX); AMPL+CPLEX reporta que no se registran sobrecargas sin

contingencias; la Tabla 20, muestra las líneas con mayor cargabilidad en caso base, y el escenario

en que se produce esta carga:

Tabla 20. Resultados de líneas con mayor cargabilidad, Caso base sin contingencias, sin

baterías, sin ESPS

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama64 Las_Flores_110-Las_Flores_34.5, Carga=76%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama65 Las_Flores_110-Las_Flores_34.5, Carga=76%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama81 Tebsa_220-Tebsa_110, Carga=76%

De la Tabla 20, la carga de una rama, es calculada en base “FMAX” (ítem 3.2). Una rama puede

estar arriba de FMAX, pero sin superar su límite “FMXC” para que el caso sea factible. Así, sin

contingencias de red, las ramas 64 y 65 (Las Flores 110/34,5 kV) presentan en el EscenarioGen 1

y Escenario Dem 1 (demanda P15), carga de 76%; la rama 81 (Tebsa 220/ 110 kV) presenta en el

EscenarioGen 1 y Escenario Dem 1 (demanda P15), carga de 76%.

Se realizaron corridas en AMPL+CPLEX, con contingencias N-1, sin incluir BESS ni ESPS, para

observar los problemas en la red del STR Atlántico. Un caso es no factible si se supera alguna

capacidad de emergencia FMXC (ítem 3.2). En este análisis, todas las contingencias del STN

(doce) tuvieron al menos tres casos no factibles, siendo la más crítica Caracolí-Tebsa 220 kV que

presentó cinco, esto se muestra en la Tabla 21:

Tabla 21. Casos no factibles sin baterías, contingencia Caracolí-Tebsa 220 kV, sin ESPS

RAMA EN CONTINGENCIA rama=33 Caracolí_220-Tebsa_220

No Factible EscenarioGen 7 EscenarioDem 1





En total por la rama=33 se presentan 5 escenarios no factibles

Los escenarios de generación 14 y 15, presentaron no factibilidades en todas las contingencias

(STN+STR) y demandas del SIN. Si sumamos en todas las contingencias y escenarios el número

de no factibilidades, se presentaron en total 325 casos no factibles, distribuidos así:

de 97

Para contingencias del STR+activos de conexión: 287 casos no factibles.

Para contingencias del STN: 38 casos no factibles.

También, se muestra en la Tabla 22 las contingencias con mayor cantidad de casos no factibles

(más críticos), sin BESS:

Tabla 22. Resultados AMPL, mayor número de Casos no factibles contingencias sin baterías, sin

ESPS RAMA EN

CONTINGENCIA rama=13

Las_Flores_110-

Termoflores_110

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama22 Riomar_34.5-Silencio_34.5, Carga=190%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama23 Riomar_34.5-Silencio_34.5, Carga=190%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama66 Silencio_110-Silencio_34.5, Carga=119%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama67 Silencio_110-Silencio_34.5, Carga=119%


RAMA EN


Tebsa_110-

Unión_110

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama 7 El_Río_110-Tebsa_110, Carga=108%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama45 Unión_34.5-El_Río_34_5, Carga=138%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama46

Magdalena_34.5-

El_Río_34.5, Carga=134%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama47 El_Río_110-El_Río_34.5, Carga=111%


RAMA EN


El_Río_110-

El_Río_34.5

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama14 Magdalena_34.5-Unión_34.5, Carga=142%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama28 Tebsa_110-Unión_110, Carga=115%


EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama69 Unión_110-Unión_34.5, Carga=111%


RAMA EN


Unión_110-

Unión_34.5,

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama 7 El_Río_110-Tebsa_110, Carga=108%


EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama46

Magdalena_34.5-

El_Río_34.5, Carga=134%

EscenarioGen 1 EscenarioDem 1 Rama47 El_Río_110-El_Río_34.5, Carga=111%


de 97

Las cargas de la Tabla 22, se encuentran en base “FMAX”, y son las mayores de los 30 escenarios

analizados sin baterías en Atlántico. La condición más severa es contingencia de Las Flores -

Termoflores 110 kV, la cual carga Ríomar -Silencio 34,5 kV hasta el 190%. Por otro lado, la línea

Unión-El Río 34,5 kV presenta sobrecarga de hasta el 138%.

En la Tabla 23, se muestra un comparativo de resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs

AMPL, para la Contingencia más grave (Las Flores - Termoflores I 1 110 kV):

Tabla 23. Comparación resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL contingencia Las

Flores - Termoflores I 1 110 kV, sin baterías

Líneas

DigSILENT

contingencias

carga [%]

AMPL

contingencias

carga [%]

Diferencia

[%]

Ríomar - Silencio 2 34,5 kV 169,3 190 10,9%

Ríomar - Silencio 1 34,5 kV 169,3 190 10,9%

Silencio 2 110/34,5 kV 121,1 119 1,8%

Silencio 1 110/34,5 kV 121,1 119 1,8%

Transformadores

DigSILENT

contingencias

carga [%]

AMPL

contingencias

carga [%]

Diferencia

[%]

El Rio 110/34,5 kV 114,7 111 3,3%

El Rio - Tebsa 1 110 kV 104 Menos 100% -

De la Tabla 23, se observa que la cargabilidad más alta es la de Ríomar - Silencio 34,5 kV con

169,3% (el resultado por AMPL+CPLEX fue del 190%). el transformador El Rio 110/34,5 kV en

DigSILENT Power Factory 2017 tiene cargabilidad del 114,7% mientras AMPL+CPLEX presentó

111%; en AMPL no se registran valores mayores a 100% de cargabilidad en Magdalena - El Rio

34,5 kV y Unión - El Rio 34,5 kV. En la Tabla 24, se muestra un comparativo de resultados

DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL ante contingencia del transformador El Rio

110/34,5 kV:

Tabla 24. Comparación resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL contingencia

Transformador El Rio 110/34,5 kV, sin baterías

Líneas

DigSILENT

contingencias

Carga[%]

AMPL

contingencias Carga

[%]

Diferencia

[%]

Magdalena - Unión 1 34,5

kV 130,8 142 7,9%

Tebsa - Unión 1 110 kV 118,4 Menos del 100%

Transformadores

DigSILENT

contingencias

Carga[%]

AMPL

contingencias Carga

[%]

Diferencia

[%]

Unión 110/34,5 kV 115,5 Menos del 100%

de 97

De la Tabla 24, se puede observar que la línea Magdalena - Unión 1 34,5 kV presenta una

cargabilidad del 130,8% respecto a AMPL+CPLEX que presenta un 142%. No se registran valores

de más de 100% de cargabilidad en Unión- El Rio 34,5 kV.

En la Tabla 25, se muestra un resultado comparativo de lo obtenido en DigSILENT Power Factory

2017 respecto a AMPL, para la Contingencia del Transformador Unión 110/34,5 kV; se puede

observar que la línea El Rio - Magdalena 1 34,5 kV tiene cargabilidad del 133,3% respecto a

AMPL+CPLEX que presenta un 134%.

Tabla 25. Comparación de resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL, contingencia

Transformador Unión 110/34,5 kV, sin baterías

Líneas

DigSILENT

contingencias Carga

[%]

AMPL

contingencias Carga

[%]

Diferencia

[%]

El Rio - La Unión 1 34,5 kV 127,2 138 7,8%

El Rio - Magdalena 1 34,5

kV 133,3 134 0,5%

El Rio - Tebsa 1 110 kV 104 108 3,7%

Transformadores

DigSILENT

contingencias Carga

[%]

AMPL

contingencias Carga

[%]

Diferencia

[%]

El Rio 110/34,5 kV kV 114,7 111 3,3%

Los resultados obtenidos para los casos sin BESS de AMPL+CPLEX (flujo DC) y DigSILENT

Power Factory 2017 (flujo AC), son coherentes, con máxima diferencia entre ellos del 10,9%.

4.1.2 Problemas por estabilidad de frecuencia ante pérdida transitoria de generación PV

Los eventos con reducción de potencia en dos parques PV (2x156 MW), los absorbería el actual

AGC (reserva de 290 MW para demanda P12 o 12 P.M); los eventos en Sabanalarga de

3x156 MW, son plausibles según EPRI [31], y superarían el actual AGC. Por lo anterior, las

simulaciones a realizar tanto el DigSILENT Power Factory 2017 como en Matlab-Simulink serán:

En demanda P12 (máxima generación PV) del año 2023, con demanda total del SIN

10.043 MW, se tiene una demanda en la Costa Atlántica de 2.683 MW, solo tiene

generación convencional en Flores Gas y Vapor por 65 MW más 1.000 MW de eólicas y

1.200 MW de PV (Tabla 13).

El intercambio del Interior del país a Costa Atlántica es 90 MW. Alrededor de este punto

de operación, se mueven las variables de la simulación en Simulink.

La Figura 17, muestra el evento de disminución de potencia en tres parques PV de 800 MW

a 332 MW ubicados en Sabana 500 kV, durante un período de 130 s, para el caso de

MATLAB, mientras que para DigSILENT Power Factory 2017 es de 10s:

de 97

Figura 17, Potencia total del parque PV para evento considerado pasó de nubes en centrales PV Sabanalarga 500 kV

Las simulaciones realizadas en Matlab, si incluyen el esquema AGC pero no representa el

comportamiento del EDAC, mientras que las simulaciones en DigSILENT, consideran el

EDAC pero no incluye el esquema AGC y no considera un comportamiento de rampa ante

pérdida transitoria de potencia en parques PV como se muestra en la Figura 17.

El comportamiento que se puede simular en DigSILENT Power Factory 2017, para este

evento, se realizó en el módulo RMS/EMT Simulation, donde en la Figura 18 se aprecia el

evento obtenible para este caso.

de 97

Figura 18, Comportamiento pérdida de potencia en Parques PV en DigSILENT Power Factory

2017 (parques conectados a Sabanalarga 500 kV)

En la Figura 19, se muestra el comportamiento de frecuencia del SIN ante pérdida de potencia en

parques PV (3x156 MW), donde se evidencia que ante este tipo de evento se presenta actuación

de la primera etapa del EDAC. A partir de esta simulación, se realizará unas simulaciones

adicionales en el modelo Matlab-Simulink, ya que considera tanto el esquema AGC como la rampa

de pérdida de potencia en parques PV.

de 97

Figura 19, Comportamiento de Frecuencia en el SIN ante pérdida transitoria de parques PV

(3x156 MW), actuación del EDAC

4.1.3 Problemas por estabilidad de Tensión ante falla y pérdida definitiva de línea de 500 kV

Los eventos Fault-Ride Throught (FRT), se harán para dos opciones: utilizando el control de

tensión de las centrales PV y con bloqueo de este control. Para estas dos opciones, se realizan 40

casos de fallas variando:

Años: 2021 y 2023 en periodo demanda P12.

Tipo de fallas: Trifásica y monofásica al 50% recorrido de la línea.

Resistencias de falla: 10 ohm y 100 ohm.

Líneas falladas (con pérdida definitiva): Chinú-Sabana 500 kV, Bolívar-Sabana 500 kV,

Cerromatoso-Chinú 500 kV, Chinú-Copey 500 kV y Copey-Cuestecitas 500 kV.

En las simulaciones anteriores se realiza:

Falla trifásica 50% de su recorrido por 100 ms.

Pérdida definitiva de la línea fallada en t=100 ms.

Los controles no desconectan generación PV ni eólica, para observar la evolución de

tensiones y frecuencias, observando si traspasan límites de desconexión.

de 97

Los límites HVRT y LVRT utilizados son los estipulados en el código de redes de

transmisión alemán, ya que son los más restrictivos para el análisis de estos casos.

Para el evento Fault- Ride Throught (FRT) con control de tensión de PV y eólicas, el SVC Chinú

durante falla bloquea su control mientras la tensión sea inferior a 0,7 p.u. Los aerogeneradores y

PV mantienen control de tensión. Esto provoca en algunos casos, sobre tensiones transitorias

despejada la falla, como se aprecia en la Figura 20:

Figura 20, Ejemplo variación tensión PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-Sabana

500 kV

Se observa de la Figura 20, la tensión de parques PV, saliendo de límites por más de 200 ms,

provocando su disparo; lo anterior es corregible cambiando el modo de control de las PV. Para

el caso de las centrales eólicas, en la Figura 21, se muestra su comportamiento de tensión:

de 97

Figura 21, Ejemplo variación tensión eólicas ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-

Sabana 500 kV

De la Figura 21, se sobrepasa el umbral de tensión HVRT para eólicas por más de 1,2 p.u., y

170 ms, disparando en algunos casos por sobretensión estas centrales. Igualmente, estas

sobretensiones dispararían PV de: Copey, Fundación, Valledupar; pérdida total de generación

1.650 MW de generación no convencional.

Las centrales PV permiten reconexión rápida (milis, siempre y cuando cumplan condiciones de

tensión y frecuencia (véase ítem 2.6). Los aerogeneradores no permiten lo anterior antes de

minutos. Considerando los criterios anteriores para los 40 casos de simulación se verifican si hay

condiciones para desconexión Centrales Eólicas y PV, así:

de 97

Figura 22, Casos de Desconexión Centrales Eólicas y PV: Escenarios 2021 y 2023 (total casos simulados 40, sin estrategia de subtensión)

Para discriminar la desconexión de centrales PV entre: Sabanalarga, Valledupar, Fundación y

Copey, sin estrategia de subtensión, se tuvieron la cantidad total de casos:

Figura 23, Discriminación de casos desconexión centrales PV, escenarios 2021 y 2023

(total 11 de 40 casos con desconexión de PV, sin estrategia de subtensión)

De la Figura 23, en el 27% de los casos, se presenta pérdida de centrales PV en: Copey,

Fundación y Valledupar (400 MW de potencia). Es indispensable control de tensión de PV

(Valledupar, Copey, Fundación) y eólicas (Colectora_1), con estrategias de subtensión que limiten

inyección de potencia reactiva durante recuperación de fallas, pero que desbloquen posteriormente.

Realizando las simulaciones anteriores, sin tener en cuenta el aporte de potencia reactiva por

parte de los controles de las PV y eólicas, durante falla, se obtuvieron los siguientes resultados,

los cuales se muestran en la Figura 24:

20%

80%

DesconexiónCentralesEólicas

No haydesconexión

27%

73%

DesconexiónCentrales PV

No haydesconexión

11

11

11

4

0 2 4 6 8 10 12

FUNDACIÓN 220 KV

VALLEDUPAR 220 KV

COPEY 220 KV

SABANALARGA 500 KV

de 97

Figura 24, Ejemplo variación tensión PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-Copey 500 kV

Se observa de la Figura 24, la tensión de parques PV conectados a Fundación, Valledupar y

Copey 220 kV, se salen de límites por más de 80 ms, provocando su disparo; mejora con respecto

al caso anterior (pérdida de generación 400 MW), pero aún con problemas para el actual AGC; la

sobre tensión anterior es corregible con control de tensión externo para GCM.

En el caso de los parques eólicos en Guajira, estos no sobrepasan el umbral de tensión HVRT,

por lo que no habría disparo de estas centrales por sobretensión, dado que conservan actuación

en su control de tensión por potencia reactiva.

En la Figura 25, se observa que la variación de frecuencia en centrales PV (falla de la línea

Chinú-Copey 500 kV, límites de disparo por frecuencia entre +1,5 Hz a -2,5 Hz), se mantiene

dentro de rangos admisibles para las centrales PV, teniendo valores máximos de frecuencia en PV

Valledupar en 60,559 Hz.

de 97

Figura 25, Ejemplo frecuencia centrales PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-

Copey 500 kV

De los dos casos anteriores, se concluye que, ante fallas en la red, se precisa control de tensión

(adicional al realizado por PV) en: Copey, Valledupar y Fundación, este control de tensión lo

puede realizar los BESS, pero no se recomienda ya que actualmente solo se puede usar un máximo

50 MVAr, también porque se tienen altos costos tanto para la electrónica de potencia usada como

para el almacenamiento de energía por lo que son más recomendables el uso de SVC o STATCOM

para estos propósitos [36].

4.2 Elaboración de modelo MATLAB para control de Frecuencia y Resultados para aplicación Spinning Reserve (Problemas de Estabilidad)

Para el desarrollo del modelo AGC en MATLAB-Simulink, se tuvieron en cuenta los criterios

descritos del modelo AGC expuestos en el ítem 2.11, para el caso particular del SIN, esté modelo

termina siendo más útil para la identificación de problemas de frecuencia, debido a que en la base

de datos del SIN (realizada en DigSILENT Power Factory 2017), no se encuentra modelado el

AGC para realizar simulaciones de estabilidad de larga duración.

También se realiza este modelo, debido a su simplicidad e interpretación de datos, los cuales

terminan siendo útiles a la hora de realizar las respectivas comprobaciones en DigSILENT Power

Factory 2017 para la realización de eventos más detallados en los parques PV o por falla de alguna

de 97

línea o transformador del STN. En la Tabla 26, se muestran los valores asignados al modelo

MATLAB-Simulink, expuesto en el ítem 2.8

Tabla 26. Configuración parámetros del modelo MATLAB+Simulink para control de Frecuencia

del SIN Nombre del

parámetro Valor Unidad Descripción

2𝐻1 24,48 Seg Inercia de la Costa Atlántica

2𝐻2 908 Seg Inercia del Interior del País

𝜏𝑔1−1 0.25 Seg Constante de Gobernador Flores Vapor

𝜏𝑔1−2 0.5 Seg Constante de Gobernador Flores Gas

𝜏𝑔2 0.2 Seg Constante de Gobernador San Carlos (Interior)

𝜏𝑡1−1 0.61 Seg Constante de Turbina Flores Vapor

𝜏𝑡1−2 0.59 Seg Constante de Turbina Flores Gas

𝜏𝑡2 0.832 Seg Constante de Turbina San Carlos (Interior)

𝐷1−1, 𝐷1−2 𝑦 𝐷2 0 adm Constante para función de Inercia

1/𝑅1−1 25,11 Adm Estatismo Flores Vapor

1/𝑅1−2 10,88 Adm Estatismo Flores Gas

𝐷𝑃𝐿 4,68 p.u Caída de potencia parques PV (puede variarse)

1/𝑅2 713,6 Adm Estatismo Interior del País

𝑃𝑠 17,9 p.u Coeficiente de Sincronización

𝑃12 0,9 p.u. Intercambio entre el Interior y Costa Atlántica

𝐵2 713,6 adm Constante de AGC (igual estatismo del Interior)

AGC

𝐾𝐼2 40 % Ganancia del AGC del SIN

1

𝑠∫

-200 a

200 p.u. Integrador saturado del AGC

Deadband 50 mHz Banda Muerta del AGC

BESS

𝐾𝐵𝐸𝑆𝑆 100 Ad Ganancia proporcional controlador BESS

𝜏𝐵𝐸𝑆𝑆 0,1 Seg Constante de Tiempo controlador BESS

Deadband 0,00016

66 p.u. Banda muerta controlador BESS

Saturación 1 p.u Saturación del controlador BESS

Para el desarrollo del modelo MATLAB-SIMULINK, se consideró lo planteado en el ítem 2.11.

Este modelo soló evalúa efectos sobre frecuencia; por pérdida de potencia en parques PV, por lo

que se espera que la frecuencia del SIN disminuya, considerando plena producción de PV y eólicas,

ellos no pueden corregir frecuencias bajas. No se considera EDAC, pérdidas del sistema o potencia

reactiva. El BESS puede entregar o absorber potencia de la red.

de 97

Las centrales PV varían su potencia en pocos ciclos (100 milis), los aerogeneradores (DFIG y Full

Converter) dependen de la dinámica en palas, cambiar potencia puede tomarles 50 s. El evento a

simular en MATLAB-SIMULINK será:

Cruce de nube en Sabanalarga (perdida de generación PV), en tres casos: con solo AGC en

el Interior, con un BESS en Sabanalarga, con AGC en el interior y en la Costa Atlántica.

Para estas simulaciones se utilizarán los criterios del ítem 2.6, para discernir si hay pérdida o

no de centrales eólicas o PV. En los ítems 4.2.1 y 4.2.2, se mostrará la solución obtenida con el

desarrollo del modelo.

4.2.1 Perdida transitoria tres parques PV cruce nube Sabanalarga en demanda P12 año 2023

Ante el evento mostrado en la Figura 17, se observa en la Figura 26 que el Intercambio de

potencia de la Costa Atlántica al Interior, pasa de -90 MW hasta -549 MW en un período de 90 s,

mientras que el AGC del Interior del país se satura en 290 MW.

Figura 26, Potencias totales de intercambio medido del Interior a la Costa Atlántica y AGC del

Interior del país (aerogeneradores Full Converter)

En la Figura 27, se puede observar las variaciones de frecuencia (Δ𝑓, 𝐻𝑧) tanto para la Costa

Atlántica y el Interior; donde la frecuencia de la Costa Atlántica disminuye en 39 s a 0,673 Hz, lo

de 97

cual genera la activación de la primera etapa EDAC. Según los criterios de 2.6.1 ,se observa que

incluso llegando hasta valores menores a 59,4 Hz (Δf=-0,6 Hz), no habrían disparo de centrales

PV, por problemas de frecuencia.

Figura 27, Variación de frecuencia en la Costa Atlántica y el Interior del país (aerogeneradores

Full Converter)

En la Figura 28, se muestra el comportamiento de las señales de variación de los controles para

centrales PV y eólicas, en el caso de corregir frecuencias altas, solamente las eólicas puede

reducir potencia, evitando tocar los umbrales de desconexión (61,5 Hz) [informe PCH]. El

control de reducción de potencia activa por sobrefrecuencia, se encuentra bloqueado para centrales

PV.

de 97

Figura 28, Variación de potencia realizada por controladores PV y eólicas (Aerogeneradores Full Converter)

De la Figura 28 se observa disminución en potencia de aerogeneradores por 1,306 p.u. (130,6

MW); el control de PV se bloquea (la caída en potencia PV por el paso de nube se observa en la

Figura 17). A continuación, se muestra los resultados (sensibilidad), ante la pérdida transitoria

de diversos tamaños en los PV:

Tabla 27. Resumen resultados demanda P12 año 2023, sin BESS (Aerogeneradores Full

Converter)

Perdida PV

𝚫𝒇 Costa

Atlántica (Hz)

Máximo

Intercambio (MW)

AGC

Interior (MW)

3x156 MW -0,66 (actúa EDAC) -459 289

2x156 MW -0,59 (al límite EDAC) -396 193

1x156 MW -0,48 -242 74,3

Se observa de la Tabla 27, con pérdida transitoria de dos parques PV (2x156 MW), el sistema

se encuentra al punto de activar la primera Etapa del EDAC. La pérdida transitoria de tres parques

PV, copa el actual AGC.

de 97

4.2.2 Sistemas BESS variación tres parques PV por cruce de nube Sabanalarga, demanda P12 año 2023

Ante el evento mostrado en la Figura 17 (ítem 4.1), se incluirá en Matlab-Simulink un BESS

capacidad 100 MW. La Figura 29, muestra el sistema control considerando señal de referencia

variación de frecuencia en la Costa Atlántica.

Figura 29, Diagrama de Bloques para sistemas BESS en la Costa Atlántica (100 es la base para

graficar en MW)

Como se observa de la Figura 29, el BESS solo mide señal de frecuencia, se satura al alcanzar

100 MW de inyección. En la Figura 30, se muestra la potencia inyectada por el BESS, ante el

evento de pérdida de potencia transitoria en centrales PV y las variaciones de frecuencia (Δ𝑓, 𝐻𝑧)

alcanzada en la Costa Atlántica e Interior ante este evento:

de 97

Figura 30, Potencia para sistema BESS en la Costa Atlántica (negativo es generación del BESS)

y Variación frecuencia Costa Atlántica (Δf, Hz)

De la Figura 30, el BESS inyecta máximo 95 MW, y absorbe máximo -52 MW; al final de la

simulación alcanza 6,334 MW, producto del error en estado estacionario proveniente de su control.

A su vez, la frecuencia en la Costa Atlántica disminuye en 39 s, a 0,5872 Hz, evitando actuación

primera etapa EDAC. Según los criterios de 2.6.1 dado que la variación de frecuencia se

mantiene por encima de 59,0 Hz , no habría disparo de centrales PV.

Ante sobrefrecuencia, compiten tanto el BESS como las eólicas para realizar la corrección

(controles PV son bloqueados). Por la velocidad del BESS, estos absorben un máximo de -52 MW

antes que las eólicas inicien a reducir inyección de potencia. El BESS ayuda a la correcta operación

de las eólicas, en el rango de sobrefrecuencias.

A continuación, en la Tabla 28 se muestran los resultados (sensibilidad), ante la pérdida

transitoria de diversos tamaños de PV con BESS:

de 97

Tabla 28. Resumen resultados demanda P12 año 2023, con BESS Sabanalarga 500 kV

Perdida PV

𝚫𝒇 Costa

Atlántica (Hz)

Máximo

Intercambio (MW)

AGC

Interior (MW)

Máximo

BESS (MW)

3x156 MW -0,58 -520 275 95

2x156 MW -0,49 -378 172 80,3

1x156 MW -0,35 -232 62,81 57,6

Según la Tabla 28, al introducir el BESS, la perdida de tres centrales PV (3x156 MW) no activa

EDAC. Con respecto al caso sin BESS, la reducción en el uso del AGC es de 14 MW, pasando de

289 MW (Tabla 27) hasta 275 MW (Tabla 28).

4.3 Elaboración modelo AMPL y resultados para aplicación contingencias N-1 en STR Atlántico

4.3.1 Desarrollo del Modelo AMPL+CPLEX

En un modelo de optimización de despachos con flujos DC, con las decisiones de instalación

de baterías ya tomadas (datos de entrada). El modelo prueba todos los escenarios de generación, y

modifica la inyección de las baterías (generación y demanda son fijas); en último caso se

considerarán ESPS para eliminar sobrecargas en la red [37].

El flujo final debe cumplir las restricciones en contingencias de red Atlántico, que se modeló

hasta 34,5 kV. Se exceptúan contingencias para: líneas o elementos radiales, transformadores de

generación; por ello el modelo debe considerar para la red del Atlántico:

Sabanalarga-Salamina 110 kV es radial, sacarla desabastecería la carga de Salamina 110

kV, no se realiza esta contingencia.

En Nueva Barranquilla, solo uno de los trasformadores 220/110/13,8 kV, tiene carga en su

terciario, sacarlo desabastecería demanda en 13,8 kV, esta contingencia tampoco se realiza.

En Sabanalarga, solo uno de los trasformadores 220/110/13,8 kV, alimenta carga en su

terciario (para reducir niveles de cortocircuito); sacarlo desabastecería demanda en 13,8

kV.

Por facilidad y debido a topología de red, el bus de Sabana 220 kV se considerará como nodo

Slack (bus tipo 3).

El modelo AMPL posee como variables (todas continuas):

Ángulos de las tensiones en barras “theta”.

Inyección de potencia de las baterías en las contingencias de red “pbat”.

Flujos de potencia por las ramas “fzer”.

Generación del slack (Sabana 230 kV) “pslack”.

Si aplica, deslastre de carga en contingencias (ESPS) “racio”.

El modelo AMPL posee como parámetros (no cambian en el proceso):

de 97

La generación de todos los nodos excepto el slack.

La demanda de las barras.

Las reactancias de las ramas.

Las capacidades normales (FMAX), y capacidades en contingencia (FMXC) de todas las

ramas.

El modelo AMPL posee la siguiente función objetivo, para minimizar el tamaño requerido (p.u.)

en las baterías, considerando tanto la sumatoria de buses del STR Atlántico como las ubicaciones

asignadas de BESS, para todos los escenarios generación-demanda:

1. #---- OBJECTIVE FUNCTION. 2. 3. minimize OBJFUN: sum{k in BUS} ( pbat[k] );

Con la anterior función objetivo se pretende minimizar en contingencias, la excursión de las

baterías instaladas “𝑝𝑏𝑎𝑡”. Se suma el deslastre de carga “𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜” en la restricción

POWERBALANCE DC cada bus (si aplica). Como restricciones el modelo AMPL planteó:

El flujo DC (primera ley de Kirchhoff): dependiendo de que si el bus es Slack o de otro

tipo (PV o PQ), se haga la resolución de la ecuación nodal considerando aportes de

generación y demanda en las ramas al igual que la potencia “Pbat” de las baterías

colocadas, respetando los flujos máximos por las ramas.

1. subject to POWERBALANCE {k in BUS}: 2. if (TBUS[k] == 3) then 3. ( pslack + pbat[k] - PDEM1[k] 4. - sum{(l,k,m) in BRANCH} (fzer[l,k,m]) 5. + sum{(l,m,k) in BRANCH} (fzer[l,m,k]) 6. ) 7. else if (TBUS[k] <> 3) then 8. ( PGEN1[k] + pbat[k] - PDEM1[k] 9. - sum{(l,k,m) in BRANCH} (fzer[l,k,m]) 10. + sum{(l,m,k) in BRANCH} (fzer[l,m,k]) 11. )=0;

Calculo del flujo de potencia por ramas (líneas y transformadores), considerando la

diferencia entre los límites entre capacidad de emergencia (NZER) respecto a la

sobrecarga en contingencia (NCNT).

1. # Calcula flujo de potencia por enlaces AC existentes 2. subject to POWERFLOW {(l,k,m) in BRANCH}: 3. fzer[l,k,m] - (NZER[l,k,m]-NCNT[l,k,m])*BKM[l,k,m]*(vang[k]-

vang[m]) = 0 ;

de 97

Límites máximos y mínimos en los flujos de potencia por ramas, el parámetro “FMXC”

representa el límite en ramas ante contingencias:

1. subject to FLOWLIMIT_MIN {(l,k,m) in BRANCH}: 2. fzer[l,k,m] + (NZER[l,k,m]-NCNT[l,k,m])*1*FMXC[l,k,m] >= 0 ; 3. 4. subject to FLOWLIMIT_MAX {(l,k,m) in BRANCH}: 5. fzer[l,k,m] - (NZER[l,k,m]-NCNT[l,k,m])*1*FMXC[l,k,m] <= 0 ;

Un caso es no factible, porque se supera la capacidad en contingencia (FMXC) de alguna rama.

Límites de las variables continuas: ángulos de tensiones, generación 𝑝𝑠𝑙𝑎𝑐𝑘 y

potencias inyectadas por las baterías:

1. var vang {k in BUS} >= -120*(3.14159/180), <= 120*(3.14159/180); 2. var pslack >= GENMIN[39], <= GENMAX[39]; 3. var pbat {k in BUS} >= 0, <= 1*BATE[k]; 4. 5. var fzer {(l,k,m) in BRANCH} ; 6. var carga {(l,k,m) in BRANCH} ;

Se espera no tener que considerar los actuales ESPS (ítem 2.10.2).

Para el Atlántico, se modeló 82 ramas, sin contar transformadores de generación son:

51 líneas y transformadores de conexión STR

12 líneas STN

53 buses, con un bus slack en Sabana 220 kV.

En la Tabla 29, se muestran el listado de las líneas para las cuales se realizarán contingencias en

el modelo AMPL+CPLEX. Las líneas resaltadas en verde son del STN.

Tabla 29, Líneas del STR Atlántico para realizar contingencias N-1 en AMPL+CPLEX

No Línea bajo contingencia No Línea bajo contingencia

1 Barranquilla-Tebsa 1 110 kV 24 Sabanalarga-Salamina 1 110 kV

2 Centro-Oasis 1 110 kV 25 Sabanalarga-Tebsa 1 220 kV

3 Centro-Silencio 1 110 kV 26 Sabanalarga-Tebsa 2 220 kV

4 Cordialidad-Tebsa 1 110 kV 27 Sabanalarga-Tebsa 3 220 kV

5 El Rio-Oasis 1 110 kV 28 Tebsa-Unión 1 110 kV

6 El Rio-Ríomar 1 34,5 kV 29 Tebsa-Vte Julio 1 110 kV

7 El Rio-Tebsa 1 110 kV 30 Caracolí-Flores 1 220 kV

8 Flores-Nv Barranquilla 1 220 kV 31 Caracolí-Sabanalarga 1 220 kV

9 Flores-Nv Barranquilla 2 220 kV 32 Caracolí-Nv Barranquilla 1 220 kV

10 Juan Mina-Nv Brrquilla 1 110 kV 33 Caracolí-Tebsa 1 220 kV

11 Las Flores-Ríomar 1 34,5 kV 34 Nv Barranquilla-Sabanalarga 1 220 kV

12 Las Flores-Ríomar 2 34,5 kV 35 Caracolí-Silencio 1 110 kV

13 Las Flores-Termoflores I 1 110 kV 36 Caracolí-Silencio 2 110 kV

14 Magdalena-Unión 1 34,5 kV 37 Tebsa-Vte Julio 2 110 kV

de 97

No Línea bajo contingencia No Línea bajo contingencia

15 Malambo-Nv Baranoa 1 110 kV 38 Caracolí-Cordialidad 1 110 kV

16 Nv Baranoa-Sabanalarga 1 110 kV 39 Caracolí-Malambo 1 110 kV

17 Nv Barranquilla-Sabanalarga 2 220 kV 40 Caracolí-Malambo 2 110 kV

18 Nv Barranquilla-Sabanalarga 3 220 kV 41 Centro-Oasis 2 110 kV

19 Oasis-Silencio 1 110 kV 42 Oasis-Termoflores I 2 110 kV

20 Oasis-Termoflores I 1 110 kV 43 Norte-Nv Bqlla 1 110 kV

21 Oasis-Termoflores II 1 110 kV 44 Norte-Nv Bqlla 2 110 kV

22 Ríomar-Silencio 1 34,5 kV 45 Unión-El Rio 34,5 kV

23 Ríomar-Silencio 2 34,5 kV 46 Magdalena-El Rio 34,5 kV

En la Tabla 30, se muestra el listado de transformadores de 2 y 3 devanados, para las cuales se

realizarán contingencias en el modelo AMPL+CPLEX.

Tabla 30, Transformadores del STR Atlántico para realizar contingencias N-1 en

AMPL+CPLEX

N

o

Transformador bajo

contingencia No

Transformador bajo

contingencia

47 El Rio 110/34,5 kV 56 Sabana 1 220/110 kV

48 Flores 6 220/110 kV 57 Sabana 9 220/115 kV

49 Las Flores 1 110/34,5 kV 58 Tebsa 1 220/110 kV

50 Las Flores 2 110/34,5 kV 59 Tebsa 2 220/110 kV

51 Silencio 1 110/34,5 kV 60 Tebsa 3 214.5/110 kV

52 Silencio 2 110/34,5 kV 61 Caracolí 1 220/110 kV

53 Unión 110/34,5 kV 62 Caracolí 2 220/110 kV

54 Flores 10 220/110 kV 63 Nv Barranquilla 1 220/110/13.8

kV

55 Nv Barranquilla 2 220/110/13.8

kV

En el modelo AMPL+CPLEX, todas las cantidades (variables y parámetros), están en p.u. base

100 MVA. En el ítem 4.1.1, se muestra los resultados obtenidos del modelo de optimización vía

Flujo DC para el caso base, sin BESS, tanto para la red sin contingencias al igual que contingencias

N-1.

A su vez, se realizaron varias corridas para observar el funcionamiento del modelo para diferentes

ubicaciones de BESS. A continuación, se muestran los resultados obtenidos para las 5 opciones

consideradas en el modelo, de acuerdo a los escenarios de generación- demanda de 2.10.1:

Ubicaciones UPME

Ubicaciones Quanta

Ubicación 1: 3 baterías en: Magdalena 34,5 kV; Unión 34,5 kV y El Río 34,5 kV

Ubicación 2: 6 baterías en Las Flores 34,5 kV; Silencio 34,5 kV; Unión 34,5 kV; El Rio

34,5 kV; Centro 110 kV y Ríomar 34,5 kV.

Ubicación 3: 3 baterías en Las Flores 34,5 kV; Unión 34,5 kV y Ríomar 34,5 kV,

de 97

Los resultados obtenidos mediante el modelo AMPL, muestra los siguientes datos:

Los porcentajes de no factibilidad, indican el número de casos que no se soluciona a pesar

de la instalación de baterías

“Pbat” es el valor de potencia máxima inyectada por la batería respectiva en los escenarios

más críticos (se indica tanto la S/E de instalación como su potencia máxima en p.u.).

4.3.2 Ubicación UPME, revisión contingencias N-1, sin ESPS

Se verificó la implementación de las baterías de Unión 34,5 kV y Ríomar 34,5 kV (alternativa

UPME). En la Tabla 31, se muestran el porcentaje de casos no factibles para las contingencias más

críticas en líneas del STR Atlántico, así como la potencia máxima usada por los BESS.

Tabla 31. Resultados AMPL contingencias líneas, propuesta por UPME, sin ESPS

Línea bajo contingencia Casos no

factibles

Pbat Unión (

Máx 0,35 p.u.)

Pbat Ríomar

(Máx 0,2 p.u)

Total

Casos no factibles

Cordialidad-Tebsa 1 110 kV 10% 0,2 0,35 3

Las Flores-Termoflores I 1 110 kV 50% 0 0 15

Oasis-Termoflores II 1 110 kV 13,3% 0 0 4

Tebsa-Unión 1 110 kV 100% No converge No converge 30

Caracolí-Tebsa 1 220 10% 0,2 0,35 3

Caracolí-Cordialidad 1 110 kV 10% 0,2 0,35 3

Oasis-Termoflores I 2 110 kV 10% 0,2 0,35 3

Resto de Líneas del STR o STN

(39) 3.3% ó 6,7% 0,2 0,35

65

A partir de la Tabla 31, se observa:

No se solucionan todos los problemas de contingencias de líneas para la red del Atlántico.

El caso de contingencia Tebsa-Unión 1 110 con resultado 100% indica que para todos los

escenarios generación demanda fueron no factibles.

La contingencia Las Flores-Termoflores I 1 110, presenta 50% de escenarios generación-

demanda con casos no factibles.

Para la mayoría de líneas del STR o STN, se presentan entre un 3,3% o 6,6% de casos no

factibles.

En la Tabla 32, se muestra el reporte de AMPL+CPLEX, con los porcentajes de casos no factibles

y potencia máxima inyectada por los BESS para contingencias en los transformadores de dos y

tres devanados del STR Atlántico.

de 97

Tabla 32. Resultados AMPL contingencias de transformadores propuesta UPME, sin ESPS

Transformador bajo

contingencia

Casos no

factibles

Pbatería

Unión ( Máx

0,35 p.u.)

Pbatería

Ríomar

(Máx 0,2 p.u)

Total

casos no factibles

El Rio 110/34,5 kV 100% No converge No converge 30

Unión 110/34,5 kV 100% No converge No converge 30

Resto de Transformadores del

STR o STN (15) 3.3% ó 6.7% 0.2 0.35

31


Para la mayoría de transformadores del STR o STN, se presentan entre un 3,3% o 6,7% de

casos no factibles, solamente las baterías entran en funcionamiento para la contingencia en

alguno de los transformadores de Tebsa 220/110 kV.

Las contingencias: El Rio 110/34.5 y Unión 110/34.5, presentan todos los escenarios

generación demanda no factibles.

Para todos los escenarios de generación-demanda, con todas las contingencias consideradas, se

obtuvo un total de 217 casos no factibles (1.800 casos en total).

4.3.3 Ubicación Quanta, revisión contingencias N-1, sin ESPS

Se verificó la implementación de las baterías recomendadas por Quanta, estas se encuentran

ubicadas en: Centro 110 kV (20 MW), Malambo 110 kV (20 MW) y Veinte de Julio 110 kV (14

MW).

En la Tabla 33, se muestran el porcentaje de casos no factibles para las contingencias más críticas

en líneas del STR Atlántico, así como la potencia máxima usada por los BESS.

Tabla 33. Resultados AMPL contingencias líneas, alternativa Quanta, sin ESPS

Linea en Contingencia Casos no

factibles Pbat Centro

(Máx 0.2 p.u.)

Pbat

Malambo

(Máx 0,2 p.u.)

Pbat 20

Julio (Máx

0.14 p.u.)

Total Casos

no factibles

El Rio - Tebsa 1 110 kV 3.3% 0.07 1

Las Flores - Termoflores I 1 110

kV 100.0% 30

Oasis - Termoflores II 1 110 kV 13.3% 0.07 4

Tebsa - Unión 1 110 kV 100.0% 30


(38) 6.7% o 10% 0.2 0.17 0 86


No se solucionan todos los problemas de contingencias de líneas para la red del Atlántico.

Las contingencias Tebsa-Unión 1 110 y Las Flores-Termoflores I 1 110 presenta un 100%

de infactiibilidad, esto indica que para todos los escenarios generación demanda, los BESS

no dan solución a las sobrecargas de red.

de 97

La potencia máxima de BESS utilizada para estas contingencias fueron las de Centro

110 kV (20 MW) y Malambo 110 kV (17 MW).




Tabla 34. Resultados AMPL contingencias de transformadores alternativa Quanta, sin ESPS

Transformador en

Contingencia

Casos no

factibles

Pbat

Centro

(Máx 0.2

p.u.)

Pbat Malambo

(Máx 0,2 p.u.)

Pbat 20 Julio

(Máx 0.14 p.u.)

Total Casos no

factibles

El Rio 110/34,5 kV 100.0% 30

Flores 6 220/110 kV 10.0% 3

Las Flores 1 110/34,5 kV 50.0% 0.07 15

Las Flores 2 110/34,5 kV 50.0% 0.07 15

Unión 110/34,5 kV 100.0% 30

Flores 10 220/110 kV 10.0% 3

Resto de Transformadores

del STR o STN (13) 3,3% o 6,7% 0.20 0.17 0.00 23

A partir de la Tabla 34, se puede observar:

Las contingencias: El Rio 110/34.5 y Unión 110/34.5, presentan no factibilidad en todos

los escenarios generación demanda.

Las contingencias: Flores 6 220/110 y Flores 10 220/110, presentan un 50% de casos no

factibles en los 30 escenarios considerados.

Para el resto de transformadores de la red del Atlántico se presenta entre 1 o 2 casos no

factibles.


obtuvo un total de 270 casos no factibles (1.800 casos en total), comparado con las opciones de

BESS propuestas por la UPME, presenta una mayor cantidad de casos no factibles.

4.3.4 Ubicación XM, revisión contingencias N-1, sin ESPS

Se verificó la implementación de las baterías recomendadas por Quanta, estas se encuentran

ubicadas en: Centro 110 kV (20 MW), Malambo 110 kV (20 MW) y Veinte de Julio 110 kV (14

MW).

En la Tabla 35, se muestran el porcentaje de casos no factibles para las contingencias en líneas del

STR Atlántico, así como la actuación de las baterías.

de 97

Tabla 35. Resultados AMPL contingencias líneas, alternativa Quanta, sin ESPS

Linea en Contingencia Casos no factibles Pbat Oasis

( Máx 0,4 p.u.)

Pbat Veinte Julio

(Máx 0,2 p.u)

Total Casos

no factibles

El Rio - Tebsa 1 110 kV 3,3% 1

Las Flores - Termoflores I 1 110 kV 100,0% 30

Oasis - Silencio 1 110 kV 3,3% 0.01 1

Tebsa - Unión 1 110 kV 100,0% 30

Magdalena - El Rio 34,5 kV 3,3% 0.37 1

Resto de Líneas del STR o STN (37) 6,7% o 10% 0.4 0.15 81


Las contingencias Tebsa-Unión 1 110 y Las Flores-Termoflores I 1 110 presenta un 100%

de casos no factibles, esto indica que para todos los escenarios generación demanda, los

BESS no dan solución a las sobrecargas de red.

La potencia máxima de BESS utilizada para estas contingencias fueron las de Oasis 110

kV (40 MW) y Veinte Julio 110 kV (15 MW).

Las contingencias El Rio – Tebsa 110 kV, Oasis - Silencio 110 kV y Magdalena - El Rio

34.5 kV, solo presentan un caso no factible, siendo esta en el EscenarioGen15 demanda

P20.

En la Tabla 36, se muestran el reporte de AMPL+CPLEX, con los porcentajes de casos no factibles

para contingencias en los transformadores de dos y tres devanados del STR Atlántico, al igual que

el valor final inyectado por las baterías. Las casillas en blanco significan que los BESS no actuaron

para esas contingencias.

Tabla 36. Resultados AMPL contingencias de transformadores alternativa Quanta, sin ESPS

Transformador en Contingencia Casos no factibles Pbat Oasis

( Máx 0,4 p.u.)

Pbat Veinte Julio

(Máx 0,2 p.u)

Total

Casos no factibles

El Rio 110/34,5 kV 100% 30

Las Flores 1 110/34,5 kV 50% 0,07 15

Las Flores 2 110/34,5 kV 50% 0,07 15

Unión 110/34,5 kV 100% 30

Resto de Transformadores

del STR o STN (15) 3,3% o 6,7% 0,15 0 27

A partir de la Tabla 36, se puede observar:

Las contingencias: El Rio 110/34.5 y Unión 110/34.5, presentan no factibilidad en todos

los escenarios generación demanda.

Las contingencias: Las Flores 1 110/34,5 kV y Las Flores 2 110/34,5 kV, presentan un

50% de casos no factibles en los 30 escenarios considerados.

Para el resto de transformadores de la red del Atlántico se presenta entre 1 o 2 casos no

factibles.

de 97


obtuvo un total de 261 casos no factibles (1.800 en total), comparado con las opciones de BESS

propuestas por la UPME, presenta una mayor cantidad de casos no factibles.

4.3.5 Ubicación 1: 3 baterías en Magdalena 34,5 kV, Unión 34,5 kV, y El Río 34,5 kV, revisión contingencias N-1, sin ESPS

Se verificó la implementación de las baterías de: Magdalena 34,5 kV, Unión 34,5 kV, y El Río

34,5 kV. En la Tabla 37, se muestran el porcentaje de casos no factibles para contingencias en

líneas del STR Atlántico, así como la actuación de las baterías.

Tabla 37. Resultados AMPL contingencias líneas, Ubicación 1, sin ESPS


factibles

Pbat

Magdalena

(Máx 1

p.u.)

Pbat

Unión

(Máx 1

p.u.)

Pbat El

Río (Máx

1 p.u.)

Total Casos no

factibles

Cordialidad - Tebsa 1 110 kV 10,0% 0 0 0,05 3

Las Flores - Termoflores I 1

110 kV 100% 0 0 0

30

Ríomar - Silencio 1 34,5 kV 10,0% 0 0 0,07 3

Tebsa - Unión 1 110 kV 100% 30

Caracolí - Tebsa 1 220 kV 10,0% 0 0 0,14 3


(41) 3,3% 0,71 0,68 1

37

A partir de la Tabla 37, se observa que para los 30 escenarios propuestos:

En el 100% de escenarios generación-demanda ante las contingencias Las Flores-

Termoflores I 1 110 kV y Tebsa - Unión 1 110 kV, resultaron no factibles.

En tres contingencias (Cordialidad - Tebsa 1 110, Ríomar - Silencio 1 34,5 y Caracolí -

Tebsa 1 220), se presenta solamente el 10% de casos no factibles.

En el resto de líneas del STR o STN se presenta 0 o 1 casos no factibles.




de 97

Tabla 38. Resultados AMPL contingencias de transformadores, Ubicación 1, sin ESPS

Transformador bajo

contingencia

Casos no

factibles

Pbat Magdalena

(Máx 1 p.u.)

Pbat Unión

(Máx 1 p.u.)

Pbat El Río

(Máx 1 p.u.)

Total

Casos no

factibles

El Rio 110/34.5 kV 100% No converge No converge No converge 30

Flores 6 220/110 kV 6.67% 0 0 0,31 2

Las Flores 1 110/34,5

kV

50.00% 0 0 0,07 15

Las Flores 2 110/34,5

kV

50.00% 0 0 0,07 15

Unión 110/34,5 kV 100% No converge No converge No converge 30

Flores 10 220/110 kV 6.67% 0 0 0,3 2

Resto de

Transformadores del

STR o STN (11)

3.3% 0 0 0,63 11

A partir de la Tabla 38, se puede observar para los 30 escenarios considerados:

Las contingencias El Rio 110/34,5 kV y Unión 110/34,5 kV, presentaron todos sus casos

no factibles.

Dos casos poseen 50% de sus escenarios no factibles (Las Flores 1 110/34,5 kV y Las

Flores 2 110/34,5 kV).

Para el resto de contingencias solo se presenta una o 2 casos no factibles en Escenario

generación 15 con demanda P15.


obtuvo un total de 181 casos no factibles (1.800 en total), resultado menor al de la propuesta

UPME (ítem 4.3.2).

4.3.6 Ubicación 2: 6 Baterías en Las Flores 34,5 kV; Silencio 34,5 kV; Unión 34,5 kV; Rio 34,5 kV; Centro 110 kV y Ríomar 34,5 kV, revisión contingencias N-1, sin ESPS

Se verificó la implementación de 6 Baterías de máximo 1 p.u. en: Las Flores 34,5 kV, Silencio

34,5 kV, Unión 34,5 kV, El Rio 34,5 kV, Centro 110 kV y Ríomar 34,5 kV.


y potencia máxima inyectada por los BESS para contingencias en las líneas del STR Atlántico.

Las casillas en blanco representan las baterías que no operan.

de 97



factibles

Pbat Las

Flores

(Máx 1

p.u.)

Pbat

Unión

(Máx 1

p.u.)

Pbat

Centro

(Máx 1

p.u.)

Pbat

Ríomar

(Máx 1

p.u.)

Total

Casos no

factibles

Cordialidad - Tebsa 1 110 kV 0% 1 0,91 0

Las Flores - Termoflores I 1 110 kV 0% 0,54 0

Oasis - Silencio 1 110 kV 0% 0,44 1 0

Tebsa - Unión 1 110 kV 0% 0,53 1 0

Caracolí - Tebsa 1 220 kV 0% 0,63 0,79 0

Resto de Líneas del STR o STN (41)

0% 1 0,53 1 0,91 0


Para todos los escenarios de generación-demanda y contingencias, se solucionan los

problemas de la red del Atlántico.

En ningún momento actuaron las baterías de: Silencio 34,5 kV y El Rio 34,5 kV.

La batería de Centro 110 kV, tuvo la mayor cantidad de actuaciones ante contingencias,

seguida por Las Flores 34,5 kV.

El caso con mayor necesidad de potencia en baterías: contingencia de la línea Cordialidad

- Tebsa 1 110 presentando en las baterías de Las Flores 34,5 kV y Río Mar 34,5 kV

potencias de 1,00 p.u. y 0,91 p.u. respectivamente.

En la Tabla 40, se muestran el reporte de AMPL+CPLEX, con los casos no factibles para los

transformadores de 2 y 3 devanados del STR Atlántico al igual que la potencia final de las baterías.



Transformador bajo

contingencia

Casos no

factibles

Pbat Las

Flores (Máx

1 p.u.)

Pbat

Unión

(Máx 1

p.u.)

Pbat

Centro

(Máx 1

p.u.)

Pbat

Ríomar

(Máx 1 p.u.)

Total Casos

no factibles

El Rio 110/34,5 kV 0,0% 0,20 0

Flores 6 220/110 kV 0,0% 1,00 0,82 0

Unión 110/34,5 kV 0,0% 0,53 1,00 0

Flores 10 220/110 kV 0,0% 1,00 0,09 0

Tebsa 3 214,5/110 kV 0,0% 0,19 0


STR o STN (13) 0% 1 0.53 1 0.82

0


Para todos los escenarios de generación-demanda, se solucionan los problemas de la red

del Atlántico.

En ningún momento actuaron las baterías de: Silencio 34,5 kV, El Rio 34,5 kV.

de 97

La batería de Centro 110 kV, tuvo la mayor cantidad de actuaciones ante contingencias,

seguida por Las Flores 34,5 kV.

El caso de mayor potencia de baterías fue: contingencia del transformador Flores 6 220/110

kV con actuación de las baterías en: Las Flores 34,5 kV y Río Mar 34,5 kV, suministrando

potencias de 1,0 p.u. y 0,82 p.u. respectivamente.

Se concluye de las contingencias evaluadas que son poco efectivas las baterías de: Silencio 34,5

kV el Rio 34,5 kV. Para todos los escenarios de generación-demanda, con todas las contingencias

consideradas, no se obtuvieron casos no factibles, funcionando las baterías de: Las Flores 34,5

kV y Centro 110 kV, con capacidad de 1,0 p.u; luego Río Mar 34,5 kV con capacidad de 0,91 p.u

y Unión 34,5 kV con capacidad de 0,53 p.u.

4.3.7 Ubicación 3: 3 baterías en Las Flores 34,5 kV; Unión 34,5 kV y Ríomar 34,5 kV, revisión contingencias N-1, sin ESPS

Se verificó la implementación de las baterías en Las Flores 34,5 kV; Unión 34,5 kV y Río Mar

34,5 kV.


y potencia máxima inyectada por los BESS para contingencias en las líneas del STR Atlántico.




factibles

Pbat Las

Flores (Máx 1

p.u.)

Pbat Unión

(Máx 1 p.u.)

Pbat Río

Mar(Máx 1 p.u.)

Total

Casos no

factibles

Cordialidad - Tebsa 1 110 kV 3,3% 1,00 1

Oasis - Termoflores II 1 110 kV 3,3% 0,60 0,85 1

Tebsa - Unión 1 110 kV 0,0% 1,00 1,00 0

Caracolí - Tebsa 1 220 kV 3,3% 1,00 1

Oasis - Termoflores I 2 110 kV 3,3% 0,60 1

Resto de Líneas del

STR o STN (41) 0 1 1 0

A partir de la Tabla 41, se observa que:

Para todos los escenarios Gen-Dem, se presentan máximo 1 casos no factible,

principalmente en el EscenarioGen15.

El caso más crítico fue la contingencia de la línea Tebsa - Unión 1 110 kV presentando en

las baterías de Las Flores 34,5 kV y Unión 34,5 kV con potencias de 100 MW (1,00 p.u.)

para cada una.



tres devanados del STR Atlántico. Las casillas en blanco representan las baterías que no operan.

de 97


Transformador bajo

contingencia

Casos no

factibles

Pbat

Flores

Pbat

Unión

Pbat

Centro

Total Casos no

factibles

El Rio 110/34,5 kV 100% No puede No puede No puede 30

Unión 110/34,5 kV 0.0% 1 1 0 0


STR o STN (17) 0.0% 1

0 0 0

A partir de la Tabla 42, se puede observar para los 30 escenarios considerados:

La contingencia El Rio 110/34,5 kV presento no factibilidad en todos sus casos.

El caso más crítico, fue la contingencia Unión 110/34,5 kV no presento ningún caso no

factible, pero esto requiere que tanto para Las Flores 34,5 kV como Unión 34,5 kV se

utilice 2 p.u. (200 MW), para no tener problemas

Para los demás transformadores de la red del Atlántico, solo se requirió para sus casos más

críticos la actuación del BESS ubicado en Las Flores 34,5 kV con 1 p.u. (100 MW)


obtuvieron treinta y cuatro casos no factibles (1.800 en total), se puede observar que, respecto

a los demás casos de dos o tres baterías, se tuvieron la menor cantidad de casos no factibles.

El caso más crítico fue del Transformador El Rio 110/34,5, presentando la mayoría de casos no

factibles para esta contingencia, por lo que se usaron las baterías de Las Flores 34,5 kV y Unión

34,5 kV.

4.3.8 Soluciones combinado baterías y ESPS

Para el modelo AMPL+CPLEX, ESPS y BESS tienen para la red un efecto similar sobre las cargas,

ya que los ESPS realizan desconexión a la carga dependiendo de ciertas contingencias N-1 que se

presenten, mientras que los BESS suministran potencia a las cargas asociadas a sus nodos de

origen.

En la Tabla 43, se muestra para los diferentes escenarios propuestos (4.3.2 al 4.3.7), los tamaños

de BESS utilizados para todas las contingencias de líneas y transformadores del Atlántico, al igual

que el consolidado total de casos no factibles.

de 97

Tabla 43. Resultados AMPL: escenarios Baterías, demandas conectadas a esas ramas y potencia

de esas baterías,

Batería

Sin

baterías

Ubicación

UPME

(p.u.)

Ubicación

Quanta

(p.u.)

Ubicación

XM (p.u.)

Ubicación

1

(p.u.)

Ubicación

2

(p.u.)

Ubicación

3

(p.u.)

Unión 34,5 kV 0 0,68 0,53 1

Ríomar 34,5 kV 0,3 0,91 0

Las Flores 34,5 kV 1 1

El Río 34,5 kV 1 0

Magdalena 34,5 kV 0,71

Silencio 34,5 kV 0

Centro 110 kV 0,2 1

Veinte Julio 110 kV 0 0,15

Malambo 110 kV 0,17

Oasis 110 kV 0,4

Casos no factibles 325 217 270 261 181 0 34

A partir de la Tabla 43, contando contingencias STR+STN:

Sin baterías, hay 325 casos no factibles.

La propuesta UPME es más efectiva que la propuesta Quanta, ya que logra reducirse a 217

casos no factibles frente a 270 de Quanta.

En todas las combinaciones, las baterías más utilizadas para solucionar contingencias son

Las Flores 34,5 kV (dos veces), y Unión 34,5 kV (cuatro veces), combinando las dos

anteriores baterías (ítem 5.1.7), se puede lograr solo 34 casos no factibles.

A partir de la Tabla 43, la ubicación 3 es la más atractiva, al mirar capacidades de carga (Las

Flores diferencia punta-valle 5 MW, y Unión diferencia punta-valle 15 MW): en Las Flores

100 MW*h, requieren 20 horas de carga para soportar una hora la contingencia más crítica; en

Unión se requiere para lo mismo, 10 horas de carga. Esto no parece inconveniente, sino se

requieren para aplicaciones de ciclos diarios carga-descarga.

En la Tabla 44, se muestra la diferencia entre la potencia máxima de batería, frente a las demandas

a 2019 del nodo al cual está conectada:

de 97

Tabla 44. Resultados de diferencia entre Batería Total respecto a las demandas de carga en las

ramas.

Batería Demanda Máx (p.u.)

Demanda Min (p.u.)

Max tamaño batería (p.u.)

Diferencia Bateria-DemMax (p.u.)

Diferencia bateria-DemMín (p.u.)

Las Flores 34,5 kV 0,465 0,37 1 0,535 0,63

Magdalena 34,5 kV 0,226 0,18 0,71 0,484 0,53

Unión 34,5 kV 0,588 0,46 1 0,412 0,54

Centro 110 kV 0,602 0,35 1 0,398 0,65

El Río 34,5 kV 0,568 0,3 1 0,432 0,7

Ríomar 34,5 kV 0,676 0,37 0,91 0,234 0,54

Con los resultados de la Tabla 44, se pueden obtener soluciones que combinen baterías y

ESPS; la última columna en color beige, es el tamaño de la batería apoyándose con deslastre de

carga ESPS.

4.4 Validación resultados Modelos MATLAB+Simulink y AMPL+CPLEX en DigSILENT Power Factory 2017

4.4.1 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 ante solución de problemas de Estabilidad por Frecuencia mediante BESS con Control proporcional

En la Costa Atlántica se ha propuesto BESS para solucionar problemas ante contingencias de la

red Atlántico 110 kV; estos BESS podrían apoyar la regulación de frecuencia en caso de

contingencias; en Sabanalarga se instalaría la capacidad faltante para completar por lo menos los

95 MW del punto anterior. Se probó la funcionalidad de instalación distribuida BESS con solo la

señal de frecuencia así partiendo de la propuesta de XM:

Oasis 110 kV, 40 MW, ganancia proporcional 40.

Veinte de Julio 110 kV, 20 MW, ganancia proporcional 20 MW.

Sabanalarga 500 kV, 40 MW, ganancia proporcional 40 MW.

En la Figura 31, se muestra la frecuencia en la Costa Atlántica, para la demanda de las 12 p.m

(P12) del año 2023:

de 97

Figura 31, Variación de frecuencia en la Costa Atlántica utilizando Control Proporcional en

BESS

A partir de la Figura 31 se observa la frecuencia de la Costa Atlántica cae hasta 59,45 Hz, sin

actuación del EDAC; la frecuencia final con k=100 es de 59,6 Hz. En la Figura 32, se muestra el

comportamiento de la potencia suministrada por los BESS en la Costa Atlántica:

de 97

Figura 32, Potencias BESS para diferentes valores de Control proporcional

Se concluye de la Figura 32, que con BESS distribuidos también se logra solucionar los problemas

de frecuencia ante pérdida transitoria de parques PV; los BESS alcanza su potencia pico en

diferentes instantes (potencias máximas: Sabanalarga 32 MW, Veinte de Julio 17 MW, Oasis 35

MW); estos BESS solo controlan señal local de frecuencia, sin canal intercambio de señales

entre ellos.

4.4.2 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 ante solución de problemas de Estabilidad por Frecuencia mediante BESS con Inercia Sintética

Se considera también para problemas de estabilidad, el uso de la estrategia de control para BESS

en la Costa Atlántica, mediante Inercia Sintética, siendo la forma de control más utilizada para

este tipo de dispositivos. En la Figura 33, se muestra el control, con un bloque de filtrado para

evitar oscilaciones del controlador:

de 97

Figura 33, Control de Frecuencia para BESS (Inercia Sintética)

En la Costa Atlántica se utilizan BESS distribuidos (Oasis 110 kV, Veinte de Julio 110 kV,

Sabanalarga) con estrategia de Inercia sintética (𝐻𝑠𝑦𝑛 = 2 𝑠𝑒𝑔), las bases de la inercia para cada

BESS se encuentran de acuerdo a la potencia nominal de cada una de las baterías (ítem 4.4.1).

En la Figura 34, se muestran las frecuencias resultantes en la Costa Atlántica, comparando tanto

frecuencia con BESS concentrados solo en Sabanalarga 500 kV, como distribuidos:

Figura 34, Variación de frecuencias en la Costa Atlántica, con control inercia sintética (𝐻𝑠𝑦𝑛 =

2 𝑠𝑒𝑔)

de 97

A partir de la Figura 34 se observa que usando BESS en lugares distribuidos, la frecuencia de

la Costa Atlántica cae hasta 59,46 Hz, sin actuación del EDAC; lo cual difiere al comportamiento

de colocar los 100 MW en Sabanalarga 500 kV. En la Figura 35, se muestra el comportamiento

de las potencias suministrada por los BESS en la Costa Atlántica:

Figura 35, Potencias BESS distribuidos con control inercia sintética (𝐻𝑠𝑦𝑛 = 2 𝑠𝑒𝑔)

Se concluye de la Figura 35, que mediante una estrategia de inercia sintética no se presentan

inconvenientes, logrando solucionar los problemas de frecuencia, por lo que ante pérdida

transitoria de parques PV, los BESS alcanzan su potencia pico en el mismo instante. Las potencias

máximas de BESS distribuidos son:

Sabanalarga 500 kV: 𝑃𝐵𝐸𝑆𝑆 = 39,4 𝑀𝑊.

Veinte de Julio 110 kV: 𝑃𝐵𝐸𝑆𝑆 = 19,5 𝑀𝑊.

Oasis 110 kV: 𝑃𝐵𝐸𝑆𝑆 = 39,4 𝑀𝑊.

Estos BESS solo controlan señal local de frecuencia, sin canal intercambio de señales entre ellos.

También se observa que en el caso de frecuencia el comportamiento de BESS concentrados en

Sabanalarga 500 kV, difiere al de BESS distribuidos en la Costa Atlántica, presentando

comportamientos diferentes y mostrando más coherencia el comportamiento mostrado

anteriormente.

de 97

4.4.3 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 para ubicaciones de BESS ante eventos de Contingencias N-1

A partir de los resultados obtenidos en el ítem 4.3, se mostrará los resultados obtenidos para uno

de los escenarios de generación-demanda más críticos, utilizando la mejor solución de BESS

obtenida (Ubicación 3 del ítem 4.3.7), reduciendo las capacidades de las baterías actuadas a 60

MW cada una y comparando su resultado obtenido en DigSILENT Power Factory 2017; esto se

hará realizando las contingencias más graves obtenidas en todas las corridas de AMPL+CPLEX,

las cuales fueron:

Tebsa-Unión 1 110 kV

Unión 110/34,5 kV

Oasis- Termoflores 110 kV

El Río 110/34,5 kV

Para verificar la efectividad de la ubicación de BESS con menor número de casos no factibles, se

hará mediante DigSILENT la verificación de sobrecargas en líneas ante contingencias N-1,

comparando su efectividad frente a otras ubicaciones como la de la UPME, XM y Quanta, en

donde se mostrará las contingencias más críticas identificadas por AMPL para el EscenarioGen 15

demanda P20. En la Tabla 45, se muestra las cargabilidades más altas con actuación de los BESS

en cada uno de las ubicaciones propuestas:

Tabla 45. Resultados de diferencia entre Batería Total respecto a las demandas de carga en las

ramas.

Contingencia Rama Afectada

Cargabilidad (%)

Ubicación 3

Ubicación

UPME Ubicación XM

Ubicación

Quanta


kV

Ríomar -

Silencio 1 34.5 104 139 198 198


kV

Silencio 1

110/34.5 89 107 137 137

Tebsa - Unión 1 110 kV

El Rio -

Magdalena 1

34.5 T2 76 135 164 164

El Rio 110/34,5 kV

Magdalena -

Unión 1 34.5 128 128 129 129

De la Tabla 45, se observa que efectivamente la Ubicación 3, ayuda a subsanar las sobrecargas de

las contingencias más críticas usando una capacidad total de 120 MW (en Unión 34,5 kV y Las

Flores 34,5 kV con 60 MW cada una), solucionando frente a las otras ubicaciones las sobrecargas

de estos elementos, comprobando que la solución encontrada por el modelo AMPL es la más

idónea.

de 97

5. Análisis de Resultados

Con los resultados obtenidos en el ítem 4.2, se puede evidenciar que con mayor instalación

de FNCER, especialmente de parques PV, se presentan riesgos en la red ante los dos siguientes

eventos:

Pérdida transitoria de parques PV por cruce de nubes.

Fallas y pérdida de circuitos 500 kV en la Costa Atlántica.

En el primer evento, se realizaron las simulaciones teniendo en cuenta soló la disponibilidad

de 2 plantas de generación térmica en la Costa Atlántica, se tomaron las plantas de Flores Gas y

Flores Vapor, ya que presentan los menores niveles de inercia y se podía despachar al mínimo,

como se muestra en la Tabla 46.

Tabla 46. Datos técnicos para Plantas Térmicas de la Costa Atlántica

Planta H[Seg] App.Pow[MVA] Sbase[MVA] H[Base 100

MVA]

Gen_Min

[MW]

Gen_Max

[MW]

Flores 1 Gas 5,84 133,33 100,00 7,78 44 108

Flores 1 Vapor 6,06 57,78 100,00 3,50 21 52

Tebsa Gas 220 1 6,87 140,00 100,00 9,62 50 92,2

Tebsa Vapor 1 5,93 194,90 100,00 11,56 0 165,22

Guajira 1 4,254 191,5 100 8,15 72 143

Candelaria 5,25 218 100 11,45 65 157

Proeléctrica 1,4 68,75 100 0,96 42 45

A partir de esta consideración y teniendo en cuenta que se despacharían en toda la Costa

Atlántica 2,450 MW de renovables, se pudo observar que ante la pérdida transitoria de 2 parques

PV (solo despachando 30% de su potencia máxima), se presentan problemas de frecuencia

causando activación del EDAC, por lo que se requieren la instalación de BESS tanto en

Sabanalarga como los de Oasis y Veinte Julio (aplicación distribuida), para evitar estos problemas.

Considerando la alternativa de incluir 2 plantas térmicas adicionales en la Costa Atlántica,

para no recurrir de los BESS, se realizaron simulaciones en el modelo AGC de Matlab para

observar su comportamiento en la frecuencia ante pérdida transitoria de centrales PV conectadas

en Sabanalarga 500 kV, esto se muestra en la Tabla 47.

Tabla 47. Resultados de frecuencia ante generación térmica adicional en la Costa Atlántica

Planta H[Base

100 MVA]

Despacho

(MW) 1/R [p,u,]

PV

despachada

(MW)

Caida PV

(MW) Frec (Hz)

Guajira 8,022 143 39,00 657 381,06 59,373

Tebsa_V+Tebsa_Gas 20,97 162 64,43 638 370,04 59,39

Candelaria 13,8 157 43,6 643 372,94 59,3724

Proeléctrica 0,952 45 14,18 755 437,9 59,3691

de 97

De la Tabla 47, se muestra los resultados obtenidos al incluir plantas adicionales para suplir

la generación PV de la Costa Atlántica, se puede apreciar que incluso con dos plantas de Tebsa,

no se daría solución a los problemas de estabilidad por frecuencia, en todos los casos se requiere

uso del EDAC, por lo que se evidencia el uso de los BESS para dar solución a estos problemas.

En este caso se tuvo en cuenta que las plantas de Flores despachan al mínimo, por lo que se

conservan los estatismos ya que se encargan de realizar la regulación primaria, mientras que las

otras plantas no pueden realizarla por estar despachadas al máximo.

Para el caso de pérdida de Fallas y pérdida de circuitos 500 kV en la Costa Atlántica, se pudo

observar que las centrales PV que tenían más desconexiones por sobretensión (exceden límites

HVRT), fueron las centrales PV interconectadas a Valledupar 220 kV, Fundación 220 kV y Copey

220 kV, evidenciando que se requiere de control externo de tensión (SVC o STATCOM), para

solucionar estos problemas e impedir su desconexión.

Además, se encontró que el caso más crítico era el de la línea Copey-Cuestecitas 500 kV,

como se aprecia en la Figura 36, en donde se observa que durante de falla los niveles de tensión

de las centrales PV, se salen de los límites HVRT, causando su disparo e inestabilidad del sistema,

a su vez, la potencia activa suministrada por las PV tiene una oscilación severa para este evento,

provocando salida de toda la generación PV.

Figura 36. Problemas de Estabilidad Falla Copey-Cuestecitas 500 kV

de 97

Para el caso de la aplicación de BESS para contingencias N-1 en el STR Atlántico, desarrollado

en el ítem 4.3, el escenario con menor número de casos no factibles y tamaños de BESS adecuados

fue la Ubicación 3 (ítem 4.3.7), teniendo el comportamiento más adecuado tanto para

contingencias en líneas como transformadores, como se muestra en la Tabla 48.

Tabla 48. Comparación de número de casos no factibles por ubicaciones, mediante Modelo

AMPL

Batería

Ubicación

UPME

(p.u.)

Ubicación

Quanta

(p.u.)

Ubicación

XM (p.u.)

Ubicación

1 (p.u.)

Ubicación

2 (p.u.)

Ubicación

3 (p.u.)

Ubicación 3

con 0,6 p.u

de baterías

Líneas 126 151 144 74 0 4 75

Transformadores 91 119 117 107 0 30 48

Casos no factibles 217 270 261 181 0 34 123

Realizando una disminución de la capacidad de baterías a 0,6 p.u en el escenario con menor

número de no factibilidades (ítem 4.3.7), se observan en AMPL+CPLEX 123 casos no factibles;

la batería de Las Flores 34,5 kV actúa para la mayoría de los casos, con máximo 0,6 p.u.; la batería

de Unión 34,5 kV solo actúa ante contingencias del transformador Unión 110/34,5 kV con máximo

0,6 p.u.; la ubicación de Ríomar 34,5 kV nunca se activó.

Se observa que, para todas las ubicaciones de BESS estudiadas, estas contingencias generan

sobrecargas a los siguientes elementos, causando que en algunos casos se presenten actuación de

esquemas ESPS:

El Río-Tebsa 110 kV

Oasis-Termoflores 110 kV

Flores 10 220/110 kV

Tebsa 220/110 kV

En la Tabla 49, se realiza el análisis de contingencias en DigSILENT Power Factory 2017, para

la ubicación presente de baterías (0,6 p.u. en Las Flores y Unión 34,5 kV), todas son para Escenario

de generación 15, demanda P07:

de 97

Tabla 49. Contingencias en DigSILENT Power Factory 2017, elementos con cargabilidad

mayor al 100%, baterías Las Flores y Unión 34,5 kV de 0,6 p.u.

Rama

Carga Sin

baterías

DigSILENT

[%]

Carga con

baterías

DigSILENT

[%]

Carga con

baterías

AMPL [%] Contingencia

Potencia del BESS

“Pbat” en [p.u]

El Rio - Tebsa 1 110 kV 138,38 101,58

No

converge

Tebsa - Unión

1 110 kV

Flores y Unión a 60

MW

El Rio - Magdalena 1

34,5 kV 126,95 50,38

No

converge

Tebsa - Unión

1 110 kV

El Rio - La Unión 1 34,5

kV 119,17 49,17

No

converge

Tebsa - Unión

1 110 kV

El Rio - Tebsa 1 110 kV 138,40 101,99 106

Unión 110/34,5

kV

Flores 0.58 y Unión 60

MW

Ríomar - Silencio 1 34,5

kV 129,00 98,19 100

Las Flores –

Termoflores I 1

110 kV Flores o Unión 20 MW

Ríomar - Silencio 2 34,5

kV 129,00 98,16 100

Las Flores –

Termoflores I 1

110 kV

El Rio - Tebsa 1 110 kV 101,20 96,91 104

Las Flores –

Termoflores I 1

110 kV

Como se observa de la Tabla 49, las fallas que generan mayor cargabilidad son las contingencias

de: El Rio - Tebsa 1 110 kV y Rio Mar - Silencio 34,5 kV; esto concuerda con los resultados que

reporta el modelo AMPL vía flujo DC.

Por otro lado, se evidencia que para tener una mejor solución ante contingencias N-1 en el STR

Atlántico y problemas de estabilidad por generación renovable, se requieren una capacidad total

de por lo menos 100 MW, para los dos tipos de aplicaciones. Cabe aclarar que las ubicaciones

encontradas, no tuvieron en cuenta la disponibilidad de espacio físico dentro de las S/E

recomendadas para su instalación, además de que ISA se encuentra realizando estudios adicionales

para realizar instalaciones de BESS tanto para el STR (110 kV) como el STN (220 kV ó 500 kV).

6. Alcances e Impactos del Trabajo de Pasantía

El desarrollo de esta pasantía en INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P, filial de ISA dedicada a la

construcción, operación y mantenimiento de redes de transmisión del SIN, tuvo como finalidad el

estudio de algunas aplicaciones de BESS, siendo un tema de vital importancia ante la integración

de diferentes FNCER al SIN, buscando alternativas para solucionar problemas en red de

transmisión de la Costa Atlántica, garantizando una operación, confiable, segura y flexible del

SIN.

Se logró explorar y estudiar el comportamiento dinámico del STN ante diferentes situaciones

como: la entrada de generación PV en el Atlántico y eólica en el GCM, problemas de sobrecarga

a la red ante contingencias N-1, obteniendo resultados para que ISA genere diferentes propuestas

ante la UPME, referentes a especificaciones técnicas que definan los requerimientos mínimos para

de 97

el uso de tecnologías de almacenamiento de energía, al igual que dar recomendaciones ante

requerimientos para la conexión de fuentes no síncronas al SIN.

También, esta producción académica representa para la Universidad Distrital Francisco José de

Caldas, un estudio más actualizado ante los requerimientos del SIN, el cual será de vital

importancia ante temas regulatorios en la implementación de generación renovable y sistemas de

almacenamiento de energía en Colombia, ya que se considera escenarios con mayor oportunidad

de conexión de FNCER a gran escala. De esta forma, en la Figura 37 se muestran algunas

sugerencias para explorar determinados aspectos en el uso de BESS, buscando encontrar mayor

cantidad de aplicaciones y mediante estudios eléctricos, elaborar propuestas de especificaciones

técnicas para tener integración con centrales eólicas y PV.

Figura 37. Sugerencias para investigación de integración de BESS en Colombia

7. Evaluación y Cumplimiento de los Objetivos

Al finalizar el proceso de pasantía en INTERCOLOMBIA S.A E.S.P, filial de ISA, se cumplieron

a cabalidad los objetivos propuestos desde el inicio, cada uno de ellos desarrollados en distintas

actividades, que unificando cada uno de estos componentes, establecieron una metodología para

determinar los estudios de diferentes aplicaciones de BESS para las redes de transmisión del SIN,

considerando tanto generación renovable (PV y eólica) como los proyectos de expansión hasta el

año 2023, en la Figura 38, se muestra un diagrama que expone esta metodología:

• Protecciones

• Sistemas de Control

• Solución Integrada (Baterías, Eléctronica

de Potencia, Transformadores, etc)

•Requisitos de Conexión

• Servicios a prestar

•AGC, arbitraje energético y flexible

rampage

• Integración con Renovables

• Subtranmisión

•Comparación de costos frente a otras

soluciones en la red (CAPEX, OPEX)

• Precio de venta de energia para la red

•Ubicación e Instalación

Estudios económicos

Aplicaciones factibles en Colombia

Especificaciones Técnicas

Planeación Operativa

de 97

Figura 38. Evaluación y cumplimiento de los Objetivos de la pasantía

de 97

8. Conclusiones

8.1 Aplicación Transmission Capacity Release ante contingencias N-1 STR Atlántico

Se documentaron los resultados de análisis para la conexión de baterías en el Atlántico:

Acerca del modelo AMPL+CPLEX desarrollado:

Se desarrolló y comparó con DigSILENT Power Factory 2017 (flujo AC), un modelo de

optimización AMPL+CPLEX, basado en flujos DC; los resultados del modelo

AMPL+CPLEX concuerdan con los resultados eléctricos de DigSILENT Power

Factory 2017 (flujo AC).

Este simula uno a uno: escenarios de generación, escenarios de demanda, contingencias de

red; en cada combinación mediante flujo de carga DC, evaluando si se provocan violaciones

del límite de emergencia para flujo en las ramas; una combinación generación-demanda-

contingencia (“caso”) es “no factible”, si uno o más límites de emergencia son violados.

Las baterías se mantienen en flotación, solo entregan potencia en contingencias;

soluciones que requieran varias baterías, precisan de un sistema de control que identifique

la contingencia, y despache las baterías para remediar las sobrecargas de red.

Se evalúan alternativas fijas de ubicación de baterías; el modelo minimiza la potencia (MW)

inyectada por las baterías, en cada contingencia.

La energía para especificar las baterías (MW*hora), se supone es la requerida para entregar

la potencia anterior mientras se toma una acción operativa (e.g. redespacho de generación),

y solucionar la contingencia de red.

Se supone baterías precargadas adecuadamente (no hay restricciones de carga de

baterías).

No se ha considerado viabilidades físicas (espacio) en las subestaciones.

No se evalúa indisponibilidad de baterías.

Acerca de la información utilizada:

Se analiza el año 2019, con toda la expansión UPME presupuestada para STN y STR.

Se evalúan contingencias y cargabilidades de STN y STR; 12 contingencias de STN y 48

contingencias de STR; no se consideran líneas radiales ni transformadores para conexión

de generación.

Se simulan 1.800 casos (quince escenarios de generación, dos escenarios de demandas

máxima y mínima, sesenta contingencias), esto para cada alternativa en ubicación de

baterías. Cada alternativa podrá tener hasta 1.800 casos no factibles.

Acerca de los resultados:

A pesar de utilizar expansión UPME vigente para STN y STR, sin baterías en Atlántico se

mantienen 325 casos no factibles (de 1.800 en total); la opción de baterías UPME sin ESPS

de 97

redujo este número a 217 casos (de 1.800 en total). Estos casos analizados no consideran

la entrada futura del proyecto El Rio 220 kV

Las opciones de baterías que soluciona sin ESPS todos los casos no factibles, requiere al

menos 344 MW en cuatro baterías: Flores 34,5 kV y Centro 110 kV, (capacidad de 100

MW cada una), Río Mar 34,5 kV (91 MW) y Unión 34,5 kV (53 MW).

El escenario con menor número de no factibilidades con BESS fue el de la Ubicación 3,

con activación de las baterías en Las Flores 34,5 kV (1 p.u.) y Unión 34,5 kV (1 p.u), (véase

la Tabla 43); esta combinación logra reducir a 34 casos no factibles (de 1.800 en total).

La carga de una batería en Las Flores se debe hacerse a tasa de carga muy lenta (MW),

para no colapsar la red del Atlántico en ese punto.

Con DigSILENT Power Factory 2017 se verificó la opción de ubicar dos baterías de 0,6

p.u., en las Flores 34,5 kV y Unión 34,5 kV (120 MW); esta solución presenta 123 casos

no factibles (de 1.800 en total, ítem 4.3.7).

8.2 Aplicación Spinning Reserve para problemas de Estabilidad con FNCER en Atlántico y GCM

Se elaboraron estudios eléctricos, para la instalación en 2023 de hasta 1.250 MW de

aerogeneradores en Guajira y 1.200 MW de PV (Sabanalarga y Valledupar), mínima inercia del

SEIN. Los parques PV en Sabanalarga suman 800 MW.

En escenario 2023, la demanda en la Costa Atlántica es 2.683 MW, penetración de generación no

convencional del 94% para la Costa Atlántica y 25% para el SIN. El intercambio Interior a la Costa

Atlántica es 90 MW.

Para elaborar las simulaciones los supuestos técnicos considerados son:

Centrales convencionales, se limita tasa para toma de carga (MW/min), a la reportada en

PARATEC

Las plantas térmicas de la Costa Atlántica operan a su mínimo técnico.

Al AGC se limita a su asignación actual de 290 MW para demanda P12 (12 P.M); solo

tiene como señal de entrada la frecuencia SIN (no el intercambio).

Las plantas PV y aerogeneradores a plena producción, incrementan potencia para regular

frecuencia del SIN, solo pueden reducir.

Las plantas PV pueden cambiar en pocos ciclos (100 ms) la potencia inyectada; a los

aerogeneradores les toma unos 50 segundos, movimiento de palas para reducir potencia al

mínimo.

Las plantas PV permiten reconexión rápida bajo ciertas condiciones de tensión y

frecuencia. Los aerogeneradores requieren minutos para reconexión.

El sistema BESS probado, solo mide frecuencia de la Costa Atlántica como señal de

control, y puede entregar o adsorber energía de la red.

No hay aporte de inercia del Ecuador.

de 97

Se simularos dos tipos de eventos:

Pérdida transitoria parques PV (3x156 MW) por cruce de nubes.

Fallas y pérdida de circuitos 500 kV en la Costa Atlántica.

Con los anteriores considerandos, los estudios concluyen para la perdida transitoria de parques

PV:

El cubrimiento del parque por nubes, es de mayor impacto para la regulación de frecuencia,

por sobre puestas de sol después de las 6 PM.

Aerogeneradores Full Converter no aportan inercia, los DFIG si pueden realizar aporte.

Pero con ambas tecnologías de aerogeneradores, la pérdida de 3x156 MW en PV activa el

EDAC. Se requieren medidas de mejora de inercia (condensador sincrónico, volante de

inercia, BESS, etc.).

Una alternativa para resolver los efectos de perdida de inercia es instalar BESS con control

proporcional o de inercia sintética (2 segundos 100 MVA) en la Costa Atlántica. Se siguiere

completar 100 MW en BESS.

Sería posible complementar los BESS planteados para el STR del Atlántico (XM planteó

60 MW repartidos entre Oasis 110 kV y Veinte de Julio 110 kV), con BESS adicional en

Sabana (40 MW) que complete 100 MW en la Costa Atlántica. Los BESS anteriores, basta

que operen solo con la señal local de frecuencia, no requieren intercambio de señales.

Los BESS anteriores, basta que operen solo con la señal local de frecuencia; sin embargo,

la regulación permanente de frecuencia, menoscaba la vida útil de baterías, por lo cual

bandas muertas o señales adicionales de coordinación y control pueden ser requeridas para

evitar desgate excesivo de los BESS.

Con los anteriores considerandos, los estudios concluyen para las fallas en la red de 500 kV (Fault-

Ride Throught FRT):

Aun controlando tensión en las PV, se pueden perder 450 MW de renovables (Fundación,

Copey, Valledupar), ante eventos como Chinú-Copey 500 kV. GCM requiere control de

tensión adicional en estos nodos para evitar sobretensiones en fallas, mediante la

instalación de SVC o STATCOM.

9. Recomendaciones

No se posee información relacionada a especificaciones técnicas de BESS en aspectos

eléctricos de sus baterías (Rangos de funcionamiento, ciclos de vida, tasas de descarga,

etc.). Se recomienda realizar un estudio más detallado frente a otros tipos de aplicaciones

para su implementación en Colombia, especialmente para Regulación de Frecuencia.

Los estudios realizados para la aplicación Transmission Capacity Release, no tuvieron en

cuenta el sitio de instalación de los BESS y la disponibilidad de espacio dentro de las S/E.

de 97

Se recomienda realizar estudios adicionales para encontrar otras ubicaciones a nivel

nacional, en las cuales se puedan disponer del servicio de almacenamiento de energía.

Adicionalmente, los estudios realizados para la aplicación Spinning Reserve, consideraron

instalación de grandes centrales PV a gran escala en cuatro subestaciones del STN; se

recomienda realizar estudios de estabilidad, referentes a generación distribuida con parques

PV y múltiples sitios de instalación (industrias, comercios, residencial) de gran

penetración, para observa su impacto en el desarrollo futuro del STN.

Otro aspecto importante a considerar es realizar estudios más detallados relacionado a la

aplicación Transmission Capacity Release, mediante la realización de programas de

optimización no lineal considerando más variables (Flujo AC, considerando más

restricciones de generación e inclusión de FNCER en unidades de generación) para

determinar tanto los tamaños de BESS como sus lugares de instalación, ya que no en todas

las subestaciones de 110 kV del STR Atlántico, se disponen de espacios para realizar el

montaje de estos dispositivos.

de 97

10. Referencias

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[38] INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P., «GO-DO 1192,ESTUDIO ELÉCTRICO DE BATERÍAS ATLÁNTICO,» Dirección Operación, Medellin, 2017.

[39] XM, Filial de ISA, «Informe CND Dirigido al Consejo Nacional de Operación Documento XM-CND-25,» 8 Junio 2017. [En línea]. Available: https://www.cno.org.co/sites/default/files/archivosAdjuntos/xm-cno-2017-06-08.pdf. [Último acceso: 21 Agosto 2017].