cuantificación de los impactos técnicos de la
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
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Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2010
Cuantificación de los impactos técnicos de la implementación de Cuantificación de los impactos técnicos de la implementación de
unidades de generación distribuida para las redes de baja tensión unidades de generación distribuida para las redes de baja tensión
en zonas rurales en zonas rurales
Anderson Johe Ríos Gutiérrez Universidad de La Salle, Bogotá
Jair Andrés Rivera Mariño Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Ríos Gutiérrez, A. J., & Rivera Mariño, J. A. (2010). Cuantificación de los impactos técnicos de la implementación de unidades de generación distribuida para las redes de baja tensión en zonas rurales. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/529
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FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE CUANTIFICACIÓN DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DE
UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA PARA LAS REDES DE BAJA TENSIÓN EN ZONAS RURALES.
ANDERSON JOHE RIOS GUTIÉRREZ
JAIR ANDRES RIVERA MARIÑO
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C. 2010
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CUANTIFICACIÓN DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA PARA
LAS REDES DE BAJA TENSIÓN EN ZONAS RURALES.
ANDERSON JOHE RIOS GUTIÉRREZ
JAIR ANDRES RIVERA MARIÑO
Trabajo Final de Grado para optar por el título de Ingeniero Electricista
Director: LUIS HERNANDO CORREA
Ingeniero Electricista
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BOGOTÁ D.C. 2010
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NOTA DE ACEPTACIÓN
______________________________ ______________________________ ______________________________ ______________________________ ______________________________ ______________________________
______________________________ Firma Director del Proyecto
______________________________
Firma del Jurado
______________________________ Firma del Jurado
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TABLA DE CONTENIDO
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GLOSARIO XII SIGLAS XIII INTRODUCCIÓN XV 1. RESUMEN ANALÍTICO XVII
2. GENERACIÓN DISTRIBUIDA 2.1 VENTAJAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 1 2.2 INCONVENIENTES DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 4 2.3 PANORAMA ACTUAL DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 6 2.3.1 Generación programable distribuida (s-dist) 6 2.3.2 Generación variable distribuida (v-dist) 7 3. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA 3.1 MICROTURBINAS 9 3.1.1 Costo de las microturbinas 12 3.2 MOTORES RECIPROCANTES 12 3.2.1 Costo de los motores reciprocantes 13 3.3 DIFERENCIA ENTRE TECNOLOGÍAS GD 13 4. GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA 4.1 REGLAMENTACIÓN: LEYES Y RESOLUCIONES 16
4.2 INVESTIGACIONES TÉCNICAS COLOMBIANAS 17
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5. METODOLOGÍA TRADICIONAL 21
6. PLANTEAMIENTO DE LA METODOLOGÍA 27 6.1 IDENTIFICACIÓN DE ZONAS 27
6.2 METODOLOGÍA PLANTEADA 27
7. CIRCUITO DE ANÁLISIS 29 7.1 CARACTERÍSTICAS 29
7.2 LONGITUDES 30
7.3 TRANSFORMADORES 32
7.4 UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA (GD) 33
7.4.1 Microturbina a gas (gt) 34
7.4.2 Generador diesel 35
8 COMPARACIÓN DE TECNOLOGÍAS 36 8.1 MICROTURBINA A GAS (GT) 36
8.2 GENERADOR DIESEL 37
9 RESULTADOS 39 9.1 ANÁLISIS PERFIL DE TENSIÓN 40 9.2 ANÁLISIS BAJA TENSIÓN 52 9.2.1 Relación entre caso base y nodos baja tensión 56 9.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS 58 9.3.1 Análisis de pérdidas en cada zona 62
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9.4 DESARROLLO METODOLOGÍA TRADICIONAL 68 9.5 ANÁLISIS PERFIL DE TENSIÓN 70 9.6 RESULTADO PÉRDIDAS METODOLOGÍA TRADICIONAL 74
9.6.1 Análisis para un nivel de penetración del 25% 75 9.6.2 Análisis para un nivel de penetración del 50% 76 9.6.3 Análisis para un nivel de penetración del 75% 77 9.6.4 Análisis para un nivel de penetración del 100% 78 9.6.5 Análisis para un nivel de penetración del 130 % 79
9.7 CUADRO DE CARACTERÍSTICAS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE
ZONIFICACION DEL SISTEMA 81
10 COMPARACIÓN DE RESULTADOS 84
10.1 PERFIL DE TENSIÓN 84
10.2 PÉRDIDAS EN EL SISTEMA 85
11 NORMA IEEE 1547-2003 PARA LA INTERCONEXIÓN DE FUENTES
DISTRIBUIDAS CON SISTEMAS DE POTENCIA ELÉCTRICA 89
11.1 LIMITACIONES DE LA NORMA IEEE 1547-2003 91
11.2 ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS TÉCNICOS PARA LA
INTERCONEXIÓN 91
11.2.1 Requerimientos generales 91
11.2.2 Respuesta del sistema de potencia ante condiciones anormales 92
11.2.3 Calidad de potencia 92
11.3 ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS DE PRUEBA EN LA INTERCONEXIÓN
92
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12 CONCLUSIONES 93
13 RECOMENDACIONES 95
BIBLIOGRAFÍA 96
ANEXOS 100
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LISTA DE TABLAS
pág.
Tabla 1 Características de diferentes tecnologías GD 14
Tabla 2 Características eléctricas del circuito de prueba FO-32 28
Tabla 3 Resumen de los resultados por ETAP para el caso base (circuito FO-32) 28
Tabla 4 Longitudes líneas (circuito FO -32) 29
Tabla 5 Lista de transformadores T4 a T30 (circuito FO-32) 32
Tabla 6 Lista de transformadores T31 a T54 (circuito FO -32) 32
Tabla 7 Parámetros diagrama de bloques microturbina de gas 33
Tabla 8. Parámetros diagrama de bloques generador diesel 34
Tabla 9. Magnitudes iníciales de los nodos cabecera (caso base) 40
Tabla 10. Características de los nodos referentes a zona 1 40
Tabla 11. Características de los nodos referentes a zona 2 40
Tabla 12. Características de los nodos referentes a zona 3 41
Tabla 13 Características de los nodos referentes a zona 4. 41
Tabla 14.Características de los nodos referentes a zona 5 41
Tabla 15.Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 1 44
Tabla 16.Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 2 45
Tabla 17.Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 3 46
Tabla 18.Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 4 47
Tabla 19.Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 5 47
Tabla 20.Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración 49
Tabla 21 Resumen general GD tamaño unidades gd para diferentes niveles de
penetración 49
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Tabla 22 Resultado general para cada zona, perfil de tensión en % 50
Tabla 23 Diferencia en porcentaje con respecto a caso base, perfil de tensión en % 51
Tabla 24 Valores en porcentaje con respecto a la tensión nominal de baja tensión (220 V)
53
Tabla 25. Valores de tensión para nodos de análisis 54
Tabla 26 Nodos de baja tensión con peor condición inicial 55
Tabla 27 Nodos de baja tensión con mejor condición inicial 55
Tabla 28 Magnitud de tensión para nodos con peor condición inicial 56
Tabla 29 Magnitud de tensión para nodos con mejor condición inicial 56
Tabla 30 Magnitud en porcentaje con respecto a caso base para nodos con peor
condición inicial 57
Tabla 31 Magnitud en porcentaje con respecto a caso base para nodos con mejor
condición inicial 57
Tabla 32 Pérdidas iníciales de línea (caso base) 59
Tabla 33 Pérdidas iníciales de los transformadores (caso base) 60
Tabla 34 Pérdidas para cada nivel de penetración 61
Tabla 35 Cuadro comparativo de pérdidas kW-kVAr comparación caso base en
porcentaje 62
Tabla 36 Pérdidas activas de líneas y transformadores en la zona 1 63
Tabla 37 Pérdidas reactivas de líneas y transformadores en la zona 64
Tabla 38 Líneas con mayor disminución en pérdidas activas a diferentes niveles de
penetración 65
Tabla 39 Líneas con mayor disminución en pérdidas activas a diferentes niveles de
penetración 66
Tabla 40 Participación de las unidades GD al sistema, para cada nivel de penetración, en
%. 69
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Tabla 41 Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración utilizando la
demanda total del sistema 70
Tabla 42 Comportamiento nodos de referencia al 25 % 71
Tabla 43 Comportamiento nodos de referencia al 50 % 72
Tabla 44 Comportamiento nodos de referencia al 75 % 72
Tabla 45 Comportamiento nodos de referencia al 100 % 73
Tabla 46 Comportamiento nodos de referencia al 130 % 73
Tabla 47 Pérdidas para 25% en nivel de penetración 75
Tabla 48 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 25% de nivel de penetración en
%. 75
Tabla 49 Pérdidas para 50% en nivel de penetración 76
Tabla 50 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 50% de nivel de penetración en
% 76
Tabla 51 Pérdidas para 75% en nivel de penetración 77
Tabla 52 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 75% de nivel de penetración en
% 77
Tabla 53 Pérdidas para 100% en nivel de penetración 78
Tabla 54. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 100% de nivel de penetración
en % 78
Tabla 55 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 130% de nivel de penetración
en %. 74
Tabla 56 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 130% de N.P. en % 79
Tabla 57 Estimación de pérdidas en zona 1 85
Tabla 58 Estimación de pérdidas en zona 2 85
Tabla 59 Estimación de pérdidas en zona 3 86
Tabla 60 Estimación de pérdidas en zona 4 87
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Tabla 61 Estimación de pérdidas en zona 5 87
Tabla 62 Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de
simulación, nodos 004 a 106 101
Tabla 63. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de
simulación, nodo 107 a nodo55 102
Tabla 64. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodo 56 a nodo 77 104
Tabla 65. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de
simulación, nodo 78 a s4698 105
Tabla 66. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación, nodo 004 a nodo 106 107
Tabla 67. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para
cada escenario de simulación, nodo 107 a nodo 55 108
Tabla 68. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para
cada escenario de simulación, nodo 56 a nodo 77 110
Tabla 69. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para
cada escenario de simulación, nodo 78 a S4698 111
Tabla 70 Pérdidas generales para todos los transformadores en cada escenario de
simulación 113
Tabla 71 Pérdidas generales por línea en cada escenario de simulación 115
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LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1 Circuito de apertura y cierre denominado (pcc) 11
Figura 2 Pérdidas en kW con GD y sin GD para Bogotá 18
Figura 3 Pérdidas en kW con GD y sin GD para el Valle 19
Figura 4 Pérdidas en kW con GD y sin GD para Cerromatoso 19
Figura 5 Estructura en disposición triangular CODENSA 31
Figura 6 Despliegue mostrado en ETAP para la configuración y espaciamiento entre
conductores 31
Figura 7 Despliegue mostrado en ETAP para la definición de los parámetros de los
transformadores de distribución 32
Figura 8 Configuración de esquema de control para microturbina de gas 34
Figura 9 Configuración del esquema de control para generador diesel 35
Figura 10 Configuración esquema de control para micro-turbina de gas (gt) con valores
de muestra 36
Figura 11 Curva de salida esquema de control para micro-turbina de gas (gt) W vs t(s) 37
Figura 12 Configuración esquema de control para generador diesel con valores de
muestra 38
Figura 13 Curva de salida esquema de control para generador diesel W vs t(s) 38
Figura 14 Identificación nodos cabecera circuito FO-32 40
Figura 15 Identificación primera zona 44
Figura 16 Identificación segunda zona 45
Figura 17 Identificación tercera zona 46
Figura 18 Identificación cuarta zona 47
Figura 19 Identificación quinta zona 48
Figura 20 Curva del perfil de tensión con 5 unidades gd 53
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Figura 21 Comportamiento inicial vs. peor condición inicial 59
Figura 22 Valores de tensión para los nodos en baja tensión 59
Figura 23 Curva comparativa de reducción de perdidas activas y reactivas con respecto al
caso base 63
Figura 24 Comportamiento de las pérdidas activas en la zona 1 a diferentes niveles de
penetración 64
Figura 25 Comportamiento de las pérdidas reactivas en la zona 1 a diferentes niveles de
penetración 65
Figura 26 Comportamiento de las pérdidas activas en las líneas con mayor disminución de pérdidas, a diferentes niveles de penetración 67
Figura 27 Comportamiento de las pérdidas reactivas en las líneas con mayor disminución de pérdidas a diferentes niveles de penetración 68
Figura 28 Metodología aplicada para cuantificar el perfil de tensión para los diferentes
niveles de penetración 72
Figura 29 Metodología aplicada para cuantificar las pérdidas debido a las unidades GD 75
Figura 30 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 25% de Nivel de penetración
77
Figura 31 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 50% de Nivel de penetración
78
Figura 32 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 75% de Nivel de penetración
79
Figura 33 Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 100% de Nivel de penetración
80
Figura 34 Comparación de resultados al 130% de la carga total del sistema con respecto
al caso base 81
Figura 35 Pérdidas en el sistema debido a la instalación de unidades de generación
distribuida a un nivel de penetración del 130% 82
Figura 36 Comparación de resultados perfiles de tensión en porcentaje de la tensión nominal 85
Figura 37 Comparación pérdidas zona 1 86
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Figura 38 Comparación pérdidas zona 2 87
Figura 39 Comparación pérdidas zona 3 87
Figura 40 Comparación pérdidas zona 4 88
Figura 41 Comparación pérdidas zona 5 88
Figura 42 Esquema de instalación de unidades DG 91
Figura 43 Esquema de interconexión para unidades de generación distribuida 92
ANEXOS
Anexo 1 Plano general del circuito de prueba FO-32 de la ciudad de Bogotá D.C. 101
Anexo 2 Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de
simulación 102
Anexo 3 Aumento , en porcentaje , del perfil de tensión con respecto al caso base para
cada escenario de simulación 108
Anexo 4 Pérdidas generales para todos los transformadores en cada escenario de
simulación 114
Anexo 5 Listado general de proveedores de generación distribuida 118
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GLOSARIO
Generación Distribuida (GD): Producción de energía eléctrica a pequeña escala, cerca del lugar de consumo. DR: Recursos distribuidos. Fuente de energía eléctrica que no está directamente conectada a un sistema de transmisión. Carga base: Se utiliza para generar energía eléctrica en forma continua; opera en paralelo con la red de distribución; puede tomar o vender parte de la energía y usa la red para respaldo y mantenimiento. Proporcionar carga en punta: Se utiliza para suministrar la energía eléctrica en períodos punta, con lo que disminuye la demanda máxima del consumidor ya que el costo de la energía en este período es el más alto. Planta menor: Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad efectiva menor a 20 MW. Se condiciona la comercialización de su energía si es mayor o menor a 10 MW. (Resol. CREG 086 de 1996, artículos 1 y 3) Cogeneración: Es el proceso mediante el cual a partir de una misma fuente energética se produce en forma combinada energía térmica y eléctrica, en procesos productivos industriales y/o comerciales para el consumo propio o de terceros y cuyos excedentes pueden ser vendidos o entregados en la red. Se definen 2 clases de cogeneradores según el tipo de oferta que hagan en sus excedentes de energía. Autogenerador: Es aquella persona natural o jurídica que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y puede o no, ser el propietario del sistema de generación. Cogenerador: Es aquella persona natural o jurídica que produce energía utilizando un proceso de Cogeneración y que puede o no, ser el propietario del sistema de Cogeneración. Energía Excedente sin Garantía de Potencia: Es la energía producida por el Cogenerador que no tiene asociada una potencia constante y es la energía resultante de las fluctuaciones del consumo propio (Res. CREG 107/1998).
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CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas, organizada como unidad administrativa especial del ministerio de minas y energía, según lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994 y 21 de la Ley 143 de 1994. Recursos de Energía Distribuida (DER): una variedad de pequeñas tecnologías modulares generadoras de energía que se pueden combinar con sistemas de administración y almacenamiento de energía y que se utilizan para mejorar el funcionamiento del sistema de suministro de electricidad ya sea que esas tecnologías estén conectadas o no a una red eléctrica.
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SIGLAS
GD: Generación distribuida PCH: Pequeña central hidroeléctrica CHP: Heat and power combined IEEE: Institute of electrical and electronics engineer (Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos de Estados Unidos) SDL: Sistema de distribución local CREG: Comisión de regulación de energía y gas ZNI: Zonas no interconectadas UPME: Unidad de planeación minero energética EPRI: Electric Power Research Institute. California, EEUU CIGRE: Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos. París, Francia OFGEM: The Office of Gas and Electricity Markets (Organización Européa) SIN: Sistema Interconectado Nacional NREC: Northern Research and Engineering Corporation (Fabricante microturbinas de Woburn, Massachusetts) GEI: Gases de efecto de invernadero AOM: Administración, operación y mantenimiento N.P.: Nivel de penetración
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INTRODUCCIÓN
La generación distribuida (GD) está relacionado con el uso de pequeñas unidades generadoras instaladas en puntos estratégicos en el sistema eléctrico de distribución y, principalmente, cerca de los centros de carga. Las tecnologías aplicadas en la generación distribuida comprenden las pequeñas turbinas de gas, microturbinas, celdas de combustible, energía eólica y solar, etc. La generación distribuida puede ser utilizada en forma aislada (el suministro de la demanda local del consumidor), o de forma integrada, para abastecer de energía al resto del sistema eléctrico. En los sistemas de distribución, la GD puede proporcionar beneficios para los consumidores, así como para las empresas de servicios públicos, especialmente en lugares donde la generación de la central no es factible o cuando existen deficiencias en el sistema de transmisión. La planificación del sistema eléctrico con la presencia de la generación distribuida requiere la definición de varios factores, tales como: la mejor tecnología que se utilizará, el número y la capacidad de las unidades, la mejor ubicación, la mejor forma de interconexión a la red, con lo cual se desencadenan una serie de impactos a evaluar, que se presentan en el sistema, como; pérdidas eléctricas, el perfil de tensión, la fiabilidad, presencia de armónicos, etc. La selección de los mejores lugares para la instalación y el tamaño de las unidades de la generación distribuida en grandes sistemas de distribución es un complejo problema de optimización para la red de distribución. Este proyecto Busca identificar una metodología para cuantificar el impacto de la Interconexión de unidades de generación distribuida a la red. Los aspectos que se evaluarán tienen que ver esencialmente con la calidad de la energía eléctrica mediante la inclusión de unidades GD como: microturbinas o motores reciprocantes. El en capitulo 1 se presenta la importancia de la generación distribuida además de los aportes de esta investigación en el sistema eléctrico. En los capítulos 2 y 3 se muestra las ventajas e inconvenientes que conlleva la instalación de unidades de generación distribuida además de los diferentes tipos de tecnología que se utilizan para este tipo de generación. En el capítulo 4 se presentan las reglamentaciones e investigaciones que han sido desarrolladas en la república de Colombia con respecto a la generación distribuida
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En los capítulos 5 y 6 se muestra el desarrollo de las metodologías, tanto tradicional como de zonificación del sistema, para la cuantificación de pérdidas y perfiles de tensión en un sistema de potencia. En el capítulo 7 se presentan las características eléctricas del circuito de análisis, al cual se aplicará la metodología planteada en el capítulo 6. En el capítulo 8 se muestra la comparación técnica entre las dos tecnologías de generación distribuida aplicadas a este trabajo, microturbina de gas y motores reciprocantes. Las simulaciones fueron realizadas en SIMULINK. En los capítulos 9 y 10 se presentan los resultados de la metodología planteada para la cuantificación de pérdidas y perfiles de tensión en el circuito de análisis. En la parte final, en el capítulo 11 se muestran los aspectos más relevantes de la norma IEEE 1547-2003 que tiene que ver con la interconexión de unidades de generación distribuida a sistema eléctrico de potencia. Las conclusiones más importantes tienen que ver con el significativo descenso en las pérdidas de línea que percibe el sistema eléctrico y el aumento del perfil de tensión tanto para baja como para alta tensión. Estos dos aspectos contribuyen de manera importante en la calidad energía que perciben los usuarios lo cual se ve traducido en ahorro de dinero.
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1 RESUMEN ANALÍTICO
La generación distribuida (GD) es una tecnología que permite producir, almacenar y administrar la energía en el mismo lugar de consumo. Debido a que la GD se está desarrollando cada vez más y su uso se ha ido incrementando, es importante analizar aspectos acerca de la influencia que puede presentar dentro de un sistema eléctrico, como lo son sus costos de instalación y producción, la regulación actual y la viabilidad de proyectos en un determinado periodo. El aporte de este trabajo de grado es el de analizar y cuantificar los impactos de la implementación de unidades de generación distribuida para redes de baja tensión haciendo relevancia en el mejoramiento de los perfiles de tensión y reducción de pérdidas.
Esta investigación pretende identificar y cuantificar los impactos mencionados, con una serie de simulaciones mediante ayudas computacionales en Etap Power Station VERSION 4.0., a partir de generación con microturbinas a gas y motores reciprocantes en redes de baja tensión en zonas rurales.
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2 GENERACIÓN DISTRIBUIDA
En realidad no existe una definición única y común acerca del concepto de generación distribuida y muchos autores manejan diferentes esquemas, así como varios intervalos de trabajo, para caracterizar servicios que pueden caer en el margen de la generación distribuida (GD). Es así como en [1]definen generación distribuida como el proceso de producción (ó generación) y distribución de energía eléctrica a pequeña o mediana escala (desde los cientos de kW hasta los 10 MW), con una cercanía a los centros finales de consumo y con posibilidad de interactuar con las redes de interconexión eléctrica. En [2] el concepto de GD interconectado a la red es el de plantas de propiedad de las empresas eléctricas, o de productores independientes que se auto abastecen y/o venden energía a la empresa, instaladas de manera dispersa, preferentemente cerca de cargas importantes; en las salidas de las Subestaciones eléctricas para "aplanar" las curvas de demanda y reducir su necesidad de incrementar la capacidad; o en las líneas de distribución muy largas, donde la inclusión de un sistema de GD en puntos finales de la línea mejora la tensión en el circuito además de inyectarle energía retrasando inversión en las unidades de transformación. En [3] Generación Distribuida (GD) es la expresión comúnmente usada para nombrar la generación de energía eléctrica realizada próxima a los consumidores. La GD es un concepto que aborda muchas tecnologías y aplicaciones y por tanto, aún no existe un consenso respecto a su definición. Es común encontrar en la literatura especializada términos como “generación dispersa” o “generación descentralizada”, estos términos son intercambiables y hacen referencia al mismo concepto. Y en [4] definen generación distribuida como la utilización de pequeños generadores con capacidades de 15 a 25,000 kW para alimentar cargas que se encuentran localizadas cerca de los puntos de consumo. En EE.UU. y Europa la GD se ha convertido en una solución viable técnica y económicamente para el consumidor porque mejora la confiabilidad del suministro convirtiéndose en una alternativa importante dentro del concepto de electricidad segura. En la mayoría de estos países la GD participa con el 10% de la capacidad instalada e incluso en países como Holanda y Dinamarca, la GD ha llegado a ocupar un 30 ó 40% de la capacidad total instalada. Por ejemplo, en Austria el 78% de su generación para el año 2010 se basará en fuentes de energía renovable.
2.1 VENTAJAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA Se han adelantado muchas investigaciones a nivel internacional relacionadas con el impacto técnico que tiene la instalación de unidades DG a la red. La GD ofrece soluciones de valor agregado a usuarios, compañías suministradoras de energía y operadores de redes de distribución, por medio de sistemas de generación en sitio y conectados a la red, que proporcionan, entre otras, las siguientes ventajas [4]
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2
Reducción de pérdidas en las líneas de transmisión.
Fuentes de bajo costo para atender demandas durante periodos de precio pico.
Mejoras en la calidad de la energía eléctrica (forma de onda de voltaje, frecuencia, estabilidad de la tensión, suministro de potencia reactiva y corrección del factor de potencia).
Fuentes de alta confiabilidad para sistemas o usuarios sensibles a los que no se puede interrumpir el suministro de energía.
Reducción de emisiones atmosféricas (tecnologías renovables).
Generación de respaldo al sistema o en caso de emergencia.
Mayor eficiencia mediante el aprovechamiento del calor producido para su utilización en calefacción, calentamiento de agua o procesos industriales (cogeneración).
Estos puntos pueden ser corroborados en innumerables investigaciones y trabajos que coinciden en los beneficios mencionados con la instalación de unidades de generación distribuida a la red. Es así como en [5] exponen las ventajas de la generación distribuida:
Aumento de Tensión
La potencia activa producida por los generadores distribuidos incrementa el voltaje en estado estable (steady-state) y la potencia activa producida o consumida por la unidad DG puede aumentar o reducir los aumentos de voltaje dependiendo del tipo de tecnología DG que se utilice El valor del pico de voltaje ΔU en el punto de conexión de la unidad DG, es aproximadamente igual a:
(1)
Donde
dgdgQP
,= Potencia activa y reactiva en la generación
LjLjQP
,= Potencia activa y reactiva de la carga
U =Voltaje de línea, en el punto de conexión DG
ijijijjXRZ = impedancia entre la subestación principal y el punto de conexión
DG.
En [6] se expone que la generación distribuida tiene mucho potencial para mejorar el rendimiento de los sistemas de distribución, con lo cual la práctica de
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3
este tipo de generación debe ser más estudiada e investigada. Sin embargo, los sistemas de distribución diseñados y operados en la práctica son normalmente basados en flujos de potencia radiales.Esto crea un desafío para la introducción satisfactoria de la generación distribuida. Estos impactos pueden manifestarse, tanto positiva como negativamente dependiendo de la operación del sistema de distribución, características operativas y las características de las unidades DG. Estos impactos positivos, incluyen:
Apoyo de voltaje y mejoras en la calidad de potencia
Reducción de pérdidas
Aumento en la capacidad de transmisión y distribución
En [7],lainvestigación plantea varios aspectos de gran interés para la implementación de unidades GD, como: La idea detrás de la conexión de unidades de generación distribuida es aumentar la confiabilidad en el suministro de potencia a los clientes, haciendo uso de fuentes disponibles y, si es posible, reducir las pérdidas en los sistemas de transmisión y distribución. La conexión de unidades DG al sistema de potencia puede mejorar el perfil de tensión, la calidad de potencia y ayuda a la estabilidad del voltaje. Esto permite al sistema aguantar elevadas condiciones de carga y aplaza la construcción o ampliación de nueva infraestructura, tanto para transmisión como para distribución. Algunas tecnologías DG tienen una alta eficiencia y baja polución tal como la de calefacción combinada de potencia (CHP) y algunas microturbinas.
En general, la conexión de unidades DG al sistema de potencia mejora el perfil de tensión y reduce las pérdidas, lo cual depende del tipo de tecnología DG que se desee implementar, la capacidad de ejecución y las características de la red. Si la red no está apropiadamente diseñada y si la inyección de potencia de las unidades DG es alta, se puede causar un sobrevoltaje local en el sistema , con lo cual se recomienda un reforzamiento o modernización de la red , o reducción de la capacidad instalada de la unidad DG
En los últimos años el uso de la GD se ha incrementado, su implementación en los sistemas de distribución resulta beneficiosa para el SEP y para los usuarios. Para las compañías eléctricas la Generación Distribuida tiene bastantes aspectos positivos, especialmente los relativos a la limitación de las puntas de carga en la red de distribución y para diferir o evitar totalmente el coste en ampliaciones de la infraestructura de distribución. Por otra parte, la Generación Distribuida puede ser incorporada al sistema eléctrico mucho más rápidamente que las soluciones convencionales, presentando, además, la notable ventaja de su capacidad de ser implantada por escalones suficientemente pequeños de forma que puede ajustarse estrictamente al crecimiento de la demanda. [8]
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En [7], se plantea que las características de las redes de distribución y los niveles de las cargas de la demanda juegan un rol en las pérdidas de potencia. El nivel de implementación puede ser calculado como una función del total de potencia generado por la unidad DG o el total de la capacidad instalada sobre el pico de carga de la demanda
100*
MW pico demanda
GD la de instalada capacidad * generación den factor n Penetració de Nivel
De acuerdo a un análisis realizado a un sistema de 34 nodos , por medio del software EUROSTAGE , se tiene que las pérdidas de potencia en el sistema se calculan con diferentes niveles de penetración y de tecnologías DG . Tanto la potencia activa como la reactiva se reducen al comienzo; es decir, con un nivel de penetración bajo, pero cuando se incrementa la participación de unidades DG, las pérdidas incrementan debido a la gran cantidad de flujos de potencia en el sistema. El nivel óptimo de participación de unidades DG en el sistema depende del tipo de tecnología que se use.
2.2 INCONVENIENTES DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA
En [9]se establece que las variaciones en la generación de potencia de algunos generadores distribuidos tales como, turbinas de viento y celdas fotovoltaicas así como las unidades combinadas de calor y potencia (CHP) pueden causar fluctuaciones de voltaje, esto puede originar suicheos (flicker) en las fuentes de voltaje que alimentan los clientes. El modo de operación de unidades CHP se basa principalmente en la demanda de calor del lado del cliente.
En [7] se establece quela conexión de unidades DG a la red, puede causar un significativo impacto sobre el flujo de potencia, perfil de voltaje , estabilidad del voltaje , selectividad de la protección y calidad de la potencia tanto para el cliente como para los proveedores de electricidad . Por otro lado, la potencia inyectada por las unidades DG puede ayudar al perfil de tensión y a la estabilidad del sistema, pero muchas tecnologías DG están conectadas a la red por medio de convertidores electrónicos de potencia, los cuales pueden generar armónicos.
En [8],plantean diferentes impactos de la conexión de unidades GD al sistema eléctrico, entre las cuales están: sobre-voltaje, dificultades con el factor de potencia, fluctuaciones, armónicos y un desbalance en la tensión del sistema, dependiendo del nivel de dispersión e implantación así como del tipo de tecnología DG que se use.La adición de un GD en una red de distribución tiene el efecto de incrementar los niveles de falla en puntos de la red cercano al punto de conexión. La adición, cambiarála relación X/R del sistema visto desde el punto de falla. El incremento del nivel de fallo en el punto de conexión debido a la presencia del
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generador, se define como contribución al fallo del generador. De aquí, que si el nivel de fallo de la red en ese punto es ya cercano al nivel de fallo de diseño del sistema, la contribución del GD puede hacer que el nivel de fallo sobrepase el límite definido por el nivel de fallo de diseño. La implementación de unidades de generación distribuida altera los flujos de potencia. Los sistemas de distribución actuales reciben la energía de las subestaciones primarias (transformadores de AT) y la distribuyen a los consumidores. Por tanto, los flujos de potencia activa (P) y reactiva (Q), han sido siempre desde los niveles de alta tensión (AT) hacia los de baja tensión (BT). Sin embargo, con la introducción de Generación Distribuida en el sistema de distribución, pueden aparecer flujos de potencia inversos y la red pasar de ser un sistema pasivo alimentando cargas, a un sistema activo donde los flujos de potencia y tensiones, son determinados por generación y cargas. En los casos en que la potencia generada por la Generación Distribuida es mayor que la consumida por las cargas conectadas, la potencia sobrante es transferida a través de las subestaciones primarias a la red de transporte de AT. Operando el GD a un factor de potencia inductivo, en el cual se absorbe potencia reactiva, se tiende a reducir la elevación de la tensión. Sin embargo, las pérdidas en la red se incrementan. Las pérdidas se reducen considerablemente, cuanto más cerca esté la generación de la carga. Por otra parte, la reducción en las pérdidas y le mejora en la variación de la tensión pueden ser mejoradas si el generador produce potencia reactiva.Para conseguir esto el generador debe operar a un factor de potencia capacitivo En relación a las pérdidas de potencia, se ha encontrado una investigación realizada recientemente, la cual es un referente para observar adelantos al respecto. En [10] , financiado por una institución Belga denominada” fonds loor wetenschappelijk Onderzoek Vlaanderen” en el cual se trabaja el problema de las pérdidas de potencia con la interconexión de unidades GD, se llega a lo siguiente: Las pérdidas de potencia en el sistema son calculadas con diferentes niveles de penetración y de tecnologías GD. Tanto las pérdidas de potencia reactiva como las de potencia activa son reducidas, pero cuando los niveles de penetración se incrementan, las pérdidas se incrementan debido a la gran cantidad de flujo de potencia en el sistema. Además, las pérdidas de potencia reactiva llegarán a ser un problema real cuando un mercado de potencia reactiva esté creado. En esta investigación, realizan una serie de simulaciones en cuanto a las pérdidas de potencia en diferentes nodos con y sin la inclusión en el sistema de unidades GD, pero no se tienen datos claros y contundentes que demuestren la verdadera utilidad de la interconexión de este tipo de generación a la red.
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2.3 PANORAMA ACTUAL DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA
En Estados Unidos, más de 30 estados tienen ahora normas para el portafolio renovable (Renewable Portafolio Standards -RPS), porcentajes obligatorios de energía que se deben producir y entregar a partir de fuentes renovables antes de las fechas específicas. En Estados Unidos, los requisitos estatales requerirán que un 1% adicional de la energía eléctrica total que se consume en el país sea producida mediante fuentes renovables cada año. En Europa, el plan 20-20-20 impondrá un requisito similar.
En Sur África, con el fin de aliviar la presión de los costos de la generación de electricidad a partir de fuentes renovables, el ente regulador de energía nacional de Sudáfrica, NERSA, ha anunciado que implementará incentivos por tarifas (feed-in tariffis-Refit). El Refit tendría como objetivo estimular la inversión en este sector y, aunque no disminuiría el costo de la electricidad para el cliente, de alguna manera subsidiará a los generadores de energía renovable.
Para ver realmente el impacto de las fuentes renovables en la red eléctrica, es necesario separar estas fuentes en varias categorías.
1. Generación programable de estación central (S-Cent) 2. Generación variable en estación central 2 (V-Cent) 3. Generación programable distribuida (S-Dist) 4. Generación variable distribuida (V-Dist)
Estas cuatro categorías de fuentes renovables implican diferentes aspectos para la red y tienen diferentes niveles de favorabilidad. La ubicación de la conexión y la capacidad para producir energía a demanda, determinaran que tan favorables son para la red como para los usuarios.
2.3.1 Generación programable distribuida (S-Dist)
La generación programable distribuida se realiza generalmente a una escala con un tamaño inferior a 1 MW. El cambio de la red para dar soporte a la generación programable distribuida implica el cambio en los dispositivos de relevo y de protección para permitir que la energía fluya de forma inversa en la red. La generación programable distribuida tiene un problema adicional. La mayoría de los generadores utiliza inversores electrónicos que crean armónicos los cuales pueden ser peligrosos para la operación de la red y también acortan la duración de los dispositivos y los computadores instalados en la red. La pérdida de energía debido a una falla en el sistema haría que la mayor parte del sistema de generación programable distribuida se desconectara automáticamente de la red
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dado que no es suficientemente grande para soportar la carga total en la sección restante de la red.
2.3.2 Generación variable distribuida (V-Dist)
Se incluyen los problemas de armónicos y con el desequilibrio de fase. Estas fuentes han tenido inconvenientes con el olor y el ruido. Además estos dispositivos imponen otro problema para el operador de red: solo funcionan cuando el ambiente es adecuado.
La mayoría de los mejores lugares para instalar molinos de viento y celdas solares se encuentran en las áreas rurales y sub-urbanas, en donde la densidad de población es menor.Esto indica que los alambrados en la red de distribución también son menores. Instalar cantidades mayores de unidades de distribución en áreas rurales y trasladar la energía a las personas que la utilizarán puede implicar volver a tender los conductores y el reemplazo de alambrado físico en la red de distribución de tal forma que pueda transportar mucha más energía de la que transportaba anteriormente [11]
El contexto actual de la generación distribuida ya sea para alta o baja tensión como el caso tratado en esta investigación, indica que ha sido desarrollada principalmente en Europa, sin dejar de lado obviamente los avances que al respecto ha tenido Estados Unidos. Las investigaciones europeas realizadas por T. TRAN-QUOC., C. ANDRIEU y N. HADJSAID, que se referencia en [12], presentan una de las principales investigaciones realizadas en GD, que abarca en gran medida los temas prepuestos en este trabajo de grado ya que allí se refieren a los impactos técnicos de pequeñas unidades de generación distribuida y enuncia aspectos técnicos importantes que han surgido a través de estudios en sistemas europeos, más exactamente en Francia. En este artículo se realizan una serie de simulaciones a diferentes tipos de redes; es decir, redes urbanas, rurales y redes cerca de la ciudad, mediante un software denominado EMPT. Esta serie de simulaciones arroja interesantes datos que ilustran un poco más acerca de la actualidad de la generación distribuida, sobre todo en baja tensión. El perfil de tensión y el flujo de potencia en las redes o ramas del sistema analizado, son notablemente impactadas por la interconexión de unidades de generación distribuida y esto se ve reflejado en redes cerca de la cuidad y en redes rurales. El estudio mencionado llega a la conclusión que la variación del perfil de tensión y el flujo de potencia dependen de:
La potencia de salida, tanto activa como reactiva de la unidad GD.
El punto de acoplamiento de la unidad GD asociado con la sección del conductor.
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La potencia activa producida por una unidad GD tiene una mayor influencia sobre el perfil de voltaje que la potencia reactiva.
En estos estudios la red rural es más susceptible que la red urbana debido a la impedancia de los conductores.
Otros resultados de interés mencionados tienen que ver con qué:
En general, las unidades GD tienden a mejorar o disminuir la distorsión armónica o tienen un comportamiento dentro de lo normal.
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3 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
Existen diferentes tecnologías que pueden ser utilizadas para la generación a pequeña escala de electricidad. Las tecnologías de GD se pueden dividir en dos grandes grupos: las que utilizan combustibles fósiles y las que utilizan energía renovable. En el primer grupo se encuentran los motores de combustión interna, las microturbinas a gas, los motores Stirlingy las celdas a combustible. En el segundo se encuentran la generación con biomasa, turbinas eólicas, generación mareomotriz, geotérmica y celdas fotovoltaicas.[3]. En el presente trabajo se profundiza en las microturbinas a gas y en los motores reciprocantes,
Las distintas tecnologías de Generación Distribuida (GD), tales como microturbinas a gas, celdas de combustible, microturbinas hidráulicas, celdas fotovoltaicas y generadores eólicos, han tenido un desarrollo sostenido en los últimos años, constituyéndose como alternativas reales a los sistemas de generación tradicionales. Si bien la introducción masiva de GD aún no es una realidad en ningún sistema a escala mundial, existe un proceso de creciente discusión sobre el tema. En este nuevo escenario, sumado al desarrollo tecnológico de estas alternativas de generación, se abren nuevos desafíos en la definición de marcos regulatorios, esquemas de operación y creación de nuevos productos y servicios. [2] Resulta necesario adicionar a la definición de GD algunos elementos más que marcan la esencia fundamental de esta alternativa de generación, tales como el empleo de diversas fuentes de energía, como pueden ser la energía eólica, solar, térmica, hidráulica, entre otras; diferentes tipos de combustibles, tales como biomasa, gas natural, diesel, biodiesel, etanol, gasolina, etc..En el caso de tecnologías basadas en sistemas de combustión la alta eficiencia en la generación (normalmente asociada a procesos de cogeneración o producción simultánea de potencia y calor, Combined Heat and PowerCHP); los altos niveles de confiabilidad en el suministro ycalidad en la energía entregada y los relativamente bajos niveles de inversión inicial en los proyectos de generación hacen atractiva este tipo de tecnologías.
3.1 MICROTURBINAS En [8] consideran 2 tipos de microturbinas aplicables a la generación distribuida, las cuales son;
1. Microturbinas a Gas
2. Microturbinas Hidráulicas
Las microturbinas a gas provienen del desarrollo tecnológico de la turbina de gas para la escala más pequeña. La tecnología fue originalmente desarrollada para
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aplicaciones de transporte, pero ahora encontró un nicho en la generación de potencia. Una de las características técnicas más notables de las microturbinas es su velocidad giratoria, la cual es muy alta. Las unidades individuales se extienden de 30-200 kW pero pueden estar combinadas fácilmente. Las temperaturas de combustión pueden asegurar niveles de emisiones de NOx muy bajos. Estas unidades hacen mucho menos ruido que un motor de tamaño comparable y además el gas natural es el combustible más común .La desventaja principal de las microturbinas a gas son los altos precios en comparación con motores de gas.
La Microturbina es muy familiar a las centrales de ciclo combinado y turbinas a gas que se encuentran en los sistemas eléctricos de potencia en todo el mundo. Las Microturbinas corresponden a este tipo de generación, pero llevada a una escala menor. No existe una definición exacta de las Microturbinas, pero el término es generalmente usado para describir turbinas a gas de alta velocidad con capacidades instaladas de 15 a 300 kW[13]
Para conocer los Modelos actuales de las Microturbinas, se presenta una investigación con 2 tipos de microturbinas[14]. Una de ellas es de alta velocidad, de una sola unidad de eje con un compresor y una turbina montada sobre el mismo eje, como una máquina eléctrica sincrónica. En este caso, la velocidad de la turbina oscila entre 50000 r.p.m. a120000 r.p.m. El otro tipo de microturbinas, de eje dividido (split-shaft), utiliza una potencia rotativa a 3000r.p.m. y un generador convencional.
Los diseños de las microturbinas se componen de las siguientes partes:
a) Turbina: hay dos clases de turbinas, eje individual o simple y eje dividido (split-shaft).Todas ellas son turbinas de gas.
b) Alternador: un alternador está directamente acoplado a la turbina de eje individual o simple. En el diseño de eje dividido, máquina de inducción o sincrónica, se usa a través de una caja de velocidades.
c) Electrónica de potencia: en el diseño con eje individual o simple, el alternador genera una muy elevada frecuencia en la señal trifásica. Esta elevada frecuencia en el voltaje es primero rectificada y luego invertida a frecuencia de operación normal; es decir, 60Hz ó 50 Hz. En el diseño de eje dividido (split-shaft) los inversores de potencia no son requeridos.
d) Recuperador: este transfiere el calor de los gases de escape al compresor de descarga antes de entrar a la combustión.
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Los dos modelos de microturbinas son simulados y su carga sigue las características que se describen:
Modelo 1
Este modelo comprende un gobernador de velocidad, control de aceleración ycontrol de temperatura. El control de velocidad opera sobre el error en la velocidad formado entre una velocidad de referencia y la velocidad del rotor del generador de la microturbina. Es el principal medio de control de una microturbina bajo condiciones de carga parcial.
Modelo 2
El modelo 2 se basa en las siguientes hipótesis:
a) El recuperador no está incluido en este modelo ya que se utiliza principalmente para aumentar la eficiencia del sistema.
b) El control de temperatura y el control de aceleración no tienen un impacto sobre las condiciones normales de operación, por lo tanto, pueden ser omitidos en el modelo de la turbina.
c) El modelo de gobernador de velocidad no se utiliza para el análisis en este modelo.
Las simulaciones con la microturbina se llevaron a cabo por medio de MATLAB SIMULINK con la configuración del siguiente esquema. El sistema de generación de la microturbina puede ser conectado o desconectado del sistema de distribución por medio de un circuito de apertura y cierre denominado (PCC), el cual es llamado punto de común acoplamiento.
Figura 1. Circuito de apertura y cierre denominado (PCC)
Fuente: Dynamic Performance of a microturbine connected to a low voltaje network
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También se ha observado que las microturbinas pueden ser usadas, tanto como para generación aislada o independiente ó para la conexión a la red trabajando como generación distribuida atendiendo las cargas de la demanda cuando sea requerida. Estas unidades son principalmente usadas para sistemas CHP (Combined Heat and Power) con muy alta eficiencia energética, lo cual hace atractivo el uso de las microturbinas.
3.1.1 Costo de las Microturbinas
El costo de capital de las microturbinas va desde $US700/kW para las unidades más grandes aproximadamente, hasta $US1100/kW para las más pequeñas. Estos costos incluyen todo el hardware, manuales asociados, software y el entrenamiento inicial. La adición de un sistema de recuperación de calor incrementa el sistema entre $US75/kW a $US350/kW. La preparación del lugar y los costos de instalación varían significativamente según su localización, pero generalmente incrementa del 30% al 70% elcosto total. Los fabricantes de microturbinas pronostican que en un futuro el costo de capital estará por debajo de los $US650/ kW. Esto parece ser factible si el mercado se sigue extendiendo y aumenta el volumen de ventas. Con pocas partes móviles, los vendedores de microturbinas esperan que sus unidades puedan proporcionar la fiabilidad más alta y puedan requerir menos mantenimiento que los artefactos reciprocantes convencionales. La mayoría de los fabricantes apuntan a intervalos de mantenimiento de 5000 – 8000 horas. El costo de mantenimiento real estimado va de $US0.005 – $US0.016 por kWlo cual sería comparable a los costos de los pequeños artefactos reciprocantes.
3.2 MOTORES RECIPROCANTES
Los motores de combustibles fósiles son la tecnología más comúnmente usada para la GD. Son una tecnología probada con costo de capital bajo, rango de operación alto, rápida puesta en marcha, eficiencia de conversión eléctrica relativamente alta y una alta fiabilidad en su funcionamiento. Estas características, combinadas con la capacidad de funcionamiento durante una interrupción de potencia, los hace la elección principal para los suministros de respaldo. La potenciamás comúnmente utilizada de los equipos de generación de este tipo es menor de 1 MW. En la actualidad se utilizan principalmente dos tipos de motores:
Los motores de gas natural
Los motores Diesel
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Las principales desventajas de estos motores de combustibles fósiles son: el ruido, costes de mantenimiento y emisiones altas, particularmente de óxidos de nitrógeno (NOx). Estas emisiones pueden disminuir, con una pérdida de eficiencia, cambiando características de la combustión, utilizando convertidores catalíticos, los cuales son una tecnología probada de control de emisiones. Los grandes sistemas pueden usar una reducción catalítica selectiva (SCR) con el fin de reducir emisiones a un costo más conveniente que un generador de dimensiones menores. [8]
Los motores de combustión interna son ampliamente utilizados y constituyen la tecnología más desarrollada (técnicamente hablando) de generación distribuida. Están disponibles desde pequeñas capacidades (5 kW) hasta motores de gran porte (30 MW). Generalmente utilizan como combustible gas natural o diesel. Estos motores son clasificados en función de su velocidad de rotación como unidades de alta, media y baja velocidad. A pesar de haber sido inventados hace más de un siglo, no se puede afirmar que hayan alcanzado su grado máximo de desarrollo tecnológico, pues todavía se están desarrollando mejoras con respecto a su eficiencia, potencia específica a y nivel de emisiones. Además, el uso de nuevos materiales ha posibilitado la reducción del peso, costo y pérdidas por calor. [15]
3.2.1 Costo de los motores reciprocantes
El costo de capital de un paquete básico del sistema del generador (genset) está en rangos de $US300/kW – $US900/kW dependiendo del tamaño, tipo de combustible y tipo de motor. El costo de overhault del motor se incrementa de acuerdo al tamaño. El costo total de instalación puede ser 50%-100% más que el mismo motor
3.3 DIFERENCIAS ENTRE TECNOLOGÍAS GD
En el mercado encontramos diferentes fabricantes de todo tipo de unidades de generación distribuida, entre las cuales encontramos BCHYDRO FOR GENERATIONS. Ésta empresa presenta una completa tabla con varios parámetros de comparación entre varios tipos de tecnología.
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Tabla 1. Características de diferentes tecnologías GD
EXISTEN SIGNIFICATIVAS DIFERENCIAS EN COSTOS , RENDIMIENTO Y DISPOSICIÓN COMERCIAL ENTRE
TECNOLOGÍAS DG
Disponibilidad comercial
Rango de tamaño (kW)
EFICIENCIA ELECTRICA LHV (%)
Costo del equipo ($/kW)
Motores reciprocantes En circulación 1-5,000+ 25-45 500-1,000
Turbina de gas industrial En circulación
500- hasta variosMW 15-35 400-650
Microturbinas En circulación 30-250 25-30
1,000 (expectativa de disminuir en el tiempo)
Celdas de Combustible
En circulación (PAFC, MCFC); 2003-2005 (PEM, SOFC)
Varios watts hasta 3,000+ 33-50
4,000-10,000 (expectativa de disminuir en el tiempo)
Motores Stirling 2004 100+ 10-30 1,200-2,500
Paneles fotovoltaicos En circulación 1+ NA 6
Nota: NA = No aplica; LHV = Valor más bajo de calefacción; MCFC = carbonato fundido en la celda de combustible; PAFC = ácido fosfórico de la celda de combustible; PEM = membrana intercambio de protón; SOFC = óxido sólido.
Fuente: www.bchydro.com/powersmart/technology_tips/buying_guides/distributed_generation
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4 GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA Se han identificado diferentes investigaciones que atañen al tema de la generación distribuida en la república de Colombia entre las cuales están; [16], [17], [18], [19].En cada uno de estos trabajosse identifican aspectos importantes para la viabilidad de la generación distribuida en Colombia; fuentes renovables de energía, costos, oportunidades de inversión, legislación y reglamentación, también hacen parte de los objetivos de las investigaciones realizadas. Es así como en [4] se presentan los resultados obtenidos de un análisis de prospectiva de la Generación Distribuida en el Sector Eléctrico Colombiano mediante la aplicación de la técnica Delphi. El método Delphi es un método para estructurar el proceso de comunicación grupal, de modo que ésta sea efectiva para permitir a un grupo de individuos, como un todo, tratar con problemas complejos. El método consiste en la consulta de un gran número de expertos de los sectores o temas específicos escogidos para el ejercicio
En este estudio se realizaron dos rondas. En la ronda 1 se determinó la opinión de aproximadamente 130 expertos en el sector eléctrico colombiano sobre la viabilidad de la GD en Colombia, tratando de lograr una cobertura nacional. Se recibieron aproximadamente 86 encuestas. Se utilizaron preguntas de tipo abierta, de selección y de ranking. La encuesta explora diferentes aspectos sobre la GD tales como:
• La GD (Temas generales).
• Ventajas competitivas de la GD en los sistemas de distribución.
• Tecnología.
• Calidad del servicio.
• Marco Regulatorio.
• Comercialización.
• Aplicaciones y usos.
Entre los resultados más destacados del estudio, se pueden resaltar:
La GD es una tecnología aplicable a los sistemas de distribución colombianos.
Las razones más importantes para emplear la GD en Colombia son: Mejora de los niveles de confiabilidad y calidad del servicio, diversificación de fuentes de energía, reducción del impacto ambiental.
Se considera que el servicio de energía eléctrica no es el adecuado en las zonas rurales y no interconectadas en donde no hay grupos masivos de
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población y su accesibilidad hace costosa la infraestructura, por lo que el servicio prestado es bastante deficiente presentando fallas en la calidad del servicio, lo que aumenta los costos de la energía.
Gran parte de los expertos coincide en la necesidad de incorporar estas tecnologías en los sistemas colombianos para mejorar el servicio, estimular el desarrollo económico y tecnológico y la inversión en el país. Sin embargo, coinciden en la urgencia de introducir en la reglamentación direcciones y normas claras sobre las obligaciones y responsabilidades de cada una de los actores, con el fin de evitar conflictos entre ellos.
4.1 REGLAMENTACIÓN: LEYES Y RESOLUCIONES
La parte normativa en el sistema eléctrico colombiano es mencionada en [19] donde se relacionan las leyes y resoluciones que rigen la parte operativa y comercial de cada uno de los agentes participantes en el sistema eléctrico nacional. En estas resoluciones y leyes se definen cada uno de los actores de la generación eléctrica colombiana
Resolución CREG 86 de 1996: Generación con Plantas Menores. Es la generación producida con plantas con capacidad efectiva menor a 20MW, operadas por empresas generadoras, productores marginales o productores independientes de electricidad y que comercializan esta energía con terceros, o en el caso de las empresas integradas verticalmente, para abastecer total o parcialmente su mercado. La categoría de Generación con Plantas Menor y la de Autogenerador son excluyentes.
La generación se define en la Ley 142 de 1994 como una actividad complementaria del servicio de energía eléctrica
Ley 689 de 2001: Productor marginal independiente o para uso particular. Es la persona natural o jurídica que, utilizando recursos propios y técnicamente aceptados por la normatividad vigente para cada servicio, produce bienes o servicios propios del objeto de las empresas de servicios públicos para sí misma o para una clientela compuesta exclusivamente por quienes tienen vinculación económica directa con ella o con sus socios o miembros o como subproducto de otra actividad principal.
La Ley143 de1994, en el artículo11, define así al autogenerador: Aquel generador que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades.
Resolución CREG055 de 1994: Agente económico que produce y consume energía eléctrica en un sólo predio de extensión continua, exclusivamente para atender sus propias necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o personas vinculadas económicamente.
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Con la Ley 1215 de 2008 se permite la venta de excedentes de los cogeneradores así:
Quienes produzcan energía eléctrica como resultado de un proceso de cogeneración, entendido éste como la producción combinada de energía eléctrica y energía térmica que hace parte integrante de su actividad productiva, podrán vender excedentes de electricidad a empresas comercializadoras de energía. Esta venta quedará sujeta a la contribución del 20% en los términos establecidos en los numerales 1y2 del presente artículo. El cogenerador estará exento del pago del factor pertinente del 20% que trata este artículo sobre su propio consumo de energía proveniente de su proceso de cogeneración.
La Ley 142 de 1994, en su artículo 89.4 establece que: Quienes generen su propia energía y la enajenen a terceros o asociados y tengan una capacidad instalada superior a 25.000 kW, recaudarán y aportarán, en nombre de los consumidores de esa energía equivalente, al fondo de "solidaridad y redistribución de ingresos" del municipio o municipios en donde ésta sea enajenada, la suma que resulte de aplicar el factor pertinente del 20% a su generación descontando de ésta lo que vendan a empresas distribuidoras.
4.2 INVESTIGACIONES TÉCNICAS COLOMBIANAS
En la parte técnica y de cuantificación de los impactos técnicos, se han adelantado una serie de investigaciones en el ámbito nacional, para este tipo de generación instalada en el sistema eléctrico colombiano. Una de estas investigaciones [16]muestra el impacto que conlleva la implementación de unidades GD en ciertas zonas del sistema interconectado nacional. Se realiza mediante el apoyo de entidades gubernamentales como Colciencias, entidades privadas como Isagen y la academia representada por la universidad de los Andes y la universidad Nacional de Colombia, allí se avanza sobre la viabilidad de la implementación de este sistema de generación en Colombia
Se modeló el sistema colombiano tomando las redes de 500, 230, 115, 110, 66 y 57.5kV de todo el sistema (año 2007) que corresponden a lo que en Colombia se define como Sistema de Transmisión Nacional (STN) y Sistemas de Transmisión Regional (STR’s), con base en los datos suministrados por la Unidad de Planeación Minero- Energética – UPME
El sistema fue clasificado en 8 regiones o zonas que obedecen a una organización geográfica de las redes: Bogotá, Nordeste, Cauca – Nariño, CHEC, Costa, EPM, EPSA, CHB. La instalación de GD se modeló como una reducción de potencia activa en los nodos (zonas) en los cuales se instaló (entre el 5 y 10% de la demanda total atendida por el sistema centralizado en el nodo)
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Según sugerencia de la UPME y de acuerdo a los análisis de planeamiento, las zonas que tienen potencial para instalación de este tipo de generación, son
• Bogotá: 20 MW
• Valle: 82 MW
• Cerromatoso: 19 MW
• Costa: 100 MW
Siguiendo estas recomendaciones se procedió a realizar las simulaciones y tabular los resultados, teniendo como parámetros de análisis:
Pérdidas en el sistema
Perfil de tensión Para el caso de la implementación de unidades GD en Bogotá
Figura 2. Pérdidas en kW con GD y sin GD para Bogotá
Fuente: Regulación para incentivar las energías alternas y la generación distribuida en
Colombia Proyecto de investigación: Universidad Nacional de Colombia, Universidad de
los Andes, Isagen – Colciencias
Pérdidas Cambio en pérdidas agregadas de toda la red: -0.5%
Resultados perfil de tensión Sistema de 230 kV: se encontró un aumento cercano al 0,06% en promedio en los voltajes de nodo.
Sistema de 115 kV: se ven aumentos de voltaje alrededor de 0,1%.
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Para el caso de la implementación de unidades GD en el Valle
Figura 3. Pérdidas en kW con GD y sin GD para el Valle
Fuente: Regulación para incentivar las energías alternas y la generación distribuida en Colombia Proyecto de investigación: Universidad Nacional de Colombia, Universidad de los Andes, Isagen – Colciencias
Pérdidas Cambio en pérdidas agregadas de toda la red: -2%
Resultados perfil de tensión Para todos los niveles de voltaje se observa un aumento promedio de 0.05%
Para el caso de la implementación de unidades GD en Cerromatoso
Figura 4. Pérdidas en kW con GD y sin GD para Cerromatoso
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Fuente: Regulación para incentivar las energías alternas y la generación distribuida en
Colombia Proyecto de investigación: Universidad Nacional de Colombia, Universidad de
los Andes, Isagen – Colciencias
Pérdidas Cambio en pérdidas agregadas de toda la red: -3.5%
Resultados perfil de tensión Sistema 500 kV: se encontró un aumento cercano al 0,15% en promedio en los voltajes de nodo.
Sistema 230 kV: se encontró un aumento cercano al 0,32% en promedio en los voltajes de nodo.
Sistema 115 kV: se ven aumentos de voltaje alrededor de 0,6%.Uno de los nodos que se encontraba fuera del rango de voltaje mejora.
Sistema 66 kV: se ven aumentos de voltaje alrededor de 1,14%.
De acuerdo a los resultados obtenidos se concluyó que existen zonas que por sus características de ubicación geográfica, cargabilidad, recursos de generación, entre otras, son atractivas para la ubicación de recursos de generación distribuida. Tal es el caso de la zonas Boyacá – Nordeste y Cauca – Nariño en donde, con la ubicación de generación distribuida con capacidades relativamente bajas, (0.1- 0.5% de la generación total) se obtienen beneficios significativos para los sistemas de transmisión y subtransmisión.
De igual forma en [17], [18]seplantean los potenciales nichos de consumo, con requerimientos eléctricos específicos, para los cuales la GD puede competir de forma eficiente o suplir el papel de la energía generada de forma central. Para el caso colombiano se logra identificar como potencial fuente de demanda de plantas no centralizadas, las poblaciones rurales fuera del alcance de la red de interconexión eléctrica y en las cuales se pueda contar con suministros de algún tipo de energía para su eventual conversión, distribución y consumo in situ.
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5 METODOLOGÍA TRADICIONAL
Diferentes grupos de investigación, a nivel mundial, han desarrollado diversos tipos de metodologías para determinar la ubicación y tamaño óptimo de las unidades de generación distribuida. Estos métodos van desde algoritmos genéticos [20] hasta el uso de lógica difusa [21]. Otras investigaciones sólo emiten los resultados de sus simulaciones sin enfatizar en la metodología utilizada
En [22]se presenta una metodología para evaluar el impacto de la instalación de unidades de generación distribuida, pérdidas eléctricas, la fiabilidad y el perfil de tensión de las redes de distribución. La evaluación del perfil de tensión y las pérdidas se basan en un método de flujo de potencia con la representación de los generadores en las barras PV. La evaluación de la fiabilidad se basa en métodos analíticos modificados para manejar múltiples puntos de generación. La metodología se puede utilizar para evaluar la influencia de los puntos de instalación y la capacidad de generación. Estas características del sistema de generación utilizan diferentes alternativas de planificación, expansión y desempeño de generación. Los resultados obtenidos con la metodología propuesta se evalúan para los sistemas extraídos de la literatura para demostrar su aplicabilidad.
Los resultados de dos sistemas de prueba y las diferentes alternativas de asignación se presentan para demostrar la aplicabilidad del método. Se integra el método para evaluar el impacto de la generación distribuida en la fiabilidad, las pérdidas y el perfil de voltaje y un algoritmo genético. El método es capaz de proporcionar la óptima asignación de la generación distribuida y el tamaño mínimo de las pérdidas y adecuados niveles de tensión y la confiabilidad. En [6] se exponen los resultados obtenidos en el análisis de los impactos de unidades DG en pérdidas de distribución, donde el principal objetivo ha sido determinar si la generación distribuida incrementa o disminuye las pérdidas de distribución, basado en el nivel de penetración y dispersión de unidades DG así como en diferentes tecnologías.
Las tecnologías consideradas son:
CHP turbinas de viento
Unidades fotovoltaicas
Las unidades DG tendrán un impactito positivo y negativo sobre las redes de distribución. Este impacto afecta aspectos como pérdidas, calidad de potencia, etc. Este estudio considera varios aspectos para evaluar las pérdidas:
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22
Nivel de penetración DG: La relación de capacidad total por la potencia total instalada DG y el pico de la demanda de potencia sobre el alimentador.
Dispersión DG: relación del número de nodos en el cual hay unidades DG y el número de nodos en los cuales existe consumo.
Tecnologías DG: CHP turbinas de viento, unidades fotovoltaicas
Los resultados presentados fueron obtenidos de un sistema rural. Las pérdidas son analizadas a través del cálculo de flujo de potencia (algoritmo de Newton-Raphson). Este cálculo de flujo de carga permite obtener flujos activos y reactivos y su influencia en las pérdidas totales. En cada escenario, el nivel de penetración es incrementado para mirar el comportamiento de las pérdidas en el alimentador. El propósito de esto es obtener la curva total de pérdidas vs. el nivel de incursión. Esto dará una información acerca de cuál es el nivel óptimo de incursión de unidades DG desde el punto de vista de las pérdidas.
El modelamiento de la red se basa en datos reales de redes de medio voltaje así como los datos R+JX de los cables, capacitores, reactancias. Los resultados obtenidos en este artículo corresponden a un sistema rural con 61 nodos a 20 kV. Los nodos de carga son considerados como nodos PQ con un cosΦ igual a 0.95 en promedio. En el modelamiento de las unidades se han considerado características propias de cada tecnología para definir el perfil de producción de planta CHP (proceso combinado de calor y energía) datos reales anuales se han usado.
Escenario ideal: en este escenario las unidades DG fueron instaladas en cada nodo en el cual existía demanda. La potencia de la unidad DG instalada en cada nodo es proporcional a la carga demandada en ese nodo.
Escenario semi-ideal: en este escenario la unidad DG fue instalada en la mitad de los nodos en los cuales existía carga. La potencia de la unidad DG instalada en cada nodo es proporcional a la carga demandada en ese nodo.
Escenario 3-2-1: en este escenario la unidad DG fue instalada en los nodos 3,2 ó 1 y la localización fue decidida deterministicamente.
Un resultado importante de estas simulaciones dice que si una unidad DG puede controlar la potencia activa entregada (nodo PV), las pérdidas totales decrecen más que si la unidad DG no puede controlar la potencia reactiva entregada (nodo PQ). En general para bajos niveles de inclusión las pérdidas disminuyen, pero para un alto nivel de incursión las pérdidas aumentan marginalmente.Incluso pueden ser más grandes que las pérdidas del sistema base. Los nodos que se encuentran más alejados del alimentador en sistemas radiales, tienen un impacto más alto en los coeficientes marginales de pérdidas. Con el escenario 3-2-1 las
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unidades DG ubicadas apropiadamente en el alimentador tendrán un comportamiento balanceado disminuyendo así las pérdidas marginales.
En [21] se determina la ubicación de las unidades de generación distribuida por medio de la herramienta FIS de MATLAB, la cual desarrolla y realiza todo el tratamiento de lógica difusa para determinar el mejor tamaño de la(s) unidad(es). Aplican la metodología al circuito de prueba de 33 nodos de la IEEE modificando el factor de potencia de la(s) unidad(es) y comparándola con los resultados del factor de potencia unitario. Proponen la siguiente metodología de desarrollo:
1. Simular un flujo de potencia a un sistema seleccionado. Elegir el nodo donde se presente la máxima pérdida y el más bajo voltaje.
2. El tamaño de la unidad DG se calcula utilizando la fórmula kDGDG
VIP (2)
para un factor de potencia de 1. Para un fp diferente de 1 se utiliza la formula
kDGDGVIS
3. Repetir este procedimiento para todos los Nodos que se encuentre en el análisis.
4. Compensar el nodo con la mayor pérdida, con la unidad DG hallada anteriormente.
5. Una vez determinada la secuencia de los Nodos analizados se verifica la diferencia de pérdidas antes y después del análisis.
Utilizando la anterior metodología aplicada al circuito de prueba de la IEEE de 33 nodos, se obtuvieron tamaños de unidades del orden de los 2.908 MVA y 1.578 MVA para dos nodos identificados.
En [24]se desarrolla una metodología para minimizar las pérdidas de potencia en redes de distribución primaria.
Matemáticamente, la función objetivo se puede escribir como;
sistema elen generacióny demanda
sistema elen potencia de Pérdidas
donde
min
D
L
LDG
L
P
P
PP P s.t.
P
(3)
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Detrás de la metodología propuesta se desarrollan una serie de ecuaciones las cuales determinan la cantidad de potencia generada por la unidad GD, y con esto se puede establecer la mejor ubicación de la(s) unidad(s) GD.
La metodología que propone este artículo consiste de los siguientes pasos:
1. Usar un sistema de prueba y simular el flujo de carga para encontrar las condiciones de estado estable del sistema.
2. Encontrar la producción óptima de potencia activa y el correspondiente consumo de potencia reactiva, para todas las posibles ubicaciones, usando las ecuaciones :
0)(08.008.0004.10032.0 3 GiiiiiDiiiiiDGiDGiiiPAXYQAAPPA
(4)
)04.05.0(2
DGDGPQ
(5)
Donde ;
DGP = potencia activa generado por la unidad GD
DG
Q Potencia reactiva generada por la unidad GD
3. Seleccionar una ubicación y un tamaño correspondiente de la unidad DG, luego actualizar la inyección de potencia activa y reactiva en la ubicación determinada y calcule las nuevas pérdidas en el sistema.
4. Repetir el paso (3) para todas las posibles ubicaciones a analizar. 5. La ubicación y el correspondiente tamaño de la unidad DG nos
suministrará la pérdida de potencia más baja del sistema en los nodos analizados. Esta será la ubicación óptima de la(s) unidad(es) DG.
6. Realizar la nueva simulación con los nuevos datos obtenidos y
encontrar las nuevas pérdidas del sistema.
La metodología propuesta es probada sobre dos sistemas de distribución radial.
Sistema radial de 33 nodos, con una carga total de 3.72 MW y 2.3 MVAr.
Sistema radial de 69 nodos con una carga total de 3.8 MW y 2.69 MVAr
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Aplicado la metodología anterior se obtuvieron unidades GD con tamaños de 2.73 MW y 0.80 MVAr para el sistema de 33 nodos y unidades GD con tamaños de 1.82 MW y 0.62 MVAr para el sistema de 69 nodos.
En [24], los datos fueron analizados usando el software Power System Simulation for Engineering (PSS/E). . los resultados de este estudio se presenta a continuación:
El sistema de análisis tiene 80.21 MW de pérdidas en invierno y 46MW de las pérdidas en el verano.
La metodología que propone este artículo es:
1. Usar un sistema de prueba y simular el flujo de carga durante los picos de carga.
2. Seleccionar las posibles ubicaciones de las unidades basado en áreas que tengan las mayores pérdidas , tanto activas como reactivas
3. Para cada ubicación seleccionada, recalcular las pérdidas en el sistema si se adiciona 10 MW de generación.
4. Clasificar cada ubicación de acuerdo a las pérdidas cuantificadas según el paso 3.
5. Incrementar o disminuir el tamaño de la unidad DG según los resultados del paso 4, hasta encontrar el valor de pérdidas deseado
6. Realizar la comparación con los datos del periodo de invierno
Los resultados de la metodología aplicada al sistema de análisis arrojaron 7 unidades DG
1 unidad de 1 MW
2 unidades de 500 kW
4 unidades de 250 kW
En cada una de las metodologías mencionadas anteriormente se utiliza de manera esencial la demanda total que presenta el circuito de prueba, sin importar la herramienta computacional que se utilice. A partir de estos datos de demanda total del sistema, se desarrolla cada una de las metodologías para encontrar el tamaño de la unidad GD y su mejor ubicación dentro del sistema radial.
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6 PLANTEAMIENTO DE LA METODOLOGÍA
La metodología planteada tiene como base fundamental la identificación de zonas en las cuales se realiza y se sustenta todo tipo de datos y análisis. El criterio central para la delimitación o escogencia de la(s) zona(s), radica especialmente en las derivaciones o ramificaciones que presenta el sistema.
6.1 IDENTIFICACIÓN DE ZONAS
Debido a los problemas presentados en los nodos, con relación al perfil de tensión que pertenecen a estas ramificaciones de final de circuito, es necesario identificar el nodo que soporta la demanda de aquellos nodos, el cual es llamado nodo cabecera. Luego, ésta agrupación de nodos se identifica como una zona, gobernada por el nodo de cabecera, el cual servirá como nodo de referencia al momento de instalar las unidades GD.
El nodo donde se origina la derivación o donde nace la ramificación del circuito debe soportar, además de la demanda de lo nodos aguas abajo, el bajo nivel de voltaje con respecto al nominal; esdecir, un bajo perfil de tensión. Es por esta razón que allí se deben instalar las unidades GD, que contribuirán a aumentar el valor de la tensión, con lo cual mejora el perfil de tensión presente en estos nodos.
6.2 METODOLOGÍA PLANTEADA
La metodología planteada se centra en los siguientes pasos;
a) Identificar el circuito con sus respectivos parámetros eléctricos y geográficos.
b) Determinar los parámetros del caso base o los datos iníciales del circuito (perfil de tensión y pérdidas iníciales).
c) Identificar nodos de quiebre o nodos cabecera, los cuales dependerán del número de ramificaciones presentes en el circuito. Solamente en estos nodos serán instaladas las unidades GD
d) Calcular el valor de la(s) unidad(es) de generación distribuida (GD) para cada uno de los niveles de penetración, teniendo como base de cálculo el total de la demanda en kVA de cada zona identificada y un factor de potencia de 0,95 (en atraso).
e) Efectuar la suma aritmética en kW y en kVAr, de cada nivel de penetración de cada zona(s) identificada(s) en el sistema.
f) Comparar los resultados obtenidos del paso anterior, para cada uno de los nodos de quiebre, con respecto a los datos iníciales (caso base).
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g) Cuantificar los resultados obtenidos de perfil de tensión y pérdidas.
h) compararlos con los valores iníciales.
En el desarrollo de investigaciones sobre los impactos técnicos de unidades GD, se utilizan metodologías que incluyen un tratamiento numérico muy complejo y que en algunas ocasiones se torna dispendioso. Aunque sus resultados son puntuales, desarrollar y analizar esta metodología para circuitos con gran número de nodos toma tiempo y software de desarrollo de potencia de última generación, los cuales son de difícil acceso.
La presentación de resultados es realizada mediante una metodología de zonificación del sistema, que consiste en identificar zonas en el circuito a analizar para luego sumar las potencias que pertenecen a la zona. A partir de ésto se realizan los cálculos correspondientes para cuantificar las pérdidas y comportamiento del perfil de tensión presente en el sistema. Cada zona es identificada por un nodo cabecera, el cual soporta todo elbloque de la carga en la zona. Este nodo nos brinda un primer acercamiento sobre la evolución o caída, tanto de pérdidas como del perfil de tensión en todos los nodos pertenecientes a dicha zona.
Los resultados tanto de pérdidas en el sistema como del comportamiento del perfil de tensión de la metodología de zonificacion del sistema, son comparados con el desarrollo habitual o tradicional para este tipo de investigaciones de ubicación optima de unidades DG que consisten en sumar toda la potencia presente en el circuito y a partir de ésta suma aritmética realiza todo su desarrollo matemático para identificar el número de unidades GD (nivel de penetración) y la capacidad de estas unidades con lo cual se procede a calcular las pérdidas presentes en el sistema y el comportamiento del perfil de tensión.
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7 CIRCUITO DE ANÁLISIS
Las simulaciones fueron llevadas a cabo en el circuito FO-32 que corresponde a la localidad de Fontibón en la cuidad de Bogotá D.C. el cual se adecua a lo planteado en el anteproyecto sobre un circuito rural cerca de la red urbana, el cual se ilustra en el anexo 1. Las simulaciones efectuadas, para diferentesniveles de penetracion , son realizadas mediante el software ETAP Power Station VERSION 4.0. bajo la peor condición de demanda en el sistema; es decir, 100% de consumo, lo cual manifiesta es escenario mas critico en el cual se puede operar en sistema.
7.1 CARACTERÍSTICAS
A continuación se relaciona las características eléctricas del circuito de prueba FO-32 de la ciudad de Bogotá D.C.
Tabla 2. Características eléctricas del circuito de prueba FO-32
NÚMERO DE NODOS
Tipo de Nodo
SLACK CARGA
1 100
Total 101
NÚMERO DE TRANSFORMADORES
XFMR2 45
NÚMERO DE LÍNEAS
Líneas 55
Tabla 3. Resumen de los resultados por ETAP para el caso base (circuito FO-32)
RESUMEN DE LA GENERACIÓN , CARGA Y PÉRDIDAS TOTALES EN EL SISTEMA
Item MW MVAr MVA
Swing Nodo(es): 4,140 1,636 4,452
Generadores : 0,000 0,000 0,000
Demanda total: 4,140 1,636 4,452
Pérdidas : 0,220 0,417
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29
7.2 LONGITUDES
Tabla 4. Longitudes líneas (circuito FO-32)
Línea Longitud (m) Línea 5 50
Línea 44 50
Línea 61 60
Línea 62 60
Línea 81 75
Línea 82 75
L1 85
Línea 50 90
L14 100
Línea 45 100
Línea 56 100
Línea 59 100
Línea 68 100
Línea 58 110
Línea 77 110
Línea 43 115
Línea 4 125
Línea 66 125
Línea 69 140
Línea 52 150
Línea 54 150
Línea 63 150
Línea 64 150
Línea 76 150
Línea 67 170
Línea 3 175
Línea 12 175
Línea 11 190
Línea 13 190
Línea 71 199,9
Línea 6 219,9
Línea 10 224,9
Línea 53 224,9
Línea 55 224,9
Línea 57 224,9
Línea 49 249,9
Línea 79 274,9
Línea 42 299,9
Línea 73 339,9
Línea 39 349,9
Línea 60 354,9
Línea 17 399,9
Línea 41 399,9
Línea 74 409,9
Línea 14 414,9
Línea 51 419,9
Línea 40 424,9
Línea 72 424,9
Línea 78 424,9
Línea 65 439,9
Línea 80 474,9
Línea 83 500,9
Línea 70 584,9
Línea 9 699,8
Línea 2 749,8
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La disposición geométrica y el espacio entre conductores fue definido haciendo uso de las recomendaciones hechas por CODENSA en su guía deCONFIGURACIONES BÁSICAS Y DISTANCIAS DE CONSTRUCCIÓN PARA LÍNEAS DE 34,5 – 13,2 – 11,4 kV
Figura 5. Estructura en disposición triangular CODENSA
Fuente: Documento técnico CODENSA LAR 102
Figura 6. Despliegue mostrado en ETAP para la configuración y espaciamiento entre conductores
Fuente: Software de ingeniería eléctrica ETAP
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7.3 TRANSFORMADORES
Los 45 transformadores fueron simulados del tipo ONAN; es decir, con circulación de aceite, o sumergidos en líquido refrigerante.
Todos los transformadores poseen una tensión primaria de 11400 V y una tensión secundaria de 220 Fase-Fase V. El tipo de conexión es Dyn5, lo cual muestra que aparte de 220 V, en el lado secundario se puede obtener 127 V entre fase y neutro.
Figura 7. Despliegue mostrado en ETAP para la definición de los parámetros de los transformadores de distribución.
Fuente: Software de ingeniería eléctrica ETAP
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Tabla 5. Lista de transformadores T4 a T30 (circuito FO-32)
TRANSFORMADOR MVA Prim. kV Sec. kV
T4 0,075 11,400 0,220
T8 0,300 11,400 0,220
T9 0,075 11,400 0,220
T10 0,300 11,400 0,220
T11 0,180 11,400 0,220
T12 0,045 11,400 0,220
T13 0,045 11,400 0,220
T14 0,075 11,400 0,220
T15 1,000 11,400 0,220
T16 0,075 11,400 0,220
T17 0,015 11,400 0,220
T18 0,075 11,400 0,220
T20 0,300 11,400 0,220
T21 0,030 11,400 0,220
T22 0,075 11,400 0,220
T23 0,250 11,400 0,220
T24 0,075 11,400 0,220
T25 0,500 11,400 0,220
T26 0,150 11,400 0,220
T27 0,075 11,400 0,220
T28 0,150 11,400 0,220
T29 0,075 11,400 0,220
T30 0,030 11,400 0,220
Tabla 6. Lista de transformadores T31 a T54 (circuito FO-32)
TRANSFORMADOR MVA Prim. kV Sec. kV T31 0,075 11,400 0,220
T33 0,030 11,400 0,220
T34 0,075 11,400 0,220
T35 0,030 11,400 0,220
T36 0,015 11,400 0,220
T37 0,015 11,400 0,220
T39 0,030 11,400 0,220
T40 0,030 11,400 0,220
T41 0,015 11,400 0,220
T42 0,075 11,400 0,220
T43 0,045 11,400 0,220
T44 0,045 11,400 0,220
T45 0,030 11,400 0,220
T46 0,045 11,400 0,220
T47 0,045 11,400 0,220
T48 0,030 11,400 0,220
T49 0,045 11,400 0,220
T50 0,075 11,400 0,220
T51 0,030 11,400 0,220
T52 0,030 11,400 0,220
T53 0,030 11,400 0,220
T54 0,030 11,400 0,220
7.4 UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA (GD)
Las unidades de generación distribuida son simuladas mediante la opción generador del panel de herramientas del software de simulación ETAP Power Station VERSION 4.0.0. La herramienta viene preconfigurada con diferentes tipos de generadores, los cuales brindan una gran variedad de opciones de simulación dependiendo del análisis que se desee efectuar.
La mayoría de los generadores y sus respectivos modelos de controladores y gobernadores de velocidad son tomados según el comité de turbinas y
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gobernadores de la IEEE, denominado, “modelos dinámicos para hidro turbinas y turbinas de vapor en estudios de sistemas de potencia”
Las simulaciones fueron efectuadas eligiendo 2 tipos de generadores, los cuales son:
Micro-Turbina de gas, denominada GT (Gas-Turbine Governor System)
Generador diesel, denominada DT (Diesel Engine Governor)
7.4.1 Micro-Turbina de gas (GT)
La simulación efectuada para este tipo de generador está regida por un diagrama de control en el cual se puede cuantificar el impacto de la unidad para diferentes valores de potencia en la entrada
Figura 8. Configuración de esquema de control para microturbina de gas
Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink
Definición de parámetros y unidades
Tabla 7. Parámetros del Diagrama de bloques microturbina de gas
Parámetro Definición Unidad
Modo Sistema de caída o isócrono
Caída o declive Velocidad en estado estable para la caída
en un Segundo %
Pmax. Máxima potencia de eje MW
Pmin. Mínima potencia de eje MW
Tc Constante de tiempo de reajuste del
gobernador s
Tsr Constante de tiempo del relé de velocidad s
Tt Constante de tiempo del relé de turbina s
Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink
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7.4.2 Generador diesel
Al igual que la simulación de la microturbina de gas, ésta simulación es regida por un diagrama de control en el cual se puede cuantificar el impacto de la unidad para diferentes valores de potencia en la entrada.
Figura 9. Configuración del esquema de control para generador diesel
Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink
Definición de parámetros y unidades
Tabla 8. Parámetrosdel Diagrama de bloques generador diesel
Parámetro Definición Unidad
Modo Sistema de caída o isócrono
Caída o declive Velocidad en estado estable para el caída %
Pmax. Máxima potencia de eje MW
Pmin. Mínima potencia de eje MW
T1 Constante de tiempo del amplificador/ compensador s
T2 Constante de tiempo del amplificador/ compensador s
T3 Constante de tiempo del amplificador/ compensador s
T4 Constante de tiempo del sensor de carga s
T5 Control Amp. / current driver time constant s
T6 Constante de tiempo del actuador s
T7 Constante de tiempo del motor inactivo s
T8 Constante de tiempo del valor de combustible s
Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink
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8 COMPARACIÓN TECNOLOGÍAS GD
Se efectuaron simulaciones para los dos tipos de tecnologías, tanto para microturbinas de gas como para motores reciprocantes, con el fin analizar el comportamiento que presentan estas unidades en la red. Se utilizaron los modelos que brinda el software ETAP 4.0.0 en su librería de generadores síncronos, los cuales son mostrados en las figura 8 y figura 9 respectivamente.
Mediante la herramienta computacional SIMULINK, se ejecutaron simulaciones en los diagramas de control para cada unidad de generación distribuida con los valores de muestra (simple data) suministrados por ETAP. Se utilizan estos datos para evitar sesgar los resultados de las simulaciones con valores que intenten igualar los resultados y que perturben o alteren el análisis comparativo de las unidades de generación distribuida, motivo por el cual se simula en igualdad de condiciones o por lo menos sin modificar los valores por defecto
8.1 MICRO-TURBINA DE GÁS (GT)
Los datos de muestra son
%5
1.0
1.0
15.0
Droop
T
T
T
t
C
sr
Según figura 8, tenemos que;
Figura 10 Configuración esquema de control para Micro-Turbina de gás (GT) con valores de muestra
Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink
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Figura 11. Curva de potencia de salida de eje para el esquema de control Microturbina de gas. Potencia (W) Vs tiempo (s)
Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink
8.2 GENERADOR DIESEL
Los datos de muestra son:
%Droop
s.T
s.T
s.T
s.T
sT
s.T
s.T
s.T
5
10
150
30
70
5
0050
0150
10
8
7
6
5
4
3
2
1
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Según figura 9, tenemos que;
Figura 12 Configuración esquema de control para Generador Diesel con valores de muestra
Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink
Figura 13. Curva de potencia de salida de eje para el esquema de control Generador Diesel. Potencia (W) Vs tiempo (s)
Fuente: Software de programación visual Matlab-Simulink
Los diagramas de control para los dos tipos de tecnología en análisis constan básicamente de retardos que son controlados en su magnitud, dependiendo del valor del coeficiente que se les asigne.
Ante una señal impulso con una magnitud de 1 y una entrada con una magnitud de [5], la señal de salida, que corresponde a la potencia en el eje de los generadores, presenta varias diferencias en cada tipo de tecnología.
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El resultado en la microturbina de gas (GT) muestra que se obtiene una estabilidad en la potencia de salida mucho más rápida que en la turbina diesel (DT), lo cual es un punto a favor a la microturbina de gas, debido a que le ofrece muchas garantías al sistema y a los usuarios de baja tensión ya que el sistema de potencia tiene un respaldo ante posibles anomalías en su funcionamiento. La estabilidad de potencia más rápida se traduce en mejoras en el perfil de tensión que perciben los usuarios finales.
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9 RESULTADOS
De acuerdo a lo planteado anteriormente y teniendo plenamente identificado el circuito a analizar se procederá a desarrollar la metodología planteada. Se identifican los nodos cabecera (nodos de quiebre) del circuito FO-32, los cuáles son los nodos que soportan la demanda de las ramificaciones presentes en el circuito. Además, estos nodos, servirán de referencia para monitorear el comportamiento de la zona, tanto en pérdidas como en perfil de tensión, al momento de la instalación de las diferentes unidades GD.
En el circuito identificamos 5 nodos de quiebre o cabecera, que son:
NODO 5041
NODO 1656
NODO 1001
NODO 1002
NODO 63
Figura 14. Identificación nodos cabecera circuito FO-32
Fuente: Software de ingeniería eléctrica ETAP
Es necesario conocer el comportamiento inicial del sistema o caso base, como es llamado en los siguientes análisis, tanto en pérdidas como en perfil de tensión para cada una de las zonas, especialmente en los nodos cabecera.
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Tabla 9. Magnitudes iníciales de tensión en los nodos cabecera (caso base)
NODO PORCENTAJE DE LA MAGNITUD NOMINAL
ZONA1, NODO 5041 92,791%
ZONA2, NODO 1656 92,873%
ZONA3, NODO 1001 93,427%
ZONA4, NODO 1002 93,414%
ZONA5, NODO 63 92,592%
9.1 ANÁLISIS PERFIL DE TENSIÓN
Se identifican los nodos y el total de la demanda (sin pérdidas de línea) pertenecientes a cada una de las 5 zonas identificadas en el circuito. Tabla 10. Características de los nodos referentes a zona 1
ZONA 1, NODO 5041
NODOS CARGA (kVA)
PERFIL DE TENSION (% TENSION NOMINAL)
91 15 90,239
92 30 90,231
93 30 90,231
94 15 90,212
95 75 90,200
TOTAL 165
Tabla 11. Características de los nodos referentes a zona 2
ZONA 2, NODO 1656
NODOS CARGA (kVA) PERFIL DE TENSION
(% TENSION NOMINAL) 88 75 90,317
89 30 90,305
90 15 90,250
96 45 90,257
TOT 165
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Tabla 12. Características de los nodos referentes a zona 3
ZONA 3, NODO 1001
NODOS CARGA (kVA) PERFIL DE TENSION
(% TENSION NOMINAL)
103 45 90,849
104 75 90,828
105 30 90,820
106 30 90,811
107 30 90,808
108 30 90,806
TOT 240
Tabla 13. Características de los nodos referentes a zona 4
ZONA 4, NODO 1002
NODOS CARGA (kVA)
PERFIL DE TENSION (% TENSION NOMINAL)
101 75 93,417
87 30 90,832
83 75 90,829
84 30 90,827
TOT 210
Tabla 14. Características de los nodos referentes a zona 5
ZONA 5, NODO 63
NODOS CARGA (kVA)
PERFIL DE TENSION (% TENSION NOMINAL)
80 15 90,049
97 45 90,022
98 30 90,021
99 45 90,011
TOT 135
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Teniendo las zonas identificadas con su respectivo perfil de tensión de caso base; es decir, sin ninguna unidad GD instalada al sistema, se procederá a la ubicación e instalación de las 5 unidades GD. Con el total de la demanda en kVA para cada una de las zonas, se procede a calcular el tamaño de la unidad GD. Teniendo en cuenta que el análisis computacional se realiza con un factor de potencia igual a 0.95 (f.p.=0.95), se halla el valor de la unidad GD, tanto en kW como en kVAr haciendo uso del triángulo de potencias.
Se han establecido 5 diferentes escenarios para el nivel de penetración, el cual determina el tamaño de la unidad DG tanto en kW como en kVAr
25%
50%
75%
100%
130%
Estos niveles permiten analizar, en un amplio margen, el comportamiento de la unidad GD para diferentes tamaños ya que se realiza la simulación desde el 25% del total de la carga de la zona hasta un 130% del total de la carga de la zona. Lo anterior brinda un gran abanico en el comportamiento del sistema para diferentes tamaños de la(s) unidad(es) GD.
Para la zona 1, identificada en el circuito de análisis FO-32, tenemos una demanda total de 165 kVA. Se calcula el tamaño de la unidad GD para un nivel de penetración del 0%, lo cual quiere decir que es la condición inicial y a partir de este valor se calcula el tamaño de la unidad GD, tanto en kW como en kVAr, para los diferentes escenarios de simulación (niveles de penetración).
750156
16519418cos
16519418cos
5251
1651918
1651918
1918
950cos
950
0
0
1
.kW
kVAº)*.(kW
kVA
kWº).(
.kVAr
kVAº)*.sen(kVAr
kVA
kVArº).sen(
º.
).(
)(en atraso.f.p.
%
%
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Teniendo los valores tanto en kVAr y en kW, se procede a calcular el tamaño de la unidad GD para los diferentes niveles de penetración; es decir:
25% en el nivel de penetración
(6)
50% en el nivel de penetración
(7)
Se repite el procedimiento descrito para todos los niveles de penetración y para las 5 zonas existentes en el circuito de prueba. Con base en lo anterior se presentan unas tablas detalladas donde se describen los tamaños de las unidades GD para cada zona.
Figura 15. Identificación Primera Zona
Fuente: Software de ingeniería eléctrica ETAP
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Tabla 15. Tamaño de las unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 1
ZONA 1, NODO 5041
NODOS CARGA (kVA)
NIVEL DE TAMAÑO TAMAÑO
PENETRACION % UNIDAD DG (kW)
UNIDAD DG (kVAr)
91 15 25 % 39.18 12.88 92 30 50 % 78.37 25.76 93 30 75 % 117.56 38.64 94 15 100 % 156.75 51.52 95 75 130 % 203.77 66.97
Total 165
Figura 16. Identificación Segunda Zona
Fuente: Software de ingeniería eléctrica ETAP
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Tabla 16. Tamaño de las unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 2
ZONA 2, NODO 1656
NODOS CARGA (kVA)
NIVEL DE TAMAÑO TAMAÑO
PENETRACION % UNIDAD DG (kW)
UNIDAD DG
(kVAr)
88 75 25 % 39.18 12.88
89 30 50 % 78.37 25.76
90 15 75 % 117.56 38.64
96 45 100 % 156.75 51.52
TOT 165 130 % 203.77 66.97
Figura 17. Identificación Tercera Zona
Fuente: Software de ingeniería eléctrica ETAP
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Tabla 17. Tamaño de las unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 3
ZONA 3, NODO 1001
NODOS CARGA (kVA)
NIVEL DE TAMAÑO TAMAÑO
PENETRACION % UNIDAD DG (kW)
UNIDAD DG (kVAr)
103 45 25 % 57 18.73 104 75 50 % 114 37.46 105 30 75 % 171 56.20 106 30 100 % 228 74.93 107 30 130 % 296.4 97.42 108 30
TOT 240
Figura 18. Identificación Cuarta Zona
Fuente: Software de ingeniería eléctrica ETAP
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Tabla 18. Tamaño de las unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 4
ZONA 4, NODO 1002
NODOS CARGA (kVA)
NIVEL DE TAMAÑO TAMAÑO
PENETRACION % UNIDAD DG (kW)
UNIDAD DG (kVAr)
101 75 25 % 49.87 16.39 87 30 50 % 99.75 32.78 83 75 75 % 149.62 49.17 84 30 100 % 199.5 65.57
TOT 210 130 % 259.35 85.24
Figura 19. Identificación Quinta Zona
Tabla 19. Tamaño de las unidades GD para diferentes niveles de penetración en zona 5
ZONA 5, NODO 63
NODOS CARGA (kVA)
NIVEL DE TAMAÑO TAMAÑO
PENETRACION % UNIDAD DG (kW)
UNIDAD DG (kVAr)
80 15 25 % 32.06 10.53 97 45 50 % 64.12 21.07 98 30 75 % 96.18 31.61 99 45 100 % 128.25 42.15
TOT 135 130 % 166.72 54.79
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Conociendo los resultados de todos los escenarios de simulación planteados para el circuito de prueba se instalan las unidades DG en el circuito
Tal como se citó en la metodología, se realiza la suma aritmética de potencia reactiva y activa para cada nivel de penetración y para cada zona; es decir:
∑ (8)
∑ (9)
Donde; n=número de zonas j= nivel de penetración Para este sistema de 5 zonas y 5 niveles de penetración se tienen;
n=5 j=25%
∑
538.10393.1673.1888.1288.12,
1
,
jm
n
jnkVAr
42.71kVAr
n=5 j=50%
125.6475.9911437.7837.78,
1
,
jm
n
jnkW
62.434kW
07.2178.3246.3776.2576.25,
1
,
jm
n
jnkVAr
85.142kVAr
Este procedimiento se repite para cada uno de los niveles de penetración. Como resultado se tiene el tamaño total de las unidades de generación distribuida con su respectivo valor de potencia activa y potencia reactiva para cada nivel.
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Tabla 20. Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración
% NIVEL DE PENETRACION
CON LAS 5 UNIDADES GD
POTENCIA TOTAL INSTALADA DE LAS
UNIDADES DG
kW kVAr
25 % 217,313 71,427
50 % 434,625 142,853
75 % 651,938 214,280
100 % 869,250 285,706
130 % 1130,025 371,418
Teniendo los valores de la capacidad de cada unidad de generación en las cinco zonas, tanto en potencia reactiva como en activa, se procede a simular
Tabla 21. Resumen general de tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración
# DE ZONA NIVEL DE PENETRACION %
25 % 50 % 75 % 100 % 130 % kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
1 39,188 12,880 78,375 25,761 117,563 38,641 156,750 51,521 203,775 66,978 2 39,188 12,880 78,375 25,761 117,563 38,641 156,750 51,521 203,775 66,978 3 57,000 18,735 114,000 37,470 171,000 56,204 228,000 74,939 296,400 97,421 4 49,875 16,393 99,750 32,786 149,625 49,179 199,500 65,572 259,350 85,244 5 32,063 10,538 64,125 21,077 96,188 31,615 128,250 42,153 166,725 54,799
Para realizar un análisis más detallado de los impactos técnicos de las unidades de generación distribuida se han citado dos nodos que pueden aportar más elementos de juicio para la implementación de este tipo de generación y la aplicación de la metodología descrita. Se examina el nodo con la mejor condición inicial; es decir, el nodo que presenta la mayor magnitud en tensión sin la instalación de unidades DG y el nodo con la peor condición inicial; es decir, el nodo con la magnitud más baja de tensión.La mejor y peor condición inicial corresponde al nodo004 y al nodo 99 respectivamente. Una vez instaladas las unidades DG según los tamaños de la tabla 21 y efectuada la simulación en ETAP se tiene como resultado la siguiente tabla en donde se presenta el comportamiento del sistema debido a la instalación de las unidades GD. Se presentan los resultados de los nodos cabecera y de los nodos con mejor y peor condición inicial.
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Tabla 22. Resultado general para cada zona, perfil de tensión en %
COMPORTAMIENTO DE LA TENSIÓN EN LOS NODOS DE REFERENCIA DEBIDO A LAS UNIDADES DG
ZONA NIVEL DE PENETRACION %
0% Caso Base 25% 50% 75% 100% 130% ZONA1 NODO
5041 92.791 93.338 93.878 94.414 94.940 95.564
ZONA2 NODO 1656 92.873 93.402 93.925 94.443 94.953 95.556
ZONA3 NODO 1001 93.427 93.917 94.402 94.883 95.356 95.916
ZONA4 NODO 1002 93.414 93.908 94.396 94.880 95.356 95.919
ZONA5 NODO 63 92.592 93.132 93.665 94.194 94.713 95.330
NODO 004 (Mejor condición
inicial) 97.768 97.884 98.000 98.114 98.226 98.359
NODO 99 ( Peor condición
inicial) 90.011 90.535 91.053 91.568 92.073 92.672
Se calcula la relación de aumento en el perfil de tensión con respecto al caso base según los resultados de la tabla 22; es decir:
100100*..
casobase
PN
T
TT (10)
Donde:
T = aumento de tensión (%)
..PNT =magnitud de tensión para cada nivel de penetración
casobaseT = magnitud de tensión caso base
Aplicando la ecuación 10 para la zona 1 y un N.P =25%, tenemos que;
%589.0
100100*791.92
338.93
T
T
El anterior desarrollo se aplica para cada nivel de penetración y para cada zona completando los datos de la tabla 23
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Tabla 23. Diferencia en porcentaje con respecto a caso base, perfil de tensión en %
DIFERENCIA EN PORCENTAJE (%) SIN UNIDADES GD CONTRA LA INCLUSION A DIFERENTES NIVELES DE
PENETRACION
ZONA NIVEL DE PENETRACION %
25% 50% 75% 100% 130% ZONA 1, NODO
5041 0.589 1.171 1.749 2.316 2.989
ZONA 2, NODO 1656 0.569 1.132 1.690 2.239 2.889
ZONA 3, NODO 1001 0.525 1.044 1.559 2.065 2.664
ZONA 4, NODO 1002 0.529 1.051 1.570 2.079 2.683
ZONA 5, NODO 63 0.583 1.158 1.730 2.291 2.956
NODO 004 (Mejor
condición inicial) 0.119 0.237 0.354 0.469 0.605
NODO 99 ( Peor condición
inicial) 0.583 1.158 1.730 2.291 2.957
El mayor aumento de tensión se obtuvo para el nodo cabecera 5041, que corresponde la zona 1, con un valor de 2.989% con respecto al caso base. El nodo con peor condición inicial tuvo la mayor tasa de crecimiento en todo el sistema. La siguiente figura ilustra el comportamiento general de los nodos para cada escenario de simulación.
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Figura 20. Curva del Perfil de Tensión con 5 unidades GD
Se observa, de la figura anterior, que los nodos que presentan la mejor condición inicial (caso base) , no exhiben un aumento drástico en los niveles de tensión debido a la instalación de las unidades DG ; es decir, no muestran una diferencia notable entre la curva del caso base y la curva con un nivel de penetración del 130%(nodos 34,70,73,83) , mientras que los nodos con niveles de tensión mas bajos en el caso base , presentan un aumento considerable en la curva del 130%, con respecto al caso base.
9.2 ANÁLISIS BAJA TENSIÓN
El circuito de prueba presenta un total de 45 nodos con tensiones de 220 V y 220/ √3 V entre fase-fase y fase-neutro respectivamente, los cuales corresponden a nodos de baja tensión. Los Nodos de baja tensión pertenecen a la salida de cada uno de los transformadores conectados al sistema de prueba. A pesar de que estos niveles de tensión no son comunes para máquinas eléctricas de gran potencia, componentes eléctricos de baja tensión como los electrodomésticos y mas aun hoy en día con la introducción al mercado de componentes electrónicos, estos bajos niveles de tensión con respecto a la tensión nominal son altamente perjudiciales para el buen funcionamiento y la vida útil de estos equipos. Inicialmente es necesario conocer el comportamiento de los nodos de baja tensión ya que éstos son los encargados de brindarle la tensión al usuario final.
89,000
90,000
91,000
92,000
93,000
94,000
95,000
96,000
97,000
98,000
99,000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
NODO
%
0% C AS O B AS E 25% Nivel de P enetracion 50% Nivel de P enetracion 75% Nivel de P enetracion 100% Nivel de P enetracion 130% Nivel de P enetracion
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En zonas rurales o cerca de la zona urbana, como es el caso de este trabajo de grado, son usuarios residenciales; es decir, con una tensión de 220/ √3 V. Una vez conocidos estos valores se comparan con los datos obtenidos debido a la inclusión de las unidades de generación distribuida para diferentes niveles de penetración , que como se ha mencionado con anterioridad corresponden al 25%, 50%, 75% 100% y 130% de la demanda total en cada zona.
En la siguiente tabla se relaciona la magnitud en % de la tensión nominal para cada nodo de estudio; es decir;
100%:220 V
Tabla 24. Valores en porcentaje con respecto a la tensión nominal de baja tensión (220 V)
Nodo NIVEL DE PENETRACION
CASO BASE (%)
25% (%)
50% (%)
75% (%)
100% (% )
130% (%)
Nodo100 90,332 90,843 91,349 91,851 92,308 92,928
Nodo101 90,844 91,325 91,800 92,271 92,704 93,282
Nodo102 90,851 91,331 91,805 92,275 92,707 93,284
Nodo103 90,849 91,326 91,797 92,265 92,695 93,269
Nodo104 90,828 91,305 91,777 92,245 92,675 93,248
Nodo105 90,820 91,297 91,768 92,236 92,666 93,240
Nodo106 90,811 91,288 91,759 92,227 92,657 93,230
Nodo107 90,808 91,285 91,756 92,224 92,654 93,227
Nodo108 90,806 91,283 91,754 92,222 92,652 93,225
Nodo16 95,843 95,915 95,986 96,057 96,122 96,208
Nodo49 95,655 95,737 95,818 95,898 95,972 96,070
Nodo52 93,786 93,974 94,160 94,345 94,514 94,740
Nodo55 95,437 95,531 95,623 95,715 95,798 95,911
Nodo59 95,082 95,196 95,308 95,419 95,521 95,657
Nodo67 94,839 94,967 95,094 95,219 95,334 95,487
Nodo68 94,743 94,877 95,009 95,140 95,260 95,420
Nodo69 94,326 94,485 94,642 94,797 94,940 95,131
Nodo70 93,160 93,395 93,626 93,855 94,066 94,347
Nodo71 92,290 92,605 92,916 93,225 93,508 93,887
Nodo72 92,019 92,360 92,696 93,031 93,337 93,747
Nodo73 91,851 92,208 92,561 92,911 93,232 93,661
Nodo74 91,648 92,025 92,397 92,767 93,106 93,560
Nodo75 91,453 91,852 92,246 92,638 92,997 93,477
Nodo76 91,034 91,481 91,923 92,361 92,763 93,301
Nodo77 92,074 92,571 93,061 93,548 93,994 94,594
Nodo78 90,851 91,317 91,777 92,233 92,652 93,213
Nodo79 90,083 90,603 91,117 91,627 92,092 92,721
Nodo80 90,049 90,574 91,092 91,607 92,077 92,712
Nodo81 90,232 90,745 91,252 91,755 92,214 92,836
Nodo82 90,274 90,786 91,291 91,793 92,250 92,869
Nodo83 90,829 91,310 91,784 92,255 92,689 93,266
Nodo84 90,827 91,307 91,782 92,253 92,686 93,263
Nodo87 90,832 91,313 91,787 92,258 92,692 93,269
Nodo88 90,317 90,832 91,340 91,844 92,303 92,927
Nodo89 90,305 90,823 91,334 91,842 92,304 92,931
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54
Nodo90 90,250 90,779 91,303 91,822 92,296 92,937
Nodo91 90,239 90,771 91,296 91,818 92,294 92,937
Nodo92 90,231 90,763 91,288 91,810 92,286 92,929
Nodo93 90,231 90,763 91,288 91,810 92,286 92,929
Nodo94 90,212 90,743 91,268 91,790 92,265 92,908
Nodo95 90,200 90,731 91,256 91,778 92,253 92,896
Nodo96 90,257 90,783 91,304 91,821 92,292 92,930
Nodo97 90,022 90,546 91,065 91,579 92,049 92,683
Nodo98 90,021 90,545 91,064 91,578 92,048 92,682
Nodo99 90,011 90,535 91,053 91,568 92,038 92,672
Tabla 25.Valores de tensión para nodos de análisis
Nodo
NIVEL DE PENETRACION
CASO BASE 25% 50% 75% 100% 130%
(V) (V) (V) (V) (V) (V) Nodo100 198,729 199,855 200,968 202,072 203,078 204,442
Nodo101 199,858 200,915 201,959 202,995 203,949 205,219
Nodo102 199,873 200,928 201,970 203,004 203,956 205,224
Nodo103 199,867 200,917 201,954 202,983 203,930 205,192
Nodo104 199,823 200,872 201,909 202,938 203,885 205,146
Nodo105 199,804 200,854 201,891 202,920 203,866 205,128
Nodo106 199,784 200,833 201,870 202,899 203,845 205,107
Nodo107 199,778 200,827 201,864 202,893 203,839 205,100
Nodo108 199,773 200,822 201,859 202,888 203,834 205,095
Nodo16 210,854 211,013 211,170 211,325 211,468 211,658
Nodo49 210,441 210,621 210,799 210,975 211,137 211,354
Nodo52 206,329 206,744 207,153 207,558 207,930 208,428
Nodo55 209,962 210,168 210,371 210,572 210,757 211,003
Nodo59 209,181 209,431 209,677 209,922 210,146 210,446
Nodo67 208,647 208,928 209,206 209,482 209,734 210,072
Nodo68 208,436 208,730 209,020 209,308 209,572 209,925
Nodo69 207,517 207,867 208,212 208,554 208,868 209,288
Nodo70 204,953 205,468 205,977 206,482 206,945 207,564
Nodo71 203,038 203,731 204,416 205,095 205,718 206,551
Nodo72 202,441 203,191 203,932 204,667 205,341 206,244
Nodo73 202,073 202,858 203,634 204,404 205,110 206,054
Nodo74 201,625 202,455 203,274 204,087 204,834 205,832
Nodo75 201,197 202,075 202,942 203,803 204,593 205,649
Nodo76 200,275 201,258 202,230 203,194 204,079 205,263
Nodo77 202,562 203,655 204,735 205,807 206,786 208,106
Nodo78 199,873 200,897 201,909 202,913 203,834 205,068
Nodo79 198,183 199,327 200,457 201,579 202,603 203,987
Nodo80 198,108 199,263 200,403 201,535 202,570 203,965
Nodo81 198,510 199,639 200,755 201,862 202,872 204,238
Nodo82 198,603 199,728 200,840 201,944 202,950 204,312
Nodo83 199,824 200,881 201,925 202,962 203,915 205,185
Nodo84 199,818 200,875 201,919 202,956 203,909 205,179
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55
Nodo87 199,831 200,888 201,932 202,968 203,922 205,192
Nodo88 198,698 199,830 200,948 202,058 203,068 204,439
Nodo89 198,671 199,810 200,935 202,051 203,068 204,448
Nodo90 198,550 199,715 200,866 202,008 203,051 204,460
Nodo91 198,527 199,696 200,852 201,999 203,046 204,461
Nodo92 198,509 199,679 200,834 201,982 203,028 204,443
Nodo93 198,509 199,679 200,834 201,981 203,028 204,443
Nodo94 198,466 199,635 200,790 201,937 202,984 204,398
Nodo95 198,440 199,609 200,764 201,911 202,958 204,372
Nodo96 198,564 199,724 200,869 202,006 203,042 204,445
Nodo97 198,048 199,202 200,342 201,474 202,508 203,903
Nodo98 198,046 199,200 200,340 201,472 202,506 203,901
Nodo99 198,023 199,177 200,317 201,449 202,483 203,878
De la tabla 24 se han identificado los 5 nodos con peor condición inicial y los 5 nodos con la mejor condición inicial para observar el comportamiento de estos nodos a niveles de baja tensión Tabla 26. Nodos de baja tensión con peor condición inicial
NODO Magnitud en % de
la tensión nominal
(Caso Base) Nodo99 90,011
Nodo98 90,021
Nodo97 90,022
Nodo80 90,049
Nodo79 90,083
Tabla 27. Nodos de baja tensión con mejor condición inicial
NODO Magnitud en % de la tensión
nominal (Caso Base)
Nodo67 94,839
Nodo59 95,082
Nodo55 95,437
Nodo49 95,655
Nodo16 95,843
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Tabla 28. Magnitud de tensión para nodos con peor condición inicial
NODO Magnitud tensión
[V] (Caso Base)
Nodo99 198,023
Nodo98 198,046
Nodo97 198,048
Nodo80 198,108
Nodo79 198,183
Tabla 29. Magnitud de tensión para nodos con mejor condición inicial
NODO Magnitud tensión
[V] (Caso Base)
Nodo67 208,647
Nodo59 209,181
Nodo55 209,962
Nodo49 210,441
Nodo16 210,854
9.2.1 Relación entre caso base y nodos baja tensión
Conociendo la magnitud en porcentaje de la tensión nominal para cada nodo de baja tensión, según la tabla 26 y tabla 27,con respecto a la tensión nominal de baja (220 V/127 V)), se realiza la relación entre el valor del caso base y cada uno de los datos obtenidos para cada nivel de penetración; es decir,
n N. P.Valor segu
o baseValor casV
sobaserelacionca
100*100
%
(11)
Donde;
N.P.= Nivel de penetración
Aplicando (11) al nodo 99, con un N.P. =25%, tenemos;
%583.0
90,535
100*011.90100
%
%
sobaserelacionca
sobaserelacionca
V
V
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Aplicando el anterior desarrollo para los nodos de baja tensión con mejor condición inicial y para nodos de baja tensión con peor condición inicial
Tabla 30. Magnitud en porcentaje con respecto a caso base para nodos con peor condición inicial
NODO NIVEL DE PENETRACION
25% 50% 75% 100% 130% Nodo99 0,583% 1,158% 1,730% 2,252% 2,957%
Nodo98 0,583% 1,158% 1,730% 2,252% 2,957%
Nodo97 0,583% 1,158% 1,730% 2,252% 2,957%
Nodo80 0,583% 1,158% 1,730% 2,252% 2,957%
Nodo79 0,577% 1,148% 1,714% 2,231% 2,929%
Tabla 31. Magnitud en porcentaje con respecto a caso base para nodos con mejor condición inicial
NODO NIVEL DE PENETRACION
25% 50% 75% 100% 130% Nodo67 0,135% 0,268% 0,400% 0,521% 0,683%
Nodo59 0,119% 0,237% 0,354% 0,462% 0,605%
Nodo55 0,098% 0,195% 0,290% 0,378% 0,496%
Nodo49 0,086% 0,170% 0,254% 0,331% 0,434%
Nodo16 0,075% 0,150% 0,223% 0,291% 0,381%
Los resultados obtenidos en el análisis de baja tensión ratifican el comportamiento de los nodos con peor condición inicial, los cuales muestran una proporción en el aumento del perfil de tensión mucho mayor que los nodos con mejor condición inicial. Lo anterior se ilustra en las figuras 21 y 22 donde se muestra la notoria diferencia entre estos dos tipos de nodos.
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Figura 21. Comportamiento inicial vs. Peor condición inicial
Figura 22. Valores de Tensión para los nodos en Baja Tensión
9.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS
Al igual que el análisis efectuado al perfil de tensión para el circuito FO-32 que corresponde a la localidad de Fontibón en la cuidad de Bogotá D.C., se identifican las pérdidas iníciales del sistema o pérdidas base.Esto con el fin de comparar
COMPORTAMIENTO DE LA MEJOR CONDICIÓN INICIAL CONTRA LA PEOR CONDICIÓN INICIAL CON RESPECTO AL CASO BASE
0
0,25
0,5
0,75
1
1,25
1,5
1,75
2
2,25
2,5
2,75
3
3,25
0% 25% 50% 75% 100% 125% 150%
NIVEL DE PENETRACIÓN (%)
AU
MEN
TO D
E TE
NSI
ON
CO
N R
ESPC
TO A
L C
ASO
BA
SE
[%]
PeorCondición(NODO 79)
MejorCondición(NODO67)
VALORES DE TENSIÓN PARA NODOS DE BAJA TENSIÓN
198,000
199,500
201,000
202,500
204,000
205,500
207,000
208,500
210,000
211,500
213,000
20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130%
% NIVEL DE PENETRACIÓN
TEN
SIÓ
N E
N N
OD
O (V
)
MejorCondición
PeorCondición
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59
resultados e identificar las mejoras o perjuicios en el sistema debido a la inclusión de las unidades de generación distribuida. Además de las pérdidas de línea se cuantifican las pérdidas en cada uno de los transformadores conectados al sistema los cuales suministran la baja tensión, en el lado secundario, a los clientes del área rural o cerca al área urbana como aplica a este circuito.
Según la tabla 2, el circuito cuenta con un total de 55 líneas y 45 transformadores, lo cual da un total de 100 elementos de análisis, en lo que tiene que ver con las pérdidas en el sistema.
Los valores iníciales de pérdidas (caso base), tanto en kW como en kVAr, son:
Tabla 32. Pérdidasinícialespara líneas de transmisión (caso base) del sistema
ÍTEM kW kVAr
Línea 73 0 0
Línea 57 0 0,001
Línea 81 0,001 0
Línea 69 0,001 0,001
Línea 67 0,001 0,001
Línea 56 0,001 0,001
Línea 51 0,001 0,001
Línea 82 0,001 0,001
Línea 50 0,002 0,002
Línea 70 0,002 0,002
Línea 45 0,002 0,002
Línea 63 0,003 0,003
Línea 83 0,003 0,003
Línea 44 0,005 0,007
Línea 55 0,006 0,006
Línea 54 0,007 0,007
Línea 74 0,008 0,007
Línea 68 0,009 0,009
Línea 71 0,01 0,009
Línea 72 0,011 0,011
Línea 66 0,013 0,013
Línea 43 0,015 0,02
Línea 49 0,015 0,014
Línea 52 0,019 0,026
Línea 62 0,022 0,021
Línea 80 0,023 0,021
Línea 61 0,028 0,027
Línea 53 0,029 0,027
Línea 64 0,032 0,031
Línea 79 0,066 0,063
Línea 65 0,074 0,07
Línea 40 0,137 0,13
Línea 42 0,233 0,22
Línea 77 0,26 0,246
Línea 76 0,492 0,465
Línea 78 0,833 0,788
Línea 59 0,947 0,895
Línea 58 1,722 1,628
Línea 60 2,208 2,087
Línea 5 2,956 2,794
Línea 11 2,978 3,92
Línea 13 3,272 3,093
Línea 17 3,457 3,267
Línea 12 3,874 3,662
Línea 10 5,34 5,048
L1 6,649 6,285
Línea 14 6,958 6,577
Línea 4 7,557 7,144
L14 7,568 7,154
Línea 3 11,542 10,91
Línea 6 12,718 12,022
Línea 39 13,011 17,127
Línea 9 17,578 16,617
Línea 41 19 17,961
Línea 2 48,481 53,292
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Tabla 33. Pérdidasiníciales para transformadores (caso base) del sistema
ÍTEM kW kVAr
T41 0,119 0,692
T37 0,12 0,692
T36 0,12 0,692
T17 0,124 0,72
T45 0,238 1,377
T40 0,239 1,384
T39 0,239 1,384
T35 0,239 1,386
T54 0,242 1,402
T53 0,242 1,402
T52 0,242 1,402
T51 0,242 1,402
T30 0,242 1,402
T33 0,242 1,402
T48 0,242 1,403
T21 0,246 1,422
T46 0,357 2,066
T44 0,357 2,066
T43 0,359 2,077
T47 0,359 2,08
T49 0,363 2,104
T13 0,395 2,289
T12 0,396 2,293
T42 0,597 3,457
T27 0,598 3,46
T34 0,599 3,466
T50 0,605 3,506
T29 0,605 3,506
T31 0,606 3,507
T24 0,606 3,507
T22 0,608 3,522
T18 0,619 3,585
T16 0,625 3,619
T14 0,653 3,781
T9 0,672 3,888
T4 0,674 3,904
T26 1,19 6,892
T28 1,196 6,926
T11 1,592 9,22
T23 2,074 12,008
T20 2,466 14,277
T8 2,582 14,951
T10 2,674 15,482
T25 3,97 22,989
T15 8,493 49,174
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61
La sumatoria de cada uno de los anteriores valores ofrece las pérdidas totales del sistema, 220,451kWy 416,902kVAr.
Para cada uno de los tamaños de las unidades de generación distribuida, según la tabla 21, se cuantifica el valor de las pérdidas en el sistema, tanto para líneas como para transformadores. Se efectúa la suma aritmética de las pérdidas, en kW y en kVAr para cada uno de los niveles de penetración y se compara con los resultados del caso base los cuales fueron relacionados en la tabla 34.
En la siguiente tabla se relaciona el total de las pérdidas para cada uno de los niveles de penetración
Tabla 34. Pérdidas para cada nivel de penetración
25% 50% 75% 100% 130%
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
197,071 394,735 175,774 374,639 156,397 356,458 140,418 341,574 120,877 323,51
Se efectúa la relación entre los valores de pérdidas del caso base con cada uno de los datos obtenidos para cada nivel de penetración para luego obtener el incremento o declive de pérdidas en porcentaje con respecto al caso base
%317.5
902.416
)100*735.394(100
%605.10
451.220
100)*(197.071-100
nPenetracio de Nivelen 25% paraRelacion
902.416
451.220
Base Caso Datos
%25
%25
%25
%25
kVAr
kVAr
kW
kW
kVAr
kW
El mismo procedimiento se repite para cada nivel de penetración, obteniéndose la siguiente tabla, donde se observa el comportamiento de las unidades GD.
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62
Tabla 35. Cuadro comparativo de pérdidas kW-kVAr, comparación caso base en porcentaje
25% 50% 75% 100% 130%
kW kVAr kW kVAr KW kVAr kW kVAr kW kVAr
10,605% 5,316% 20,266% 10,137% 29,055% 14,498% 36,302% 18,068% 45,168% 22,401%
Figura 23. Curva comparativa de reducción de perdidas activas y reactivas con respecto al caso base
9.3.1 Análisis de pérdidas en cada zona
En cada una de las zonas identificadas en el circuito de prueba se han determinado las pérdidas tanto activas como reactivas para observar el comportamiento de los nodos presentes en cada zona ante la instalación de unidades DG de diferentes tamaños.
Se han evaluado diferentes parámetros para determinar los niveles de pérdidas como son las líneas y transformadores que intervienen en cada una de las zonas, ya que estos dos parámetros son los principales agentes contribuyentes en los niveles de pérdidas presentes en un sistema de potencia
Se evalúa inicialmente el comportamiento de la zona 1 que según la figura 15, intervienen en dicha zona las líneas; L69, L70, L71, L72, L73, L74 , y los
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140%
Nivel de Penetracion [%]
Red
ucci
on e
n pe
rdid
as a
ctiv
as y
reac
tivas
con
resp
ecto
al c
aso
base
[%
] kW
kVAr
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transformadores ; T37, T39,T40, T41, T42 (en las tablas 4 y 5 se muestran sus respectivas características).
Se realiza las sumas aritméticas de las pérdidas activas y reactivas de las líneas y de los transformadoresque intervienen en el funcionamiento de cada una de las zonas y en cada uno de los niveles de penetración para luego graficar y observar el comportamiento. Es así como en la zona 1 se tiene:
Tabla 36. Pérdidas activas de líneas y transformadores en la zona 1
item
NIVEL DE PENETRACIÓN
0% 25% 50% 75% 100% 130%
kW kW kW kW kW kW
L69 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001
L70 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002
L71 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
L72 0,011 0,012 0,012 0,012 0,012 0,012
L73 0 0 0 0 0 0
L74 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008
T37 0,12 0,121 0,122 0,124 0,125 0,127
T39 0,239 0,242 0,245 0,247 0,25 0,253
T40 0,239 0,242 0,245 0,247 0,25 0,253
T41 0,119 0,121 0,122 0,124 0,125 0,127
T42 0,597 0,604 0,611 0,618 0,625 0,633 TOTAL PERDIDAS EN ZONA
1,346 kW 1,363 kW 1,378 kW 1,393 kW 1,408 kW 1,426 kW
Figura 24. Comportamiento de las pérdidas activas en la zona 1 a diferentes niveles de penetración
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64
Tabla 37. Pérdidas reactivas de líneas y transformadores en la zona 1
tem
NIVEL DE PENETRACIÓN
0% 25% 50% 75% 100% 130%
kVAr kVAr kVAr kVAr kVAr kVAr
L69 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001
L70 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002
L71 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,01
L72 0,011 0,011 0,011 0,011 0,011 0,011
L73 0 0 0 0 0 0
L74 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,008
T37 0,692 0,7 0,708 0,716 0,724 0,734
T39 1,384 1,4 1,416 1,433 1,447 1,468
T40 1,384 1,4 1,416 1,433 1,447 1,468
T41 0,692 0,7 0,708 0,716 0,724 0,734
T42 3,457 3,498 3,539 3,579 3,616 3,667 TOTAL PERDIDAS EN ZONA
7,639kVAr 7,728kVAr 7,817kVAr 7,907kVAr 7,988kVAr 8,103kVAr
Figura 25. Comportamiento de las pérdidas reactivas en la zona 1 a diferentes niveles de penetración
Como se observa en las graficas de pérdidas activas y reactivas para la zona 1, justo después de la instalación de la unidad DG, la zona comenzó a experimentar aumentos leves en los niveles de pérdidas. Este comportamiento se mantiene para todos los niveles de penetración y en la mayoría de zonas identificadas en el circuito de análisis.
7,63
7,73
7,83
7,93
8,03
0% 25% 50% 75% 100% 130%
Pé
rdia
s e
n k
VA
r
Nivel de Penetración
Pérdidas en la zona 1
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65
Este fenómeno contrasta con lo citado anteriormente,en relación a la reducción de pérdidas en el sistema, el cual es una de las características principales de la implementación de este tipo de metodología de zonificación del sistema.Sin embargo es necesario aclarar diferentes puntos para exponer este comportamiento. Una de las razones principales que explica este leve aumento en los niveles de pérdidas en las zonas identificadas en el circuito de prueba radica , tal como se menciono en el capítulo 7, en que la simulación fue efectuada bajo la peor condición de demanda , es decir , con una demanda del 100% en el sistema para el caso base, ocasionando que los conductores de las líneas de transmisión operen a su límite máximo de capacidad de transporte de potencia. En el momento de instalar cualquier tipo de generador con cualquier capacidad al circuito, la potencia transmitida por las líneas va a sobrepasar los niveles máximos de aquellos conductores en los cuales sea necesario el transporte de más potencia.
Cabe aclarar de igual manera que el aumento más drástico en los niveles de pérdidas activas en la zona 1 es de tan solo 80 W y de 464 VA con respecto al caso base, las cuales son cifras mínimas en comparación a los niveles de perdidas generales del sistema en el caso base.
La reducción de pérdidas se produce de una manera notoria en aquellas líneas que se encuentran cerca del generador central o de la subestación de distribución, ya que como en estas líneas el transporte de potencia ya no va hacer igual con la instalación de unidades GD en los nodos cabecera de las zonas identificadas lo cual origina un descenso en las perdidas .Lo anterior contrasta con las líneas adyacentes al nodo de instalación de las unidades GD debido a un aumento en el transporte de potencia inyectada por la unidad GD.
Tabla 38. Líneas con mayor disminución en pérdidas activas a diferentes niveles de penetración
ítem
NIVEL DE PENETRACION
caso base 25% 50% 75% 100% 130%
kW kW kW kW kW kW
Line2 48,481 43,647 39,114 34,853 31,196 26,531
Line3 11,542 10,269 9,084 7,976 7,034 5,842
Line6 12,718 11,221 9,833 8,543 7,45 6,079
Line9 17,578 14,452 11,66 9,18 7,185 4,856
Line41 19 16,535 14,264 12,172 10,416 8,24
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66
Figura 26. Comportamiento de las pérdidas activas en las líneas con mayor disminución de pérdidas a diferentes niveles de penetración
Tabla 39. Líneas con mayor disminución en pérdidas activas a diferentes niveles de penetración
item
NIVEL DE PENETRACION
caso base 25% 50% 75% 100% 130%
kVAr kVAr kVAr kVAr kVAr kVAr
L1 6,285 5,648 5,052 4,491 4,011 3,399
Line2 53,292 47,978 42,996 38,311 34,292 29,164
Line3 10,91 9,707 8,587 7,54 6,649 5,522
Line6 12,022 10,607 9,295 8,075 7,042 5,746
Line9 16,617 13,661 11,022 8,678 6,792 4,59
Line41 17,961 15,63 13,483 11,506 9,846 7,789
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
caso base 25% 50% 75% 100% 130%
NIV
EL D
E P
ERD
IDA
S [k
W]
NIVEL DE PENETRACION
LINEA 41
LINEA 9
LINEA 6
LINEA 3
LINEA 2
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Figura 27. Comportamiento de las pérdidas reactivas en las líneas con mayor disminución de pérdidas a diferentes niveles de penetración
Como se observa en las graficas anteriormente expuestas , la generación de pérdidas en las líneas adyacentes al nodo de instalación de la unidad GD se ve ampliamente compensado con la reducción de pérdidas en las líneas que se encuentran cerca de la central de distribución o subestación
0
20
40
60
80
100
120
caso base 25% 50% 75% 100% 130%
NIV
EL D
E P
ERD
IDA
S [k
VA
r]
NIVEL DE PENETRACION
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9.4 DESARROLLO METODOLOGÍA TRADICIONAL PARA EL CIRCUITO FO-32 DE LA CIUDAD DE BOGOTÁ D.C.
Para el circuito FO32 del sistema de distribución de la empresa CODENSA, en la ciudad de Bogotá D.C. se tiene, según la tabla 3, una demanda total del sistema de 4140kW y 1636 kVAr respectivamente.
Según el procedimiento definido para hallar los resultados de la tabla 20, que corresponden a la suma aritmética de las potencias tanto reactiva como activa en cada nivel de penetración para cada zona, se efectúa la relación entre la demanda total del sistema y el valor de la unidad de generación distribuida para nivel de penetración; es decir:
100*sistema del en totalDemanda
GD unidad en Potencia
100*sistema delkW en totalDemanda
GD unidadkW en Potencia
kVAr
kVArkVAr
kW
usual
usual
(12)y(13)
Según la tabla 20 para un nivel de penetración del 25% la potencia total instalada es de; 217,312kW y71,426kVArrespectivamente. Con lo cual se tiene una relación entre la demanda total del sistema y el 25% del nivel de penetración de;
Aplicando las ecuaciones (12) y (13), tenemos;
%365.4
1636
100*426.71
%249.5
4140
100*312.217
%25
%25
%25
%25
Usual
Usual
Usual
Usual
kVAr
kVAr
kW
kW
El mismo procedimiento se repite para cada nivel de penetración, obteniéndose los siguientes resultados:
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Tabla 40. Participación de las unidades GD al sistema, para cada nivel de penetración, en %.
% NIVEL DE PENETRACION
CON LAS 5 UNIDADES GD
% DEL TOTAL DE LA
DEMANDA DEL SISTEMA %W %VAr
25 5,249 4,365 50 10,498 8,731 75 15,747 13,097
100 20,996 17,463 130 27,295 22,702
Los anteriores resultados demuestran que la metodología de zonificación del sistema utiliza únicamente el 27.295% y el 22.702% en potencia activa y reactiva respectivamente en el mayor tamaño de la unidad de generación distribuida; es decir, a un nivel de penetración del 130%, para la cuantificación de las pérdidas y caída de voltaje presentes en el sistema de prueba con respecto a la demanda total del circuito. Lo anterior contrasta con [12], [25], [26], [23], [24] donde el desarrollo de la metodología planteada se origina a partir de la totalidad de la demanda presente en el sistema y con esto se procede a cuantificar el tamaño de la unidad de generación distribuida.
Según la metodología, se comparan los resultados obtenidos en el desarrollo analítico propuesto contra un desarrollo tradicional.
Si se evalúa el nivel de penetración sin la zonificación del sistema, se efectúa la cuantificación del tamaño de las unidades de generación distribuida con el nivel total de demanda que presenta el circuito FO-32 que corresponde a la localidad de Fontibón en la cuidad de Bogotá D.C. Se efectúa dicha evaluación para cada uno de los escenarios de simulación en el nivel de penetración; es decir, para 25%, 50%, 75% 100%, 130%.
Como se conoce el valor total de la demanda tanto en kW como en kVAr, se multiplica cada uno de estos valores por el nivel de penetración; es decir,
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70
100
n penetracio de nivel*en totalDemanda
100
n penetracio de nivel*kWen totalDemanda
kVArkVAr
kW
(14)(15)
Aplicando lo descrito anteriormente tenemos;
Tabla 41. Tamaño unidades GD para diferentes niveles de penetración utilizando la demanda total del sistema
METODOLOGÍA TRADICIONAL DE DESARROLLO
% NIVEL DE PENETRACIÓN
CON LAS 5 UNIDADES GD
DEMANDA TOTAL DEL
SISTEMA (kW) (kVAr) 4140 1636
25 1035 409
50 2070 818
75 3105 1227
100 4140 1636
130 5382 2126,8
9.5 ANÁLISIS PERFIL DE TENSIÓN
Debido a que para este desarrollo no se tiene en cuenta la zonificación del sistema, se cuantifica el perfil de tensión utilizando los tamaños de las unidades
con su respectivo valor hallado para cada nivel de penetración. Se cuantifica el valor del perfil de tensión de forma individual y se observa el comportamiento de los demás nodos del sistema.
de forma individual a cada nodo cabecera y se analiza el resto de los nodos del sistema.Este procedimiento se realiza con los 5 niveles de penetración y para los 5 nodos cabecera.
GD según la tabla 41. En cada uno de los nodos cabecera se instala la unidad GD
Como se ilustra en la figura 28, la unidad de generación distribuida es instalada
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71
Figura 28. Metodología aplicada para cuantificar el perfil de tensión para los diferentes niveles de penetración
Donde;
N.P.= nivel de penetración
Para facilitar el análisis de resultados, se estudia el comportamiento de la metodología tradicional para cada nodo cabecera, el cual brindará un comportamiento patrón para los demás nodos pertenecientes a cada zona
Tabla 42. Comportamiento nodos de referencia al 25 %
MAGNITUD EN PORCENTAJE DE LA TENSIÓN NOMINAL PARA NODOS DE REFERENCIA DEBIDO A LAS UNIDADES DG
ZONA
NIVEL DE PENETRACIÓN EN 25 % NODO 5041
NODO 1656
NODO 1001
NODO 1002 NODO 63
ZONA1 ZONA2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 NODO 5041 96,135 95,729 95,711 95,697 95,367
NODO 1656 95,66 95,745 95,724 95,71 95,382
NODO 1001 95,078 95,162 95,911 95,897 94,875
NODO 1002 95,076 95,161 95,908 95,969 94,873
NODO 63 95,573 95,658 95,712 95,699 95,948
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72
Tabla 43. Comportamiento nodos de referencia al 50 %
MAGNITUD EN PORCENTAJE DE LA TENSIÓN NOMINAL PARA NODOS DE REFERENCIA DEBIDO A LAS UNIDADES DG
ZONA NIVEL DE PENETRACIÓN EN 50 %
NODO 5041
NODO 1656
NODO 1001
NODO 1002 NODO 63
ZONA1 ZONA2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 NODO 5041 99,25 98,38 97,833 97,819 97,95
NODO 1656 98,36 98,44 97,879 97,865 98,003
NODO 1001 97,244 97,33 98,26 98,25 97,036
NODO 1002 97,236 97,322 98,26 98,39 97,028
NODO 63 98,16 98,25 97,835 97,821 99,07
Tabla 44.Comportamiento nodos de referencia al 75 %
MAGNITUD EN PORCENTAJE DE LA TENSIÓN NOMINAL PARA NODOS DE REFERENCIA DEBIDO A LAS UNIDADES DG
ZONA
NIVEL DE PENETRACIÓN EN 75 % NODO 5041
NODO 1656
NODO 1001
NODO 1002 NODO 63
ZONA1 ZONA2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 NODO 5041 102,173 108,878 99,823 99,81 100,37
NODO 1656 100,9 100,99 99,91 99,9 100,48
NODO 1001 99,31 99,4 100,51 100,5 99,1
NODO 1002 99,28 99,37 100,48 100,68 99,07
NODO 63 100,59 100,67 99,82 99,81 102,002
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73
Tabla 45. Comportamiento nodos de referencia al 100 %
MAGNITUD EN PORCENTAJE DE LA TENSIÓN NOMINAL PARA NODOS DE REFERENCIA DEBIDO A LAS UNIDADES DG
ZONA NIVEL DE PENETRACIÓN EN 100 %
NODO 5041
NODO 1656
NODO 1001
NODO 1002 NODO 63
ZONA1 ZONA2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 NODO 5041 104,935 103,23 101,7 101,68 102,653
NODO 1656 103,337 103,429 101,86 101,84 102,847
NODO 1001 101,28 101,37 102,649 102,634 101,63
NODO 1002 101,25 101,34 102,621 102,882 101,04
NODO 63 102,874 102,966 101,86 101,84 104,771
Tabla 46. Comportamiento nodos de referencia al 130 %
MAGNITUD EN PORCENTAJE DE LA TENSIÓN NOMINAL PARA NODOS DE REFERENCIA DEBIDO A LAS UNIDADES DG
ZONA
NIVEL DE PENETRACIÓN EN 130 % NODO 5041
NODO 1656
NODO 1001
NODO 1002 NODO 63
ZONA1 ZONA2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 NODO 5041 108,085 105,911 103,834 103,819 105,257
NODO 1656 106,095 106,189 104,057 104,042 105,527
NODO 1001 103,532 103,624 105,101 105,086 103,31
NODO 1002 103,492 103,584 105,058 105,391 103,27
NODO 63 105,483 105,576 103,835 103,82 107,928
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9.6 RESULTADOS DE LAS PÉRDIDAS POR METODOLOGÍA TRADICIONAL
procede a instalar estas unidades en cada zona, identificada con su respectivo nodo cabecera y se cuantifica el valor de las pérdidas totales del sistema
Figura 29. Metodología aplicada para cuantificar las pérdidas debido a las unidades GD
Se realiza una comparación con los datos arrojados en el caso base para determinar la conducta del sistema debido a la instalación de estas unidades que ampliamente superan en tamaño a los obtenidos con la metodología de zonificación del sistema.
Con los resultados de las pérdidas totales en cada zona y para cada nivel de penetración, se calcula la relación entre las pérdidas del caso base y las nuevas pérdidas.
100*100 .
casobasekW
zonakW
RudkWP
PP (16)
100*100 .
ArcasobasekV
zonakVAr
RudkVArP
PP (17)
Donde;
RudkVArP = potencia reactiva reducida (kVAr)
.zonakVArP =potencia reactiva de zona (kVAr)
ArcasobasekVP = potencia reactiva del caso base (kVAr)
Con tamaños de las unidades de generación distribuida dados en la tabla 41, se
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Las pérdidas totales del sistema para el caso base son: 220,451 kW y 416,902 kVAr
Aplicando la metodología de la figura 29, se cuantifican las pérdidas para cada N.Py se efectúa la respectiva comparación.
9.6.1 Análisis para un Nivel de Penetración de 25%
Tamaño unidad distribuida para 25% en nivel de penetración: 1035 kW y 409 kVAr
Tabla 47. Pérdidas para 25% en nivel de penetración
Aplicando las ecuaciones (16) y (17) para la zona 1, se tiene
538.41%
100*451.220
879.128100%
RudkW
RudkW
P
P
492.20%
100*902.416
472.331100%
RudkVAr
RudkVAr
P
P
Este procedimiento se realiza para todas las zonas y para todos los niveles de penetración, con lo cual se tiene:
Tabla 48. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 25% de N.P. en %
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
41,539 20,492 43,019 21,25 40,163 19,973 39,967 19,838 43,132 21,235
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
128,879 331,472 125,615 328,310 131,912 333,636 132,344 334,197 125,367 328,372
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Figura 30. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 25% de N.P.
9.6.2 Análisis para un nivel de penetración de 50%
Tamaño unidad distribuida para 50% en nivel de penetración: 2070 kW y 818 kVAr
Las pérdidas para este tamaño de generador distribuido son: pérdidas
Tabla 49. Pérdidas para 50% en nivel de penetración
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
94,497 302,126 80,412 288,725 86,463 293,224 88,391 295,748 87,744 296,159
Aplicando las ecuaciones (16) y (17) Tabla 50. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 50% de N.P. en %
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
57,135 27,531 63,524 30,745 60,779 29,666 59,905 29,06 60,198 28,962
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
25% zona 1 25% zona 2 25% zona 3 25% zona 4 25% zona 5
Red
ucci
on d
e pé
rdid
as A
ctiv
as y
reac
tivas
con
resp
ecto
al c
aso
base
[%]
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Figura 31. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 50% de N.P.
9.6.3 Análisis para un nivel de penetración de 75%
Tamaño unidad distribuida para 75% en nivel de penetración: 3105 kW y 1227 kVAr
Las pérdidas para este tamaño de generador distribuido son:
Tabla 51. Pérdidas para 75% en nivel de penetración
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
107,604 319,331 77,354 290,749 78,395 289,996 82,596 295,541 97,793 310,650
Aplicando las ecuaciones (16) y (17)
Tabla 52. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 75% de N.P. en %
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
51,189 23,404 64,911 30,26 64,439 30,44 62,533 29,11 55,64 25,486
0
10
20
30
40
50
60
70
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
50% zona 1 50% zona 2 50% zona 3 50% zona 4 50% zona 5
Red
ucci
on d
e pé
rdid
as A
ctiv
as y
reac
tivas
con
resp
ecto
al c
aso
base
[%
]
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Figura 32. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 75% de N.P.
9.6.4 Análisis para un nivel de penetración de 100%
Tamaño unidad distribuida para 100% en nivel de penetración: 4140 kW y 1636 kVAr
Las pérdidas para este tamaño de generador distribuido son:
Tabla 53. Pérdidas para 100% en nivel de penetración
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
161,045 376,080 110,984 328,960 103,215 319,432 110,317 328,905 148,301 364,782
Aplicando las ecuaciones (16) y (17)
Tabla 54. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 100% de N.P. en %
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
26,948 9,792 49,656 21,094 53,18 23,38 49,959 21,107 32,728 12,502
0
10
20
30
40
50
60
70
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
75% zona 1 75% zona 2 75% zona 3 75% zona 4 75% zona 5
Red
ucci
on d
e pé
rdid
as A
ctiv
as y
reac
tivas
con
resp
ecto
al c
aso
base
[%
]
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Figura 33. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 100% de N.P.
9.6.5 Análisis para un nivel de penetración de 130%
Tamaño unidad distribuida para 130% en nivel de penetración: 5382 kW y 2126,8 kVAr Las pérdidas para este tamaño de generador distribuido son: Tabla 55. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 130% de N.P. en %
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
255,327 475,205 271,472 489,552 192,815 415,778 171,132 392,691 182,285 407,732
Aplicando las ecuaciones (16) y (17)
Tabla 56. Relación entre pérdidas caso base y pérdidas al 130% de N.P. en %
ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
-15,820 -13,985 -23,144 -17,426 12,536 0,270 22,372 5,807 17,313 2,200
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
100% zona 1 100% zona 2 100% zona 3 100% zona 4 100% zona 5
Red
ucci
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rdid
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as y
reac
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con
resp
ecto
al c
aso
base
[%
]
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Figura 34. Comparación de resultados al 130% de la carga total del sistema con respecto al caso Base.
Cuando el tamaño y la ubicación de la(s) unidad(es) de generación distribuida no es la adecuada, presenta conductas como las descritas en el presente caso de estudio.A un nivel de penetración del 130% las pérdidas en las zonas 1 y 2 se incrementan en un 15% y 23% respectivamente, corroborando de esta manera uno de los inconvenientes de este tipo de tecnología
En la siguiente figura se ilustra el comportamiento del sistema a un nivel de penetración de 130% aplicando la metodología tradicional de desarrollo, en la cual se observan nodos donde el valor de las pérdidas en kW es mucho mayor que en el caso base. Estos nodos soportan la inadecuada ubicación y el inadecuado tamaño de la unidad, convirtiéndose en un grave problema de calidad de energía entregada al usuario final.
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
25
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
130% Zona 1 130%Zona 2 130%Zona 3 130%Zona 4 130%Zona 5
Red
ucci
on d
e pé
rdid
as A
ctiv
as y
reac
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con
resp
ecto
al c
aso
base
[%
]
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Figura 35. Pérdidas en el sistema debido a la instalación de unidades de generación distribuida a un nivel de penetración del 130%
9.7 CUADRO DE CARACTERÍSTICAS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE ZONIFICACION DEL SISTEMA
El siguiente cuadro ilustra las características más importantes de la metodología de zonificación del sistema en la implementación de unidades de generación distribuida a un sistema de potencia eléctrico. Dichas características han sido establecidas luego de haberse efectuado las simulaciones correspondientes al circuito FO-32 de la cuidad de Bogotá. Se determinan las ventajas y desventajas mas importantes de la aplicación de esta metodología a sistemas de potencia.
La metodología de zonificación del sistema pretende ser una alternativa para la determinación del tamaño y ubicación de la(s) unidad(es) GD en un sistema eléctrico de potencia
0,000
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
NODOS
kW
0% kW
130% zona 5kW
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VENTAJAS DESVENTAJAS
Una de las principales características de la generación distribuida radica en la cercanía de las unidades GD a las demandas eliminando de esta manera las pérdidas por transporte de energía a largas distancias. Con la implementación de la zonificación del sistema varias unidades GD se instalan en cercanías a un grupo de cargas, con lo cual la reducción de pérdidas en mucho más notoria.
Con la aplicación de la metodología de zonificación del sistema se presenta un aumento en los niveles de tensión lo cual mejora calidad del servicio tanto para el usuario como para el operador de red.
El aumento en los niveles de tensión se refleja en un mayor porcentaje en los nodos que presentan una peor condición inicial, es decir, los nodos que sin la instalación de unidades GD presentan los niveles más bajos de tensión.
La principal ventaja de esta metodología se centra en la reducción de pérdidas del circuito de análisis, tanto en potencia activa como en potencia reactiva. Lo cual si se mira desde el punto de vista del operador de red, significa mucho dinero ahorrado en energía desperdiciada beneficiando de esta manera a los usuarios con rebajas en las tarifas.
La metodología de zonificación del sistema propuesta solo es aplicable a sistemas radiales ya que para sistemas como el anillo o malla no se podría determinar un nodo cabecera. Debido a que siempre habría un lazo cerrado en el circuito de análisis en el sistema tipo malla o anillo, las ramificaciones no existirían, lo cual impide la creación de zonas para este tipo de sistema.
El inadecuado tamaño de la unidad de generación distribuida dado por la demanda de la zona y el nivel de penetración, pueden aumentar los niveles de pérdidas para dicha zona y en general para todo el sistema, lo cual indica que no necesariamente un gran tamaño de la unidad GD garantiza una reducción en las pérdidas del sistema.
Cuando las unidades GD no son regulables , tanto en potencia generada activa y reactiva , el nivel de tensión en los nodos adyacentes al nodo de instalación de la unidad GD aumenta drásticamente, llegando incluso a superar los niveles de tensión permitidos por las normatividades locales. Lo cual indica que, al igual que para el caso de las pérdidas, no necesariamente una unidad GD con un gran tamaño garantiza el aumento uniforme del perfil de tensión de los nodos del circuito.
La zonificación del sistema permite efectuar un mejor monitoreo del comportamiento eléctrico del sistema de potencia que se encuentra bajo análisis. Este monitoreo se hace mucho más detallado y minucioso debido a que la unidades GD instaladas tienen una influencia más marcada sobre un menor número de cargas, en comparación con una o dos unidades GD para todo un circuito.
Debido a la zonificación del sistema , los tamaños de las unidades GD son relativamente pequeños en comparación a otras metodologías , lo cual hace que su disponibilidad en el mercado sea de difícil acceso , ya que las capacidades para la mayoría de tecnologías aplicadas a la generación distribuida aún no han sido desarrolladas en su totalidad.
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Las anteriores características se suman a las ya conocidas para este tipo de generación, las cuales han sido desarrolladas por diferentes organismos académicos y gubernamentales a nivel nacional y mundial.
Todos los problemas poseen soluciones tecnológicas actualmente disponibles, algunas de ellas de implementación costosa. Por ello, se trata de alcanzar la solución a la problemática con el menor cambio en el sistema eléctrico, empleando el siguiente concepto: “frente a cualquier perturbación, la generación distribuida debe ser desconectada tan rápido como sea posible, devolviendo al sistema a su situación original”. Este criterio es satisfactorio para la empresa eléctrica ya que su aplicación todavía no pone en riesgo a la estabilidad del sistema, pues la penetración de la GD no ha alcanzado montos importantes. Pero, tal solución no resulta atractiva para el dueño de la generación, que pierde confiabilidad, reduciendo la posibilidad de respaldo, al poder mantener alimentada su carga frente a perturbaciones del sistema. Este simple análisis, muestra que las soluciones a los problemas mencionados, presentan aspectos positivos y negativos, que impactan de forma distinta y muchas veces antagónica, a la empresa eléctrica y al usuario.
VENTAJAS DESVENTAJAS
Aumento en la capacidad de transmisión y distribución.
fuentes de alta confiabilidad para sistemas o usuarios sensibles a los que no se les puede interrumpir el servicio.
Reducción de emisiones atmosféricas.
Permite generar energía limpia utilizando fuentes renovables en un muy amplio segmento de inversión.
Incrementa la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica.
Algunas tecnologías necesitan convertidores dc/ac, lo cual generan armónicos a la red.
Se presentan inconvenientes en la selectividad o coordinación de protecciones del sistema de potencia.
Corrientes de falla.
Mal funcionamiento del esquema de protecciones (depende del nivel de penetración).
Generación de sobretensiones permanentes (depende del nivel de penetración).
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10 COMPARACIÓN DE RESULTADOS
Según las tablas 21 y 41, donde se especifican los tamaños de las unidades de generación distribuida para ambas metodologías, se realiza la diferencia de resultados tanto para perfil de tensión como para pérdidas en el sistema de análisis, que corresponde al circuito FO-32 de la localidad de Fontibón en la cuidad de Bogotá D.C
La potencia máxima instalada en la metodología de zonificación del sistema corresponde 130 % del total de la carga por zona, lo cual corresponde a 27,295 % para potencia activa y al 21,758 % para potencia reactiva según tabla 40, del total de la potencia instalada en el sistema de prueba. Para efectuar la comparación se analizará al 25 % en la metodología tradicional para no sesgar los resultados.
10.1 PERFIL DE TENSIÓN
en el nivel de penetración, se comparan los resultados para cada zona identificado con su respectivo nodo cabecera. Los resultados demuestran que para las zonas 2, 3, 4, la diferencia es prácticamente despreciable. Para las zonas 1 y 5 respectivamente se presenta una leve diferencia en los resultados pero que no representa un considerable aumento en los niveles de tensión
Figura 36. Comparación de resultados perfiles de tensión, en porcentaje de la tensión nominal
94,8
95
95,2
95,4
95,6
95,8
96
96,2
NODO 5041 NODO 1656 NODO 1001 NODO 1002 NODO 63
%
Met. Trad.
Met. Zon
De acuerdo a los datos de las tablas 42 y 21, esta última con los valores al 130%
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10.2 PÉRDIDAS EN EL SISTEMA
Según los datos de las tablas 35 y 47 respectivamente, que corresponden al porcentaje de reducción de pérdidas en el sistema debido a la instalación de unidades de generación distribuida , se comparan los resultados de pérdidas tanto en potencia activa, como en potencia reactiva. En el caso de la metodología de zonificación del sistema se utilizan los valores de pérdidas a un nivel de penetración del 130% que, como se mencionó anteriormente, equivale al 25% de la potencia total del sistema, motivo por el cual se utiliza la tabla de pérdidas del 25% en el nivel de penetración de la metodología tradicional.
Tabla 57. Estimación de pérdidas en zona 1
ZONA 1 Metodología kW kVAr Metodología Tradicional 41,539 20,492
Metodología Zonificación 45,168 22,401
Figura 37. Comparación pérdidas zona 1
Tabla 58. Estimación de pérdidas en zona 2
ZONA 2 Metodología kW kVAr Metodología Tradicional 43,019 21,25
Metodología Zonificación 45,168 22,401
0
10
20
30
40
50
kw kVAr
Re
du
ccio
n d
e P
erd
idas
co
n
resp
ect
o a
l cas
o b
ase
[%
]
Met. Tradicional
Met. Zonificacion
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Figura 38. Comparación pérdidas zona 2
Tabla 59. Estimación de pérdidas en zona 3
ZONA 3 Metodología kW kVAr Metodología Tradicional 40,163 19,973
Metodología Zonificación 45,168 22,401
Figura 39. Comparación pérdidas zona 3
0
10
20
30
40
50
kw kVAr
Re
du
ccio
n d
e P
erd
idas
co
n
resp
ect
o a
l cas
o b
ase
[%
]
Met. Tradicional
Met. Zonificacion
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
kw kVAr
Re
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ccio
n d
e P
erd
idas
co
n
resp
ect
o a
l cas
o b
ase
[%
]
Met Tradicional
Met. Zonificacion
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Tabla 60. Estimación de pérdidas en zona 4
ZONA 4 Metodología kW kVAr Metodología Tradicional 39,967 19,838
Metodología Zonificación 45,168 22,401
Figura 40. Comparación pérdidas zona 4
Tabla 61. Estimación de pérdidas en zona 5
ZONA 5 Metodología kW kVAr Metodología Tradicional 43,132 21,235
Metodología Zonificación 45,168 22,401
Figura 41. Comparación pérdidas zona 5
0
10
20
30
40
50
kw kVAr
Re
du
ccio
n d
e P
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idas
co
n
resp
ect
o a
l cas
o b
ase
[%
] Met. Tradicional
Met. Zonificacion
0
10
20
30
40
50
kw kVAr
Re
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ccio
n d
e P
erd
idas
co
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ect
o a
l cas
o b
ase
[%
] Met. Tradicional
Met. Zonificacion
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A pesar de que no se presentan diferencias significativas en el valor de las pérdidas en cada tipo de metodología, se aprecia que la metodología de zonificación del sistema presenta mayores índices de reducción en el valor de las pérdidas en cada una de las zonas presentes en el circuito de prueba, lo cual indica que la distribución adecuada de las unidades de generación distribuida en el sistema , como en el caso de la metodología de zonificación del sistema , ayuda a atenuar las pérdidas presentes en la red , en comparación a la ubicación individual de un generador distribuido de gran potencia como es el caso de la metodología tradicional .
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11 NORMA IEEE PARA LA INTERCONEXIÓN DE FUENTES DISTRIBUIDAS CON SISTEMAS DE POTENCIA ELÉCTRICA
La norma IEEE Std 1547-2003 es la primera de una serie de normas que han sido desarrolladas por el comité de normalización y coordinación (SCC21), sobre celdas de combustible, celdas fotovoltaicas,generación distribuida y almacenamiento de energía, acerca de interconexión de fuentes distribuidas.
Una serie de documentos relacionados con la norma IEEE Std 1547-2003 han sido desarrollados, los cuales son de gran complemento y ayuda en el tema de las fuentes distribuidas, los cuales son;
IEEE P1547.1TM: norma borrador para la conformidad de los procedimientos de prueba para equipo interconectado con el sistema eléctrico de potencia
IEEE P1547.2TM:borrador guía de aplicación para la norma IEEE Std 1547-2003
IEEE P1547.3TM:borrador guía para el monitoreo, intercambio de información y control de fuentes distribuidas interconectadas con el sistema eléctrico de potencia
IEEE P1547.4 TM: borrador guía para el diseño , operación , e integración de fuentes distribuidas en sistemas aislados con el sistema eléctrico de potencia
IEEE P1547.5 TM: borrador de una directriz técnica para la interconexión de unidades mayores a 10MVA a la red de transmisión
La primera publicación de la IEEE Std 1547-2003 es un resultado de los cambios en el contexto para la producción y entrega de la electricidad. Esta norma establece criterios y requisitos para la interconexión de fuentes distribuidas con sistemas de potencia eléctrica. Además, proporciona un estándar uniforme para la interconexión de fuentes distribuidas con el sistema eléctrico de potencia, proporciona requerimientos relevantes para rendimiento, operación, medida, condiciones de seguridad y mantenimiento de la interconexión. Estos requerimientos aplicarán en el punto de acoplamiento común.
Las especificaciones y requerimientos manifestados, tanto de medida como técnicos, son universalmente necesarios para la interconexión de unidades distribuidas, incluidas máquinas sincrónicas, máquinas de inducción o convertidores/inversores de potencia. Estas especificaciones no se detallan en ningún equipo o fabricante en particular.
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Los criterios y requerimientos en este documento son aplicables a todas las tecnologías de generación distribuida, con una capacidad agregada en el punto de común acoplamiento menor o igual a 10MVA, interconectado al sistema de potencia eléctrico, tanto primario como secundario. La instalación de fuentes distribuidas sobre sistemas radiales es el principal énfasis de esta norma, tanto en redes primarias como secundarias.
Figura 42. Esquema de instalación de unidades DG
Fuente: Norma IEEE 1547 página 3
La figura 37 proporciona un esquema de relación de términos que describen una instalación de unidades DG al sistema eléctrico de potencia.
Punto de común acoplamiento (PCC): el punto donde un sistema eléctrico local es conectado a un área del sistema eléctrico de potencia.
Fuente Distribuida (DR): Fuentes de potencia eléctrica que no están directamente conectados al grueso del sistema eléctrico de potencia. Las DR incluyen generadores y tecnologías de almacenamiento de energía.
Sistema eléctrico de potencia (EPS): empresas de servicio eléctrico que suministra potencia eléctrica a la carga.
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Figura43. Esquema de interconexión para unidades de generación distribuida
Fuente: Norma IEEE 1547 página 4
Equipos de interconexión: dispositivos individuales o múltiples usados en un sistema de interconexión Sistema de interconexión: la colección de todos los equipos y funciones, tomados como un grupo, usado para interconectar unidades DR al área EPS
11.1 LIMITACIONES
Esta norma fue escrita considerando un sistema de 60Hz
Esta norma no define la capacidad máxima de la unidad para una instalación particular que puede ser interconectada a un solo punto de común acoplamiento.
Esta norma no determina la protección de la fuente distribuida o todos los requerimientos operativos de las unidades DR.
Esta norma no direcciona, planea, diseña, opera o mantiene el área del sistema eléctrico de potencia.
Esta norma no aplica para esquemas de transferencia automática en la cual la carga es transferida entre la fuente distribuida y el sistema eléctrico de potencia.
11.2 ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS TÉCNICOS PARA LA
INTERCONEXIÓN
11.2.1 Requerimientos generales
a) Regulación de voltaje b) Integración con el aterrizamiento de área del sistema eléctrico de
potencia c) Sincronización
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d) Fuentes distribuidas sobre redes de distribución secundarias e) Inadvertida energización del áreas del sistema de potencia eléctrica f) Dispositivos de monitoreo g) Dispositivos de aislamiento h) Protección de interferencia electromagnética i) Soporte al aumento de carga j) Dispositivos en paralelo
11.2.2 Respuesta del área del sistema de potencia ante condiciones anormales
a) Fallas en el área del sistema eléctrico de potencia. b) Coordinación de suicheo en el área del sistema eléctrico c) Voltaje d) Frecuencia e) Pérdida de sincronismo f) Reconexión al aérea del sistema eléctrico de potencia
11.2.3 Calidad de potencia a) Limitación de inyección dc b) Limitación de fliker inducido por la fuente distribuida c) Armónicos
11.3 ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS DE PRUEBA EN LA
INTERCONEXIÓN a) Diseño de prueba b) Respuesta ante frecuencia y voltaje anormales c) Sincronización d) Prueba de integridad de interconexión e) Limitaciones de inyección dc f) Armónicos
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12 Conclusiones
Con la instalación de las 5 unidades de generación distribuida en el circuito FO-32 de la ciudad de Bogotá D.C., se mejora el perfil de tensión en aproximadamente 3% aplicando la metodología de zonificación del sistema, para el mejor escenario de simulación; es decir, con 130% en el nivel de penetración en cada zona, lo cual representa en voltios; 342V para media tensión y 6.6 V para baja tensión. Es un aumento significativo de tensión si se tiene en cuenta que solo se instala una capacidad total de las unidades de 1130,025 kW que corresponde al 27.295 % de la totalidad de la demanda instalada.
Un descenso significativo en el valor de las pérdidas se obtuvo con la
instalación de las 5 unidades de generación distribuida en el circuito FO-32 aplicando la metodología de zonificación del sistema, obteniéndose la mayor reducción a un nivel de penetración de 130% , con unos valores de disminución de 45.168 % en potencia activa y 22.401% en potencia reactiva respectivamente . lo cual se traduce en beneficios tanto para el operador de red como para el usuario final.
La comparación de los resultados obtenidos mediante la metodología
propuesta ( zonificación del sistema ) con la metodología tradicional de desarrollado , demuestran que aunque el perfil de tensión aumenta considerablemente para niveles de penetración 25%, 50%, 75%, para niveles de 100% y 130% se presentan sobre voltajes del orden del 5% al 7%, lo cual puede presentar inconvenientes en los transformadores de distribución, traducido de igual manera en el servicio al cliente final.
La reducción en las pérdidas derivadas de la aplicación de la metodología de
zonificación del sistema para un nivel de penetración del 130% , que corresponde a un 25% de la metodología tradicional , son significativamente mayores para cada una de las zonas , lo cual se traduce en beneficios para el sistema eléctrico de potencia y para los usuarios finales.
La inadecuada ubicación y el inadecuado tamaño de la(s) unidad(es) causa
aumentos drásticos en los niveles de pérdidas y sobrevoltajes en el sistema
sistema de análisis con un nivel de penetración del 130% aplicando la metodología tradicional. En este escenario de simulación las pérdidas aumentan en las zonas 2 y 3 mientras que en las zonas 1,4 y 5 la reducción de pérdidas es casi inapreciable
como se puede ratificar en la figura 35 donde se ilustra el comportamiento del
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De acuerdo a los resultados obtenidos de las simulaciones de los diagramas de control de las unidades GD en estudio (microturbina de gas y motor reciprocante), la microturbina de gas ofrece una estabilidad en la potencia de salida mucho más rápida que el motor reciprocante, lo cual genera confiabilidad en el sistema, en el usuario y en la propia instalación de la unidad GD. Sin embargo, las capacidades desarrolladas para las microturbinas de gas no son muy grandes, lo cual genera dificultades a la hora de implementar este tipo de tecnología.
Según el análisis realizado a los nodos, donde se relacionan los 5 nodos con
mejor y peor condición inicial en la magnitud de tensión, indica que los nodos con peor condición inicial (99, 98, 97, 80,79) tienen una tasa de crecimiento en el perfil de tensión de 2.957% mientras que los nodos con mejor condición inicial (67, 59, 55, 49, 16) es de tan solo 0,683 %. Esto ocurre en el mejor de los escenarios de simulación, 130% en el nivel de penetración. Lo anterior demuestra que la aplicación de unidades de generación distribuida en un sistema eléctrico de potencia tiene más impacto en los nodos con perfiles de tensión bajos.
Seguir la normatividad propuesta por la IEEE Std 1547-2003 garantiza el
correcto funcionamiento de la instalación, la adecuada operación de la unidad de generación distribuida, además se tienen presentes parámetros en donde la unidad GD responde ante situaciones anómalas que pueden comprometer su correcto funcionamiento en el sistema eléctrico de potencia. Seguir la normatividad internacional como la IEEE 1547-2003 garantiza la competitividad de nuestro sistema eléctrico ante el mismo tipo de generación en cualquier lugar del mundo.
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13 Recomendaciones
En relación a los impactos técnicos que conlleva la implementación de unidades de generación distribuida se debe profundizar en el tema de armónicos y coordinación de protecciones ya que estos dos puntos son de vital importancia en el óptimo funcionamiento del sistema eléctrico.
Es necesario efectuar un tipo de análisis como el desarrollado en este trabajo
para otros diferentes tipos de tecnologías para evaluar su impacto, beneficios y aspectos técnico-económicos.
Se recomienda efectuar un estudio económico con los resultados presentados en este trabajo, para complementar el estudio de la cuantificación de impactos de la implementación de unidades de generación distribuida en el sistema eléctrico de potencia.
Se recomienda motivar la implementación de la generación distribuida como
una materia electiva en el programa de ingeniería eléctrica en la universidad de la Salle, sabiendo de antemano que este tipo de generación se posicionará como una generación eficiente, limpia, de fácil acceso y que en pocos años se implementará.
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ANEXO2 TABLA 62. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodos 004 a 106
NODO 0% CASO BASE 25% Nivel de Penetración 50% Nivel de Penetración 75% Nivel de Penetración 100% Nivel de Penetración 130% Nivel de Penetración
004 97,768 97,884 98,000 98,114 98,226 98,359
005 97,518 97,650 97,779 97,908 98,035 98,184
006 97,419 97,557 97,692 97,827 97,959 98,115
007 96,990 97,153 97,315 97,475 97,632 97,818
008 96,435 96,628 96,820 97,009 97,195 97,415
009 95,791 96,032 96,270 96,506 96,737 97,012
010 94,897 95,221 95,540 95,858 96,169 96,538
011 94,618 94,968 95,314 95,658 95,995 96,395
012 94,446 94,813 95,175 95,535 95,888 96,306
013 94,236 94,624 95,007 95,387 95,760 96,202
014 94,036 94,446 94,852 95,254 95,649 96,117
0949 92,762 93,308 93,848 94,384 94,911 95,534
1656 92,873 93,402 93,925 94,443 94,953 95,556
5011 92,809 93,351 93,886 94,417 94,939 95,558
5041 92,791 93,338 93,878 94,414 94,940 95,564
Nodo10 93,385 93,876 94,360 94,841 95,313 95,873
Nodo100 90,332 90,843 91,349 91,851 92,344 92,928
Nodo101 90,844 91,325 91,800 92,271 92,733 93,282
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TABLA 63. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodo 107 a nodo55
NODO 0% CASO BASE 25% Nivel de Penetración 50% Nivel de Penetración 75% Nivel de Penetración 100% Nivel de Penetración 130% Nivel de Penetración
Nodo107 90,808 91,285 91,756 92,224 92,683 93,227
Nodo108 90,806 91,283 91,754 92,222 92,681 93,225
Nodo11 93,376 93,866 94,350 94,831 95,304 95,863
Nodo12 93,373 93,863 94,348 94,828 95,301 95,860
Nodo13 93,370 93,861 94,345 94,826 95,298 95,858
Nodo14 92,553 93,092 93,625 94,153 94,673 95,289
Nodo15 93,605 94,065 94,519 94,969 95,412 95,936
Nodo16 95,843 95,915 95,986 96,057 96,126 96,208
Nodo17 93,417 93,896 94,369 94,838 95,299 95,845
Nodo18 93,121 93,623 94,120 94,612 95,096 95,669
Nodo2 96,497 96,691 96,882 97,072 97,258 97,478
Nodo4 93,394 93,888 94,376 94,861 95,336 95,900
Nodo40 92,823 93,349 93,869 94,385 94,891 95,492
Nodo102 90,851 91,331 91,805 92,275 92,737 93,284
Nodo103 90,849 91,326 91,797 92,265 92,725 93,269
Nodo104 90,828 91,305 91,777 92,245 92,704 93,248
Nodo105 90,820 91,297 91,768 92,236 92,696 93,240
Nodo106 90,811 91,288 91,759 92,227 92,686 93,230
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Nodo47 92,780 93,308 93,829 94,347 94,855 95,457
Nodo48 92,883 93,409 93,929 94,445 94,952 95,552
Nodo49 95,655 95,737 95,818 95,898 95,977 96,070
Nodo5 93,392 93,886 94,374 94,858 95,334 95,897
Nodo50 92,868 93,397 93,919 94,438 94,947 95,551
Nodo51 92,855 93,388 93,913 94,435 94,948 95,555
Nodo52 93,786 93,974 94,160 94,345 94,526 94,740
Nodo53 92,806 93,347 93,882 94,414 94,935 95,554
Nodo54 92,799 93,343 93,881 94,415 94,939 95,561
Nodo55 95,437 95,531 95,623 95,715 95,804 95,911
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TABLA 64. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodo 56 a nodo 77
NODO 0% CASO BASE 25% Nivel de Penetración 50% Nivel de Penetración 75% Nivel de Penetración 100% Nivel de Penetración 130% Nivel de Penetración
Nodo56 92,788 93,335 93,875 94,411 94,937 95,561
Nodo57 92,780 93,326 93,866 94,403 94,929 95,553
Nodo58 92,780 93,326 93,866 94,402 94,929 95,553
Nodo6 93,414 93,905 94,390 94,871 95,343 95,903
Nodo60 92,759 93,306 93,846 94,382 94,908 95,532
Nodo61 92,747 93,294 93,834 94,370 94,896 95,520
Nodo62 92,627 93,162 93,690 94,214 94,729 95,340
Nodo63 92,592 93,132 93,665 94,194 94,713 95,330
Nodo64 92,566 93,105 93,638 94,167 94,686 95,302
Nodo65 92,564 93,103 93,636 94,165 94,685 95,301
Nodo66 92,563 93,102 93,635 94,164 94,684 95,300
Nodo67 94,839 94,967 95,094 95,219 95,342 95,487
Nodo68 94,743 94,877 95,009 95,140 95,268 95,420
Nodo69 94,326 94,485 94,642 94,797 94,950 95,131
Nodo7 93,410 93,904 94,392 94,876 95,352 95,916
Nodo70 93,160 93,395 93,626 93,855 94,080 94,347
Nodo71 92,290 92,605 92,916 93,225 93,528 93,887
Nodo59 95,082 95,196 95,307 95,419 95,528 95,657
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105
Nodo72 92,019 92,360 92,696 93,031 93,359 93,747
Nodo73 91,851 92,208 92,561 92,911 93,254 93,661
Nodo74 91,648 92,025 92,397 92,767 93,130 93,560
Nodo75 91,453 91,852 92,246 92,638 93,022 93,477
Nodo76 91,034 91,481 91,923 92,361 92,792 93,301
Nodo77 92,074 92,571 93,061 93,548 94,027 94,594
Tabla65. Magnitud en porcentaje de la tensión nominal para todos los escenarios de simulación, nodo 78 a S4698
NODO 0% CASO BASE 25% Nivel de Penetración 50% Nivel de Penetración 75% Nivel de Penetración 100% Nivel de Penetración 130% Nivel de Penetración
Nodo78 90,851 91,317 91,777 92,233 92,682 93,213
Nodo79 90,083 90,603 91,117 91,627 92,127 92,721
Nodo8 93,398 93,892 94,380 94,864 95,340 95,903
Nodo80 90,049 90,574 91,092 91,607 92,112 92,712
Nodo81 90,232 90,745 91,252 91,755 92,250 92,836
Nodo82 90,274 90,786 91,291 91,793 92,285 92,869
Nodo83 90,829 91,310 91,784 92,255 92,718 93,266
Nodo84 90,827 91,307 91,782 92,253 92,715 93,263
Nodo87 90,832 91,313 91,787 92,258 92,721 93,269
Nodo88 90,317 90,832 91,340 91,844 92,340 92,927
Nodo89 90,305 90,823 91,334 91,842 92,340 92,931
Nodo9 93,394 93,884 94,369 94,850 95,322 95,882
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106
Nodo90 90,250 90,779 91,303 91,822 92,332 92,937
Nodo91 90,239 90,771 91,296 91,818 92,330 92,937
Nodo92 90,231 90,763 91,288 91,810 92,322 92,929
Nodo93 90,231 90,763 91,288 91,810 92,322 92,929
Nodo94 90,212 90,743 91,268 91,790 92,302 92,908
Nodo95 90,200 90,731 91,256 91,778 92,290 92,896
Nodo96 90,257 90,783 91,304 91,821 92,328 92,930
Nodo97 90,022 90,546 91,065 91,579 92,084 92,683
Nodo98 90,021 90,545 91,064 91,578 92,083 92,682
Nodo99 90,011 90,535 91,053 91,568 92,073 92,672
NODO 1001 93,427 93,917 94,402 94,883 95,356 95,916
NODO 1002 93,414 93,908 94,396 94,880 95,356 95,919
NODO 101 93,417 93,910 94,397 94,881 95,356 95,918
NODO1000 93,495 93,967 94,434 94,898 95,353 95,892
S4698 92,893 93,417 93,934 94,448 94,952 95,549
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107
ANEXO 3 Tabla 66. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación , nodo 004 a nodo 106
NODO
25% Nivel de
Penetración
50% Nivel de
Penetración
75% Nivel de
Penetración
100% Nivel de
Penetración
130% Nivel de
Penetración
004 0,119 0,237 0,354 0,469 0,605
005 0,135 0,268 0,400 0,530 0,683
006 0,141 0,280 0,419 0,554 0,714
007 0,168 0,335 0,500 0,662 0,853
008 0,201 0,399 0,596 0,788 1,017
009 0,251 0,500 0,746 0,988 1,274
010 0,341 0,678 1,013 1,341 1,730
011 0,370 0,736 1,099 1,456 1,878
012 0,389 0,772 1,153 1,527 1,970
013 0,411 0,818 1,221 1,617 2,086
014 0,436 0,867 1,295 1,715 2,213
0949 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989
1656 0,569 1,132 1,690 2,239 2,889
5011 0,584 1,160 1,733 2,295 2,961
5041 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989
Nodo10 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo100 0,567 1,126 1,682 2,228 2,874
FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
108
Nodo101 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683
Nodo102 0,528 1,049 1,567 2,075 2,677
Nodo103 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo104 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo105 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo106 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Tabla 67. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación, nodo 107 a nodo 55
NODO
25% Nivel de
Penetración
50% Nivel de
Penetración
75% Nivel de
Penetración
100% Nivel de
Penetración
130% Nivel de
Penetración
Nodo107 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo108 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo11 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo12 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo13 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo14 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956
Nodo15 0,491 0,976 1,458 1,931 2,491
Nodo16 0,075 0,150 0,223 0,296 0,381
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109
Nodo17 0,512 1,019 1,521 2,014 2,599
Nodo18 0,539 1,072 1,601 2,121 2,737
Nodo2 0,201 0,399 0,596 0,788 1,017
Nodo4 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683
Nodo40 0,567 1,126 1,682 2,228 2,874
Nodo47 0,569 1,131 1,688 2,236 2,886
Nodo48 0,567 1,126 1,682 2,227 2,874
Nodo49 0,086 0,170 0,254 0,336 0,434
Nodo5 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683
Nodo50 0,569 1,132 1,690 2,239 2,889
Nodo51 0,573 1,139 1,701 2,253 2,907
Nodo52 0,201 0,399 0,596 0,789 1,017
Nodo53 0,584 1,160 1,733 2,295 2,961
Nodo54 0,587 1,166 1,742 2,307 2,977
Nodo55 0,098 0,195 0,290 0,385 0,496
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110
Tabla 68. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación, nodo 56 a nodo 77
NODO
25% Nivel de
Penetración
50% Nivel de
Penetración
75% Nivel de
Penetración
100% Nivel de
Penetración
130% Nivel de
Penetración
Nodo56 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989
Nodo57 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989
Nodo58 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989
Nodo59 0,119 0,237 0,354 0,469 0,605
Nodo6 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo60 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989
Nodo61 0,589 1,171 1,749 2,316 2,989
Nodo62 0,577 1,147 1,714 2,269 2,928
Nodo63 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956
Nodo64 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956
Nodo65 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956
Nodo66 0,583 1,158 1,730 2,291 2,956
Nodo67 0,135 0,268 0,400 0,530 0,683
Nodo68 0,141 0,280 0,419 0,554 0,715
Nodo69 0,168 0,335 0,500 0,662 0,853
Nodo7 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683
Nodo70 0,251 0,500 0,746 0,988 1,274
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111
Nodo71 0,341 0,678 1,013 1,341 1,730
Nodo72 0,371 0,737 1,100 1,456 1,878
Nodo73 0,389 0,773 1,153 1,527 1,970
Nodo74 0,412 0,818 1,221 1,617 2,086
Nodo75 0,436 0,867 1,295 1,715 2,213
Nodo76 0,491 0,976 1,458 1,931 2,491
Nodo77 0,540 1,073 1,602 2,121 2,737
Tabla 69. Aumento, en porcentaje, del perfil de tensión con respecto al caso base para cada escenario de simulación, nodo 78 a S4698
NODO 25% Nivel de
Penetración
50% Nivel de
Penetración
75% Nivel de
Penetración
100% Nivel de
Penetración
130% Nivel de
Penetración
Nodo78 0,512 1,019 1,521 2,015 2,599
Nodo79 0,577 1,148 1,714 2,270 2,929
Nodo8 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683
Nodo80 0,583 1,158 1,730 2,291 2,957
Nodo81 0,569 1,131 1,689 2,236 2,886
Nodo82 0,567 1,126 1,682 2,228 2,875
Nodo83 0,529 1,051 1,570 2,080 2,683
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112
Nodo84 0,529 1,051 1,570 2,080 2,683
Nodo87 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683
Nodo88 0,569 1,132 1,691 2,239 2,889
Nodo89 0,573 1,139 1,701 2,253 2,908
Nodo9 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
Nodo90 0,587 1,167 1,742 2,307 2,977
Nodo91 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989
Nodo92 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989
Nodo93 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989
Nodo94 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989
Nodo95 0,589 1,171 1,749 2,317 2,989
Nodo96 0,584 1,160 1,733 2,295 2,962
Nodo97 0,583 1,158 1,730 2,291 2,957
Nodo98 0,583 1,158 1,730 2,291 2,957
Nodo99 0,583 1,158 1,730 2,291 2,957
NODO 1001 0,525 1,044 1,559 2,065 2,664
NODO 1002 0,529 1,051 1,570 2,079 2,683
NODO 101 0,528 1,049 1,567 2,075 2,677
NODO1000 0,506 1,005 1,501 1,988 2,565
S4698 0,564 1,120 1,673 2,216 2,859
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113
ANEXO 4 Tabla 70. Pérdidas generales para todos los transformadores en cada escenario de simulación
ítem 0% Caso Base 25% 50% 75% 100% 130% kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
T9 0,672 3,888 0,673 3,895 0,674 3,901 0,675 3,908 0,676 3,914 0,677 3,922
T8 2,582 14,951 2,593 15,011 2,603 15,07 2,613 15,129 2,622 15,183 2,635 15,256
T54 0,242 1,402 0,245 1,416 0,247 1,431 0,25 1,446 0,252 1,459 0,255 1,477
T53 0,242 1,402 0,245 1,416 0,247 1,431 0,25 1,446 0,252 1,459 0,255 1,477
T52 0,242 1,402 0,245 1,416 0,247 1,431 0,25 1,446 0,252 1,459 0,255 1,477
T51 0,242 1,402 0,245 1,417 0,247 1,431 0,25 1,446 0,252 1,459 0,255 1,478
T50 0,605 3,506 0,612 3,543 0,618 3,579 0,624 3,616 0,63 3,649 0,638 3,695
T49 0,363 2,104 0,367 2,126 0,371 2,148 0,375 2,17 0,378 2,191 0,383 2,218
T48 0,242 1,403 0,245 1,418 0,247 1,433 0,25 1,447 0,252 1,461 0,255 1,479
T47 0,359 2,08 0,363 2,104 0,367 2,127 0,371 2,151 0,375 2,172 0,38 2,202
T46 0,357 2,066 0,361 2,09 0,365 2,114 0,369 2,138 0,373 2,16 0,378 2,189
T45 0,238 1,377 0,241 1,393 0,243 1,409 0,246 1,425 0,249 1,44 0,252 1,46
T44 0,357 2,066 0,361 2,09 0,365 2,114 0,369 2,138 0,373 2,16 0,378 2,19
T43 0,359 2,077 0,363 2,101 0,367 2,125 0,371 2,149 0,375 2,172 0,38 2,202
T42 0,597 3,457 0,604 3,498 0,611 3,539 0,618 3,579 0,625 3,616 0,633 3,667
T41 0,119 0,692 0,121 0,7 0,122 0,708 0,124 0,716 0,125 0,723 0,127 0,734
T40 0,239 1,384 0,242 1,4 0,245 1,416 0,247 1,433 0,25 1,447 0,253 1,468
T4 0,674 3,904 0,675 3,909 0,676 3,915 0,677 3,921 0,678 3,926 0,679 3,933
T39 0,239 1,384 0,242 1,4 0,245 1,416 0,247 1,433 0,25 1,447 0,253 1,468
T37 0,12 0,692 0,121 0,7 0,122 0,708 0,124 0,716 0,125 0,724 0,127 0,734
T36 0,12 0,692 0,121 0,7 0,122 0,708 0,124 0,717 0,125 0,724 0,127 0,734
T35 0,239 1,386 0,242 1,402 0,245 1,418 0,248 1,434 0,25 1,448 0,254 1,468
T34 0,599 3,466 0,605 3,506 0,612 3,545 0,619 3,584 0,625 3,62 0,634 3,669
T33 0,242 1,402 0,245 1,417 0,247 1,432 0,25 1,447 0,252 1,46 0,255 1,479
T31 0,606 3,507 0,612 3,544 0,618 3,581 0,625 3,618 0,631 3,652 0,639 3,697
T30 0,242 1,402 0,245 1,417 0,247 1,432 0,25 1,446 0,252 1,46 0,255 1,478
T29 0,605 3,506 0,612 3,543 0,618 3,58 0,625 3,616 0,63 3,65 0,638 3,696
T28 1,196 6,926 1,21 7,005 1,223 7,083 1,237 7,16 1,249 7,232 1,266 7,329
T27 0,598 3,46 0,604 3,499 0,611 3,538 0,618 3,577 0,624 3,613 0,632 3,662
T26 1,19 6,892 1,204 6,972 1,218 7,052 1,232 7,131 1,244 7,205 1,262 7,304
T25 3,97 22,989 4,016 23,254 4,062 23,518 4,107 23,782 4,149 24,024 4,206 24,353
T24 0,606 3,507 0,612 3,543 0,618 3,579 0,624 3,615 0,63 3,648 0,638 3,692
T23 2,074 12,008 2,096 12,138 2,119 12,267 2,141 12,395 2,161 12,513 2,189 12,673
FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
114
T22 0,608 3,522 0,614 3,556 0,62 3,591 0,626 3,625 0,631 3,656 0,639 3,699
T21 0,246 1,422 0,248 1,434 0,25 1,446 0,252 1,459 0,254 1,47 0,256 1,485
T20 2,466 14,277 2,486 14,394 2,506 14,511 2,526 14,627 2,545 14,734 2,57 14,878
T18 0,619 3,585 0,624 3,613 0,629 3,641 0,634 3,668 0,638 3,693 0,644 3,727
T17 0,124 0,72 0,125 0,725 0,126 0,73 0,127 0,736 0,128 0,74 0,129 0,747
T16 0,625 3,619 0,629 3,644 0,634 3,669 0,638 3,693 0,642 3,715 0,647 3,746
T15 8,493 49,174 8,536 49,421 8,578 49,666 8,62 49,909 8,658 50,132 8,71 50,432
T14 0,653 3,781 0,655 3,794 0,657 3,806 0,66 3,819 0,662 3,83 0,664 3,846
T13 0,395 2,289 0,396 2,295 0,397 2,302 0,399 2,308 0,4 2,314 0,401 2,321
T12 0,396 2,293 0,397 2,3 0,398 2,306 0,399 2,312 0,4 2,317 0,402 2,325
T11 1,592 9,22 1,596 9,242 1,6 9,264 1,604 9,286 1,607 9,306 1,612 9,332
T10 2,674 15,482 2,679 15,513 2,684 15,543 2,69 15,572 2,694 15,599 2,701 15,636
Tabla 71. Pérdidas generales por línea en cada escenario de simulación
ítem
0% Caso Base 25% 50% 75% 100% 130%
kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr
L1 6,649 6,285 5,975 5,648 5,344 5,052 4,751 4,491 4,243 4,011 3,596 3,399
Line2 48,481 53,292 43,647 47,978 39,114 42,996 34,853 38,311 31,196 34,292 26,531 29,164
L14 7,568 7,154 6,788 6,417 6,059 5,727 5,375 5,08 4,789 4,527 4,043 3,822
Line3 11,542 10,91 10,269 9,707 9,084 8,587 7,976 7,54 7,034 6,649 5,842 5,522
Line4 7,557 7,144 6,687 6,321 5,879 5,558 5,127 4,847 4,489 4,243 3,686 3,484
Line5 2,956 2,794 2,612 2,469 2,293 2,167 1,996 1,887 1,744 1,649 1,428 1,349
Line6 12,718 12,022 11,221 10,607 9,833 9,295 8,543 8,075 7,45 7,042 6,079 5,746
Line39 13,011 17,127 11,451 15,074 10,005 13,171 8,665 11,406 7,531 9,914 6,111 8,045
Line40 0,137 0,13 0,138 0,13 0,138 0,131 0,139 0,131 0,139 0,132 0,14 0,132
Line9 17,578 16,617 14,452 13,661 11,66 11,022 9,18 8,678 7,185 6,792 4,856 4,59
Line41 19 17,961 16,535 15,63 14,264 13,483 12,172 11,506 10,416 9,846 8,24 7,789
FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
115
Line10 5,34 5,048 4,363 4,124 3,494 3,303 2,725 2,576 2,11 1,995 1,397 1,32
Line11 2,978 3,92 2,43 3,199 1,943 2,558 1,513 1,991 1,168 1,538 0,77 1,014
Line12 3,874 3,662 3,14 2,968 2,491 2,354 1,919 1,814 1,465 1,384 0,943 0,892
Line13 3,272 3,093 2,572 2,431 1,961 1,854 1,437 1,358 1,031 0,974 0,585 0,553
Line14 6,958 6,577 5,448 5,15 4,137 3,91 3,011 2,846 2,144 2,026 1,197 1,132
Line72 0,011 0,011 0,012 0,011 0,012 0,011 0,012 0,011 0,012 0,011 0,012 0,011
Line73 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Line74 0,008 0,007 0,008 0,007 0,008 0,007 0,008 0,007 0,008 0,008 0,008 0,008
Line62 0,022 0,021 0,011 0,011 0,004 0,004 0 0 0 0 0,005 0,005
Line63 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003
Line64 0,032 0,031 0,021 0,02 0,013 0,012 0,006 0,006 0,002 0,002 0 0
Line65 0,074 0,07 0,046 0,043 0,025 0,023 0,01 0,01 0,002 0,002 0,001 0,001
Line66 0,013 0,013 0,007 0,007 0,003 0,003 0,001 0,001 0 0 0,002 0,002
Line67 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001
Line68 0,009 0,009 0,005 0,004 0,002 0,002 0 0 0 0 0,002 0,002
Line69 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001
Line71 0,01 0,009 0,01 0,009 0,01 0,009 0,01 0,009 0,01 0,009 0,01 0,01
Line50 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002
Line51 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001
Line52 0,019 0,026 0,02 0,026 0,02 0,026 0,02 0,026 0,02 0,027 0,02 0,027
Line53 0,029 0,027 0,029 0,027 0,029 0,028 0,03 0,028 0,03 0,028 0,03 0,029
Line45 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002
Line49 0,015 0,014 0,015 0,015 0,016 0,015 0,016 0,015 0,016 0,015 0,016 0,015
Line54 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,007 0,008 0,007 0,008 0,007
Line55 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006
Line56 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001
FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
116
Line57 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001
Line83 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,004 0,003 0,004 0,003
Line58 1,722 1,628 1,336 1,263 1,002 0,947 0,717 0,678 0,5 0,473 0,267 0,252
Line17 3,457 3,267 2,925 2,765 2,444 2,31 2,007 1,897 1,679 1,587 1,215 1,149
Line59 0,947 0,895 0,808 0,764 0,682 0,644 0,566 0,535 0,479 0,453 0,355 0,336
Line60 2,208 2,087 1,808 1,709 1,452 1,372 1,136 1,074 0,903 0,854 0,59 0,557
Line76 0,492 0,465 0,458 0,433 0,426 0,403 0,396 0,374 0,366 0,346 0,333 0,315
Line77 0,26 0,246 0,239 0,225 0,218 0,206 0,199 0,188 0,181 0,171 0,161 0,152
Line78 0,833 0,788 0,758 0,716 0,686 0,649 0,619 0,585 0,556 0,526 0,486 0,459
Line61 0,028 0,027 0,016 0,015 0,007 0,007 0,002 0,002 0 0 0,003 0,003
Line70 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002 0,002
Line79 0,066 0,063 0,049 0,046 0,034 0,032 0,022 0,021 0,013 0,012 0,005 0,005
Line80 0,023 0,021 0,023 0,022 0,023 0,022 0,023 0,022 0,024 0,022 0,024 0,023
Line81 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0 0,001 0,001
Line82 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001
Line43 0,015 0,02 0,008 0,011 0,004 0,005 0,001 0,001 0 0 0,001 0,002
Line44 0,005 0,007 0,003 0,003 0,001 0,001 0 0 0 0 0,001 0,001
Line42 0,233 0,22 0,124 0,117 0,05 0,048 0,01 0,009 0,002 0,002 0,033 0,031
FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
117
ANEXO 5 PROVEEDORES DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
PROVEEDORES DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
BATERÍAS Y UPS’S
American Superconductor http://www.amsuper.com
General Electric (GE) Industrial Systems http://www.geindustrial.com/
GNB http://www.gnb.com/
Powercell http://www.powercell.com/
CELDAS DE COMBUSTIBLE
Avista Labs http://www.avistalabs.com
Ballard Power Systems http://www.ballard.com
DCH Technology http://www.dch-technology.com
Dais Analytic http://www.daisanalytic.com
FuelCell Energy http://www.fce.com
GE MicroGeneration http://www.gemicrogen.com
H Power Corp. http://www.hpower.com
IdaTech (Northwest Power Systems) http://www.idatech.com
International Fuel Cells (United Technologies) http://www.internationalfuelcells.com
Matsushita Electric Industry http://www.mei.co.jp
NuPower (Energy Partners, Inc.) http://www.energypartners.org
Plug Power http://www.plugpower.com
Sanyo http://www.sanyo.co.jp
Siemens Westinghouse http://www.spcf.siemens.com
Sure Power http://www.hi-availability.com
FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
118
MICROTURBINAS
AeroVironment http://www.aerovironment.com/
Capstone http://www. capstoneturbine.com
Elliott Energy Systems/MagneTek http://www.magnatek.com/
GE Power Systems http://www.ge.com
Honeywell Parallon Power Systems http://www.parallon75.com/
Ingersoll-Rand Energy Systems
http://www.ingersollrand.com/energystystems
PowerPac (Elliot Microturbine Systems) http://www.powerpac.com/turbine.html
Williams Distributed Power Services http://www.williamsgen.com
PANELES FOTOVOLTAICOS
Amonix http://www.amonix.com/
Applied Power http://www.appliedpower.com/
ASE Americas http://www.asepv.com
AstroPower http://www.astropower.com
BP Solarex http://www.solarex.com
Ebara Solar http://www.ebara.co.jp
Energy Conversion Devices http://www.ovonic.com/
Evergreen Solar http://www.evergreensolar.com
Kyocera http://www.kyocera.com
PowerLight http://www.powerlight.com/ http://www.powerlight.com/
Photowatt International http://www.photowatt.com
Sharp http://www.sharp-usa.com
Shell Renewables http://www.shell.com
Siemens Solar http://www.siemenssolar.com
Solar Electric Light Company http://www.selco-intl.com
FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
119
Solarex http://www.solarex.com/
MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA
Caterpillar http://www.cat.com
Cooper Energy Services http://www.cooperenergy.com
Cummins Energy Company http://www.cummins.com
Detroit Diesel http://www.detroitdiesel.com
Honda http://www.honda.com
Jenbacher Energie-systeme AG http://www.jenbacher.com
Kohler Generators http://www.kohlergenerators.com
MAN B&W Diesel http://www.manbw.dk
SenerTec http://www.senertec.de
Wartsila Diesel http://www.wartsila-nsd.com
Waukesha Engine http://www.waukeshaengine.com
MOTORES STIRLING
BG Technology http://www.bgtech.co.uk
SIG Swiss Industrial Company http://www.sig-group.com
Sigma Elektroteknisk A.S. http://www.sigma-el.com
Solo Kleinmotoren GmbH http://www.solo-germany.com
Stirling Technology Company http://www.stirlingtech.com
Stirling Technology, Inc. http://www.stirling-tech.com
Sunpower, Inc. http://www.sunpower.com
Tamin Enterprises http://www.tamin.com
Whisper Tech Ltd. http://www.whispertech.co.nz
TURBINAS DE VIENTO
Bergey WindPower http://www.bergey.com
Bonus Energy A/S http://www.bonus.dk
FACULTAD DE INGENIERÍA – PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE
120
Dewind Technik http://www.dewind.de
Ecotecnia http://www.icaen.es/icaendee/ent/ecotech.htm
Enercon http://www.enercon.de
Enron Wind http://www.wind.eneron.com
Gamesa Eolica http://www.gamesa.es
Mitsubishi Heavy Industries http://www.mhi.co.jp
NEG Micon http://www.neg-micon.dk
Nordex http://www.nordex.dk
Nordic Windpower http://www.nwp.se
Vesta Wind Systems A/S http://www.vestas.com
CONTROLES
Encorp http://www.encorp.com/
GE Zenith Controls http://www.zenithcontrols.com/
Woodward Industrial Controls http://www.woodward.com/
CHP
Asea Brown Boveri http://www.abb.com
INVERSORES
Advanced Energy Systems http://www.advancedenergy.com/
AeroVironment http://www.aerovironment.com/
Heart Interface http://www.heartinterface.com/
Omnion Power Engineering http://www.omnion.com/
Trace Engineering http://www.traceengineering.com/
Trace Technologies http://www.tracetechnologies.com/
MajorPower http://www.majorpower.com/
California Energy Commission Inverter Buy-down Program
http://www.energy.ca.gov/greengrid/certified_inverters.html