panel: estándares, certificación, marco regulatorio y ... · ambientales asociadas a los sistemas...

1

INEEL noviembre 2017

PANEL: Estándares, certificación, marco regulatorio y

políticas públicas

Tema de discusión, antecedentes y preguntas guía

14 de noviembre 2017, Cuernavaca, Morelos, México

November 14th, Cuernavaca, Morelos, México

2


6. Estándares,

certificación, marco

regulatorio y políticas

públicas

3


6. Estándares, certificación, marco regulatorio y políticas públicas

Contenido PANEL: Estándares, certificación, marco regulatorio y políticas públicas ......................................... 1

6. Estándares, certificación, marco regulatorio y políticas públicas ................................................... 2

6. Estándares, certificación, marco regulatorio y políticas públicas ................................................... 3

6.1. Descripción ............................................................................................................................... 3

6.2. Antecedentes ........................................................................................................................... 4

6.2.1. Estándares ......................................................................................................................... 4

6.2.2. Certificación de equipos .................................................................................................... 6

6.2.3. Regulaciones nacionales ................................................................................................... 7

6.2.4. Tendencias internacionales en regulaciones para sistemas de almacenamiento de

energía ......................................................................................................................................... 9

6.3. Preguntas guía para los panelistas en el taller (Agenda específica) ...................................... 10

6.1. Descripción

En esta mesa se abordarán los siguientes temas:

Los estándares nacionales e internacionales aplicables al almacenamiento de energía.

Las nuevas capacidades de los equipos utilizados para interconectar la generación distribuida y los sistemas de almacenamiento de energía de la red eléctrica.

Las pruebas y certificación de los equipos para la interconexión de los sistemas de almacenamiento con las redes eléctricas.

Los aspectos que merecen una mayor definición en regulaciones nacionales (código de red), los estudios y criterios para la interconexión de los sistemas de Almacenamiento de Energía, que permitan eliminar las barreras para su mayor despliegue.

4


Los objetivos de la mesa de trabajo son los siguientes:

Identificar posibilidades de mejora de los estándares y normas aplicables a los sistemas de almacenamiento de energía y promover su aplicación a nivel nacional.

Establecer los principales lineamientos que deberán considerarse en el Marco Regulatorio Mexicano que permitan aprovechar todo el potencial del almacenamiento de energía manteniendo los parámetros de confiabilidad del sistema eléctrico.

Proponer temas de investigación relacionados con las capacidades de los sistemas y equipos de almacenamiento y los nuevos requerimientos del sistema eléctrico de México.

6.2. Antecedentes

6.2.1. Estándares

Para las tecnologías de almacenamiento de energía maduras, tales bombeo hidráulico y las

baterías de plomo ácido, níquel cadmio, níquel hidruro de metal, y ion-litio, existen varios

estándares IEC1, los cuales consideran las características técnicas, pruebas y la integración

de sistemas. Para otras tecnologías de almacenamiento sólo se cuenta con estándares que

cubren tópicos especiales.

En el caso de las redes de distribución los sistemas de almacenamiento de energía se cubren

bajo el concepto de Recursos de Energía Distribuidos (RED´s).

IEC 61850-90-72. Esta parte de la norma IEC 61850 describe las funciones de los

convertidores de potencia para los recursos de energía distribuidos, incluyendo los sistemas

fotovoltaicos (FT), sistemas de almacenamiento de baterías, sistemas de carga de los

vehículos eléctricos (VE) y cualquier otro recurso distribuido interconectado a la red

mediante un convertidor de potencia.

En la norma IEC 61850-90-7 se definen los siguientes grupos de funciones de los

convertidores de potencia: control, administración de Volt-Var´s, administración de

frecuencia-Watts, soporte dinámico de reactivos durante condiciones de operación

anormales, funciones para desconectar o permanecer conectado el convertidor, manejo del

1 INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. 2 IEC 61850-90-7: IEC 61850 COMMUNICATION NETWORKS AND SYSTEMS FOR POWER UTILITY

AUTOMATION – PART 90-7: OBJECT MODELS FOR POWER CONVERTERS IN DISTRIBUTED ENERGY

RESOURCES (DER) SYSTEMS, 2013-02.

5


factor de potencia, administración de la relación Voltaje-Watt´s, ajuste de parámetros y

reportes.

IEEE 2030.2-20153. Guía que se aplica el proceso de interoperabilidad de la red inteligente

entre un sistema de almacenamiento de energía y el sistema de potencia. Esta guía ofrece

a la industria eléctrica un conjunto de definiciones de las características de los sistemas de

almacenamiento, aplicaciones y terminología que simplifica las tareas de especificar los

requerimientos de las tecnologías de información y comunicaciones.

Algunos ejemplos de las aplicaciones documentadas en esta guía son las siguientes:

regulación de frecuencia, soporte de Volt/Var, servicios de energía distribuida, integración

de energías renovables, servicios conexos, etc.

IEC formó un Comité Técnico (TC-120) para preparar documentos normativos relacionados

con los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE). El propósito de este comité es

preparar normativa pero no limitada para aplicación en redes de transmisión, distribución,

comerciales, industriales, etc. El enfoque del comité es hacia la estandarización de aspectos

de los SAE´s más que para los dispositivos de almacenamiento de energía, así como la

interacción entre los SAE´s y los sistemas eléctricos de potencia. Como resultado de los

trabajos de este comité se ha generado la norma IEC 62933, de la cual en el presente año

(2017) se han publicado las siguientes dos partes:

IEC TS 62933-4-14. Esta es una especificación técnica que describe las características ambientales asociadas a los sistemas de SAE´s y representa una guía para evaluar estos impactos, así como los impactos a los humanos. IEC TS 62933-5-15. En esta parte del estándar se especifican las consideraciones de seguridad aplicables a los sistemas SAE´s integrados a una red eléctrica. Los principales aspectos considerados en el estándar son: la descripción de los peligros asociados con un SAE basados en el tipo, localización, tamaño y el impacta que produce al medio ambiente; evaluación de los riesgos encontrados en el punto anterior; y implementación de medidas para reducir los riesgos basados en la evaluación del punto anterior. Este documento proporciona criterios para favorecer la aplicación segura de los sistemas de almacenamiento de energía de cualquier tipo o tamaño para aplicaciones integradas a la red.

3 2030.2-2015 - IEEE Guide for the Interoperability of Energy Storage Systems Integrated with the Electric

Power Infrastructure. 4 IEC TS 62933-4-1 ED1. Electric Energy Storage System - Part 4-1 Ed.1: Guidance On Environmental Issues - General specifications. 5 IEC TS 62933-5-1 ED1. Electrical Energy Storage (EES) systems - Part 5-1: Safety considerations related to

grid integrated electrical storage (EES) systems

http://www.iec.ch/dyn/www/f?p=103:38:11661634167515::::FSP_ORG_ID,FSP_APEX_PAGE,FSP_PROJECT_ID:9463,23,21835

http://www.iec.ch/dyn/www/f?p=103:38:11661634167515::::FSP_ORG_ID,FSP_APEX_PAGE,FSP_PROJECT_ID:9463,23,21836

6


6.2.2. Certificación de equipos

La capacidad instalada de generación basada en fuentes renovables está creciendo en el mundo, esto representa diferentes desafíos a los operadores de los sistemas. En este contexto los recursos distribuidos tienen la habilidad de apoyar a la operación de la red mediante: soporte de la tensión y la frecuencia, al modular la potencia real y reactiva de salida, así como tolerar los disturbios en la red. Estos recursos pueden activarse vía control remoto. Estas nuevas capacidades se habilitan mediante la aplicación de funciones avanzadas de los inversores o convertidores. Sin embargo, previo al despliegue masivo de estas capacidades es necesario implementar las funciones requeridas en los inversores y probar su funcionalidad en laboratorios. Las funciones requeridas se establecen en algunas normas internacionales y de USA. En el caso de USA el estándar aplicable es el IEEE 15476, el cual se encuentra en proceso de revisión para incluir la funcionalidad avanzada de los inversores. En el caso específico de California se aplica la “Rule 217”. Desde el punto de vista de prueba para los productos de USA se aplica el procedimiento de prueba UL 1741SA8, la cual es un suplemento a la norma UL1471 diseñado para validar el cumplimiento de la funciones avanzadas de inversores y convertidores. Actualmente estás funciones no están cubiertas por el estándar IEEE 1547.19

en cual se aplica para los recursos de energía distribuidos, incluyendo el almacenamiento de energía. Estas capacidades avanzadas permitirán a las empresas operar las instalaciones, entre otras características: aplicar funciones de rampa, cortar potencia y otros rasgos de control basados en las capacidades en tiempo real de red. A nivel internacional la norma IEC 61850 en su parte 90-7 describe las funciones para los inversores aplicables en la interconexión de recursos distribuidos a la red eléctrica, enfocados en la conversión de DC-AC y de DC-DC. En esta norma se incluyen los sistemas fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento de baterías, sistemas de carga de vehículos eléctricos y otros inversores controlables. Para asegurar la funcionalidad de los inversores se deben verificar y probar los parámetros y modos de operación de los inversores. Con este propósito se han creado una serie alianzas

6 IEEE 1547, “Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems”, 2003. 7 Rule 21. California Public Utilities Commission, “Recommendations for Updating the Technical Requirements for

Inverters in Distributed Energy Resources, Smart Inverter Working Group Recommendations,” Jan 2014. 8 UL Standard 1741 SA (Suplemento). Underwriters Laboratories. “Supplement for Grid Support Utility Interactive

Inverters”. 9 IEEE Standard 1547.1-2005, Standard for Conformance Test Procedures for Equipment Interconnecting Distributed

Resources with Electric Power Systems, Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., New York, NY, 2005.

7


entre laboratorios internacionales, como es el proyecto ISGAN10. Algunas de las entidades que participan en este proyecto son: Sandia (Sandia National Laboratories) en USA y CanmetENERGY de Canada. Estas alianzas están generando las herramientas para realizar las pruebas a los inversores de manera automática.

6.2.3. Regulaciones nacionales

En el ámbito nacional las bases del mercado11 establecen que los sistemas de almacenamiento deberán registrarse bajo la figura de una central eléctrica y podrán realizar ofertas de todos los servicios sean capaces de producir en las mismas condiciones que cualquier central de generación. De igual forma cuando un equipo de almacenamiento forma parte de la Red Nacional de Transmisión o las Redes Generales de Distribución, se deberá observar la estricta separación legal entre el Generador que represente el equipo en el Mercado Eléctrico Mayorista y el Transportista o Distribuidor que utilice el equipo para prestar el Servicio Público de Transmisión y Distribución, en los términos que defina la Secretaría de Energía. Asimismo, estos Generadores, Transportistas y Distribuidores se someterán a la regulación tarifaria que establezca el regulador.

El operador deberá adquirir los Servicios Conexos requeridos para la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional en términos del Código de Red y sus disposiciones operativas que emita el regulador. Los servicios conexos requeridos son: (a) Regulación Primaria (b) Reservas (c) Control de voltaje y potencia reactiva (d) Arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto del sistema

Todas las unidades que se interconectan al sistema eléctrico nacional deben participar en la regulación primaria, como un servicio obligatorio que no será liquidado por parte del regulador. La Central Eléctrica del tipo A (menor a 500 kW) debe activar su control sobre la potencia activa en respuesta a una condición de alta frecuencia. Este control debe activarse a partir de 60.2 Hz, con una característica de regulación seleccionable entre 3 % y 8 %.

10 ISGAN. International Smart Grid Action Network Annex 5: Smart Grid International Research Facility Network (SIRFN)

11 Bases del Mercado Eléctrico. Septiembre del 2015.

8


La Central Eléctrica del tipo B (≥ 500 kW y < 10 MW para el Sistema Interconectado Nacional), además de la condición del párrafo anterior, debe activar su control de la potencia activa en respuesta a una condición de baja frecuencia. Este control debe activarse a partir 59.8 Hz, con una característica de regulación en el rango de 3 % a 8 %. Adicionalmente debe contar con el control primario de respuesta de potencia activa a la frecuencia, el cual debe responder a la frecuencia desde el límite máximo de regulación al límite mínimo de regulación y viceversa en un tiempo máximo de 15 minutos. La regulación secundaria tiene los siguientes lineamientos:

(i) Según sea necesario para mantener la frecuencia e intercambios programados, el operador enviará señales a las Unidades de Central Eléctrica con la periodicidad de operación del Control Automático de Generación.

(ii) Sólo las unidades que han ofrecido regulación secundaria al mercado y cuya oferta ha sido aceptada recibirán instrucciones de regulación secundaria en la operación de tiempo real.

(iii) Las instrucciones para regulación se distribuirán a todas las unidades elegibles

en función de sus características individuales sin importar el costo o las restricciones de transmisión mediante el Control Automático de Generación del operador, independientemente para el Sistema Interconectado Nacional, el Sistema Interconectado Baja California y el Sistema Interconectado Baja California Sur.

(iv) Las unidades deben tener capacidad e infraestructura para incorporarse al

Control Automático de Generación del operador, cumpliendo con los requisitos técnicos que el operador establezca a fin de ofrecer el servicio de regulación al mercado.

En el Mercado Eléctrico Mayorista no se incluyen los siguientes servicios conexos: (i) Reservas Reactivas. (ii) Potencia reactiva. (iii) Servicio de arranque de emergencia, operación en isla y conexión a bus muerto del sistema. Las liquidaciones de estos servicios las determinará el regulador mediante las tarifas reguladas. De acuerdo al Código de Red las centrales eléctricas de tipo C y D pueden participar en el mercado de regulación secundaria y en el cumplimiento de los requerimientos de tensión y potencia reactiva12, esto representa las capacidades siguientes: 12 Código de Red: 8 de abril 216.

9


Capacidad MW

Sistema Interconectado Nacional 10

Sistema Baja California

5

Sistema Baja California Sur 3

Sistema Interconectado Mulegé 1

La capacidad de arranque de emergencia no es obligatoria y el regulador la podrá solicitar si considera que la seguridad del sistema podría estar en riesgo. De igual forma la operación en isla será solicitada por el operador del sistema a una planta.

6.2.4. Tendencias internacionales en regulaciones para sistemas de almacenamiento de

energía

A nivel internacional13 hay un marcado interés en remover las barreras para que los pequeños recursos distribuidos puedan participar en los mercados eléctricos mayoristas. Con este propósito se deben establecer las tarifas para que estos recursos distribuidos puedan vender su capacidad, energía y servicios conexos a los mercados eléctricos mayoristas a través de agregadores. En este punto se deben atender las barreras comerciales y transaccionales de la participación en los mercados de los recursos distribuidos. Entre dichas barreras están los costos para participar en el mercado como son: los de medición, telemetría y equipo de comunicación. Los recursos de almacenamiento pueden ser capaces de recuperar sus costos por los servicios ofrecidos a través de tarifas reguladas pero puede también tener otros recursos por servicios al mercado. En este aspecto se tienen los siguientes comentarios: 1) Puede colocar al almacenamiento en una situación ventajosa respecto a otros recursos cuya recuperación de la inversión dependen exclusivamente de los servicios del mercado, 2) puede generar distorsiones en el mercado, 3) puede poner en riesgo la independencia del operador. En la orden número 755 de FERC14 se establecen diferentes planteamientos de la compensación otorgada a los servicios de regulación de frecuencia. En esta orden una propuesta es otorgar una mayor compensación a los recursos que proveen la regulación de frecuencia con mayor velocidad de rampa que la establecida como mínima en 5 minutos.

13 Docket Nos. RM16-23-000; AD16-20-000, FERC (FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION), Electric

Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, November 17, 2016. 14 Order No. 755, FERC (FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION), Frequency Regulation Compensation in the Organized Wholesale Power Markets, October 20, 2011.

10


Esto se debe a que comúnmente la mayoría de los operadores despachan los recursos cada 5 minutos.

El argumento detrás de esto es que la mayor velocidad de rampa basada en el almacenamiento puede ofrecer menos recursos dedicados a la regulación, mayor confiabilidad del sistema, sobre todo ante la mayor penetración de recurso distribuidos, y menor impacto ambiental ya que no requieren combustibles para mantenerse en operación.

6.3. Preguntas guía para los panelistas en el taller (Agenda específica)

11


14 de noviembre de 2017. Mesa 6: Estándares, certificación, marco regulatorio y políticas públicas

Tema: Estándares

HORARIO ACTIVIDADES TEMAS A TRATAR PREGUNTAS GUÍA PARA PANELISTAS

11:45 a.m. Intervención del Líder (Introducción y presentación de panelistas )

Los estándares nacionales e internacionales aplicables al almacenamiento de energía.

¿Sobre qué aspectos del almacenamiento de energía considera que se requieren estándares nacionales e internacionales?

¿Hasta qué punto la estandarización constituye una barrera para incrementar la penetración de los sistemas de almacenamiento de energía y de energía renovable?

¿Cuál es el estado actual de la normatividad interna de CFE?

¿Cuáles son las perspectivas de la Normatividad ANCE

aplicable al almacenamiento de energía?

El Código de Red Nacional establece un

comportamiento de las Centrales Eléctricas de tipo A (≤

a 500 kW) ante alta frecuencia y un nivel

preestablecido de armónicas,

¿Quién prueba y certifica estos inversores?

¿Cuál es la Normatividad de TIC´s relacionada con

almacenamiento de energía?

12:00 a.m. Presentación panelista 1

12:15 p.m. Presentación panelista 2


12:45 p.m. Preguntas del líder hacia los panelistas

13:00 p.m. Receso

13:15 p.m. Preguntas de los participantes

13:30 Discusión sobre las líneas de investigación prioritarias

12



Tema: Código de Red y mercado eléctrico


15:00 p.m. Intervención del Líder (Introducción)

Los aspectos que merecen una mayor definición en regulaciones nacionales (código de red), los estudios y criterios para la interconexión de los sistemas de Almacenamiento de Energía, que permitan eliminar las barreras para su mayor despliegue.

Punto de vista internacional de la interconexión de

recursos energéticos distribuidos:

• cuán diferentes son los estudios de interconexión de los

sistemas de almacenamiento en comparación con los

realizados para la generación de energía? (Caso de

California)

• ¿Cuál es la información más importante que debe

contener los códigos de rejilla desde el punto de vista de

almacenamiento de energía?

Punto de vista de la FERC (USA):

• ¿Cuál es el proceso de aplicación de las directivas del

FERC en el campo del almacenamiento de energía?

• El ESS pueden considerarse como recurso despachable?

En los Estados Unidos ha propuesto un tamaño mínimo para

los sistemas de almacenamiento de 100 kW, esto

representa una barrera o un motivador para el despliegue

de la ESS. El tamaño es de acuerdo con el mercado

mayorista en México?

• Se han debatido algunas directrices para la agregación de

los sistemas de almacenamiento de energía?

• ¿Cuáles son las cuestiones pendientes desde el punto de

vista de la FERC sobre el tema de almacenamiento de

energía?




16:00 p.m. Preguntas del líder hacia los panelistas

16:15 p.m. Preguntas de los participantes

16:30 p.m. Discusión sobre las líneas de investigación prioritarias

16:45 Receso

17:00 p.m. Discusión sobre las líneas de investigación prioritarias

13



Tema: Pruebas y certificación de Equipo de interconexión


09:00 a.m. Intervención del Líder (Introducción)

Las nuevas capacidades de los equipos utilizados para interconectar la generación distribuida y los sistemas de almacenamiento de energía a la red eléctrica.

Las pruebas y certificación de los equipos para la interconexión de los sistemas de almacenamiento con las redes eléctricas.

¿Cuáles son las funciones avanzadas más representativas para los inversores?

¿Cuál es el procedimiento para prueba y certificación de funciones avanzadas de inversores?

¿El procedimiento de prueba cubre todo el rango de capacidades de inversores?

¿Cuál es la experiencia en la aplicación de las funciones descritas en los protocolos de prueba y certificación?

¿Quién puede proveer los servicios de prueba y certificación a inversores?

¿Pueden utilizarse los protocolos de pruebas propuestos para inversores avanzados para propósitos de certificación?

¿Cómo se demuestra la robustez y capacidad de los inversores avanzados para mejorar la red?

¿Tiene alguna propuesta para actividades de investigación futura en el tela de pruebas y certificación de inversores?



09:45 a.m.. Preguntas del líder hacia los panelistas

10:00 a.m. Preguntas de los participantes

10:15 a.m.. Discusión sobre las líneas de investigación prioritarias

10:30 a.m. Discusión sobre las líneas de investigación prioritarias

14


panel: estándares, certificación, marco regulatorio y ... · ambientales asociadas a los sistemas...

Documents