Estudios Eléctricos de Aplicaciones en Transmisión con Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS) para su Integración en el Sistema Interconectado Nacional

(1)

ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE APLICACIONES EN

TRANSMISIÓN CON SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE

ENERGÍA CON BATERÍAS (BESS) PARA SU INTEGRACIÓN

EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

MANUEL FERNANDO FAJARDO RODRÍGUEZ

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERÍA

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

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

INTEGRACIÓN EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

MANUEL FERNANDO FAJARDO RODRÍGUEZ

TRABAJO DE PASANTÍA PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

DIRECTOR INTERNO:

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

DIRECTOR EXTERNO:

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

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERÍA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA BOGOTÁ D.C, COLOMBIA

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Agradecimientos

Este trabajo de pasantía ha representado la etapa inicial de mi vida profesional, donde he podido evidenciar todos los procesos de mi formación académica en la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, la cual me ha brindado un a formación integral, capaz de aportar soluciones a nuestra sociedad.

Agradezco a Dios y mi familia, por apoyarme en los momentos más difíciles de mi crecimiento profesional, orientándome a ser una persona íntegra y disciplinada. Especialmente agradezco a mi madre quien, a pesar de todas las circunstancias, siempre me brindo su cariño y confianza para seguir adelante en mi formación profesional

A todos los compañeros de la empresa INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P., filial de ISA, por haberme brindando sus conocimientos y experiencias como aporte en mi crecimiento profesional y personal en ese equipo de trabajo.

También a mis amigos María Alejandra Medina, Jaime Sánchez Pava y Leidy Johana Ramos quienes compartí muchos momentos a lo largo de nuestra formación profesional.

Especialmente extiendo un reconocimiento a mi director del proyecto el Ing. Edwin Rivas Trujillo y mis coordinadores de práctica ingenieros Guillermo Enrique Vinasco y Jorge Mauricio Areiza, por brindarme las pautas necesarias para la realización de este trabajo de grado. Su apoyo y colaboración incondicional fueron de vital importancia en esta última etapa de mi carrera.

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Tabla de Contenido

LISTA DE TABLAS ... 6

LISTA DE FIGURAS ... 8

Lista de Abreviaturas ... 10

1. Introducción ... 11

1.1 Formulación del problema ... 11

1.2 Justificación ... 12

1.3 Objetivos ... 12

1.3.1 Objetivo General ... 12

1.3.2 Objetivos Específicos ... 13

2. Antecedentes y Marco Referencial... 13

2.1 Tipos de almacenamiento en la red ... 13

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

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

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

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

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

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

2.5.1 Transmission Capacity Release ... 22

2.5.2 Capacidad de Reserva-Spinning Reserve ... 22

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

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

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

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

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

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

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

2.9 Información Utilizada para Análisis de Estabilidad (BESS con Aplicación Spinning Reserve) 29 2.9.1 Aerogeneradores Full Converter ... 29

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

2.9.3 Control BESS DigSILENT Power Factory 2017 ... 30

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

(5)

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

Factory 2017) ... 34

2.10 Información Utilizada para Análisis de Contingencias en STR Atlántico (BESS con aplicación Transmission Capacity Release) ... 36

2.10.1 Base de datos AMPL y DigSILENT Power Factory 2017 escenarios 2019 STR Atlántico37 2.10.2 Esquemas ESPS en el STR Atlántico ... 39

2.10.3 Criterios eléctricos ... 40

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

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

2.11.2 Consideraciones para calcular impedancia entre San Carlos 220 kV y Sabanalarga 500 kV y el factor Ps ... 42

3. Metodología ... 44

3.1 Identificación de problemas en redes de Transmisión ante problemas de estabilidad y Contingencias N-1 ... 44

3.2 Elaboración de modelos para las aplicaciones Spinning Reserve y Transmission Capacity Release 44 3.3 Verificación de las capacidades de BESS para las diferentes aplicaciones ... 45

4. Descripción de Resultados ... 46

4.1 Identificación de problemas en redes de Transmisión ante problemas de estabilidad y Contingencias N-1 ... 46

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

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

4.1.3 Problemas por estabilidad de Tensión ante falla y pérdida definitiva de línea de 500 kV . 52 4.2 Elaboración de modelo MATLAB para control de Frecuencia y Resultados para aplicación Spinning Reserve (Problemas de Estabilidad)... 57

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

4.2.2 Sistemas BESS variación tres parques PV por cruce de nube Sabanalarga, demanda P12 año 2023 62 4.3 Elaboración modelo AMPL y resultados para aplicación contingencias N-1 en STR Atlántico 64 4.3.1 Desarrollo del Modelo AMPL+CPLEX ... 64

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

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

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

4.3.5 Ubicación 1: 3 baterías en Magdalena 34,5 kV, Unión 34,5 kV, y El Río 34,5 kV, revisión contingencias N-1, sin ESPS ... 72

(6)

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

contingencias N-1, sin ESPS ... 75

4.3.8 Soluciones combinado baterías y ESPS ... 76

4.4 Validación resultados Modelos MATLAB+Simulink y AMPL+CPLEX en DigSILENT Power Factory 2017 ... 78

4.4.1 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 ante solución de problemas de Estabilidad por Frecuencia mediante BESS con Control proporcional ... 78

4.4.2 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 ante solución de problemas de Estabilidad por Frecuencia mediante BESS con Inercia Sintética ... 80

4.4.3 Resultados en DigSILENT Power Factory 2017 para ubicaciones de BESS ante eventos de Contingencias N-1 ... 83

5. Análisis de Resultados ... 84

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

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

8. Conclusiones ... 90

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

8.2 Aplicación Spinning Reserve para problemas de Estabilidad con FNCER en Atlántico y GCM 91 9. Recomendaciones ... 92

10. Referencias ... 94

LISTA DE TABLAS

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

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

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

Tabla 4, Proyectos de generación eólica ... 21

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

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

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

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

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

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

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

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

(7)

Tabla 14, Transferencias circuitos de la Costa Atlántica P12, producción máxima PV y eólicas Guajira 35 Tabla 15, Flujos transformadores 500 kV Costa Atlántica P12 con producción máxima PV y eólicas Guajira

... 35

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

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

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

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

Tabla 20. Resultados de líneas con mayor cargabilidad, Caso base sin contingencias, sin baterías, sin ESPS ... 46

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

Tabla 22. Resultados AMPL, mayor número de Casos no factibles contingencias sin baterías, sin ESPS 47 Tabla 23. Comparación resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL contingencia Las Flores - Termoflores I 1 110 kV, sin baterías ... 48

Tabla 24. Comparación resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL contingencia Transformador El Rio 110/34,5 kV, sin baterías ... 48

Tabla 25. Comparación de resultados DigSILENT Power Factory 2017 vs AMPL, contingencia Transformador Unión 110/34,5 kV, sin baterías ... 49

Tabla 26. Configuración parámetros del modelo MATLAB+Simulink para control de Frecuencia del SIN ... 58

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tabla 43. Resultados AMPL: escenarios Baterías, demandas conectadas a esas ramas y potencia de esas baterías, ... 77

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

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

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

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

(8)

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

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

LISTA DE FIGURAS

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

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

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

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

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

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

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

Figura 8, Ejemplo falla trifásica, comparando con 420 aerogeneradores DFIG y 420 aerogeneradores Full Converter ... 29

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

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

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

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

Figura 13. Eventos de rampa de potencia AC para central PV de 1 MW, con duración de 6 minutos [31] ... 33

Figura 14. Eventos de rampa de potencia AC para central PV de 1 MW, con duración de 6 minutos [31]. ... 33

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

Figura 16. Modelo eléctrico de estabilidad en Matlab-Simulink para el SIN (Interior y Costa Atlántica) 41 Figura 17, Potencia total del parque PV para evento considerado pasó de nubes en centrales PV Sabanalarga 500 kV ... 50

Figura 18, Comportamiento pérdida de potencia en Parques PV en DigSILENT Power Factory 2017 (parques conectados a Sabanalarga 500 kV) ... 51

Figura 19, Comportamiento de Frecuencia en el SIN ante pérdida transitoria de parques PV (3x156 MW), actuación del EDAC ... 52

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

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

Figura 22, Casos de Desconexión Centrales Eólicas y PV: Escenarios 2021 y 2023 (total casos simulados 40, sin estrategia de subtensión)... 55

Figura 23, Discriminación de casos desconexión centrales PV, escenarios 2021 y 2023 (total 11 de 40 casos con desconexión de PV, sin estrategia de subtensión) ... 55

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

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

(9)

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

Converter) ... 60

Figura 28, Variación de potencia realizada por controladores PV y eólicas (Aerogeneradores Full Converter) ... 61

Figura 29, Diagrama de Bloques para sistemas BESS en la Costa Atlántica (100 es la base para graficar en MW) ... 62

Figura 30, Potencia para sistema BESS en la Costa Atlántica (negativo es generación del BESS) y Variación frecuencia Costa Atlántica (Δf, Hz) ... 63

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

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

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

Figura 34, Variación de frecuencias en la Costa Atlántica, con control inercia sintética (𝐻𝑠𝑦𝑛 = 2 𝑠𝑒𝑔) ... 81

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

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

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

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Lista de Abreviaturas

Abreviatura Término

AGC Control Automático de Generación AMPL+CPLEX A Mathematical Programming Language

BESS Sistema de Almacenamiento de Energía con Baterías CAPT Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión C.N.D Centro Nacional de Despacho

C.N.O Consejo Nacional de Operación CO-COCU Convocatoria UPME 09-2016 CO-COLE Convocatoria UPME 06-2017

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

DFIG Aerogenerador de inducción doblemente alimentado EDAC Esquema de Desconexión Automática de Carga ESPS Esquemas Suplementarios de Protección ESS Sistemas de Almacenamiento de Energía

FCSG Aerogenerador Full Converter Synchronus Generator FNCER Fuentes No Convencionales de Energía Renovable GCM Guajira-Cesar-Magdalena

HVDC High-Voltage Direct Current

HVRT High Voltage Ride-Through

IDEAM Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales

LVRT Low Voltage Ride-Through

MPPT Maximum Power Point Tracker

PHC Empresa de Consultoría en el Sector Eléctrico PMU Unidad de Medición Fasorial

PV Centrales Fotovoltaicas S/E Subestación Eléctrica

SIN Sistema Interconectado Nacional STATCOM Compensador Estático Síncrono STN Sistema de Transmisión Nacional STR Sistema de Transmisión Regional

SVC Compensador Estático de Potencia Reactiva T&D Transmisión y Distribución

UPME Unidad de Planeación Minero Energética XM Compañía de Expertos en Mercados

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1. Introducción

En Colombia, actualmente la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), tiene en consideración la entrada de diferentes generadoras basadas en Fuentes no Convencionales de Energías Renovables (FNCER), entre las que se encuentran la solar fotovoltaica (PV) y eólica. El país tiene presupuestada la entrada de dichas generadoras para el año 2023, con capacidades de hasta 3.131 MW para la eólica y 1.194 MW para la fotovoltaica, principalmente en la región denominada Guajira- Cesar- Magdalena (GCM), considerados en el actual plan de Expansión 2016-2030 [1]

Además de lo anterior se tiene presupuestada la implementación de sistemas de almacenamiento de energía con baterías BESS en el STR Atlántico debido a problemas existentes en las redes de 110 kV y 34,5 kV, a su vez se buscan que los sistemas BESS se encuentren integrados para su funcionamiento tanto con las centrales PV y eólicas, debido a que tienen diferentes aplicaciones como capacidad firme, control de rampas, etc., a su vez para el caso de las líneas de transmisión, principalmente se encargan de regulación de frecuencia, cubrimiento del pico de la demanda y eventos ante contingencias N-1, etc. [2].

Junto a los proyectos anteriormente mencionados, se considera también realizar a futuro a través de distintas obras, la expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN), con la construcción de nuevas subestaciones en Cuestecitas 500 kV y Colectora_1 500 kV, para la entrada de por lo menos 1.050 MW de generación eólica. A partir de esto se realizarán diferentes análisis eléctricos de estabilidad para observar los comportamientos de tensión y frecuencia en la red, ante diferentes escenarios de generación PV y eólica.

1.1 Formulación del problema

La generación de energía eléctrica mediante el uso de fuentes renovables (FNCER), ha tenido un aumento considerable en estos últimos años; entre las más usadas se encuentra la energía solar fotovoltaica (PV) siendo la mayor fuente de generación de energía para 2016 con capacidad adicional 75 GWdc en todo el mundo y la energía eólica llegando a tener un crecimiento de 55 GW

[3] . En Colombia, su matriz energética está compuesta principalmente generación hidráulica (65%); en energías renovables, solo se tiene en funcionamiento el Parque Eólico Jepírachi (18,4 MW). A pesar de que en Colombia no se haya tenido necesidad de recurrir a energías renovables hasta el día de hoy, el aumento de la demanda energética, refleja que en el futuro existirá la necesidad de recurrir a Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), ya que provocarán reducción de costos para su implementación [4]; también se debe a que el país presenta alto potencial para la generación mediante energía solar o eólica.

(12)

encontrar los lugares más críticos del SIN por problemas de: tensión, frecuencia y estabilidad, considerando diferentes escenarios de generación renovable (solar fotovoltaica y eólica) propuestos por UPME, a entrar en funcionamiento para el año 2023 en: Atlántico, Guajira, Cesar y Magdalena.

Estos BESS se enfocarán en aplicaciones relacionadas a Transmisión para contingencias N-1 (caso Atlántico) y para Spinning Reserve (caso GCM), buscando mitigar problemas ante pérdidas de líneas del STN y STR, y solucionar problemas de frecuencia por pérdida de potencia en centrales PV; estas aplicaciones son las más indicadas para la implementación de BESS en el SIN.

1.2 Justificación

En el Plan de Expansión de la UPME 2015-2029, se empezó a discutir el uso de BESS para el STR Atlántico (red de 110 kV y 34,5 kV), por problemas de congestión a la red originados por la falta de capacidad de la red ante contingencias N-1 y restricciones de despacho de generación de Tebsa y Flores, también, se realizarán diferentes proyectos de generación eólica y solar fotovoltaica, considerando capacidades de hasta 3.000 MW y 1.200 MW respectivamente para la Región Caribe; esto genera en el SIN problemas de: inercia, sobretensiones, variaciones de frecuencia y potencia de estas FNCER; mediante la realización de esta pasantía, se pretende analizar ubicaciones de sistemas de BESS, con el objetivo solucionar estos problemas tanto para la red del Atlántico enfocado en contingencias N-1, al igual que de estabilidad para diferentes escenarios de generación renovable, las cuales permitan dar una operación segura y confiable al SIN.

A su vez, mediante la realización de este trabajo, se busca brindar estudios eléctricos relacionados a encontrar diferentes aplicaciones de los BESS que brinden soluciones a redes de transmisión y que puedan ser presentadas por ISA ante el Consejo Nacional de Operación (CNO), o el Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT); también se busca actualizar requerimientos y especificaciones técnicas de las diferentes tecnologías, tanto para almacenamiento de energía, como generación renovable; además se busca su implementación para zonas que tengan problemas de suministro continuo de energía eléctrica.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General

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1.3.2 Objetivos Específicos

 Identificar los problemas de frecuencia y tensión en el SIN, para diferentes escenarios de generación renovable, ante eventos de pérdida de generación renovable y contingencias en redes de transmisión.

 Realizar el diseño de dos modelos en AMPL y MATLAB, que realicen la identificación de soluciones con BESS ante problemas de estabilidad y contingencias en Transmisión.

 Validar las ubicaciones eléctricas para instalación de BESS obtenidas mediante DigSILENT, que evidencien su solución mediante las aplicaciones de Spinning Reserve y Transmission Capacity Release.

2. Antecedentes y Marco Referencial

2.1 Tipos de almacenamiento en la red

Un enfoque ampliamente utilizado para clasificar los sistemas de almacenamiento de Energía (EES) es de acuerdo con la forma de energía utilizada. Los sistemas EES se clasifican dependiendo del tipo de energía utilizada: mecánica, electroquímica, química, eléctrica y térmica. En la Figura 1, se muestra esta clasificación generalizada para los ESS.

Sistemas de Almacenamiento

de Energía (ESS)

Aíre Comprimido- CAES Pumped Hydro- PHS

Flywheel- FES

Hidrógeno

Electrolizador/Fuel Cell/SNG

Almacenamiento de Calor Sensible

Molten salt/ A-CAES

Baterías Secundarias

Plomo-ácido/NiCd/NiMh/Li-ión/NaS

Baterías de Flujo

Redox Flow/Hybrid Flow

Condensador de doble capa- DLC

Bobina magnética superconductora- SMES

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

(14)

tecnologías de ESS, se pueden clasificar de acuerdo a la capacidad energética disponible en el dispositivo como el tiempo en que puede entregar esa energía así:

 Tiempo de descarga corto: para estas aplicaciones, se tiene una duración entre algunos segundos a varios minutos; generalmente se utilizan los condensadores de doble capa (DLC) ó supercondensadores, almacenamiento de energía mediante superconductores mágneticos (SMES) y flywheels (FES). La relación energía-potencia es inferior a 1 (por ejemplo, una capacidad de menos de 1 kWh para un sistema con una potencia de 1 kW).

 Tiempo de descarga medio: tiene una duración entre varios minutos hasta algunas horas; las tecnologías más utilizadas son los flywheels (FES) y para capacidades mayores son los sistemas de almacenamiento electroquimico (generalmente baterías de plomo-ácido, ión-litio (Li-ion) y sodio-sulfuro (NaS)). Los tiempos de descarga típicos son de varias horas, con relación de energía/potencia entre 1 a 10.

 Tiempo de descarga largo: tiene duración entre días hasta de varios meses, se destacan las tecnologías basadas en hidrógeno (H2) y gas natural sintético (SNG). Para estos sistemas EES, la relación energía-potencia es considerablemente mayor que 10 [5].

De forma general se consideran tecnologías con tiempo de descarga medio y sobretodo tecnologías electroquímicas, que en resumidas cuentas son Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS), ya que tienen muchas ventajas a la hora de considerarlas para la implementación de proyectos en sistemas de potencia. En la Figura 2, se muestran sus principales ventajas:

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

También se puede tener una comparación más detallada de diferentes tecnologías de ESS, clasificándolos por sus rangos de potencia nominal, duración del almacenamiento, número de ciclos o vida útil, auto descarga, densidad de energía y potencia, eficiencia y tiempo de respuesta. En la Tabla 1, se muestra para los diferentes tipos de almacenamiento estos rangos.

• Facilita la alta penetración de FNCER

Integración de

Renovables

• Inversión modular y/o incremental • En algunos casos: facilidad de

re-localización

Modularidad

• Capacidad localizada • Confiablidad de la red • Servicios complementarios

Múltiples

servicios

• Solución para áreas urbanas • Costo esperado en descenso

(15)

Tabla 1, Información técnica general para EES [8]

Tecnología

Rangos de Potencia (MW)

Número de ciclos

o Vida útil

Self-discharge (%) Densidad de Energía (Wh/l)

Densidad de Potencia (W/l)

Eficiencia (%)

Tiempo de Respuesta

Supercapacitor

(DLC) 0,01-1

10000-100000 20-40 "10-20"

40000-120000 80-98 10-20 ms

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

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

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

Flywheels 0,001-1

20000-100000 1,3-100 20-80 5000 70-95 10-20 ms

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

Batería de

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

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

Hidrógeno 0,01-1000 5-30 años 0,4

600 (200

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

SNG 50-1000 30 años despreciable

1800 (200

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

De la Tabla 1, se puede destacar que las baterías de ión-litio tienen una alta eficiencia, al igual que su potencia nominal y tiempo de respuesta, haciendo que la empresa ISA opte por participar en el negocio del almacenamiento de energía mediante el uso de estas baterías. Actualmente en Colombia, no se tienen registrados para la Costa Atlántica proyectos que utilicen alguna tecnología de almacenamiento de energía.

2.2 Requerimientos Técnicos para ESS aplicables en Colombia

2.2.1 Normas técnicas utilizadas para selección de BESS

(16)

Tabla 2, Componentes y estándares para BESS [9]

Título de la Norma/Estándar Designación

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

interruptor automático. UL 489

Condensadores electroquímicos. UL 810A

Baterías de litio. UL 1642

Inversores, convertidores, controladores y equipos de sistemas de

interconexión para uso con recursos energéticos distribuidos. UL 1741

Baterías para uso en aplicaciones estacionarias. UL 1973

Celdas y baterías secundarias para el almacenamiento de energía renovable

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

Requerimientos de seguridad para baterías secundarias e instalación de baterías: para cumplir con los requisitos sobre aspectos de seguridad asociados con el montaje, uso, inspección, mantenimiento y eliminación. Aplicable a

todos los tipos de baterías secundarias. IEC 62485-2

Estándar para interconexión de recursos distribuidos con sistemas eléctricos de

potencia.

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

Seguridad de las pilas y baterías de litio primarias y secundarias durante el transporte: aplicable para sistemas de almacenamiento que utilizan químicas

de iones de litio. IEC 62281

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

Seguridad para sistemas de almacenamiento y generación de energía

distribuida. UL 3001

Seguridad funcional de sistemas eléctricos/ electrónicos programables:

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

De la Tabla 2, las normas más importantes para estudios eléctricos de BESS; ellas son: UL 1642 (baterías de ion-litio), UL 1741 (electrónica de potencia para los ESS), IEEE 1547 (interconexión de recursos distribuidos a SEP), y normas relacionadas para elementos de protección (circuit breakers). Actualmente en Colombia, solamente se encuentra estipulado el acuerdo 947 de 2017 del CNO, relacionado a requerimientos para obtención y validación de parámetros y sus modelos de dispositivos FACTS; también lineamientos para su ajuste, por lo que para dispositivos BESS se debe dar cumplimiento con lo estipulado en este Acuerdo [20].

2.2.2 Revisión de especificaciones generales para selección de BESS

(17)

Selección de Baterías Aplicación Eficiencia Número de ciclos Depth of Discharge (DoD) Requerimientos

de red Costo del módulo y celdas en baterías Disponibilidad y Costo

Componentes de Potencia Requisitos de

desempeño Garantía de la

compañía/ desempeño garantizado Tecnología y

registro de la empresa Temperatura/ condiciones ambientales Limitaciones de Espacio Infraestructura para instalación Mantenimiento: requerimientos/ costos Seguridad Densidad de Energía Política / Tratamiento Reglamentario

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

De la Figura 3, se destacan: Ciclo de Vida, Depth of Discharge (DoD), requerimientos de la red y Aplicación deseada. Se pueden clasificar 3 grupos principales, dependiendo del tipo de aplicación y/o duración del suministro de energía:

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

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

 Cortos períodos de carga/descarga (respuesta a frecuencia, suavizado en generación renovable). [10]

Las especificaciones que más se solicitan a la hora de realizar ofertas referentes a proyectos eléctricos con BESS son las siguientes:

 Capacidad útil de descarga nominal AC

 Potencia AC nominal

 Tipo de Aplicación

 Eficiencia Roundtrip del BESS

 Profundidad de descarga (DOD)

 Vida útil mínima garantizada

 Tasa de carga/descarga

 Factor de potencia

(18)

 Tasa de rampa positiva y negativa

 Temperatura de diseño para los BESS [11]

2.3 BESS en el STR Atlántico para contingencias red 110 kV

En Colombia, se presentan problemas en la red de 110 kV del Atlántico por déficit en capacidad, por contingencias N-1 tanto en redes (líneas y transformadores) de 110 kV como de 34,5 kV, al igual que restricciones en la generación de las centrales térmicas en Tebsa y Termoflores; a su vez se presentan atrasos en las obras de expansión definidas por la UPME para esta área.

En el Plan de Expansión UPME 2015-2029, se estudió la posibilidad de incorporación de las baterías como elemento de expansión, los cuales se resumen de la siguiente manera:

 Definición de subestaciones con mayor impacto para la ubicación de los elementos almacenadores, en función de su ubicación y carga asociada.

 Análisis de curvas de carga de las subestaciones.

 Análisis de la posible operatividad de las baterías, para el caso particular se tienen dos posibles operaciones: i) Operación diaria y ii) Operación ante contingencia.

 Análisis económicos. [12]

De este estudio se concluyó que para operación ante contingencia en el STR Atlántico, se presenta una respuesta adecuada de los BESS con ubicación óptima (distribuida), permitiendo reducción de restricciones para todos los posibles despachos de generación en Flores y Tebsa, y por consiguiente una operación más segura de la red de 110 kV y 220 kV en Atlántico.

También, se presentaron dos escenarios para implementación de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS). En Ríomar 34,5 kV, el Escenario 1 propone una batería de 55 MW y el Escenario 2 una batería de 35 MW; para Unión 34,5 kV en ambos la propuesta fue una batería de 20 MW.

A partir del análisis realizado por la UPME, se comparó el comportamiento de los dos escenarios en el STR Atlántico; se concluyó mejor el Escenario 2, pues ante contingencias en la red del Atlántico, presenta una respuesta adecuada. Se espera reducir el riesgo de desatención de la demanda, tanto con las obras propuestas de Caracolí y El Río, así como a la posibilidad de uso de BESS; actualmente, se está a la espera de la reglamentación de este elemento para su implementación [13]

(19)

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

Quanta Technology, realizo estudios para ISA, describiendo una nueva metodología para contingencias N-1 mediante los BESS [14]. Esta propuesta, busca que el BESS soló entre en operación cuando ocurra una contingencia, aprovechando la máxima capacidad en las líneas del STR (caso a), evitando congestiones o sobrecargas en líneas (caso b), y disminuyendo restricciones de generación del STR Atlántico, como se muestra en la Figura 5.

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

Para la ubicación de BESS, se tuvo en cuenta que el sitio óptimo de un sistema de almacenamiento de energía es uno que reduce flujos en las líneas congestionadas, en todos los escenarios de contingencia; se necesitan varios sitios para mitigar un grupo de congestiones de la red.

(20)

De esta forma se obtuvieron las ubicaciones optimas por esta metodología que son: lod ACESCO_1 (Malambo 110 kV) Con 20 MW, lod VTEJUL21 (Veinte Julio 110 kV) con 14 MW y lod CENTR0_1 (Centro 110 kV) con 20 MW; la capacidad de carga de emergencia declarada de las líneas y transformadores, considerando los límites de línea como el 85% de su capacidad nominal.

En la actualidad, XM tiene en consideración otras ubicaciones de BESS para el Atlántico, las cuales son: Oasis 110 kV con capacidad de 40 MW y Veinte de Julio 110 kV con capacidad de 20 MW; estas son mejores frente a las ubicaciones propuestas por la UPME, y se tendrán en cuenta para su revisión, al igual que las ubicaciones determinadas por Quanta.

2.4 BESS para problemas de estabilidad con generación renovable

Para este caso se consideran diferentes escenarios propuestos en el Plan de Expansión de Generación-Transmisión 2016-2030, la instalación de generación eólica (1.250 MW) y fotovoltaica (1.200 MW), para el año 2023 (escenarios de proyección UPME); esto representaría una participación total dentro del mercado energético de 7% [15].

Previamente se han realizado estudios eléctricos respecto a la conexión de centrales eólicas con capacidad de 1.050 MW para el año 2023 en Colectora_1 500 kV, comparando diferentes tecnologías (DFIG y Full Converter); el presente estudio se enfocará en la instalación de PV (1.200 MW) hacia año 2021, teniendo conceptos favorables de ISA-Intercolombia para su posible instalación en las subestaciones de: Sabanalarga 500 kV, Fundación 220 kV, Copey 220 kV y Valledupar 220 kV. El listado de parques PV, se muestra en la Tabla 3:

Tabla 3, Proyectos de generación PV Considerados

Proyecto Capacidad S/E Año de entrada

SOWITEC

Valledupar 100 MW Valledupar 220 kV 2018

SOWITEC Sabana 200 MW Sabana 500 kV 2018

Atlántico 200 MW Sabana 500 kV 2018

PV Fundación 100 MW Fundación 220 kV 2020

SOWITEC Copey 200 MW Copey 220 kV 2020

Guayepo1 200 MW Sabana 500 kV 2020

Guayepo2 200 MW Sabana 500 kV 2021

Total 1.200 MW

(21)

Tabla 4, Proyectos de generación eólica

Agente

encargado Parque eólico

Capacidad (MW) ENEL GREEN POWER

COLOMBIA S.A.S.

Kuisa (Tumawind) 200 Urraichi (Chemesky) 100

EPM E.S.P. EO200 Ipapure 201

JEMEIWAA KA’I S.A.S.

Irraipa 99

Carrizal 195

Case Eléctrica 180

Apotolorru 75

De la Tabla 4, no se tiene en cuenta Windpeshi 200 MW, cuya entrada en operación se estima para 2020 en Cuestecitas 500 kV; allí harían los aportes a flujo y corrientes de cortocircuito estos aerogeneradores (total eólicas Guajira 1.250 MW).

A partir de estos escenarios, se presentan diferentes como desafíos para implementar la generación eólica y fotovoltaica en GCM: posibles sobretensiones transitorias, oscilaciones de tensión, oscilaciones de frecuencia, e inestabilidad por pérdida transitoria de generación PV. Se observarán aplicaciones relacionadas a la regulación de frecuencia o Spinning Reserve, para estos escenarios de generación renovable.

2.5 Aplicaciones de BESS en redes de transmisión:

Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS), surgen por la necesidad de equilibrar las fluctuaciones en el suministro de energía eléctrica, garantizando confiabilidad, seguridad y aprovechamiento de las FNCER. Para los requisitos de corta duración, los ESS pueden realizar control de frecuencia y ayudar a solucionar problemas de estabilidad, y para aplicaciones de mayor duración pueden encargarse de seguimiento de carga, alivio de congestiones en la red, etc.

Los ESS puede desempeñar un papel multifuncional en la red de suministro eléctrico para administrar los recursos de manera efectiva [16], teniendo aplicaciones para integrarse con energías renovables, mejora en redes T&D, a su vez de encargarse de servicios auxiliares (tensión, frecuencia, etc.). Dentro de las aplicaciones relacionadas a las redes de transmisión, se encuentran las siguientes:

 Transmission Capacity Release

 Manejo de congestión

 Alivio de carga pico en la red

 Black Start

 Confiabilidad en sistemas de Distribución

 Respuesta a Frecuencia

 Capacidad de Reserva-Spinning Reserve

(22)

2.5.1 Transmission Capacity Release

La planificación de contingencia N-1 y el análisis de flujo de carga pueden reducir la capacidad operativa de ciertas líneas de transmisión, lo que lleva a un sobredimensionamiento del sistema de transmisión y mayores costos. Sin embargo, los BESS pueden inyectar automáticamente energía para garantizar estabilidad de la red durante eventos de contingencia. Esto permite a los operadores aumentar la capacidad operativa de las líneas de transmisión existentes, sin tener que construir otra torre o línea [17].

2.5.2 Capacidad de Reserva-Spinning Reserve

La capacidad de reserva es esencialmente generación de respaldo para la red eléctrica, cuando una o dos grandes centrales generadoras dejan de suministrar potencia de forma inesperada. En este caso, usando los BESS, se reducen el uso de fuentes síncronas encargadas de realizar las reservas, por ejemplo, la generación térmica [18]. Entre ellas se encuentra el Spinning Reserve, el cual puede responder en 10 minutos para compensar los cortes de generación o transmisión. Esta aplicación es "sensible a la frecuencia" y responde en 10 segundos, manteniendo la frecuencia del sistema.

Para el tipo de eventos que se estudiarán, no se utilizará la aplicación de respuesta de frecuencia, ya que responde ante cualquier anomalía de frecuencia en cuestión de milisegundos, teniendo como objetivo mantenerse lo más cerca posible dentro de la frecuencia escogida (60 Hz), por lo que no actuarían solamente ante eventos de grandes pérdidas de generación o transmisión, haciendo que los BESS tenga una gran cantidad de ciclos de carga/descarga.

En el caso de Colombia, se obtuvo información de XM obtenida de la PMU en Sabanalarga, indicando los valores promedio de excursión de frecuencia en Sabanalarga 500 kV, entre 14 octubre y 14 de noviembre de 2017 (sin renovables), se muestra tanto en la Tabla 5 como en la

Figura 6 (caso banda muerta 100 mHz).

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

Desviación frecuencia[mHz]

Eventos /mes

Tiempo promedio por fuera de banda [s]

Desviación tiempo por fuera de banda [s]

Máxima excursión [Hz]

Promedio de excursión [Hz]

+100 mHz 425 3,2021 12,0283 60,221 60,091 +30 mHz 82.201 5,9021 8,6011 60,221 60,0423 -30 mHz 55.578 6,9349 9,1782 59,592 59,9582

(23)

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

De la Tabla 5, se puede observar que con bandas muertas de 10 mHz a 30 mHz), suceden más de 50.000 eventos/mes, con actuaciones innecesarias de los BESS para períodos muy cortos; con banda muerta 100 mHz habrían menos de 500 eventos/mes; por lo que ante este tipo de eventos, la aplicación Spinning Reserve es la más indicada frente a respuesta en frecuencia.

2.6 Revisión Códigos de Red para sistemas PV

2.6.1 Requisitos de Estabilidad recomendados para parques PV y eólicas

De forma general, para el caso de Colombia, los parques eólicos y fotovoltaicos deberán participar en el control primario de frecuencia por lo que deben contar con un sistema de control robusto que cumpla con los siguientes requisitos:

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

b) La velocidad de respuesta deberá poder ajustarse entre 1 y 10 % de la potencia nominal de la unidad generadora por segundo.

Toda unidad generadora o parque eólico o fotovoltaico deberá continuar operando en forma estable conectada al SIN y entregando potencia activa bajo la acción de su controlador de Carga/Velocidad o de Frecuencia/Potencia para variaciones de la frecuencia dentro de los límites de operación al menos durante los tiempos que se indican a continuación [19]:

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

 58,0 – 59,0 Hz: 60 s.

 57,5 – 58,0 Hz: 15 s.

 f < 57,5 Hz: Desconexión Opcional

(24)

 61,0 – 61,5 Hz: 60 s.

 f > 61,5 Hz: Desconexión forzada

Para los inversores utilizados en el parque solar PV Atacama (250 MW), se recomendó las siguientes funcionalidades [20]:

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

 Interruptor automático de la interconexión para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, protección anti-isla.

 Protección para interconexión de máxima y minina frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um, respectivamente).

 El inversor se desconectará automáticamente de la red, en el caso en que la tensión de salida o la frecuencia estén fuera de rango, realizándose la re-conexión de forma automática una vez restablecido el valor de la tensión o frecuencia.

 En periodos nocturnos (baja Irradiación), el inversor estará en situación de stand-by o hasta que haya condiciones de radiación que hagan que la potencia de entrada supere el umbral de mínima potencia para su conexión a la red.

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

Los aspectos más importantes que rigen los códigos de redes de Alemania, USA y España, referentes al funcionamiento de centrales PV, se encuentran definidos para:

 Voltage Ride Throught (HVRT y LVRT)

 Rangos permisibles de corriente reactiva (Ir);

En la Tabla 6 se muestran los valores de LVRT requeridos para los códigos de redes de países como: Alemania, Italia, España, USA, Australia, Dinamarca y Japón. En Alemania se tienen regulaciones más estrictas, donde los sistemas PV tengan después de falla un 90% de la tensión nominal después de 1,5 seg, para los demás países se tienen niveles menores de LVRT.

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

GC del País

Durante Falla Post-Falla Vmin(%) Tmáx(s) Vmin(%) Tmáx(s)

Alemania 0 0.15 90 1.5

Italia 0 0.2 85 1.5

España 20 0.5 80 1

Japón 30 1 80 1.5

Australia 0 0.45 80 0.45

USA 15 0.625 90 3

(25)

En la Tabla 7, se observan que los niveles más estrictos de HVRT se dan en Alemania, observando que durante el evento de falla, los parque PV no pueden pasar de 120% de la tensión nominal durante 0,1 segundos, después de ese tiempo es del 110%.

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

GC del País

Durante Swell de Tensión

Vmáx(%) Tmax(s)

Alemania 120 0.1

Italia 125 0.1

España 130 0.25

Australia 130 0.06

USA 120 1

Para las simulaciones relacionadas a eventos de tensión, se utilizarán los límites HVRT y LVRT del código de red alemán; las simulaciones dinámicas se realizarán en DigSILENT Power Factory 2017, como se muestra en la Figura 7 para límites Voltage Ride-Throught y en la Figura 10, límites de corriente reactiva Ir:

Figura 7. Requerimientos HVRT y LVRT propuestos para el SIN

2.6.3 Reconexión después del disparo en parques PV

(26)

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

El criterio mostrado enla Tabla 8, para la norma IEEE 547, para el caso de reconexión de centrales PV, se utilizará en las simulaciones de DigSILENT Power Factory 2017.

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

Para 2017, se aprobó el Esquema de Deslastre de Automático de Carga EDAC por baja frecuencia, cubriendo 40% del total de la demanda; el EDAC está distribuido en 8 etapas con desconexiones progresivas de carga del 5%, retardos desde 200 ms hasta 4.000 ms en la última etapa; las etapas

7 y 8, cuentan con la función 𝑑𝑓

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

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

presenta los ajustes detallados de EDAC:

Tabla 9. Esquema EDAC vigente para Colombia

Etapa

Ajustes Umbral

Desconexión de Carga

[%]

Ajustes df/dt Frecuencia

[Hz]

Retardo Intencional

[ms]

Frecuencia [Hz]

df/dt [Hz/s]

Retardo Intencional

[ms]

1 59,4 200 5

2 59,2 200 5

3 59 400 5

4 58,8 400 5

5 58,6 600 5

6 58,6 1.000 5

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

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

Actualmente en Colombia, la reserva AGC debe soportar la pérdida de la unidad más grande actualmente Sogamoso de 260 MVA, y pasará a una unidad de Ituango 334 MVA.

2.7 Obras de Expansión consideradas en el Estudio:

(27)

UPME 09-2017 y UPME 06-2017, las cuales entraran en funcionamiento para los años 2020 y 2022 respectivamente [24]:

 Incorporación de la S/E Colectora 1 500 kV conectada mediante un doble circuito en redes AC a la S/E Cuestecitas 500 kV, consideradas dentro del Plan de Expansión de la UPME.

 Incorporación de la S/E Nueva Cuestecitas 220 kV conectada mediante un circuito en redes AC a Cuestecitas 220 kV, estará ubicada en el mismo lugar de Cuestecitas 500 kV, objeto de convocatoria UPME 09-2016 (CO-COCU).

 Existencia cinco parques eólicos de 200 MW, adicionales a Windpeshi e ISAGEN, conectados la S/E Colectora 1 por medio de un doble circuito en redes AC a 110 kV y un transformador 500/110 kV de 250 MVA.

 La incorporación de la línea Copey- Cuestecitas 500 kV, Cuestecitas- La Loma 500 kV y el doble circuito Cuestecitas-Colectora 1 500 kV, consideradas en las convocatorias UPME 09-2016 (CO-COCU) y UPME 06-2017 (CO-COLE) respectivamente dando mayor robustez al STN ante posibles contingencias cercanas al proyecto eólico (XM, Filial de ISA, 2017).

No se consideraron para los estudios con generación renovable las obras adicionales publicadas en el Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2017-2031, con fecha de entrada propuesta para diciembre del 2023 en el área GCM. Estas obras son [13]:

 Segundo Circuito Cuestecitas – La Loma 500 kV

 Nuevo Circuito La Loma –Sogamoso 500 kV

 Subestación Colectora 3 en 500 kV en AC

 Subestación Colectora 2 en 500 kV en AC

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

 Red HVDC VSC Colectora 2 – Chinú 550 kV o Red HVDC VSC Colectora 2 -Cerromatoso 550 kV.

2.8 Modelos de optimización para obtención de lugares y tamaños

óptimos de BESS

Para resolver un problema de optimización, se requiere encontrar el valor que deben tomar las variables para hacer optima la función objetivo satisfaciendo el conjunto de restricciones. Dependiendo de esto pueden existir diferentes métodos de optimización, pudiendo ser de dos tipos: métodos clásicos (programación lineal, lineal entera mixta, cuadrática y no lineal) y métodos meta heurísticos (ligados a la inteligencia artificial e imitan fenómenos observados en la naturaleza). [25].

(28)

necesariamente garanticen su alcance en todas las soluciones. En la Tabla 10, se muestra las diferentes opciones de optimización mediante el uso de métodos clásicos:

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

Tipo de Programación Estructura

Programación Lineal

(linear programming)

LP

min 𝑐𝑇𝑥 𝐴𝑥 = 𝑏

𝑥 ≥ 0

𝑥 ∈ ℝ𝑛_{, 𝑐 ∈ ℝ}𝑛_{, 𝐴 ∈ ℝ}𝑚𝑋𝑛_{, 𝑏 ∈ ℝ}𝑚

Programación Lineal Entera Mixta

(mixed integer programming)

MIP

min 𝑐𝑇𝑥 + 𝑑𝑇𝑦 𝐴𝑥 + 𝐵𝑦 = 𝑏

𝑥, 𝑦 ≥ 0

𝑥 ∈ ℤ𝑛, 𝑦 ∈ ℝ𝑙, 𝑐 ∈ ℝ𝑛, 𝑑 ∈ ℝ𝑙

𝐴 ∈ ℝ𝑚𝑋𝑛_{, 𝐵 ∈ ℝ}𝑚𝑋𝑙_{, 𝑏 ∈ ℝ}𝑚

Programación Cuadrática

(quadratic programming)

QP

min 𝑐𝑇_{𝑥 +}1

2𝑥

𝑇_𝑄𝑥

𝐴𝑥 = 𝑏 𝑥 ≥ 0

𝑥 ∈ ℝ𝑛_{, 𝑐 ∈ ℝ}𝑛_{, 𝐴 ∈ ℝ}𝑚𝑋𝑛

𝑄 ∈ ℝ𝑛𝑋𝑛, 𝑏 ∈ ℝ𝑚

Programación no Lineal

(non linear programming)

NLP

min 𝑓(𝑥) 𝑔(𝑥) = 0

ℎ(𝑥) ≤ 0 𝑙 ≤ 𝑥 ≤ 𝑢

𝑓: ℝ𝑛_{→ ℝ}

𝑔, ℎ: ℝ𝑛_{→ ℝ}𝑚

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

(29)

2.9 Información Utilizada para Análisis de Estabilidad (BESS con

Aplicación Spinning Reserve)

2.9.1 Aerogeneradores Full Converter

En los aerogeneradores de la Guajira, no se conoce el tipo de tecnología de parque eólico, que podría ser DFIG o Full Converter; ambas tecnologías poseen efectos diferentes sobre aportes de cortocircuito a barras como Colectora_1 500 kV.

En el caso de DFIG, el aporte a corrientes de cortocircuito (al menos subtransitorio), resultó seis veces mayor respecto a una maquina Full Converter, del mismo tamaño y capacidad del transformador de acople, y configurada según la Figura 8 así:

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

Se escoge también los aerogeneradores Full Converter o Full Converter Synchronous Generators (Tipo IV o FCSG) ya que tiene un mayor rango de velocidades, ofrece un control de reactivos, donde toda la corriente puede ser usada en generación de reactivos, incluso en ausencia de viento; también posee desacople completo de generador con la red: Puede otorgar mejor soporte ante perturbaciones, siendo los más indicados para análisis de estabilidad [26].

2.9.2 Control Sistema PV DigSILENT Power Factory 2017

(30)

En la Tabla 11, se muestran las especificaciones individuales del panel PV considerado como la configuración de paneles serie-paralelo interconectados a los inversores.

Tabla 11. Parámetros del modelo PV Array.

Nombre del

parámetro Valor Unidad Descripción

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

Umpp_stc 35 [V] Voltaje MPP del módulo en condiciones STC Impp_stc 4,58 [A] Corriente MPP del módulo en condiciones STC Isc_stc 5 [A] Corriente de Cortocircuito en condiciones STC au -0,0039 [1/K] Factor de corrección de temperatura (voltaje) Ai 0,0004 [1/K] Factor de corrección de temperatura (corriente)

Tr 0 [s] Constante de tiempo del módulo

n_series 20 [adm] Número de módulos en serie n_parallel 140 [adm] Número de módulos en paralelo nInt 223 [adm] Número de Inversores en paralelo

En la Figura 9, se muestra el diagrama de bloques principal del PV Array, donde las señales de entrada provienen de la Irradiación (E), temperatura (theta), Uarray y Pconv; el parámetro de Irradiación es proporcional a la potencia despachada por el panel PV.

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

2.9.3 Control BESS DigSILENT Power Factory 2017

(31)

configurado para una batería de 30 MW a 10 kV, se reconfigura dependiendo tanto de la potencia a suministrar [28].

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

El PV Controller y el Charge Control, del sistema BESS, puede pre-determinar estados iniciales del SOC, señales provenientes de frecuencia y variaciones de potencia del BESS. Se implementan dos estrategias de controlador de frecuencia (Frequency Control) para el caso del BESS:

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

𝑇 = 10,1 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜s; 𝐾 se ajusta igual a la simulación Matlab-Simulink para comparación con el resultado con Power Factory, así:

𝑃𝑏𝑒𝑠𝑠 = 𝐾

𝑇𝑆 + 1∆𝑓

Figura 11. Controlador BESS con potencia proporcional

(32)

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

2.9.4 Esquema de Generación automática (AGC) en Colombia

En la Tabla 12, se muestran los parámetros más importantes para la configuración del AGC en el SIN 2016 y 2017 (estos se ajustarán para la realización del modelo en MATLAB-SIMULINK ítem 2.11):

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

Parámetros Requerimiento

Estatismo  Valores entre el 4 y 6%. Tiempos y Bandas de recuperación

de la Frecuencia por medio del AGC

 Después de un evento la frecuencia debe regresar a su valor nominal como máximo en 7 minutos.

Constante de regulación del sistema

 Máxima=895 MW/Hz  Media=820 MW/Hz  Mínima= 720 MW/Hz Velocidad Máxima de Cambio de

Carga del Sistema 50 MW/min Velocidad Mínima de Cambio de

Carga por Unidad

Mayor o igual a 12,5 MW/min medidos durante las pruebas de sintonía para prestar el servicio de AGC

Número Mínimo de Unidades 5 unidades

Holgura para AGC

 Dicho valor será definido y modificado por el CND según lo establecido en las Resoluciones CREG 083 de 1999 y 064 de 2000. Se obtienen valores diferentes dado el porcentaje de uso de la holgura.

Holgura Mínima por Planta para hacer AGC

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

Holgura Mínima por Unidad para hacer AGC

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

Tiempo de Retardo de la Unidad en comenzar a responder una vez enviado el comando por el AGC

Máximo de 20 segundos una vez enviado el primer comando de regulación.

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

(33)

duraciones de pocos minutos. En la Figura 13, se muestra el comportamiento presentado ante un evento de alta nubosidad para una central PV de 1 MW ubicada en Tennessee (USA) [31].

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

De la Figura 13, se aprecia que para este evento de alta nubosidad hay una alta variabilidad de potencia dentro de estas centrales, esto se puede presentar repetidamente con duraciones de pocos minutos .Para estimar el impacto del paso de nube sobre el parque PV en Sabanalarga, se tendrá en consideración este evento, al igual que lo mostrado en la Figura 14, donde se muestra la gráfica comparativa tanto para Irradiación como potencia entregada por la planta PV de 1 MW:

(34)

De la Figura 14, para un período de 4 minutos de medición se presentaron dos variaciones de potencia para este parque PV, por lo que ante altas variaciones de irradiación, se presenta un comportamiento proporcional en la potencia; también se observan rampas de subida y bajada, que se utilizarán para sintonizar el modelo Matlab.

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

Esto afectará la inercia disponible. La Tabla 13 muestra los valores de despacho e inercias del Interior, donde las demandas P12 y P15, representan los escenarios de máxima generación PV, está sucede a las 12 p.m y 3p.m respectivamente; las demanda P07, representa los escenarios de

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

Tabla 13, Inercias, PV, generación convencional e intercambios para escenarios de estudio, sin Ecuador (base 100 MVA).

Escenario

Generación PV (MW)

Generación Eólica (MW)

Generación Convencional Costa (MW)

Generación Interior del país (MW)

Intercambio del interior hacia la Costa (MW)

H1 (s) Interior del país

P07 2021 360.62 200 100,99 7.078 1.410 402

P12 2021 1.201 200 101 8.352 1.007 468

P15 2021 1.068 200 133,57 8.404 1.201 470 P07 2023 360.62 1.250 100,99 6.344 -364 367

P12 2023 1.201 1.250 65 7.720 90 454

P15 2023 1.068 1.250 133,57 7.754 304 437

Las demandas P12 2021 y P12 2023, son similares en inercia Interior, siendo el escenario de menor inercia H1=454 segundos base 100 MVA, que se utilizará para MATLAB.

En las Costa Atlántica la inercia H2 considera solo Flores Gas y Vapor para un total de H2=11,20 s base 100 MVA si las eólicas Guajira (1.200 MW) son Full Converter. En caso de instalarse en Guajira aerogeneradores DFIG, aportarían inercia adicional en la Costa Atlántica, del orden de 4 s para aerogeneradores de 2 MW; 625 máquinas DFIG producen en inercia adicional:

𝐻2 = 625 𝑚á𝑞𝑢𝑖𝑛𝑎𝑠 ∗ 2𝑠 𝑚á𝑞𝑢𝑖𝑛𝑎∗

2 𝑀𝑉𝐴

100 𝑀𝑉𝐴= 50 𝑠

Todo lo anterior sin aportes de inercia del Ecuador.

(35)

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

Línea P(MW) Q(MVAr) Carga

(%)

Bolívar - Copey 1 500 kV 257 -5 19 Chinú - Copey 1 500 kV -197 -65 15 Chinú - Sabana 1 500 kV 24 -202 9 Chinú - Sabana 2 500 kV 27 -209 10 Copey - La Loma 1 500 kV 24 33 9 Bolívar - Copey 1 500 kV 257 -5 19 Copey - Cuestecitas 1 500 kV -487 -91 24

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

Bolívar - Sabana 500 kV 144 56 12 Cerro - Chinú 1 500 kV -30 -138 6 Cerro - Chinú 2 500 kV -30 -144 6 Chinú - Cerromatoso 3 500 kV 30 -23 6 La Loma - Ocaña 1 500 kV -250 -94 16 Cuestecitas(ISA) - Guajira 1 220

kV -71 1 30

Cuestecitas(TRC) - Guajira 2 220

kV -71 0 30

Guajira - Santa Marta 2 220 kV -69 -8 28 Guajira - Termocol 1 220 kV -68 -7 27

Santa Marta - Termocol 1 220 kV 68 7 27

Se observa de la Tabla 14, que los circuitos Cuestecitas-La Loma 500 kV y Copey-Cuestecitas 500 kV, evacuan la energía de las eólicas de Colectora_1 (1.000 MW en total). Las cargas en el corredor 220 kV Cuestecitas-Guajira-Santa Marta 220 kV son menores al 28%.

En cuanto a la carga de los transformadores de 500 /220 kV, se muestra en la Tabla 15, los resultados obtenidos de flujo para el escenario 2023 P12 propuesto:

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

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

(36)

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

2.10 Información Utilizada para Análisis de Contingencias en STR

Atlántico (BESS con aplicación Transmission Capacity Release)

Se considera para este caso la base de datos del SIN para el año 2019, aquí no se considera las obras de expansión del El Río 220 kV y líneas asociadas (El Río-Tebsa 220 kV y El-Río-Flores 220 kV). En la Figura 15, se muestra el esquema eléctrico del STR Atlántico.

Figura 15. Esquema eléctrico del STR Atlántico [12]

SALAMINA UNION BARRANQUILLA SABANALARGA TEBSA CORDIALIDAD SILENCIO LAS FLORES

CENTRO EL RIO

JUAN MINA VTE. DE JULIO MALAMBO MAGDALENA 34.5 TERMO-FLORES T-FLORES 2 MALAMBO 2 T-FLORES 1

LAS FLORES 34.5

(37)

Todas las consideraciones mostradas en el ítem 2.1, se correrán en AMPL, lenguaje de programación especializado en resolución de problemas de optimización; este programa tiene en consideración las líneas y transformadores de la red de Atlántico, para los distintos niveles de tensión: 220 kV (STN), 110 kV y 34,5 kV (STR), no se consideran líneas radiales ni transformadores de generación.

Para la detección de contingencias críticas N-1, se tendrán en cuenta tanto las restricciones de Flujos DC por ramas, tipo de escenario generación demanda como capacidad de los elementos (nominal y sobrecarga), a su vez el método de solución de las restricciones planteada se resolverá mediante CPLEX (método Simplex), buscando encontrar el menor tamaño de BESS que garantice la mejor solución de sobrecargas ante contingencias.

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

Se realizó el modelo AMPL vía flujo DC para la red del Atlántico en el año 2019, para demandas: P15 (máxima) y P07 (mínima), con el modelo se busca determinar a partir de diferentes escenarios generación/demanda las mejores ubicaciones para colocar BESS. Se tomó como fuente de la información (configuración, impedancias, demandas, etc.), la base de datos de largo plazo del SIN para el segundo semestre de 2017; esta es proporcionada por XM [32].

Para la zona del Atlántico, en 2019, no estará listo el traslado de generación de: Barranquilla 3 y Barranquilla 4 a la barra Tebsa 220 kV; ellas continúan su inyección de potencia total 130 MW en Tebsa 110 kV.

(38)

Tabla 16. Escenarios de generación a correr en AMPL+CPLEX Generador GEN MAX GEN MIN Esc 1 Esc 2 Esc 3 Esc 4 Esc 5 Esc 6 Esc 7 Esc 8 Esc 9 Esc 10 Esc 11 Esc 12 Esc 13 Esc 14 Esc 15

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

Flores_G1_13.8 108 44 0 44 76 108 44 76 108 44 76 108 108 108 108 0 0 Flores_S1_13.8 52 21 0 0 0 0 21 37 52 0 0 0 0 52 52 0 0 Flores_G2_13.8 106 36 0 0 0 0 0 0 0 36 71 0 106 106 106 0 0 Flores_G3_18 172 92 0 0 0 0 0 0 0 92 132 0 172 172 172 0 0 Flores_G4_18 172 92 0 0 0 0 0 0 0 92 132 0 172 172 172 0 0 Tebsa_Gas_110

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

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

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

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

13.8_3 92.2 50 0 50 71 92.2 50 71 92 50 71 92.2 92.2 92.2 0 92.2 92.2 Tebsa_Vapor_

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

18_2 165.2 0 0 0 0 0 0 82 165 0 0 0 0 165 0 165.2 165.2 Brrquilla_

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

Brrquilla_

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

Solar_I_PNuevo

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