Impacto de la integración de parques PV en sistemas de distribución rural

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N° tesis: jcb

PROYECTO FIN DE CARRERA

Presentado a

LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Para obtener el título de

INGENIERO ELÉCTRICO

Por

Luis Carlos Covo Pérez

IMPACTO DE LA INTEGRACIÓN DE PARQUES PV EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN RURAL

Sustentado el día 3 de Diciembre del 2014 frente al jurado:

Composición del jurado

- Asesor: Phd Gustavo Ramos , Profesor Asociado, Universidad de Los Andes

- Jurados : M.Sc. Miguel Eduardo Hernandez, Estudiante Doctoral, Universidad de Los Andes

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Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

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Contenido

1 RESUMEN EJECUTIVO EN INGLÉS ... 5

2 RESUMEN EJECUTIVO EN ESPAÑOL ... 5

3 INTRODUCCIÓN ... 6

4 OBJETIVOS ... 7

4.1 Objetivo General ... 7

4.2 Objetivos Específicos ... 7

4.3 Alcance y productos finales ... 7

5 DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO ... 8

6 MARCO TEÓRICO, CONCEPTUAL E HISTÓRICO ... 8

6.1 Marco Teórico ... 8

6.2 Marco Conceptual ... 11

6.3 Marco Histórico ... 11

7 DEFINICION Y ESPECIFICACION DEL TRABAJO ... 13

7.1 Definición ... 13

7.2 Especificaciones ... 13

8 METODOLOGÍA DEL TRABAJO ... 14

8.1 Plan de trabajo ... 15

8.2 Búsqueda de información ... 16

8.3 Alternativas de desarrollo ... 17

9 TRABAJO REALIZADO ... 17

9.1 Descripción del Resultado Final ... 17

9.2 Trabajo computacional ... 20

10 VALIDACIÓN DEL TRABAJO ... 21

10.1 Metodología de prueba ... 21

10.2 Validación de los resultados del trabajo ... 22

10.2.1 Perfil de carga y de radiación ... 22

10.2.2 Impacto del nivel de penetración en las pérdidas ... 23

10.2.3 Comparación de las pérdidas en los escenarios ... 26

10.2.4 Perfiles de voltajes ... 29

10.2.5 Potencia inyectada a la red ... 31

10.2.6 Cargabilidad de líneas ... 32

10.3 Evaluación del plan de trabajo ... 33

11 DISCUSIÓN ... 33

12 CONCLUSIONES ... 34

13 AGRADECIMIENTOS ... 34

14 REFERENCIAS ... 34

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Lista de tablas

Tabla 1 Parámetros relevantes y su nivel de satisfacción. ... 7

Tabla 2. Modelo matemático de la radiación. ... 11

Tabla 3. Otros trabajos previos ... 12

Tabla 4. Lista de actividades realizadas ... 16

Tabla 5. Algunos parámetros del generador PV en DSSIM-PC ... 18

Tabla 6. Diferentes simulaciones realizadas... 21

Tabla 7. Estadísticas de voltajes para taps que optimizan el perfil de voltaje cuando no hay nodos PV ... 30

Tabla 8. Voltajes por fase en cada nodo cuando los taps están en 0... 30

Tabla 9. Tap definidos ... 35

Lista de Ilustraciones Ilustración 1. Funcionamiento celda solar. Tomado de [10] ... 9

Ilustración 2 a) Radiación directa, b) Radiación difusa, c) Radiación Reflejada. Tomadas del curso Energías renovables de la Universidad de los Andes. Tomado de [8] ... 10

Ilustración 3. Metodología planteada ... 15

Ilustración 4. Escenario 1 ... 18

Ilustración 8. Perfiles de carga ... 22

Ilustración 9. Irradiación solar ... 23

Ilustración 10.Pérdidas según la penetración en el escenario 1 para un perfil de carga de 1. ... 23

Ilustración 11. Pérdidas potencia reactiva según la penetración en el escenario 1 para un perfil de carga de 1. ... 24

Ilustración 12. Pérdidas potencia real según la penetración en el escenario 1 para un perfil de carga de Real. ... 25

Ilustración 13. Pérdidas potencia reactiva según la penetración en el escenario 1 para un perfil de carga de Real ... 26

Ilustración 14.Comparación de pérdidas de potencia activa según escenarios cuando el perfil de carga es 1 y la generación PV es de 700kVA ... 27

Ilustración 15. Comparación de las pérdidas en potencia reactiva en los escenarios con perfil de carga 1 y penetración 700kVA ... 28

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Ilustración 16. Comparación de las pérdidas en potencia activa en los escenarios con perfil de carga real y penetración 700kVA ... 28 Ilustración 17. Comparación de las pérdidas en potencia reactiva en los escenarios con perfil de carga real y penetración 700kVA ... 29 Ilustración 18. Potencia activa inyectada a la red ... 31 Ilustración 19. Potencia reactiva inyectada ... 32 Ilustración 20. Cargabilidad en la línea 800-802 con PV 700kVA en el escenario 1 y con Perfil de carga full load ... 32 Ilustración 21.Pérdidas potencia activa según penetración para el escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0. ... 36 Ilustración 22.Perdidas potencia reactiva según penetración para el escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0. ... 36 Ilustración 23 Pérdidas potencia activa según penetración para el escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0. ... 37 Ilustración 24. Pérdidas potencia reactiva según penetración para el escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0. ... 37

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1 RESUMEN EJECUTIVO EN INGLÉS

The project “Impact of PV parks integration in rural distribution systems” was done by the student Luis Carlos Covo Pérez and the adviser was the engineer Gustavo Ramos.”

The general objective of this work was to analyze the impact of the integration oof photovoltaic energy generation in rural distribution systems. The first specific objective of this work was to study the PV systems analysis techniques in rural distribution systems. The second objective was to define models and study cases. The last one was to simulate and analyze.

First a bibliographic study was made to investigate about the subject and to know previous works. From the information acquired from the bibliographic study the PV generator model was defined as the multiples study cases that would allow the accomplishment of the general objective. Then the simulations were created and run on DSSIM-PC. Finally the results of the simulations were analyzed and the conclusions of the work were created and compared to previous works.

As results, first, the losses were reduce considerably whit the integration of PV systems. Additionally, the voltage profiles improved. On the other hand, when projects of PV integration are made multiples variables have to be take care of. Those variables are de charge of the lines, the regulator’s taps, and the existence or not of capacitors banks. All those variables change the penetration level required in a system. To complete these work is necessary to make study of transient study, failure analysis and later a study of protection coordination.

2 RESUMEN EJECUTIVO EN ESPAÑOL

El proyecto “Impacto de la integración de parques PV en sistemas de distribución rural fue realizado por el estudiante Luis Carlos Covo Pérez y el asesor fue el ingeniero Gustavo Ramos.

El objetivo general de este trabajo consiste en analizar el impacto que tiene la integración de sistemas de generación de energía fotovoltaica en sistemas de distribución rural. El primer objetivo específico del proyecto era revisar las técnicas de análisis de sistemas PV en redes de distribución rural. El segundo fue definir modelos y casos de estudio. El último era simular y analizar los resultados.

En primer lugar se llevó a cabo un estudio bibliográfico para investigar acerca de los temas relacionados y conocer trabajos previos. A partir de la información adquirida en el estudio bibliográfico se construyó un modelo del generador PV y se definieron múltiples casos de estudio que permitieran cumplir el objetivo general. Luego se se realizó el montaje de los

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casos de estudio y las simulaciones en DSSIM-PC. Por último se analizaron los resultados y se sacaron conclusiones del trabajo comparándolo a la vez con resultados de trabajos previos. Como resultados, en primer lugar, las pérdidas se reducen considerablemente al integrar los sistemas PV. Adicionalmente, los perfiles de voltaje mejoran. Por otro lado, al realizar proyectos de integración PV se deben tener en cuenta múltiples variables como la cargabilidad de las líneas, los taps de los reguladores, la existencia o no de capacitores ya que todo esto cambia el nivel de penetración necesario. Para completar este trabajo es necesario llevar a cabo estudios de transitorios, análisis de fallas y coordinación de protecciones más adelante.

3 INTRODUCCIÓN

Durante la última década se han hecho grandes avances a nivel mundial en energías renovables. El uso de estas tecnologías se ha ido extendiendo a los sistemas de distribución de forma tal que la topología de estos sistemas ha pasado de tener una generación centralizada a una generación distribuida. Colombia posee una capacidad total de generación de 14569 MW, de los cuales el 64% es hidráulica y el 31% es térmica según el portal XM.

Si bien Colombia ha explotado recursos renovables como el agua, aún no ha invertido en la energía solar. A pesar de que la energía hidráulica es una energía renovable, esta encuentra cada vez más problemas ambientales y sociales debido a que la construcción de represas provoca inundaciones y cambios en los ríos que afecta las comunidades cercanas.

Adicionalmente, el crecimiento de la demanda energética en 2012 fue del 3,8% y en el 2013 del 2,8%. LA UPME espera que para los próximos 10 años este aumento se ubique entre 3,9 y 4,4% mensual. Adicionalmente el aumento en generación eléctrica en 2014 alcanzó el 1,4%. Por lo tanto se observa que es necesario continuar invirtiendo en generación para poder suplir la demanda del SIN y seguir exportando energía a países vecinos.

El 97% de la población colombiana posee acceso a la energía según el DANE. Dividido de tal forma que el 89,4% de los colombianos que viven en zonas rurales poseen acceso al SIN, mientras que el 99,8% de aquellos que viven en zonas urbanas poseen acceso [2].

A pesar de que Colombia posee niveles de cubrimiento energético altos, la calidad de la potencia en lugares rurales alejados del casco urbano es baja y presenta numerosas fallas. Adicionalmente, las perdidas energéticas en distribución en Colombia alcanzan cerca del 12% según datos tomados del banco mundial [3].

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Por otro lado, Colombia genera al mes 1 024 403 toneladas de CO2 según la UPME [1] debido al uso de energía térmica, por lo cual la energía fotovoltaica se presenta como una forma de reducir las emisiones de CO2.

4 OBJETIVOS

4.1 Objetivo General

El objetivo general de este trabajo consiste en analizar el impacto que tiene la integración de sistemas de generación de energía fotovoltaica en sistemas de distribución rural.

4.2 Objetivos Específicos

 Revisión de técnicas de análisis PV en sistemas de distribución rural.  Definición de modelos y casos de estudio.

 Simular y analizar los resultados.

4.3 Alcance y productos finales

En este trabajo se cumplen todos los compromisos adquiridos en la propuesta del proyecto de grado. Como producto final se tiene un documento que indica los resultados obtenidos basado en simulaciones a través de OpenDSS y DSSIM, adicionalmente se respalda y compara con trabajos publicados previamente.

Tabla 1 Parámetros relevantes y su nivel de satisfacción.

Parámetros relevantes Nivel de satisfacción Revisión bibliográfica Deseado Definición del modelo

del sistema PV Deseado Definición de casos Deseado Montaje en DSSIM de los

casos Deseado

Simulaciones Deseado

Análisis de resultados Deseado Comparación con trabajos

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5 DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO

En los últimos años mediante el mejoramiento de la electrónica se ha logrado volver más complejas las redes de distribución. Los sistemas han pasado de tener generación centralizada a generación distribuida. Entre las fuentes de energía que han tomado fuerza se encuentra la energía solar. El trabajo está dirigido a investigar el impacto de la integración de parques PV en sistemas de distribución rural. Es importante conocer el resultado de esta investigación, ya que esto permitiría mejorar los perfiles de voltaje en áreas alejadas con poca confiabilidad. Adicionalmente se reducirían las pérdidas en las al transporte de la energía, ya que las zonas rurales poseen altas pérdidas debido a las largas distancias que deben cubrir las líneas. Actualmente se han tomado múltiples iniciativas en cuanto integrar grandes centrales de energía fotovoltaica alrededor del mundo. Entre ellas se encuentra el “Solar Agua Caliente” en Arizona con capacidad para 290MW o “Topaz” en California con capacidad de 500MW, este último es la planta más grande en funcionamiento en la actualidad. En cuanto a Latinoamérica, la planta solar más grande actualmente es “Amanecer Solar Cap” y está ubicado en el desierto de Atacama con capacidad de 100MW. Adicionalmente, le generación fotovoltaica podría reemplazar otras fuentes que son contaminantes como la energía térmica teniendo un impacto positivo en la reducción de emisiones de gases contaminantes.

6 MARCO TEÓRICO, CONCEPTUAL E HISTÓRICO

6.1 Marco Teórico

 Generación distribuida

La generación distribuida o descentralizada es uno de los conceptos más importantes en las Smart grid. Este tipo de generación consiste en la ubicación de múltiples fuentes de generación cerca a los consumidores. Este tipo de generación supone varias mejores en la red de distribución. Se reducen las pérdidas, ya que las redes de transporte de energía son más cortas.

Adicionalmente, el costo para elevar el voltaje disminuye. Las pérdidas por transporte de energía disminuye, ya que las pérdidas eléctricas están dadas por i2r, al tener distancias más cortas la resistencia disminuye y por lo tanto las pérdidas también.

Por otro lado, la generación distribuida mejora la confiabilidad del sistema, ya que al haber múltiples fuentes de energía el sistema no depende solamente de una generación centralizada. Seguidamente, la generación descentralizada ha permitido el aumento de las energías renovables, ya sea mediante grandes centrales de generación o mediante micro generación, la cual es menor a 10 kW por cada fuente.

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Los sistemas de distribución rural son redes con consumo per cápita muy bajos comparados con las zonas urbanas y de industria, por lo tanto generan baja rentabilidad.

Adicionalmente, los usuarios son muy dispersos. Los conductores son ACSR y los transformadores son generalmente monofásicos. Las cargas rurales hacen parte de la tercera categoría, por lo cual los consumidores pueden tener un tiempo de interrupción mayor al de otras zonas.

Adicionalmente los sistemas rurales poseen pérdidas muy altas debido a las largas distancias que debe cubrir el sistema y por ende también caídas de voltaje en las líneas que evita tener perfiles de voltaje ideal.

 Generación fotovoltaica

Las celdas fotovoltaicas convierten la luz solar en energía eléctrica. Los fotones impactan la celda, esto excita los electrones de los átomos de un material semiconductor, usualmente silicio. Los electrones energizados crean un voltaje eléctrico y un flujo de corriente continua. Los paneles solares están creados por múltiples celdas fotovoltaicas.

Ilustración 1. Funcionamiento celda solar. Tomado de [10]

Para ser conectados a la red, los paneles solares requieren de inversores controladores y medidores de voltaje, frecuencia y potencia.

Los sistemas PV generan electricidad dependiendo de la intensidad de la luz solar a la cual están expuestos. Esta luz solar es llamada irradiación y llega de forma directa, difusa y reflejada. En las siguientes figuras se aprecian los tres tipos de radiación mencionados.

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Ilustración 2 a) Radiación directa, b) Radiación difusa, c) Radiación Reflejada. Tomadas del curso Energías renovables de la Universidad de los Andes. Tomado de [8]

Es posible calcular la radiación directa en algún lugar de la tierra y para una fecha en específico. Para eso se tiene la fórmula de radiación pronosticada en cielo despejado. Esta fórmula es:

Ib = Ae−km

Donde A es el flujo solar aparente, k es el factor de profundidad óptica y m depende del ángulo de azimut y altitud, los cuales varían según la latitud, el día del año y la hora del año [5].

Adicionalmente se puede calcular la radiación difusa mediante la siguiente fórmula:

𝐼_𝐷𝐻 = 𝐶 ∗ 𝐼_𝑏(𝑤

𝑚2).

En un día despejado y con acceso a luz la radiación difusa representa aproximadamente el 15% de la radiación total.

Por último, la radiación reflejada toma el siguiente valor:

𝐼_𝑅𝐶 = 𝑃 ∗ 𝐼_𝑏∗ (𝑠𝑖𝑛𝛽 + 𝐶) (1−cos 𝜀

2 ).

En la Tabla 2 se puede apreciar en detalle los pasos a seguir para calcular cada una de las radiaciones. El ángulo 𝛿 corresponde al ángulo de declinación, es decir el ángulo entre el ecuador y el centro del sol. El ángulo de altitud corresponde a 𝛽 y el de Azimuth a 𝜑, L es la latitud. Por último P corresponde al factor de reflectividad y ɛ al ángulo de inclinación del colector.

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Tabla 2. Modelo matemático de la radiación.

6.2 Marco Conceptual

Se utilizaron varias de las normas para analizar los resultados correctamente. A continuación se representan las normas utilizadas.

Perfil de Voltajes:

• NTC 1340 Flujo de carga:

• IEEE 399-1997, IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis, 1997

• IEEE- Std.141, IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants.

6.3 Marco Histórico

El NREL (National Renewable Energy Laboratory) posee un trabajo que data del 2012 en el cual presentan el máximo nivel de penetración en alimentadores de distribución típicos. Esta publicación tiene como título “Maximum Photovoltaic Penetration Levels on Typical

Angulo de declinación

Hora angular Relación de ángulos

Relación de ángulos Radiación directa horizontal

Flujo solar aparente Factor de profundidad óptica

Cálculo de m Radiación directa sobre el colector Radiación difusa sbre el colector

Cálculo de C

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Distribution Feeders”. En este trabajo varían la ubicación y el nivel de penetración de los parques fotovoltaicos. Finalmente demuestran que según la ubicación el nivel de penetración puede variar. Si un parque fotovoltaico se encuentra cerca de la cabecera del alimentador puede tener mayor nivel de penetración, ya que la penetración puede ser hasta del 90%. Sin embargo este trabajo se limita a observar las sobre corrientes y los valores de voltaje para determinar el nivel de penetración PV que puede tener un alimentador.

Por otro lado, en el 2013 el EPRI (Electric Power Research Institute) dictó una conferencia en el CIRED acerca de la importancia de la administración de sistemas de distribución para mejorar la eficiencia de la energía mediante un control de voltaje y mediante un control Var. El nombre de la conferencia es “Role of the Distribution Management System in Modern Distribution Systems”. A lo largo de la presentación se hace énfasis en el uso de energía PV para reducir las pérdidas y mejorar el voltaje. Adicionalmente se definen algunos métodos para analizar redes con generación PV, los cuales consisten en variar el nivel de penetración mientras se analizan los perfiles de voltaje. Adicionalmente en el trabajo añaden un control Volt/Var para modificar el nivel de penetración a lo largo del tiempo.

Tabla 3. Otros trabajos previos

En la Tabla 3 se observan los resultados obtenidos en el trabajo de Sandia Laboratory y de la universidad de Arizona.

Elaborado por SANDIA National Laboratories Arizona State University

Título Grid integrated distributed PV(GridPV)

Modeling, Analysis and deployment of high PV Penetration in a distribution System

Descripción PV Se realiza un análisis de múltiples PV en una gran zona

Se hace un análisis PV de una zona de distribución

Observciones

Utilizan datos medidos por estaciones climáticas

Utilizan AMI y sistemas y estaciones climáticas para obtener los datos de variables

Simulación OpenDSS Matlab y Cymist

Pérdidas de la red No las analizan Con PV las perdidas se reducen en casi un 40%, pasan de 41,28 a 27,38kW

Voltage Mejora los perfiles de voltaje

Mejora la magnitud del voltaje, esta aumenta en cerca de 0,2p.u. y mejora el balance entre las fases.

Potencia en las líneas

Se observa que la potencia transportada por el alimentador disminuye y

aumenta la potencia tranportada por las líneas provenientes del nodo PV

Durante las horas que hay radiación se observa una disminución en la potencia transportada por las líneas

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7 DEFINICION Y ESPECIFICACION DEL TRABAJO

7.1 Definición

Las zonas rurales son generalmente alimentadas por sistemas poco confiables y con un perfil de voltaje muy variable. Adicionalmente, estos sistemas suponen grandes pérdidas en las líneas y en transformadores, ya que las distancias de las líneas son muy grandes. Por otro lado, en Colombia el 24,63% de la población, según el DANE en 2009, vive en zonas rurales por lo cual es necesario buscar una solución para poder entregar a toda la población una energía de calidad. Pese a la alta inversión que implicaría ubicar centrales fotovoltaicas, estas mejorarían la calidad de la potencia, reducirían la contaminación por generación de energías no renovables y disminuirían los gastos económicos relacionados a las pérdidas eléctricas en las líneas.

Adicionalmente, el uso de centrales PV sustituiría la generación térmica y por ende tendría un impacto positivo sobre la reducción de gases contaminantes. La energía térmica es una de las energías más utilizadas en Colombia para alimentar sistemas rurales en horas pico, por lo cual el uso de una energía alternativa y sostenible sería ideal para reemplazarla.

La generación distribuida permite mejorar el funcionamiento de los sistemas de transmisión y de distribución. De esta forma se logran mejorar los perfiles de voltaje, reducir pérdidas y mejorar la calidad de la potencia. Este estudio busca demostrar las primicias escritas anteriormente. Este trabajo permite responder a esas preguntas para lugares ubicados cerca al ecuador, con buen acceso a la luz solar y con temperatura ambiente cercana a los 25 grados Celsius.

7.2 Especificaciones

EL trabajo realizado en el presente documento cumple las funciones de analizar y determinar el impacto de la integración PV en sistemas de distribución rural. Mediante el trabajo propuesto no se determinan resultados ideales para todos los sistemas de distribución rural, pero se presentan las conclusiones obtenidas mediante el análisis de un sistema rural en específico. Sin embargo, siguiendo los pasos realizados en el presente trabajo se podría realizar el análisis de cualquier otro sistema rural. Adicionalmente, en este trabajo se corrobora la similitud con trabajos previos realizados por fuentes confiables.

El estudio realizado no tiene en cuenta análisis de fallas, ni análisis de transitorios. Esto se debe tener en cuenta en trabajos futuros. El estudio se enfoca en realizar análisis en series de tiempo de las pérdidas, de los perfiles de voltaje y de la cargabilidad en ciertas líneas. De igual forma se estudia la potencia inyectada por el parque PV a la red de distribución rural.

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De igual forma se debe tener en cuenta que este análisis se realizó para una zona cerca al Ecuador y con un buen recurso solar. En caso de no tener esto en cuenta los resultados obtenidos pueden variar completamente de los resultados presentados en este trabajo, ya que la radiación cambiaria, al igual que la temperatura.

Las especificaciones del trabajo conducen a un desarrollo satisfactorio del problema planteado ya que se tiene en cuenta que el sistema utilizado para realizar el análisis debe ser un sistema rural ubicado en una zona con ciertas especificaciones de acceso al recurso solar y a cierta latitud. Adicionalmente, las especificaciones del trabajo permiten analizar de forma detallada el impacto de la integración de centrales PV a pesar de que no se haya hecho un estudio de transitorios ni un análisis de fallas. A pesar de eso en trabajos futuros se deberán tener en cuenta.

8 METODOLOGÍA DEL TRABAJO

En la Ilustración 3 se observa la metodología de trabajo utilizada para llevar a cabo el proyecto. En primer lugar, se hizo una revisión bibliográfica que permitiera conocer el estado del arte, trabajos previos, métodos de análisis de sistemas con generación PV, los modelos existentes para modelar radiación y generadores PV.

Luego hubo una etapa de familiarización con los módulos PV para simulación en el software DSSIM-PC. A partir de esto se definió un modelo sobre el cual se iba a llevar a cabo el trabajo. En esta etapa se generaron los datos de radiación, de temperatura y se definió el sistema rural que se iba a utilizar. Debido a que fue imposible tener acceso a un sistema rural real, se utilizó el sistema IEEE 34 nodos, el cual corresponde a un sistema rural.

Siguiendo el trabajo, se realizó el montaje en DSSIM-PC y se simuló sin ningún parque de generación PV. Esto permitió conocer el sistema y definir múltiples escenarios con generación PV. A partir de esto, se simularon cada uno de los escenarios y se realizó un análisis comparativo entre ellos y se corroboraron resultados al compararlos con trabajos previos, los cuales habían sido identificados en la etapa de revisión bibliográfica.

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Ilustración 3. Metodología planteada

8.1 Plan de trabajo

En la Tabla 1 se observan las actividades realizadas a lo largo del proyecto. Adicionalmente a las actividades escritas en la tabla. Hubo reuniones con el asesor para obtener consejos y retroalimentación acerca del proyecto. En las primeras etapas se realizaron pocas reuniones con el asesor. Contrariamente a las etapas de análisis donde se recurrió al asesor de forma más seguida.

Cada una de las actividades listadas en la Tabla 4 depende de la anterior para poder llevarla a cabo. A excepción del análisis de las simulaciones en DSSIM-PC y la comparación de resultados, ya que muchas veces se recurrió a redefinir algunos casos de simulación que podrían ser pertinentes para llevar a cabo el análisis deseado.

Revisión bibliográfica

Familiarización con los módulos PV para simulación

Definición del sistema

Montaje del sistema en DSSIM-PC

Definición de escenarios

Simulación

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Tabla 4. Lista de actividades realizadas

8.2 Búsqueda de información

A lo largo de todo el desarrollo del trabajo se hizo énfasis en utilizar fuentes de información fiables. Por lo tanto la página IEEE explore fue una de las principales fuentes utilizadas. Adicionalmente, los estándares IEEE, NTC y ANSI fueron de gran ayuda. De igual forma se utilizaron trabajos realizados por institutos o laboratorios como EPRI, NREL y Sandia. La información fue seleccionada conforme tenía una relevancia hacia el proyecto. En primer lugar fueron consultados algunos trabajos similares, los cuales permitirían suponer algunas hipótesis. Luego se estudiaron normas y manuales para poder llevar a cabo el proyecto de forma adecuada.

Mi preparación académica me dio unas bases muy sólidas que permitieron llevar a cabo el proyecto. Mi conocimiento en temas como automatización de sistemas de distribución fue muy importante. Adicionalmente a los conocimientos académicos, el hecho de haber aprendido a consultar bibliografía a lo largo de mis estudios fue de gran ayuda. Mi asesor estuvo pendiente y dio grandes ideas a lo largo del desarrollo del proyecto, enseñando que

Nombre de tarea Duración

Revisión de técnicas de análisis de PV en Sistema de

distribución rural

25 días

Revisión bibliografica 10 días Clasificación de técnicas 8 días Creación de un documento con estado del arte 7 días Desarrollo de modelos y casos 25 días Definición del modelo 10 días Definición de casos 10 días Modelamiento de las plantas

PV 5 días

Avance 1 0 días

Simulacióny análisis 45 días Montaje del sistema en

DSSIM-PC 10 días

Análisis del sistema en

DSSIM-PC 18 días

Comparación de resultados 12 días Entrega documento final 0 días

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se debe analizar las cosas más allá de lo obvio y siempre corroborar los resultados obtenidos.

8.3 Alternativas de desarrollo

Al realizar el trabajo se consideró pertinente centrar el análisis en alguna zona de Colombia. La ventaja es que hay pocos análisis hechos directamente sobre alguna zona en Colombia acerca del impacto de la energía solar y se podría estar construyendo nuevo conocimiento.

Se intentó obtener algún diagrama unifilar real de alguna zona rural, pero las empresas se negaron a entregar la información por lo cual se tuvo que utilizar el alimentador IEEE-34 que corresponde a un sistema de distribución rural con largas distancias entre nodos y con altas pérdidas en las líneas. Se decidió eliminar los bancos de condensadores del alimentador IEEE-34 nodos, ya que se quería observar el impacto de la generación PV únicamente y los bancos de condensadores generaban una mejora en las pérdidas mediante la compensación de reactivos.

9 TRABAJO REALIZADO

En primer lugar se hizo el estudio bibliográfico, el cual permitió sentar bases para diseñar y simular múltiples escenarios que permitieran estudiar el impacto de la integración de generación fotovoltaica en sistemas de distribución rural.

Describa el trabajo realizado. Adicional al texto descriptor del trabajo realizado Haga uso de herramientas gráficas como diagramas de bloques, cuadros conceptuales, diagrames de flujo e imágenes, entre otros. Se debe mostrar el desarrollo del trabajo realizado y dar la información pertinente que permita a un tercero verificar el diseño y reproducir los resultados obtenidos.

9.1 Descripción del Resultado Final

El proyecto estuvo estructurado en múltiples etapas. En primer lugar se estudió el modelo utilizado para el parque PV. Este modelo fue el mismo que utiliza OpenDSS en el PV generator. Este modelo está compuesto por paneles solares conectados a un inversor. Durante las horas nocturnas este inversor funciona en modo Var, por lo cual el flujo desde el PV hacia la red cuando no hay irradiación es principalmente de potencia reactiva. Sin embargo durante las horas en las cual hay irradiación esto cambia, ya que se inyecta principalmente potencia activa. En la Tabla 5 se observan algunos parámetros del módulo PV utilizado. La generación en kVA depende del nivel de penetración utilizado. Adicionalmente se cargaron archivos .CSV con los niveles de irradiación y de temperatura por hora. La temperatura fue tomada de datos típicos según el IDEAM y la irradiación se calculó mediante el método matemático presentado en el marco teórico tomando una latitud de 4 grados norte.

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Tabla 5. Algunos parámetros del generador PV en DSSIM-PC

Se contemplaron varios escenarios para conocer el impacto de la integración de energía fotovoltaica según el nivel de penetración y la ubicación de los paneles. A cada escenario se le varió la potencia generada por el módulo PV y el perfil de carga. Se utilizó un perfil real de carga y un perfil donde toda la carga estuviese al máximo. La ubicación de los paneles se decidió debido a que se consideró que los nodos donde se ubicaron son aquellos con mejor acceso al recurso solar y con terreno disponible para ubicar un parque fotovoltaico.

 Escenario 1:

Ilustración 4. Escenario 1

El Escenario de simulación número 1 consiste en un sistema PV conectado al nodo PV, el cual está conectado al nodo 890 mediante una línea de 1 km de longitud.

 Escenario 2:

Item Valor

Irradiación 0,9

Temperatura(grados Celsius) 25

Vmin 0,85

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El escenario de simulación número 2 consiste en un generador PV conectado al nodo PV, el cual está conectado al nodo 860 mediante una línea de 1 km de longitud.

 Escenario 3

En el escenario 3 se observa que hay un único generador fotovoltaico y está ubicado al principio del alimentador en el nodo 806.

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 Escenario 4

En el escenario 4 se pueden apreciar dos generadores fotovoltaicos. Uno de ellos está ubicado cerca al nodo 890 y el otro cerca al 860. Para el caso del escenario 4 la generación total de los generadores fotovoltaicos está dividido entre los dos generadores. Es decir que si la generación PV corresponde a 700kVA cada generador se encarga de generar 350kVA.

Luego de definir los cuatro escenarios se realizaron simulaciones de cada uno de los escenarios variando el nivel de penetración y el perfil de carga. El nivel de penetración utilizado fue de 2000kVA y de 700kVA.

9.2 Trabajo computacional

Para calcular el valor de la irradiación se utilizó el modelo matemático expuesto en la Tabla 2. Se utilizó DSSIM-PC para realizar las simulaciones. DSSIM-PC posee un modelo de generador PV, el cual consta de paneles solares conectados a un inversor. A este modelo se le debe definir una gráfica de temperatura y una gráfica de irradiación. La mayor parte de los datos fueron tratados mediante Excel, ya que DSSIM-PC se encarga de crear archivos .CSV, los cuales son de fácil manejo en Excel. Dssim-PC posee validez para realizar este trabajo, ya que se encarga de correr OpenDSS de una forma más amigable y posee todas las herramientas necesarias para simular de forma detallada un sistema de distribución rural y un generador PV.

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10 VALIDACIÓN DEL TRABAJO

10.1 Metodología de prueba

Las pruebas realizadas consistieron en generar las simulaciones de cada uno de los cuatro escenarios. Se realizaron cuatro simulaciones por escenario. Estas simulaciones consistían en simular cada escenario con un nivel de penetración de XXXXX y de XXXXX. Adicionalmente se generaba la simulación con perfil de carga unitario y con un perfil de carga real.

Al realizar las simulaciones se analizaron los perfiles de voltaje, la cargabilidad de algunas líneas y las pérdidas en el sistema, tanto en las líneas como en los transformadores. Mediante el análisis de esos parámetros se pretende conocer la respuesta de un alimentador rural al nivel de penetración y a la ubicación del parque de generación PV. Como se observó en los escenarios planteados los parques de generación están ubicados, ya sea al principio del alimentador, en la cola, en el lugar con más pérdidas (nodo 890) o distribuido en los nodos alejados de la cabecera.

Adicionalmente, al variar el perfil de carga se quería conocer el comportamiento de un sistema de distribución rural con un perfil de carga no unitario al haber penetración PV. Esto se debe a que el pico de la demanda del perfil de carga difiere del pico de generación del sistema PV. El pico de generación del sistema PV es alrededor de las 12 del mediodía, momento en el cual hay máxima irradiación y el pico del perfil de carga es alrededor de las 8 de la noche.

Tabla 6. Diferentes simulaciones realizadas

Escenario Perfil de carga Nivel de penetración Duración de la simulación Presencia de nubes

1 Unitario 700kVA 1 Día No

1 Real 700kVA 1 Día No

1 Real 700kVA 1 Año No

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Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

22

En la Tabla 6 se observan todas las simulaciones realizadas. Adicionalmente se realizaron las simulaciones sin generación PV para un perfil de carga real y para un perfil de carga unitario.

10.2 Validación de los resultados del trabajo

10.2.1 Perfil de carga y de radiación

En primer lugar es pertinente presentar los perfiles de carga utilizados y la curva de radiación calculada a partir de los datos de la Tabla 2. Modelo matemático de la radiación.Tabla 2.

Ilustración 8. Perfiles de carga

Se aprecia que el perfil de carga utilizado posee un pico alrededor de las 20:00, el cual no coincide con horas de radiación solar.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0

10

20

30 Horas

Perfiles de Carga

Perfil de Carga real

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Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

23

Ilustración 9. Irradiación solar

En la Ilustración 9. Irradiación solarIlustración 9, se aprecia la curva de irradiación solar utilizada. Debido a que nos encontramos en el ecuador se obtiene el máximo a medio día. 10.2.2 Impacto del nivel de penetración en las pérdidas

Estas simulaciones se realizaron con un nivel de taps fijo, el cual optimiza los perfiles de voltaje del alimentador IEEEE 34 nodos cuando no hay generación PV. El valor de los taps se puede observar en la Tabla 9 en los apéndices.

Ilustración 10.Pérdidas según la penetración en el escenario 1 para un perfil de carga de 1.

En la Ilustración 10 se observan las pérdidas de potencia activa para el Escenario 1 cuando el perfil de carga es full-load. Se observa que las pérdidas cuando no hay penetración son de 325 kW constantes como era de esperar para este perfil de carga. Por otro lado, para el

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

0 5 10 15 20 25 30

Hora

Irrad

0 50 100 150 200 250 300 350

0 5 10 15 20 25 30

kW

Hora

Perdidas según penetración. Escenario 1. Perfil de carga

1

700kVA 2000kVA Sin PV

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Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

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caso en que hay penetración PV se observa que las pérdidas se reducen considerablemente durante las horas de radiación solar. Cuando la generación PV es de 700kVA las pérdidas son mínimas a medio día como se podría suponer inicialmente. Sin embargo, cuando la generación PV es de 2000kVA ocurre un fenómeno diferente. Se observa que en las primeras horas de radiación solar las pérdidas se reducen a un ritmo acelerado, sin embargo rápidamente las pérdidas comienzan a ascender nuevamente y a medio día son mayores que las pérdidas cuando la generación PV es de 700kVA. Esto demuestra que un mayor nivel de penetración PV no está siempre ligado a una reducción de las pérdidas. Es decir que en todo sistema se debe investigar hasta qué punto se debe aumentar el nivel de penetración.

Ilustración 11. Pérdidas potencia reactiva según la penetración en el escenario 1 para un perfil de carga de 1.

En la Ilustración 11 se observan las pérdidas de potencia reactiva en el escenario 1 para un perfil de carga de full load. Al igual que en la Ilustración 10 se observa que las pérdidas cuando no hay generación por PV son constantes, en este caso alrededor de 110kVar. Durante las horas de radiación solar se observa que las pérdidas cuando la generación PV es de 700kVA se reducen. Contrariamente, cuando es de 2000kVA las pérdidas de potencia reactiva aumentan alcanzando el doble de las pérdidas cuando no hay generación PV. Esto se debe, como se dijo anteriormente, a que un mayor nivel de penetración PV no está ligado siempre a reducción de pérdidas, ya que hay un momento en el que la generación PV sobrepasa el nivel de penetración ideal de un sistema dado. Para el sistema estudiado está claro que es preferible generar 700kVA con una central fotovoltaica a generar 2000kVA.

Tanto en la Ilustración 10 como en la Ilustración 11 se observa que el nivel de pérdidas en horas nocturnas no es igual. Esto se debe a que el modelo de generador PV del DSSIM-PC incluye un inversor, el cual funciona en modo Var durante las horas en las cuales no hay radiación solar y de esta forma compensa reactivos. Este mismo tema es tratado más a

0 50 100 150 200 250

0 5 10 15 20 25 30

kVAr

Hora

Pérdidas rsegún penetración. Escenario 1. Perfil de

Carga 1.

Sin PV 700kVA 2000kVA

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Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

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fondo en el trabajo “Analysis and control of PV Inverters operating in Var Mode at Night.” [11].

Ilustración 12. Pérdidas potencia real según la penetración en el escenario 1 para un perfil de carga de Real.

En la Ilustración 12 se observan las pérdidas por potencia real según el nivel de penetración para el escenario 1 con perfil de carga real. Se observa que según el momento del día las pérdidas son mayores cuando hay generación PV o cuando no hay. En las primeras horas del día las pérdidas son similares. Durante el medio día las pérdidas son altas para el escenario de generación 2000kVA. Contrariamente el escenario con generación PV de 700kVA tiene unas pérdidas muy bajas durante estas horas. Cabe recordar que durante estas horas el perfil de carga no está en sus niveles más altos, pero la generación PV si lo está, ya que hay un alto nivel de radiación solar. Luego durante las horas de la noche se genera un pico en la demanda y se observa que durante estas horas las pérdidas son similares, aunque son un poco menores para el escenario de generación PV de 2000kVA. Esto se debe a la inyección de potencia reactiva por parte del inversor, ya que en estas horas no hay radiación solar.

0 50 100 150 200 250 300 350

0 5 10 15 20 25 30

kW

Hora

Perdidas según penetración. Escenario 1. Perfil

de carga Real

(26)

Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

26

Ilustración 13. Pérdidas potencia reactiva según la penetración en el escenario 1 para un perfil de carga de Real

Por último, en la Ilustración 13 se observa que para un perfil de carga real las pérdidas de potencia reactiva son menores durante las horas de radiación solar para un escenario sin generación que para un escenario con generación de 700kVA. Esto se debe a que durante estas horas la demanda es baja, por lo que el nivel de penetración puede ser aún menor que los propuestos. Adicionalmente, se observa claramente que el nivel de penetración de 2000kVA genera unas pérdidas muy grandes en potencia reactiva durante las horas de radiación solar, ya que alcanzan cerca de los 300kVA, casi 3 veces el valor alcanzado cuando no hay generación PV.

10.2.3 Comparación de las pérdidas en los escenarios

Estas simulaciones se realizaron con un nivel de taps fijo, el cual optimiza los perfiles de voltaje del alimentador IEEEE 34 nodos cuando no hay generación PV.

0 50 100 150 200 250 300

0 5 10 15 20 25 30

kVAr

Hora

Pérdidas según penetración. Escenario 1. Perfil

de Carga 1.

(27)

Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

27

Ilustración 14.Comparación de pérdidas de potencia activa según escenarios cuando el perfil de carga es 1 y la generación PV es de 700kVA

En la Ilustración 15 se puede apreciar las pérdidas en potencia activa. Se aprecia que los escenarios 1 y 4 son los que reducen las pérdidas en potencia activa en mayor proporción, ya que pasan de ser 325 kW cuando no hay generación PV a ser 160kW cuando es uno de estos dos escenarios. Por otro lado, el escenario 2 reduce las pérdidas pero en menor medida ya que llegan a 200kW en la hora 12. Contrariamente, el escenario 3 no reduce las pérdidas de potencia activa.

Por lo tanto, se puede concluir que es preferible ubicar los parques de generación PV en zonas alejadas de la cabecera del alimentador donde las pérdidas son mayores. Por lo tanto, el escenario 3 no reduce las pérdidas, ya que el parque de generación PV está muy cerca de la cabecera y se deben recorrer todas las líneas para llevar potencia hasta el final del alimentador. Contrariamente los demás escenarios poseen parques PV en la cola del alimentador. El escenario 1 y 4 poseen parques PV en el nodo 890, el cual es el más alejado y el que mayores pérdidas asociadas tienen, por esta razón es que son quienes reducen en mayor medida las pérdidas.

0 50 100 150 200 250 300 350

0 5 10 15 20 25 30

Pérdid

as

kW

Hora

Comparación Escenarios con Perfil de Carga 1.

Penetracion 700kVA

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Sin PV

(28)

Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

28

Ilustración 15. Comparación de las pérdidas en potencia reactiva en los escenarios con perfil de carga 1 y penetración 700kVA

En la Ilustración 15 se observa el mismo fenómeno, ya que nuevamente son los escenarios 4 y 1 los que reducen en mayor medida las pérdidas de potencia reactiva. Esto se debe a la explicación dada anteriormente.

Ilustración 16. Comparación de las pérdidas en potencia activa en los escenarios con perfil de carga real y penetración 700kVA

En la Ilustración 16 se observan que para el caso de un perfil de carga real durante las horas de radiación solar los escenarios 1,2 y 4 reducen las pérdidas de potencia activa a la mitad y durante las horas nocturnas las pérdidas de potencia activa son casi idénticas.

0 20 40 60 80 100 120

0 5 10 15 20 25 30

Pérdid

as

kVa

r

Hora

Comparación Escenarios con Perfil de Carga 1.

Penetracion 800kVA

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Sin PV 0 50 100 150 200 250 300 350

0 5 10 15 20 25 30

Pérdid

as

kW

Hora

Comparación Escenarios con Perfil de Carga real.

Penetracion 800kVA

(29)

Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

29

Ilustración 17. Comparación de las pérdidas en potencia reactiva en los escenarios con perfil de carga real y penetración 700kVA

Contrariamente, en la Ilustración 17 se observa que durante las horas de radiación solar las pérdidas de potencia reactiva son aproximadamente 50kVar menor cuando no hay generación PV o cuando la generación PV se realiza cerca de la cabecera del alimentador.

Por lo tanto, se aprecia que generalmente es preferible ubicar los parques de generación PV en las colas de los sistemas de distribución rural o en los puntos con mayores pérdidas. Sin embargo, se debe tener en cuenta el perfil de carga, ya que es posible que las horas pico no coincidan con las horas de radiación solar por lo cual habría que hacer un estudio acerca del nivel de penetración necesario.

10.2.4 Perfiles de voltajes

10.2.4.1Taps definidos

Estos resultados se realizaron con un nivel de taps fijo, el cual optimiza los perfiles de voltaje del alimentador IEEEE 34 nodos cuando no hay generación PV. El valor de los taps se puede observar en la Tabla 9 en los apéndices.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

0 5 10 15 20 25 30

Pé

rd

id

as

kVa

r

Hora

Comparación Escenarios con Perfil de Carga real.

Penetracion 800kVA

(30)

Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

30

Tabla 7. Estadísticas de voltajes para taps que optimizan el perfil de voltaje cuando no hay nodos PV

En la tabla 6 se observa el número de nodos que exceden los límites de voltaje permitidos por la norma ANSI. Se aprecia que el mejor perfil de voltaje se presenta cuando no hay ningún parque PV tanto para el perfil de carga full load como para el perfil de carga real. Esto se debe a la configuración de taps, la cual está exigiendo al máximo la mayoría de los nodos, por lo tanto al agregar generación PV los perfiles de voltaje suben y exceden los límites aprobados por la norma ANSI. Se observa que la penetración PV aumenta los perfiles de voltaje porque cuando hay penetración PV se reducen los voltajes por debajo de 0,95p.u. y aumentan los que están por encima de 1,05p.u. Por ejemplo cuando no hay sistema PV y el perfil de carga es full load no hay ningún voltaje que exceda 1,05p.u., pero cuando hay generación en el escenario 1 de 700kVA hay 33 nodos que exceden ese voltaje.

Por lo tanto se decidió hacer un análisis de los voltajes cuando los taps están en 0 para demostrar el verdadero impacto que tiene la penetración PV.

10.2.4.2Taps 0

Tabla 8. Voltajes por fase en cada nodo cuando los taps están en 0

EscenarioGeneración PV

Perfil de

Carga Fase A˂0.95 FaseA˃1.05 Fase B˂0.95 Fase B˃1.05 Fase C˂0.95 Fase C˃1.05

Total de nodos fuera de rangos permitidos

Desviación

estándar Media

Sin PV 0 Unitario 72 0 48 0 48 0 168 0.033 0.991

Sin PV 0 Real 9 426 6 318 7 285 1051 0.039 1.052

1 700kVA Unitario 62 18 42 3 42 12 179 0.033 1.007

1 2000kVA Unitario 28 185 0 164 14 163 554 0.046 1.032

1 700kVA Real 12 528 7 429 8 373 1357 0.046 1.068

1 2000kVA Real 4 546 0 501 1 445 1497 0.066 1.092

2 700kVA Unitario 63 0 39 0 40 0 142 0.034 1.002

2 2000kVA Unitario 47 136 31 126 31 135 506 0.047 1.018

2 700kVA Real 9 499 6 392 7 342 1255 0.059 1.074

2 2000kVA Real 9 495 7 426 7 372 1316 0.044 1.062

3 700kVA Unitario 72 0 48 0 48 0 168 0.034 0.993

3 2000kVA Unitario 72 0 48 0 48 0 168 0.034 0.993

3 700kVA Real 9 431 6 318 7 285 1056 0.039 1.052

3 2000kVA Real 9 435 6 322 7 298 1077 0.039 1.053

4 700kVA Unitario 69 12 47 0 48 6 182 0.034 1.003

4 2000kVA Unitario 56 189 42 177 42 176 682 0.048 1.026

4 700kVA Real 12 527 8 427 9 379 1362 0.045 1.065

4 2000kVA Real 9 550 5 499 7 442 1512 0.063 1.085

Escenario Generación PV

Perfil de

Carga Fase A˂0.95 FaseA˃1.05 Fase B˂0.95 Fase B˃1.05 Fase C˂0.95 Fase C˃1.05

Total de nodos fuera de rangos permitidos MediaDesviación estándar

Sin PV 0 Unitario 648 0 456 0 408 0 1512 0.935 0.064

Sin PV 0 Real 170 0 83 0 78 0 331 0.989 0.042

1 700kVA Unitario 607 0 385 0 296 0 1288 0.947 0.060

1 2000kVA Unitario 367 14 238 15 224 16 874 0.973 0.060

1 700kVA Real 111 7 73 11 69 13 284 1.003 0.041

(31)

Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

31

En la Tabla 8 se observa el contrario a lo que se observó en la Tabla 7, ya que en este caso la generación PV mejora el perfil e voltaje porque disminuye el número de veces que el voltaje está por debajo de 0,95p.u.

Adicionalmente, se observa que si el perfil de carga es full load es preferible tener una generación PV de 2000kVA para mejorar el perfil de voltaje. Contrariamente, si el perfil de carga es el perfil real utilizado en la simulación es preferible tener una generación de 700kVA.

Se omitirá el análisis de pérdidas para el caso en el que los taps son 0, ya que posee los mismos resultados que los obtenidos en la sección 8.2.2. Los resultados se pueden apreciar en el apéndice en la Ilustración 21, Ilustración 22, Ilustración 23 e Ilustración 24.

10.2.5 Potencia inyectada a la red

Ilustración 18. Potencia activa inyectada a la red

En la Ilustración 18. Potencia activa inyectada a la red se observa la potencia activa inyectada a la red. Durante las horas nocturnas no se inyetca potencia activa. Durante las horas de radiación solar se observa que el sistema PV inyecta energía, la cual deja de ser inyectada desde el bus de entrada. La suma de ambas compensa el total de energía inyectada cuando no hay nodo PV. Se observa que a las 12 del día el PV inyecta cerca de 600kW y el bus de entrada reduce la inyección de potencia en cerca ese mismo valor.

En la Ilustración 19 se observa un fenómeno parecido. Pero en esta gráfica cabe resalta que durante la noche el generador PV inyecta potencia reactiva. Esto se debe a que el inversor

0 500 1000 1500 2000 2500

0 5 10 15 20 25 30

kW

Horas

Potencia activa inyectada por el PV de 700kVA en el

escenario 1 con perfil de carga full load

Potencia activa inyectada por el alimentador sin generación PV Potencia activa inyectada por el alimentador con generación PV Potencia activa inyectada por el PV

(32)

Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

32

trabaja en modo Var. Adicionalmente se aprecia que en las horas de mayor radiación solar la potencia reactiva inyectada por el bus de entrada disminuye.

Ilustración 19. Potencia reactiva inyectada

10.2.6 Cargabilidad de líneas

Ilustración 20. Cargabilidad en la línea 800-802 con PV 700kVA en el escenario 1 y con Perfil de carga full load

0 200 400 600 800 1000 1200

0 5 10 15 20 25 30

kVa

r

Horas

Potencia reactiva inyectada por el PV de 700kVA en el escenario 1 con perfil de carga full load

Potencia reactiva inyectada a la red sin PV

Potencia reactiva inyectada por el generador PV

Potencia reactiva inyectada al alimentador con PV

0 10 20 30 40 50 60

0 5 10 15 20 25 30

Co

rrie

n

te(

kA

)

Horas

Cargabilidad en la línea 800-802

Fase A con PV Fase B con PV Fase C con PV

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Impacto de la integración de parques PV en

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33

En la Ilustración 20 se observa que el hecho de incluir PV en el sistema de distribución genera variaciones fuertes en el nivel de cargabilidad de las líneas. Se observa que la línea pasa de conducir 58 kA a conducir 45 kA en la fase A. Similar ocurre con las demás fases. Por lo tanto se debe tener en cuenta estas variaciones al realizar coordinación de protecciones.

10.3 Evaluación del plan de trabajo

El plan de trabajo se llevó a cabalidad, ya que se logró un análisis completo del impacto que posee la integración de parques PV en sistemas de distribución rural. Se trató de estar lo más fiel posible al trabajo planteado en la propuesta del proyecto de grado.

, sin embargo hubo múltiples percances durante el trabajo que evitaron que se pudiera profundizar en algunos temas deseados. Entre estos percances estuvo la imposibilidad de realizar simulaciones de un año completo debido a errores de DSSIM-PC.

Compare las actividades realizadas en el desarrollo del trabajo (5.1), con respecto al plan de trabajo planteado en la propuesta de tesis. Genere una reflexión y evaluación tanto del plan propuesto como de las actividades realizadas.

En caso de trabajo en grupo, se debe incluir la forma en la que se distribuyeron las tareas entre los integrantes del grupo, así como, una reflexión y evaluación de la efectividad de la estrategia de trabajo utilizada.

11 DISCUSIÓN

El trabajo realizado permitió demostrar múltiples beneficios que posee la integración de parques PV en sistemas de distribución rural. Se observó que la integración de parques PV permite mejorar los perfiles de voltaje, ya que aumenta la tensión en los nodos. Adicionalmente se observó que mediante la integración se reducen las pérdidas en las líneas, lo cual puede ser traducido en beneficios económicos para la empresa encargada de distribuir la energía. Sin embargo, también se observó que la integración de energía fotovoltaica en sistemas de distribución rural posee sus límites, ya que el hecho de aumentar el nivel de penetración no me garantiza mejores resultados. Se debe analizar hasta qué punto es correcto aumentar el nivel de penetración PV para cada sistema.

A lo largo del trabajo se encontraron múltiples problemas. El primero de ellos fue que no se pudo conseguir el unifilar de un sistema rural real de alguna zona colombiana y por lo tanto se recurrió al IEEE 34 nodos. Adicionalmente hubo problemas al simular series de tiempo muy largas, debido a que DSSIM-PC encontraba un error debido a la gran cantidad de datos que debía manejar. De igual forma algunas simulaciones tomaban mucho tiempo debido a la misma razón.

(34)

Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

34

Se debe tener en cuenta que el trabajo realizado se limitó a analizar algunos aspectos de las redes de distribución con integración PV. Por ejemplo, no se realizó análisis de transitorios, ni estudio de fallas. Estos trabajos faltan por ser realizados y podrían complementar el proyecto, ayudando a conocer aún más acerca del impacto de la generación PV.

Los objetivos del proyecto se cumplieron debido a que se logró analizar el impacto que tiene la integración de energía fotovoltaica en sistemas de distribución rural. Debido a cuestiones de tiempo no se analizaron todas las variables posibles, pero se logró un trabajo bastante completo que permite conocer varios de los beneficios y limitantes de esta energía renovable al ser utilizada para abastecer sistemas rurales con altas pérdidas y bajos perfiles de voltaje.

12 CONCLUSIONES

La generación de energía fotovoltaica para abastecer los sistemas de distribución rural se presenta como una atractiva solución a las altas pérdidas y deficientes perfiles de voltaje de estos sistemas. La integración de parques PV en sistemas de distribución rural mejora los perfiles de voltaje y disminuye las pérdidas de manera considerable. Sin embargo, se deben tener en cuenta múltiples variables que influyen en la eficiencia de esta integración. El nivel de penetración es de suma importancia para evitar traer resultados contraproducentes. Adicionalmente, se debe tener en cuenta los sistemas de control de los taps de los reguladores para evitar sobre voltajes. Por otro lado, es de suma importancia analizar el lugar en el cual se va a ubicar el parque solar, se debe ubicar en un lugar con alto recurso solar, pero también debe estar en una zona alejada de la cabecera del sistema, preferiblemente en una zona con altas pérdidas. En trabajos futuros se deben realizar análisis de transitorios y de fallas para complementar este proyecto. El trabajo realizado permite conocer bastante acerca del impacto de la integración PV en sistemas de distribución rural, pero se deben realizar los análisis mencionados anteriormente para conocer el impacto completo. La realización de este tipo de trabajos permite demostrar que además de ser una energía renovable, la energía solar trae beneficios en los sistemas de distribución y reducción de pérdidas que se traduce en ahorro económico, por lo tanto este trabajo posee alta validez hoy en día.

13 AGRADECIMIENTOS

Quiero agradecer a mis padres por todo el apoyo que me han brindado. De igual forma quiero agradecer a Gustavo Ramos quien me ha guiado siempre que he recurrido a él. 14 REFERENCIAS

[1] UPME “INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – ENERO DE 2014” disponible en: http://www.siel.gov.co/portals/0/generacion/2014/boletin-Enero%202014.pdf

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Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

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[2] “Energía y pobreza en Colombia” Tomado de:

http://www.eclac.cl/drni/noticias/noticias/6/37496/Corredor_.pdf

[3] Banco mundial. Tomado de: http://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.LOSS.ZS [4] SolarGis. “World map of global horizontal irradiation”. Tomado de:

http://solargis.info/doc/_pics/freemaps/1000px/ghi/SolarGIS-Solar-map-World-map-en.png

[5] Mahmood Sadeghi , Mohsen Kalantar. “Allocation of Solar Units to Reduce Annual Costs of the Distribution System ” Center of Excellence for Power System Automation and Operation, Dept. of Electrical Engineering, Iran University of Science and

Technology Tehran, Iran. 2013

[6] Y. M. Atwa .“Distribution System Loss MinimizationUsing Optimal DG Mix”. IEEE. 2009 [7] Endesa. Generación distribuida. Tomado de

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/smart-city/generacion-distribuida

[8] Ricardo Moreno. Presentación clase Energías renovables, Universidad de los Andes. 2013.

[9] Kersting. “Modeling and analysis of rural electric distribution feeders”. New Mexico State University.

[10] Virtual center for environmental technology exchange Principle of electricity generation by photovoltaic cells. Tomado de:

http://www.apec-vc.or.jp/e/modules/tinyd00/?id=74

[11] Ali Maknouninejad, Nasser Kutkut, Issa Batarseh, Zhihua Qu. “Analysis and control of PV Inverters operating in Var Mode at Night.” University of Central Florida. Orlando, Florida. IEEEE, 2011

[12] NREL, “Maximum Photovoltaic Penetration Levels on Typical Distribution Feeders”, Published IEEE Transactions on Sustainable Energy. July 2012.

[13] Matthew J. Reno, Kyle Coogan. “Grid Integrated Distributed PV (GridPV)”. Sandia Report. August 2013.

15 APENDICES

Tabla 9. Tap definidos

Redulador Tap Reg1a 12

Reg1b 5

Reg1c 5

Reg2a 13 Reg2b 11 Reg2c 12

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Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

36

Ilustración 21.Pérdidas potencia activa según penetración para el escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0.

Ilustración 22.Perdidas potencia reactiva según penetración para el escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0.

0 50 100 150 200 250 300

0 5 10 15 20 25 30

kW

Hora

Pérdidas según penetración para el escenario 1 cuando el

perfil de carga es full load y los taps 0.

0 50 100 150 200 250

0 5 10 15 20 25 30

kVar

Hora

Perdidas potencia reactiva según penetración para el

escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0.

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Impacto de la integración de parques PV en

sistemas de distribución rural

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Ilustración 23 Pérdidas potencia activa según penetración para el escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0.

Ilustración 24. Pérdidas potencia reactiva según penetración para el escenario 1 cuando el perfil de carga es full load y los taps 0.

0 50 100 150 200 250 300

0 5 10 15 20 25 30

kW

Hora

Pérdidas potencia activa según penetración para el

escenario 1 cuando el perfil de carga es realy los taps

0.

0 50 100 150 200 250 300

0 5 10 15 20 25 30

KVar

Hora