Estudio de impacto de generación distribuida PV

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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

Juan Pablo Otero González

Estudio de impacto de generación distribuida PV

Sustentado el día 3, mes diciembre de año 2014 frente al jurado:

Composición del jurado

- Asesor: Gustavo A. Ramos López PhD, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes

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Tabla de contenido

Índice de figuras ... 3

Índice de Tablas... 4

Resumen ejecutivo ... 4

1. Introducción ... 5

2. Objetivos ... 5

A. Objetivo general: ... 5

B. Objetivos específicos:... 6

C. Alcance y productos finales ... 6

3. Descripción del problema y justificación de trabajo ... 6

4. Marco teórico y conceptual ... 7

A. Generación distribuida ... 7

B. Energía solar ... 8

C. Consideraciones ... 8

D. Marco histórico ... 9

5. Definición y especificación del trabajo ... 10

A. Definición ... 10

B. Especificaciones ... 10

6. Metodología de trabajo ... 10

A. Metodología general ... 10

B. Escenarios de simulación ... 11

C. Plan de trabajo ... 11

D. Búsqueda de información ... 11

E. Alternativas de desarrollo ... 12

7. Trabajo realizado ... 12

A. Descripción del resultado final ... 13

i. Sistema de prueba ... 13

ii. Escenarios de simulación ... 14

iii. Patrones de radiación y temperatura ... 18

iv. Perfiles de carga ... 18

B. Trabajo computacional ... 18

8. Validación del trabajo ... 19

A. Metodología de prueba ... 19

B. Validación de los resultados del trabajo ... 19

i. Flujos de potencia ... 19

ii. Energía entregada al sistema ... 20

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iv. Perfil de voltaje ... 23

v. Metodología de despliegue PV ... 26

C. Evaluación del plan de trabajo ... 26

9. Discusión ... 27

A. Resultados ... 27

B. Objetivos ... 27

10. Conclusiones ... 28

11. Agradecimientos ... 29

12. Referencias ... 29

13. Apéndices ... 30

Índice de figuras

Figura 1: Diagrama de flujo para la metodología de trabajo propuesta. ... 10

Figura 2: Base para creación de escenarios de despliegue PV por EPRI. ... 11

Figura 3: Diagrama unifilar del sistema de prueba IEEE de 123 nodos ... 13

Figura 4: División del sistema de 123 nodos por zonas ... 14

Figura 5: Mapa de despliegue PV para el escenario 1 ... 15

Figura 8: (izquierda) Patrón de radiación para Bogotá, (derecha) temperatura en un colector en Bogotá. ... 18

Figura 9: Perfiles de carga utilizados en el sistema ... 18

Figura 10: (izquierda) Curva de eficiencia de los paneles solares utilizados en la simulación; (derecha) Curva de potencia contra temperatura de los páneles solares utilizados en la simulación ... 19

Figura 11: Energía entregada al sistema en el año para todos los escenarios ... 21

Figura 12: (izquierda) Variación en la energía entregada al sistema respecto al caso base para cada escenario; (derecha) variación de la energía entregada al sistema en porcentaje ... 21

Figura 13: Energía reactiva entregada al sistema en el año para todos los escenarios ... 22

Figura 14: (izquierda) Variación en la energía reactiva entregada al sistema respecto al caso base para cada escenario; (derecha) variación de la energía reactiva entregada al sistema en porcentaje ... 22

Figura 15: (izquierda) Pérdidas de energía del sistema en el año para todos los escenarios; (derecha) porcentaje de pérdidas de energía para todos los escenarios ... 23

Figura 16: (izquierda) Pérdidas de energía reactiva del sistema en el año para todos los escenarios; (derecha) porcentaje de pérdidas de energía reactiva para todos los escenarios ... 23

Figura 17: Violaciones superiores de voltaje en el sistema para todos los escenarios... 25

Figura 18: (izquierda) Variación en las violaciones superiores de voltaje para cada escenario; (derecha) porcentaje de variación de violaciones superiores de voltaje para cada escenario ... 26

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Índice de Tablas

Tabla 1: Resumen del consumo de energía para los años 2012 y 2013 ... 9

Tabla 2: Posibles resultados de la integración PV. ... 12

Tabla 3: Información acerca de los bancos de condensadores del sistema ... 13

Tabla 4: Demanda del sistema de 123 nodos por zonas ... 14

Tabla 5: Resumen del despliegue PV para el escenario 1, con penetración del 30% ... 15

Tabla 14: Demanda máxima de potencia para cada escenario ... 20

Tabla 15: Estadísticas de voltaje para el caso base ... 24

Tabla 16: Estadísticas de voltaje para los escenarios de despliegue PV ... 24

Tabla 17: Desbalance de voltaje para todos los escenarios ... 24

Tabla 18: Resumen de violaciones superiores de voltaje para todos los escenarios ... 25

Tabla 19: Resumen de violaciones inferiores de voltaje ... 26

Resumen ejecutivo

El presente documento corresponde al avance del proyecto de grado titulado Estudio de impacto de generación distribuida PV, desarrollado por el estudiante Juan Pablo Otero González con el fin de obtener el título de ingeniero eléctrico de la Universidad de los Andes. El proyecto ha sido asesorado por el ingeniero Gustavo Andrés Ramos López Ph.D, profesor asociado al Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, de la facultad de ingeniería de la Universidad de los Andes.

El proyecto tiene como objetivo general evaluar el impacto que tiene la conexión de generación distribuida fotovoltaica en una red de distribución mediante simulaciones por series de tiempo utilizando el software de simulación DSSim-PC. Para poder cumplir este objetivo es necesario cumplir una serie de objetivos específicos, que incluyen la familiarización con el software de simulación y procesamiento de datos, la obtención de patrones de radiación y temperatura para la simulación, la identificación de impactos puntuales de la integración del recurso solar, la valoración de estos impactos y la creación de una metodología de despliegue PV aplicable para redes de distribución.

Para el desarrollo del proyecto, se ha creado una metodología de trabajo que resume el trabajo realizado durante el proyecto. Para realizar el estudio de impacto se ha elegido el sistema de prueba IEEE de 123 nodos y se ha utilizado el modelo computacional previamente definido en DSSim-PC. Para la simulación se han calculado patrones de radiación y temperatura con base en modelos matemáticos del recurso solar y temperaturas medias del lugar geográfico seleccionado. Posteriormente se han definido escenarios de despliegue PV donde se plantean despliegues concentrados en las fases más cargadas de cada zona del sistema, despliegues concentrados en las fases menos cargadas de cada zona y despliegues iguales en las fases del sistema. Todos los escenarios cuentan con Penetraciones de 30, 40 y 50%.

Para la evaluación del desempeño de los escenarios de simulación, se observan diferentes aspectos de las variables eléctricas del sistema. Dentro del voltaje del sistema, se observa la media del voltaje de cada fase del sistema a lo largo del año, se calcula el desbalance promedio a lo largo del año y se calculan las violaciones de los límites de voltaje. Dentro de los flujos de potencia, se observa la demanda máxima de cada fase a lo largo del año. En el caso de la energía, se observa la energía entregada al sistema desde la fuente en el año. Finalmente,

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en el ámbito de las pérdidas se observa el acumulado de energía perdida a lo largo del año y el porcentaje de pérdidas.

De los resultados obtenidos, se ha logrado identificar que la integración PV al sistema eleva el perfil de voltaje y el desbalance. La integración del recuro solar disminuye las violaciones superiores de voltaje producto de los bancos de condensadores del sistema, exceptuando los escenarios con despliegue sobre las fases menos cargadas, donde las violaciones sufren grandes incrementos. También se ha encontrado que la integración PV reduce la energía entregada al sistema pero aumenta la energía reactiva entregada a este, sobre todo en los escenarios de despliegue sobre las fases menos cargadas. Además, se ha encontrado que en general la integración PV reduce las pérdidas del sistema, exceptuando algunos casos de alta penetración donde estas aumentan. Finalmente, se ha encontrado que el despliegue PV reduce la demanda máxima de potencia en la mayoría de casos. La recomendación general acerca de los resultados obtenidos es que el despliegue de sistemas PV se realice de igual manera en las fases del sistema para prevenir efectos perjudiciales encontrados en otros escenarios.

Para profundizar el trabajo realizado, se han propuesto dos trabajos futuros adicionales. El primero consiste en la simulación de un año del sistema de 123 nodos con integración PV implementado la técnica de control Volt/VAR con el fin de lograr una extensión a la aplicación de técnicas de automatización avanzada de distribución. El segundo trabajo futuro consiste en un estudio de reconfiguración del sistema de 123 nodos con integración PV con el fin de determinar la configuración óptima para la integración del recurso solar.

1. Introducción

La actividad humana en el planeta debe ser soportada por enormes cantidades de recursos, siendo estos recursos alimenticios, herramientas del diario vivir y sobre todo, energía. La gran mayoría de actividades de las sociedades dependen de la energía eléctrica, la cual es generada en su gran mayoría mediante el uso de combustibles fósiles. La demanda de energía eléctrica crece a medida que crece la población y sus necesidades, y por consiguiente, la demanda por combustibles fósiles también crece.

Los combustibles fósiles presentes en el planeta se han formado gracias a largos tiempos de descomposición y compresión de materia prima, lo que hace que estos recursos sean agotables, dado el tiempo requerido para la formación de estos. Dicho lo anterior, se hace coherente que se realice un esfuerzo por reducir la utilización de combustibles fósiles para la generación de energía. Las energías (recursos) renovables prometen ser una solución parcial al uso de recursos convencionales para la generación de energía, sin embargo el empleo de estos recursos a gran escala requiere de grandes esfuerzos de capital (compra de terrenos y obras civiles) y largos tiempos de construcción, por lo que el objetivo de este proyecto es abrir una rama de investigación donde el foco sea el empleo de recursos renovables a pequeña escala, es decir, generación distribuida renovable. El recurso elegido es la energía solar utilizada para producir energía fotovoltaica.

El presente documento se expone el estudio de impacto de la integración de generación distribuida fotovoltaica al sistema de prueba IEEE de 123 nodos por medio del software DSSim-PC. En aspectos generales, se definen los objetivos y alcances del proyecto, se define el trabajo realizado y las especificaciones de este, se presentan las metodologías de trabajo, consideraciones acerca del sistema de 123 nodos y los resultados de simulación. Finalmente se discuten los resultados y se proponen trabajos futuros con el fin de profundizar acerca de la integración de sistemas PV en redes de distribución.

2. Objetivos

A. Objetivo general:

Evaluar el impacto que tiene la conexión de generación distribuida fotovoltaica en una red de distribución mediante simulaciones por series de tiempo utilizando el software de simulación DSSim-PC.

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B. Objetivos específicos:

 Familiarizarse con el software de simulación de sistemas de distribución DSSim-PC y la la utilización de la herramienta matemática MATLAB con el fin de facilitar la extracción de resultados y la interpretación de estos.

 Obtener patrones de radiación y temperatura para la ubicación elegida para el proyecto.

 Identificar los impactos puntuales del recurso distribuido sobre el sistema mediante la observación del perfil de voltaje, flujos de potencia, energía entregada al sistema y pérdidas en las líneas.

 Valorar de los impactos identificados en la red.

 Crear una metodología de selección de ubicación y capacidad para arreglos fotovoltaicos aplicables para redes de distribución.

C. Alcance y productos finales

El alcance del proyecto se define a continuación:

 El proyecto evaluará la viabilidad técnica y operativa de la conexión de arreglos fotovoltaicos

o Selección de la ubicación de los arreglos fotovoltaicos

o Capacidad instalada

o Evaluación de condiciones de operación (límites de las variables eléctricas) en todo el sistema.

 El estudio de impacto comprende:

o Estudio de perfiles de voltaje

o Estudio de flujos de potencia

o Estudio de pérdidas en la red

 El estudio de impacto no comprende:

o Estudio de fenómenos transitorios

o Estudio de armónicos en la red

o Estudio de corto circuito

o Estudio de operación en modo isla

o Estudio de construcción del sistema

Los productos finales consisten en el análisis de impacto de la integración de generación distribuida fotovoltaica, un análisis acerca de los impactos descubiertos en el estudio y conclusiones al respecto.

3. Descripción del problema y justificación de trabajo

La generación de energía eléctrica se realiza en su mayoría en grandes instalaciones centralizadas con diferentes tipos de recursos, las centrales más comunes son hidroeléctricas, térmicas con combustibles fósiles y nucleares, en Colombia las más utilizadas son las hidroeléctricas y térmicas. Las centrales de generación se encuentran ubicadas a grandes distancias de los centros de consumo (ciudades y grandes industrias) por factores ambientales (emisiones en las centrales térmicas), factores de seguridad, factores económicos y por la ubicación de los recursos (por ejemplo, el curso de un río o las minas de carbón). La distancia entre los centros de generación y consumo tiene como consecuencia la pérdida de energía por la impedancia de las redes, esto hace que el rendimiento energético y ambiental de la generación de energía se vea afectado.

Por otra parte, la construcción de centrales de generación requiere de grandes inversiones de capital y de grandes obras civiles de gran complejidad, las cuales toman grandes cantidades de tiempo para ser completadas debido a la topografía del país y las falencias en los sistemas de contratación y ejecución de obras. Dicho esto, la viabilidad de nuevas centrales de generación se ve afectada por múltiples factores, y considerando que la demanda de energía aumenta en el tiempo con el crecimiento de la sociedad, se hace necesario la adopción de nuevas técnicas de generación de energía eléctrica que no se vea afectada por las dificultades de capital, obras civiles y tiempo de ejecución, propias de la generación de energía convencional.

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La generación distribuida, gracias a su pequeña escala, soluciona dos inconvenientes de la generación convencional, que son la distancia entre generación y consumo y las grandes obras requeridas para su implementación y funcionamiento. La cercanía entre la inyección de potencia al sistema y el consumo de esta reduce la potencia que fluye desde el barraje de la subestación, en el caso de las redes de distribución urbanas, esto tiene como consecuencia la reducción en las pérdidas del sistema y la descongestión de estas. Por otro lado, al tener pequeñas centrales de generación, estas requieren de obras con menores niveles de complejidad e inversiones de capital, por lo que pueden ser realizadas por entes con menor patrimonio que las grandes empresas de generación de energía eléctrica.

Otro aspecto importante de la generación de energía reside en los recursos utilizados para su realización, de los cuales la mayoría son combustibles fósiles, hasta el 2011, el consumo de combustibles fósiles en energía y minería asciende al 75.6% del total de energía consumida en el año [1]. El consumo de energía a base de combustibles fósiles conlleva al agotamiento de estos y emisiones de compuestos contaminantes al medio ambiente, lo que lleva a un rendimiento medioambiental pobre y a una situación donde se hace lógico que se realice un esfuerzo por el empleo de recursos renovables con el fin de disminuir el uso de recursos convencionales e investigaciones que le brinden un mayor campo de aplicación a los recursos renovables. El proyecto en cuestión combina la generación distribuida con el empleo de recursos renovables como una apertura a la investigación acerca de la generación distribuida fotovoltaica, donde se espera que a partir de la realización del proyecto se generen metodologías y protocolos de conexión de recursos distribuidos renovables aplicables a diferentes redes de distribución.

4. Marco teórico y conceptual

A. Generación distribuida

En términos generales, la generación distribuida (GD) se define como cualquier tipo de generador o inversor produciendo corriente alterna con la capacidad de operar en paralelo con la red de distribución. La GD cuenta con un diseño que le permita operar de manera separada a la red (modo isla) y que pueda suplir la demanda de cargas que también pueden ser suplidas por la red. Los generadores distribuidos cuentan con interconexiones de varios tipos que les permiten la entrada y salida de operación con la red de acuerdo al tipo de generación presente, por ejemplo, la interconexión de los sistemas de generación de emergencia de las industrias están diseñados de tal manera que el GD no opere en paralelo con la red.

La generación distribuida comprende varios tipos de generación, presentados a continuación:

 Microturbinas

Las microturbinas son motores de turbina en pequeña escala con generadores integrados y dispositivos de electrónica de potencia. Estas se caracterizan por tener una única parte móvil girando a gran velocidad. Las microturbinas generan energía AC de alta frecuencia que es rectificada e invertida de tal manera que la salida pueda ser interconectada con la red. La eficiencia de las microturbinas se encuentra en el rango entre 25% y 30%.

 Celdas de combustible

Las celdas de combustible se comportan como motores electromecánicos. Estas utilizan la energía liberada cuando el oxígeno y el hidrógeno reaccionan, esta reacción produce electricidad, calor y agua. La celda de combustible opera como una batería, con la diferencia de que esta no se agotará ni necesitará recargarse siempre y cuando se alimente con combustible. Las celdas de combustible producen contaminantes a niveles mínimos y no tienen partes móviles.

 Motores de combustión interna

Los motores de combustión interna funcionan mediante la explosión de combustibles inflamables en el espacio llamado el cilindro, dicha explosión produce una energía mecánica que empuja el pistón dentro del cilindro. La combinación de diferentes explosiones independientes genera el movimiento

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rotacional, el cual es utilizado para alimentar el rotor de un generador mediante una caja de cambios que regule la velocidad del rotor del generador.

 Generación solar fotovoltaica

Las celdas solares fotovoltaicas (PV) están hechas de materiales semiconductores, estas están diseñadas para convertir energía lumínica en corriente eléctrica. La luz que impacta la superficie de la celda libera electrones del material semiconductor, de los cuales algunos de ellos resultan con energía suficiente para vencer el potencial del semiconductor y pueden fluir libremente por el material, dichos electrones pueden regresar a su origen mediante circuitos externos. Dado que la corriente y el voltaje obtenidos por estos dispositivos son de bajas magnitudes, es necesario construir arreglos de estos en serie y paralelo para aumentar la potencia producida. La eficiencia de dispositivos PV prácticos se encuentra entre el 10% y el 15%.

 Generación eólica

La generación eólica se compone de tres partes principales, la torre (normalmente de gran altura), el rotor (con las aspas) y los equipos. El viento que impacta las aspas del rotor hace que este gire, la energía mecánica del rotor es utilizada por una caja de cambios para alimentar el rotor del generador y de esta manera producir potencia de la frecuencia del sistema al que se esté conectando [2]. B. Energía solar

El sol es la principal fuente de energía para el planeta, este ente mediante pérdida de masa irradia

MW

20

10

8 .

3 

en forma de energía electromagnética al espacio. La radiación solar ha sido medida y se ha determinado una constante solar de radiación en el exterior de la atmósfera terrestre de

1 .

353

2

m

kW

_{. Este}

flujo de energía luego es afectado por diversos factores, como lo son la atenuación por la masa del aire, la difusión en la atmósfera y la reflexión de la energía en el suelo, entre otras.

La intensidad solar (o insolación) en un punto determinado del planeta se ve afectada por dos factores principales, que son la fecha y la latitud del lugar. Estos factores afectan la declinación del sol y el ángulo de incidencia de la energía solar en el planeta. Estos tienen gran incidencia en la hora de amanecer y anochecer en un lugar determinado en el planeta, y estos factores junto con el ángulo de hora gobiernan los ángulos azimut y de altitud del sol.

Al utilizar todos los factores que afectan la insolación junto con los ángulos del sol y los ángulos azimut y de inclinación de un colector solar, es posible calcular de manera teórica la insolación sobre un colector solar, de tal manera que esta pueda ser utilizada en la simulación y el diseño de sistemas fotovoltaicos. Los cálculos realizados suponen un cielo despejado, de manera que para un modelamiento más acertado de la insolación sobre un colector solar es necesario desarrollar modelos para la obstrucción producida por las nubes u otros elementos que afecten puedan generar sombra sobre estos elementos [3].

C. Consideraciones

Se tienen en cuenta múltiples consideraciones presentes en las prácticas recomendadas IEEE 1547:

 El recurso distribuido (RD) no debe regular el voltaje activamente en el punto de acople común (PCC). [4]

 El RD operando en paralelo con la red no debe causar fluctuaciones de tensión superiores al 5% del nivel de tensión nominal del PCC [4].

 El RD no debe energizar el área de la red cuando esta se encuentra des-energizada. [4]

 Cada DR con una capacidad agregada superior a 250kVA debe contar con medios de medición de salidas de potencia y voltaje en el PCC [4].

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 Las islas no intencionales causadas por los RD pueden ocasionar intentos de las redes por reconectar el área sin sincronía de voltaje, frecuencia o ángulo, lo cual puede ser perjudicial para equipos de la red o los usuarios [5].

 Las islas no intencionales pueden poner en riesgo a cuadrillas realizando maniobras sobre la red [4].

 Las islas no intencionales pueden ocasionar daños en los equipos de la red cuando los generadores no se encuentran en el estado de control necesario para mantener la calidad de la potencia [5].

D. Marco histórico

Gracias al crecimiento de las poblaciones y el desarrollo de la industria y tecnología a nivel mundial, el consumo de energía tiende a aumentar cada año. La energía consumida a lo largo del año proviene de diversas fuentes que se clasifican como nuclear, hidroeléctrica, renovable (incluye energía eólica, geotérmica, solar, biomasa y desperdicios) y primaria (incluye todos los combustibles intercambiados comercialmente). De [6] se extrae el siguiente resumen de consumo de energía para los años 2012 y 2013 (ver Tabla 1).

Tabla 1: Resumen del consumo de energía para los años 2012 y 2013

Tipo de energía Millones de toneladas de

petróleo equivalente (2012) TWh (2012)

Millones de toneladas de

petróleo equivalente (2013) TWh (2013) Δ M. Ton ΔTWh Δ Consumo Nuclear 599.90 2639.56 563.20 2478.08 -36.70 -161.48 -6.52% Hidroeléctrica 833.60 3667.84 855.80 3765.52 22.20 97.68 2.59% Renovable 240.80 1059.52 279.30 1228.92 38.50 169.40 13.78% Primaria 12483.20 54926.08 12630.40 55573.76 147.20 647.68 1.17% Total 14157.50 62293.00 14328.70 63046.28 171.20 753.28 1.19%

De lo anterior se puede apreciar que el consumo de energía en el 2013 aumenta un 1.19% respecto a la energía consumida en el 2012. Lo que cabe resaltar del consumo de energía es la disminución del consumo de energía nuclear y el incremento en la utilización de energía hidroeléctrica y renovable. El aumento en el consumo de energía hidroeléctrica y renovable lleva a que en el 2013 el 7.92% del consumo de energía mundial fue soportado por fuentes renovables.

Según [7], el mercado PV creció a 36.9GW, presentando un crecimiento significativo en comparación a los 29GW reportados en el 2011. Se espera que con las instalaciones PV no reportadas, el mercado PV crezca por encima de 38GW. La nación con la mayor capacidad PV instalada en el 2013 era China, con un total de 11.3GW, a este le siguen Japón, con 6.9GW y los Estados Unidos de América con 4.8GW. Los mercados de energía PV han variado en gran manera en los últimos 2 años. El mercado asiático ha tenido un crecimiento superior al 170%, mientras que el mercado europeo ha tenido una reducción del 40% (22GW a 17GW en 2 años). No obstante, el cuarto país con mayor capacidad PV instalada es Alemania, con 3.3GW instalados.

En el caso colombiano, la producción de energía solar conjunta solar, eólica y geotérmica es menor al 2%, mientras que la producción de energía hidroeléctrica se aproxima al 16%. El crecimiento que tuvo el promedio anual de capacidad anual fotovoltaica instalada entre el 2007 y el 2012 fue del 60%, mientras que en el 2012 por separado, el crecimiento fue del 42%. Dicho lo anterior, se evidencia un crecimiento en el uso del recurso solar en la generación de energía [8].

Según [9] y [10], Colombia cuenta con un gran potencial de energía solar, con promedios de radiación anual de 2100, 2000, 1900, 1750 y 1550 kWh/m2_{/año para las regiones de Guajira, Costa Atlántica,}

Orinoquía/Amazonía, Región Andina y Costa Pacífico respectivamente. Según estudios realizados, se realizaron importaciones de grandes cantidades de módulos solares con una capacidad total de 2.05MW entre 1985 y 1994. De estos módulos se utilizarían 843.6kW en proyectos de comunicaciones y 953.5kW en electrificación rural. Otros estudios indicaron que de la totalidad de los módulos, el 56% funcionaba sin problemas, el 37% con algunas dificultades y problemas y el 7% restantes se encontraban fuera de servicio.

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5. Definición y especificación del trabajo

A. Definición

El proyecto busca identificar los impactos sobre una red de distribución al agregarle arreglos de generadores fotovoltaicos y a partir de esto, establecer una metodología de despliegue de generadores aplicable para diferentes sistemas de distribución. La simulación de la red se realiza por medio del software DSSim-PC y el procesamiento de los datos se realiza por medio de MATLAB. Dado el crecimiento de la población mundial y su demanda por recursos naturales, es racional dirigir esfuerzos hacia la optimización de estos y la utilización de recursos renovables. Dicho lo anterior, este proyecto sirve como una iniciativa a dirigir esfuerzos en la investigación acerca de la integración de recursos renovables a nivel de distribución.

B. Especificaciones

Este proyecto cumple la función de evaluar la operación de una red de distribución a lo largo de un año. Para evaluar la operación se observa el perfil de voltaje, y que este esté dentro de los límites establecidos por la norma NTC 1340 (entre 0.95 y 1.05 p.u.) [11]. Adicionalmente, se crean una serie de variables que permiten comprender el impacto de la generación fotovoltaica en la red.

 Violaciones superiores de voltaje: número de horas al año en que el voltaje en un nodo específico se encuentra por encima del límite establecido.

 Violaciones inferiores de voltaje: número de horas al año que en que el voltaje en un nodo específico se encuentra por debajo del límite establecido.

 Desbalance de voltaje

 Energía entregada al sistema en el año: energía activa y reactiva. Utilizado para comparación de escenarios.

 Pérdidas de energía y porcentajes: energía activa y reactiva. Utilizado para comparación de escenarios.

El análisis del sistema se realiza mediante las variables mencionadas. Se evalúa cada una de ellas en todos los escenarios planteados con el fin de determinar el impacto de la generación fotovoltaica en la red.

6. Metodología de trabajo

A. Metodología general

La metodología general de trabajo se presenta en la Figura 1, esta presenta las tareas generales que deben ser realizadas para el cumplimiento de los objetivos y el desarrollo general del proyecto de grado. En esta metodología no se presentan tareas relacionadas con la familiarización de software y creación de modelos internos de simulación.

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B. Escenarios de simulación

La creación de escenarios tiene como base la recomendación del despliegue estocástico para determinar la capacidad y ubicación de arreglos PV en la propuesta por [12] (ver figura 2), esta base de creación de escenarios se presenta en la Figura 2.

Figura 2: Base para creación de escenarios de despliegue PV por EPRI.

C. Plan de trabajo

A continuación se presentan las actividades realizadas durante el desarrollo del proyecto y el tiempo en el que se realizaron:

 Revisión bibliográfica (semana 1 a semana 6)

 Construcción de perfiles de radiación y temperatura (semana 6)

 Construcción de sistema conceptual (semana 6)

 Simulación de sistema conceptual (semana 7)

 Selección de red, sistema de prueba IEEE de 123 nodos (semana 8)

 Caracterización de red (semana 9)

 Selección de criterios de monitoreo (semana 10)

 Creación de escenarios de despliegue PV (semana 11)

 Despliegue de arreglos PV en DSSim-PC (semana 11)

 Asignación de perfiles de carga (semana 12)

 Simulación de red y extracción de datos (semana 13)

 Procesamiento de datos (semana 14)

 Análisis de resultados y documentación (semanas 15 y 16)

Adicionalmente a estas actividades, se realizaron reuniones semanas de seguimiento a partir de la semana 5. D. Búsqueda de información

En primer lugar, se realizó una búsqueda de trabajos relacionados al proyecto, tratando sobre generación distribuida, metodologías de ubicación de generadores distribuidos e integración de generación fotovoltaica a la red. Esta información se buscó con el fin de crear una metodología de despliegue de sistemas fotovoltaicos a la red, además de establecer una serie de resultados esperados a la hora de realizar la simulación del sistema. Adicionalmente, se realizó un estudio acerca del recurso solar, con el fin de realizar el modelamiento matemático de este, haciendo uso de la teoría acerca de la insolación sobre un colector solar, presentada en [3].

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Gracias al método de calcular la insolación en un módulo fotovoltaico, fue posible crear perfiles de radiación para lugares con diferentes latitudes y a partir de estos calcular perfiles de temperatura.

Finalmente, se utilizó como base del trabajo la metodología de despliegue EPRI [12], la cual fue sugerida por el asesor del proyecto. Esta metodología fue de gran utilidad debido a que da una guía hacia el despliegue estocástico de módulos PV en diferentes escalas, dependiendo del enfoque que se planee utilizar.

E. Alternativas de desarrollo

Se contaba con dos alternativas respecto a la selección de la red de prueba para el proyecto. La primera consistía en realizar el estudio de impacto sobre el sistema de prueba IEEE de 13 nodos. La segunda alternativa consistía en estudiar el impacto del proyecto sobre el sistema de prueba IEEE de 34 nodos. Las ventajas de estos sistemas es que al tener menor tamaño, la simulación de estos, el procesamiento de datos y el análisis requerirían un menor tiempo y esfuerzo computacional. La desventaja que presentan las alternativas es que son sistemas de complejidades bajas cuando se comparan con el sistema de 123 nodos, ya que la topología de este, la cantidad de usuarios, la demanda y la extensión física, hacen que se asemeje en mayor manera a un alimentador urbano real que los sistemas de 13 y 34 nodos. Finalmente, se elige como red de prueba el sistema IEEE de 123 nodos, por su semejanza a un alimentador real. Este sistema cuenta con las dimensiones físicas (1.897km desde la fuente al nodo más lejano) y la demanda de un alimentador real, por lo tanto resulta adecuado para la realización del proyecto.

Respecto al despliegue de arreglos PV se contaba con una alternativa de integración a gran escala. Este tipo de integración consiste en el despliegue de pocos arreglos con grandes capacidades ubicados en nodos trifásicos del alimentador principal. Este tipo de integración trae la ventaja de un despliegue simple, donde los retos por lograr una operación del sistema adecuada se reducen. La desventaja de un despliegue a gran escala es la implementación real de este, debido a que la integración de estos tendría una regulación más intensiva por el operador de red que el que tendía el despliegue de sistemas fotovoltaicos de capacidades bajas. Dicho lo anterior, se elige un despliegue de pequeña escala a manera de simular la participación de los usuarios en la integración del recurso solar.

7. Trabajo realizado

La metodología del trabajo realizado se define en la Figura 1, presentada anteriormente. Para poder llevar a cabo el estudio de los impactos de la integración PV sobre la red es necesario tener modelos detallados de la red, del recurso solar, de los sistemas de generación PV y las interconexiones al sistema. Estos modelos detallados se encuentran desarrollados en el software de simulación DSSim-PC.

A partir de [13] y [14], se identifican resultados del impacto de generación distribuida PV sobre las redes. Para analizar los impactos se hace uso de las variables propuestas en la sección 5. Los resultados identificados y esperados para el impacto de la generación PV se presentan en la Tabla 2.

Tabla 2: Posibles resultados de la integración PV. Resultados posibles de la integración PV

Voltaje

Aumento en el desbalance de voltaje

Aumento en el perfil de voltaje

Potencia Disminución de la demanda desde la fuente Flujos reversos de potencia

Energía Disminución en la energía entregada por la red

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A. Descripción del resultado final i. Sistema de prueba

Como red para el estudio de impacto se ha seleccionado el sistema de prueba de 123 nodos de IEEE, cuyo diagrama unifilar se presenta en la Figura 3. El sistema de 123 nodos opera con un voltaje nominal de 4.16kV, el cual no es un nivel de tensión convencional. El nivel de tensión provee problemas de caídas de voltaje que deben ser solucionados mediante reguladores y bancos de condensadores en derivación. Este sistema es ideal para actividades de ubicación de carga y generación, y adicionalmente. Para la simulación se utiliza el sistema de ejemplo construido previamente en los ejemplos de DSSin-PC.

El sistema de prueba de 123 nodos cuenta con líneas aéreas y segmentos subterráneos de diversos números de fases. La carga del sistema es desbalanceada con combinaciones de todos los tipos de carga (PQ constante, corriente constante e impedancia constante) y todas ellas son cargas concentradas. El sistema cuenta con reguladores de voltaje y bancos de condensadores para la regulación y compensación de reactivos e interruptores para proveer caminos alternos para los flujos de potencia [15].

La carga total del sistema de prueba es de 3855.257kVA con un factor de potencia de 0.9391 en atraso (3620.498kW y 1324.765kVAr), esta carga se distribuye de la siguiente manera [16]:

 Fase A:

o 1575.351kVA con un factor de potencia de 0.9292 en atraso.

o 1463.861kW y 582.101kVAr

 Fase B:

o 663.484kW y 343.687kVAr

 Fase C:

o 1193.153kW y 398.976kVAr

Figura 3: Diagrama unifilar del sistema de prueba IEEE de 123 nodos1

La información acerca de los bancos de condensadores del sistema se presenta en la Tabla 3

.

Tabla 3: Información acerca de los bancos de condensadores del sistema Bancos de condensadores

Nodo Fase A Fase B Fase C [kVAr] [kVAr] [kVAr] 83 200 200 200

(14)

88 50 90 50 92 50 Total 250 250 250

La información completa acerca del sistema de prueba IEEE de 123 nodos se encuentra en [17]. ii. Escenarios de simulación

Con el fin de facilitar el análisis del sistema IEEE de 123 nodos, se ha dividido este en cinco zonas como se muestra en la Figura 4. La demanda del sistema por cada zona se presenta en la Tabla 4

.

A partir de la caracterización de zonas de la tabla XX y la metodología de creación de escenarios se plantean tres escenarios de despliegue con una penetración de 30% y posteriormente se les incrementa el nivel de penetración a 40% y 50% respectivamente. El despliegue PV detallado se puede consultar en los apéndices Apéndice1, Apéndice2

y Apéndice3.

Figura 4: División del sistema de 123 nodos por zonas

Tabla 4: Demanda del sistema de 123 nodos por zonas Demanda del sistema por zonas

Zona Fase A Fase B Fase C Total kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr 1 160 80 40 20 200 100 400 200 2 501 280.5 296 185.5 321 190.5 1118 656.5 3 196 105.5 171 90.5 186 105.5 553 301.5 4 406 230.5 291 160.5 311 170.5 1008 561.5 5 202 101 122 61 142 71 466 233 Total 1465 797.5 920 517.5 1160 637.5 3545 1952.5

a. Escenario 1

El escenario 1 se plantea con el objetivo de generar un despliegue de arreglos PV concentrado en la fase más cargada de cada zona, para esto se concentra en cada zona el 60% de la capacidad PV instalada en la fase más cargada y 20% en cada una de las fases restantes. La representación del despliegue dentro del diagrama unifilar del sistema se presenta en la Figura 5 y se presenta de forma general la capacidad PV instalada en cada zona del sistema en las tablas Tabla5, Tabla6 y Tabla7.

(15)

Figura 5: Mapa de despliegue PV para el escenario 1

Tabla 5: Resumen del despliegue PV para el escenario 1, con penetración del 30% Despliegue PV en el sistema por zonas, escenario 1, penetración

de 30%

Zona Fase A [kW] Fase B [kW] Fase C [kW] Total [kW]

1 24 24 72 120

2 200 70 70 340 3 30 30 100 160 4 180 60 60 300

5 90 30 30 150

Total 524 214 332 1070

Tabla 6: Resumen del despliegue PV para el escenario 1, con penetración del 40% Despliegue PV en el sistema por zonas, escenario 1, penetración de

40%

1 32 32 96 160

2 265 90 90 445 3 45 45 135 225 4 240 80 80 400 5 120 40 40 200 Total 702 287 441 1430

Tabla 7: Resumen del despliegue PV para el escenario 1, con penetración del 50% Despliegue PV en el sistema por zonas, escenario 1, penetración de 50% Zona Fase A [kW] Fase B [kW] Fase C [kW] Total [kW]

1 40 40 120 200

2 335 115 115 565

3 55 55 165 275

4 300 100 100 500

5 145 50 50 245

Total 875 360 550 1785

b. Escenario 2

El escenario 2 se plantea con el objetivo de generar un despliegue de arreglos PV concentrado en la fase menos cargada de cada zona, para esto se concentra en cada zona el 20% de la capacidad PV instalada en la fase más cargada y 40% en cada una de las fases restantes. La representación del despliegue dentro del diagrama unifilar

(16)

del sistema se presenta en la Figura 6 y se presenta de forma general la capacidad PV instalada en cada zona del sistema en las tablas Tabla8, Tabla9 y Tabla10.

de 30%

1 48 48 24 120

2 70 135 135 340

3 35 65 65 165

4 60 120 120 300

5 30 55 55 140

Total 243 423 399 1065

40%

1 64 64 32 160

2 90 175 175 440

3 50 90 90 230

4 80 160 160 400

5 40 75 75 190

Total 324 564 532 1420

1 80 80 40 200

2 115 225 225 565

3 60 110 110 280

4 100 200 200 500

5 50 90 90 230

(17)

c. Escenario 3

El escenario 3 se plantea con el objetivo de generar un despliegue de arreglos PV con capacidad instalada igual en cada fase del sistema. La representación del despliegue dentro del diagrama unifilar del sistema se presenta en la Figura 7y se presenta de forma general la capacidad PV instalada en cada zona del sistema en las tablas Tabla11, Tabla12 y Tabla13.

de 30%

1 40 40 40 120

2 112 112 112 336

3 55 55 55 165

4 100 100 100 300

5 47 47 47 141

Total 354 354 354 1062

40%

1 50 50 50 150

2 150 150 150 450

3 75 75 75 225

4 135 135 135 405

5 62 62 62 186

Total 472 472 472 1416

1 65 65 65 195

2 187 187 187 561

3 90 90 90 270

4 170 170 170 510

5 80 80 80 240

(18)

iii. Patrones de radiación y temperatura

Se ha calculado el patrón de radiación para Bogotá, Colombia (latitud 4.598°) y con base en temperaturas medias registradas para el lugar [18], se ha calculado el patrón de temperatura a utilizar para la simulación de los sistemas PV (ver Figura 8).

Figura 8: (izquierda) Patrón de radiación para Bogotá, (derecha) temperatura en un colector en Bogotá.

iv. Perfiles de carga

Según la lista de cargas presente en [16], se han asignado tres perfiles de carga a los usuarios del sistema, de manera que este varíe de manera no uniforme. A los usuarios de tamaño menor a 20kW se las ha asignado el perfil de carga 1, a los usuarios de tamaño igual a 20kW se les ha asignado el perfil de carga 2 y a los usuarios de tamaño mayor a 20kW se les ha asignado el perfil de carga 3. Los perfiles de carga se presentan en la Figura 9.

Figura 9: Perfiles de carga utilizados en el sistema

B. Trabajo computacional

Se utilizó DSSim-PC para realizar las simulaciones del sistema de prueba IEEE de 123 nodos. Como sistema de prueba se utilizó el sistema de ejemplo de 123 nodos construido previamente por el desarrollador para realizar el despliegue de los escenarios propuestos. Adicionalmente se utilizó el modelo de sistema fotovoltaico definido previamente en el software. El modelo de sistema fotovoltaico incluye el modelo de panel solar (presente en [19]), excitación de voltaje para operación en modo isla y el modelo de la interconexión a la red.

El modelo de panel solar de utiliza las siguientes variables de entrada:

 Potencia máxima a una radiación de 1kW/m2_(P mpp)

(19)

 La temperatura a la cual se produce Pmpp

 Radiación máxima en kW/m2

 Perfil de radiación en p.u.

 Perfil de temperatura

 Voltaje de operación

 Conexión

 Factor de potencia

 Curva P vs. T

 Curva de eficiencia vs. P

Según el modelo, la salida de potencia del sistema PV se puede representar por medio de la expresión:

 

kW

P

Radiación

(

p

.

u

.)

PvsT

(

T

)

P

_salida



_mpp



Las curva P vs. T y la curva de eficiencia de los paneles solares se encuentran definidas por defecto en DSSim-PC. Las curvas se presentan en la Figura 10.

Figura 10: (izquierda) Curva de eficiencia de los paneles solares utilizados en la simulación; (derecha) Curva de potencia contra temperatura de los páneles solares utilizados en la simulación

Por otro lado, para el procesamiento de datos se utilizó MATLAB. El procesamiento de datos comprende la separación de las series de números de resultados que entrega DSSim-PC por medio de archivos de tipo CSV y los cálculos de las variables de observación del sistema, con el fin de permitir un análisis del comportamiento del sistema.

8. Validación del trabajo

A. Metodología de prueba

Se realizaron simulaciones de todos los escenarios por un tiempo de una semana con el fin de comprobar la correcta asignación de perfiles de carga, así el despliegue correcto de sistemas PV en la red. Para estas simulaciones se comprobó que el sistema variaba cada hora, hecho observable teniendo en cuenta el perfil de voltaje, variaciones en flujos de potencia y pérdidas del sistema. Luego de comprobar la construcción del sistema se procede a realizar simulaciones de un año para todos los escenarios.

B. Validación de los resultados del trabajo

Esta sección presenta de manera resumida los resultados obtenidos en el desarrollo del estudio de impacto de generación distribuida fotovoltaica.

i. Flujos de potencia

Se ha estudiado el comportamiento de los flujos de potencia y la energía entregada al sistema en el año. El primer impacto visible de la generación PV en el comportamiento del sistema se encuentra en la demanda

(20)

máxima de este, vista desde la fuente. La integración de generación fotovoltaica disminuye la demanda de potencia activa desde la fuente hacia las cargas pero aumenta la demanda de potencia reactiva. Estos resultados se pueden apreciar en la Tabla 14.

Tabla 14: Demanda máxima de potencia para cada escenario

Escenario Fase A Fase B Fase C [kW] [kVAr] [kW] [kVAr] [kW] [kVAr] CB 1298 469.95 841.68 264.59 971.56 273.68 E1_30 1173.3 472.14 771.92 257.65 1037.2 420.2 E1_40 1220.1 493.69 835.12 297.16 1133.9 492.02 E1_50 1223.3 488.71 832.29 295.99 1181.1 534.84 E2_30 1289.7 505.97 816.04 590.94 925.74 450.17 E2_40 1288.4 509.38 797.95 681.65 896.52 492.13 E2_50 1266.2 505.89 764.47 842.34 811.35 567.03 E3_30 1266.2 507.72 827.8 422.65 958.06 333.53 E3_40 1251.4 506.35 793.39 434.85 941.57 333.25 E3_50 1243.8 480.97 781.77 463.44 935.19 321.55

Observando la demanda máxima de los escenarios 2 y 3, se puede observar que a medida que aumenta la penetración del recurso solar, existe una tendencia a la disminución de la demanda máxima de potencia activa. En el caso del escenario 1 ocurre lo contrario, la demanda de potencia activa incrementa con la penetración del recurso solar. Al observar la demanda máxima de potencia reactiva, es evidente que esta sigue un comportamiento diferente. Para el escenario 1, la demanda máxima de potencia reactiva no sigue una tendencia clara, excepto en la fase C, donde tiende a incrementar con la penetración PV. Por otra parte, para el escenario 2, la demanda máxima de potencia reactiva no sigue una tendencia clara en la fase A, mientras que en las fases B y C se observa una tendencia a incrementar con la penetración PV. Finalmente, en el escenario 3, las fases A y C siguen una tendencia a reducir la demanda máxima de potencia reactiva mientras que la fase B sigue una tendencia a incrementarla.

Adicionalmente a los resultados anteriores, no se encuentran flujos reversos de potencia en ningún escenario. ii. Energía entregada al sistema

El estudio sobre la energía entregada al sistema revela otros impactos de la integración de generación fotovoltaica al sistema. El primero es la reducción de la energía entregada al sistema en el año. La reducción de la energía entregada al sistema en el año se presenta en la Figura 11. La energía entregada al sistema en el caso base es de 17,630.922MWh.

(21)

Figura 11: Energía entregada al sistema en el año para todos los escenarios

Se puede observar que todos los escenarios de despliegue disminuyen la energía que se le entrega al sistema en el año. Se observa una tendencia general a disminuir la energía entregada al incrementar la penetración PV al sistema. El único escenario que no sigue esta tendencia es el escenario1, donde la penetración de 40% resulta en una reducción de la energía menor que para las Penetraciones de 30 y 50% del mismo escenario. Con objeto de visualizar la reducción de la energía entregada, la Figura 12 presenta la diferencia de energía por cada escenario respecto al caso base.

Figura 12: (izquierda) Variación en la energía entregada al sistema respecto al caso base para cada escenario; (derecha) variación de la energía entregada al sistema en porcentaje

Se observa que el escenario que tiene una reducción mayor en la energía del sistema es el escenario 2 con penetración de 50%, que produce una reducción de energía de 6,171.068MWh, equivalente a una reducción del 35%. Por el contrario, el escenario que menos reduce la energía entregada al sistema es el escenario 1 con penetración del 40%, la reducción de energía de este escenario es de 957.559MWh, que equivale a una reducción del 5.43%.

En contraste al impacto sobre la energía activa entregada al sistema, la energía reactiva que la red externa le entrega al sistema incrementa en todos los escenarios. La energía reactiva entregada al sistema para el caso base es de 3107.121MVArh. La Figura 13 presenta la energía reactiva entregada para cada escenario.

(22)

Figura 13: Energía reactiva entregada al sistema en el año para todos los escenarios

Se puede observar que en la totalidad de los escenarios, la energía reactiva entregada al sistema aumenta significativamente. De igual manera se puede observar una tendencia al crecimiento de la energía reactiva con el aumento de la penetración PV en el sistema. De estos resultados se puede observar que el escenario que más energía reactiva consume es el escenario 2 con penetración de 50%, con un total de energía reactiva de 10,671.385MVArh. Adicional a estos resultados, se presentan las variaciones de energía reactiva por escenario respecto al caso base en la Figura 14.

Figura 14: (izquierda) Variación en la energía reactiva entregada al sistema respecto al caso base para cada escenario; (derecha) variación de la energía reactiva entregada al sistema en porcentaje

Continuando con los resultados de energía reactiva, se puede observar que el escenario que presenta un mayor aumento en su consumo es el escenario 2 con penetración de 50% con un aumento de 7,564.263MVArh, equivalente a un aumento del 243.45%. En contraste, el escenario que produce un menor aumento en el consumo de energía reactiva es el escenario 1 con penetración de 30%, el aumento que presenta este escenario es de 1,717.943MVArh, equivalente a un incremento del 55.29%.

iii. Pérdidas

Estudiando las pérdidas de energía en el sistema se encuentra que estas se reducen para la mayoría de los escenarios de despliegue. Además, para la mayoría de los escenarios, el porcentaje de pérdidas aumenta. Las pérdidas de energía en el año para el caso base ascienden a 286.92MWh, que equivalen a un porcentaje de pérdidas de 1.627%. La Figura 15 presenta las pérdidas de energía para cada escenario.

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Figura 15: (izquierda) Pérdidas de energía del sistema en el año para todos los escenarios; (derecha) porcentaje de pérdidas de energía para todos los escenarios

Se puede observar que las pérdidas de energía se reducen para todos los escenarios exceptuando al escenario 1 con penetraciones de 40 y 50%. Adicionalmente, sólo se observa una tendencia al crecimiento de las pérdidas con el nivel de penetración para el escenario 1. El escenario que presenta las mayores pérdidas es el escenario 1 con penetración de 50%, con un total de 292.876MWh, que equivale a un porcentaje de pérdidas de 1.82%. En contraste, el escenario que presenta la menor cantidad de pérdidas es el escenario 3 con penetración de 50%, con un total de 214.956MWh, que equivale a un porcentaje de pérdidas de 1.596%.

El estudio de pérdidas de energía reactiva muestra que tanto las pérdidas como el porcentaje de estas se reduce para todos los escenarios. Las pérdidas de energía reactiva para el caso base ascienden a 570.64MVArh, que equivale a un porcentaje de pérdidas de 18.365%. La Figura 16 muestra las pérdidas de energía reactiva para cada escenario.

Figura 16: (izquierda) Pérdidas de energía reactiva del sistema en el año para todos los escenarios; (derecha) porcentaje de pérdidas de energía reactiva para todos los escenarios

El escenario que presenta una menor cantidad de pérdidas reactivas es el escenario 3 con penetración de 50%, con un total de 414.16MVArh, que es equivalente a un porcentaje de pérdidas de 6.94%. En contraste, el escenario que presenta la mayor cantidad de pérdidas reactivas es el escenario 1 con penetración de 50%, donde estas ascienden a 557.51MVArh, equivalente a un porcentaje de pérdidas de 9.05%. Adicionalmente, sólo el escenario 1 presenta una tendencia hacia el crecimiento de las pérdidas con el incremento de la penetración PV, sin embargo, todos los escenarios presentan una tendencia hacia el decrecimiento del porcentaje de pérdidas con el incremento de la penetración PV.

iv. Perfil de voltaje

Del perfil de voltaje del sistema se han realizado dos estudios con el fin de identificar los impactos de la generación PV en el sistema. En primer lugar, se ha realizado un análisis estadístico de la magnitud del voltaje

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por fase del sistema para cada escenario. En segundo lugar se han registrado el número de horas en el año en que el voltaje de los nodos del sistema se encuentra fuera de los límites establecidos, es decir violaciones de voltaje.

En la Tabla 15 se presenta el análisis estadístico del voltaje para el caso base. Adicional a esto, en la Tabla 16 se presenta el análisis estadístico del voltaje para los escenarios restantes.

Tabla 15: Estadísticas de voltaje para el caso base CB

Media σ Fase A 1.0160 0.0275 Fase B 1.0080 0.1088 Fase C 1.0045 0.1026

Tabla 16: Estadísticas de voltaje para los escenarios de despliegue PV E1_30 E2_30 E3_30 Media σ Media σ Media σ Fase A 1.0179 0.0262 1.0186 0.0264 1.0173 0.0264 Fase B 1.0070 0.1087 1.0037 0.1089 1.0054 0.1087 Fase C 0.9998 0.1029 1.0009 0.1026 1.0037 0.1026

E1_40 E2_40 E3_40 Media σ Media σ Media σ Fase A 1.0195 0.0258 1.0192 0.0262 1.0179 0.0260 Fase B 1.0062 0.1086 1.0023 0.1090 1.0055 0.1087 Fase C 0.9985 0.1032 1.0002 0.1026 1.0036 0.1025

E1_50 E2_50 E3_50 Media σ Media σ Media σ Fase A 1.0200 0.0254 1.0205 0.0258 1.0181 0.0260 Fase B 1.0054 0.1086 1.0005 0.1093 1.0040 0.1087 Fase C 0.9970 0.1033 0.9986 0.1027 1.0030 0.1026

Se pueden observar dos tendencias en las estadísticas de voltaje del sistema. En primer lugar, el voltaje promedio de la fase A del sistema incrementa a medida que aumenta el nivel de penetración PV. En segundo lugar, las fases B y C reducen su voltaje promedio a medida que incrementa la penetración PV. Adicionalmente, se ha calculado el desbalance en el voltaje promedio para cada escenario utilizando los datos estadísticos presentados anteriormente. El desbalance de voltaje se presenta en la Tabla 17.

Tabla 17: Desbalance de voltaje para todos los escenarios Escenario Desbalance (%)

CB 0.6452 E1_30 0.9603 E1_40 1.0476 E1_50 0.9807 E2_30 1.0781 E2_40 1.1889 E2_50 1.3853 E3_30 0.8465 E3_40 0.8818 E3_50 0.9620

Se puede observar que el desbalance de voltaje aumenta para todos los escenarios de despliegue. Este se hace más severo al desplegar sistemas PV concentrados en las fases menos cargadas del sistema, como ocurre en el

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escenario 2. Se observa una tendencia clara hacia el incremento del desbalance respecto a la penetración del recurso solar en los escenarios 2 y 3.

El caso base presenta un total de 2310 violaciones de voltaje superiores al año. Se ha encontrado que los escenarios 1 y 3 reducen las violaciones superiores de voltaje al año mientras que el escenario 2 aumenta la cantidad de estas. La Figura 17 presenta la cantidad total de violaciones superiores de voltaje para todos los escenarios.

Figura 17: Violaciones superiores de voltaje en el sistema para todos los escenarios

Como se puede observar, los escenarios 1 y 3 reducen el número de violaciones superiores de voltaje por año, exceptuando el escenario 1 de penetración de 50%. El resultado más notorio de este estudio es que las violaciones superiores de voltaje incrementan en gran manera para el escenario 2, incrementando aún más con el nivel de penetración PV. Se presenta un resumen de violaciones superiores de voltaje en la Tabla 18. El número de violaciones detallado por nodo se puede consultar en el Apéndice 4.

Tabla 18: Resumen de violaciones superiores de voltaje para todos los escenarios

Violaciones superiores de voltaje por zona para cada escenario de despliegue Zona CB E1_30 E1_40 E1_50 E2_30 E2_40 E2_50 E3_30 E3_40 E3_50

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 2194 1850 1958 2148 4352 4872 11590 1924 1634 2066 5 116 118 158 196 198 194 1532 184 168 210 Total 2310 1968 2116 2344 4550 5066 13122 2108 1802 2276

Se puede observar que la mayoría de violaciones ocurre en la zona 4 del sistema. El número de violaciones superiores de voltaje en la zona 4 se debe a que todos los bancos de condensadores del sistema se encuentran instalados en esta zona. La zona 5 también se ve afectada por la presencia de los bancos de condensadores, pero el efecto en el perfil de voltaje es menor, debido a la distancia entre los nodos de la zona y los bancos de condensadores. Al contrario, la zona 3 no se ve afectada por los bancos de condensadores. La inmunidad de esta zona se debe al regulador de voltaje que conecta la zona 3 con la zona 4 desde el nodo 160 al nodo 67. La Figura 18 muestra las variaciones en el número de violaciones superiores de voltaje por año para todos los escenarios.

(26)

Figura 18: (izquierda) Variación en las violaciones superiores de voltaje para cada escenario; (derecha) porcentaje de variación de violaciones superiores de voltaje para cada escenario

Se hace evidente que el escenario 2 incrementa las violaciones superiores de voltaje al inyectar potencia en las fases menos cargadas de cada zona. El escenario donde se presenta el mayor número de violaciones superiores de voltaje es el escenario 2 con penetración PV del 50%, este escenario presenta un aumento de 10812 violaciones, lo que corresponde a un aumento del 468.05%.

En comparación con el caso de las violaciones superiores de voltaje, solo existe un escenario donde se presentan violaciones inferiores de voltaje, que corresponde al escenario 1 con penetración del 50%. El resumen de las violaciones inferiores de voltaje se presenta en la Tabla 19.

Tabla 19: Resumen de violaciones inferiores de voltaje E1_50

Nodo Fase A

Fase B

Fase C 65 0 0 4 66 0 0 24

v. Metodología de despliegue PV

A partir de los resultados presentados anteriormente y la metodología de selección de ubicación y capacidad de [7], se construye la metodología de despliegue PV presentada en la Figura 19.

Figura 19: Metodología de despliegue PV desarrollada en el proyecto

C. Evaluación del plan de trabajo

El plan de trabajo del desarrollo del proyecto se ve modificado respecto al plan de trabajo original presentado en la propuesta del proyecto en tres aspectos principales. En primer lugar, la revisión bibliográfica tomó más

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tiempo de lo planeado inicialmente. En segundo lugar, el trabajo de modelamiento requerido para el proyecto no contemplaba la construcción y simulación de un sistema de prueba conceptual, el cual hizo que se modificaran las variables de observación del proyecto. Finalmente, el proceso de simulación de los escenarios tomó más tiempo del planeado inicialmente por problemas encontrados en la construcción del sistema de prueba de 123 nodos.

A partir de lo anterior se modifica el plan de trabajo y las especificaciones del proyecto, teniendo como resultado el plan de trabajo presentado en la sección 6, literal C y las especificaciones presentadas en la sección 5, literal B. El plan de trabajo resultante presenta retrasos respecto al inicial en términos de búsqueda de información, simulación y análisis de resultados. Adicionalmente, las especificaciones del proyecto resultantes llevan a la observación de un mayor número de variables. A pesar de las diferencias presentadas entre el plan de trabajo original y el ejecutado, se considera que este fue adecuado para el desarrollo correcto de las actividades requeridas por el proyecto.

9. Discusión

A. Resultados

Observando los máximos de demanda (Tabla 14) se puede observar que la demanda máxima de potencia activa se reduce para la mayoría de los escenarios. Por otra parte, para el escenario 1 se observa que la demanda máxima de la fase C del sistema aumenta en sus tres niveles de penetración. Este incremento en la demanda máxima puede significar un reto para el operador de red y debe ser tenido en cuenta para la operación de un sistema real.

Por otro lado, la energía entregada al sistema se reduce en todos los escenarios de despliegue PV, dado que en todos hay inyección de potencia al sistema. Se puede observar que el escenario que causa la menor energía demandada al sistema es el escenario 2, donde se el despliegue PV se concentra en las fases menos cargadas de cada zona. No obstante, la energía reactiva entregada al sistema de este escenario es la mayor de todas. Si bien la demanda de energía se reduce, la demanda de energía reactiva siempre aumenta con la integración de sistemas PV. Esto puede representar problemas en lugares con déficit de reactivos. Para solucionar el problema en caso de que ocurra en una red real, el operador de red deberá diseñar sistemas de compensación reactiva.

Asimismo, se observa que las pérdidas de energía se reducen para la mayoría de los casos. Los únicos escenarios donde se aumenta la cantidad de pérdidas de energía son los escenarios de penetración de 40 y 50% del escenario 1. Este aumento de pérdidas se debe a la alta penetración del recurso solar en una fase altamente cargada, como lo predice [13]. En general, desde el punto de vista de pérdidas la operación del sistema resulta más rentable cuando se cuenta con integración del recurso solar.

Finalmente, al observar los resultados sobre el perfil de voltaje es evidente que la integración de sistemas PV en la red eleva el perfil de voltaje en la red. El problema de elevar el perfil de voltaje en la red reside en las violaciones superiores de voltaje, donde si bien la mayoría de los escenarios reduce las violaciones superiores de voltaje, todas las instancias del escenario 2 elevan la cantidad de violaciones en gran manera. Adicionalmente, la integración de sistemas PV a la red tiene como consecuencia el incremento del desbalance de voltaje. Teniendo en cuenta que el escenario 2 presenta el mayor número de violaciones superiores de voltaje el mayor desbalance de voltaje para los tres escenarios de penetración, se puede concluir que realizar integración de sistemas PV de alta penetración concentrados en las fases menos cargadas de un sistema puede ser altamente perjudicial para este.

B. Objetivos

Los objetivos de la propuesta inicial del proyecto incluían la evaluación de las porciones de la red alimentadas por sistemas PV en modo isla, la determinación de sistemas de compensación reactiva y el establecimiento de protocolos de conexión de sistemas PV a la red de distribución. En primer lugar, la operación de las porciones de red alimentadas por sistemas PV en modo isla no es posible evaluarla dado que el nivel de penetración máximo tratado en el proyecto es de 50%. En segundo lugar, la compensación reactiva del sistema no se tuvo en cuenta dado que este era un objetivo orientado hacia la operación en modo isla y dadas las condiciones de