Análisis y propuesta de normatividad técnica para la conexión y operación de sistemas de generación distribuida en Colombia

Texto completo

(1)ANÁLISIS Y PROPUES TA DE NORM ATIVIDAD TÉCNICA P ARA LA CONEXIÓN Y OP ERACIÓN DE SISTEM AS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA. Presentado por JULIÁN RICARDO RAM ÍREZ OSP INA. UNIV ERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAM ENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Bogotá, 13 de Enero de 2009. 1.

(2) ANÁLISIS Y PROPUES TA DE NORM ATIVIDAD TÉCNICA P ARA LA CONEXIÓN Y OP ERACIÓN DE SISTEM AS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA. Presentado por JULIÁN RICARDO RAM ÍREZ OSP INA. PROYECTO DE GRADO Asesora ÁNGELA INES CADENA MONROY Coasesor CAM ILO TAUTIV A M ANCERA. UNIV ERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAM ENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA Bogotá, 13 de Enero de 2009. 2.

(3) TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………… 8 2. ESTADO ACTUAL DE LA GD EN EL M UNDO………………………… ………10 2.1. Experiencia Internacional …………………………………………………….10 2.1.1. España……………………………………………………..……………..10 2.1.2. Chile…………………………………………………………...................12 2.1.3. México…………………………………………………………................15 2.1.4. Conclusiones de la Experiencia Internacional………….....................16 2.2. Es tándar IEEE 1547-2003………………………………………….................18 2.2.1. Definiciones……………………………………………………………....18 2.2.2. Especificaciones y Requisitos Técnicos de la Interconexión ………19 2.2.3. Requisitos Generales ……………………………………………….…..19 2.2.4. Respuesta a Condiciones Anorm ales del Área EPS……………..….21 2.2.5. Calidad de la Potencia ……………………………………………..…...22 2.2.6. Especificaciones y Requerimientos para Pruebas de Interconexión………………………………………………………….21 2.2.7. Prueb a de la Integridad de la interconexión ………………………….25 2.2.8. Prueb as de Producción …………………………………………………27 2.2.9. Evaluación para la Instalación de la Interconexión ………………….27 3. LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOMBIA……………........................29 3.1. Problemas de la GD …………………………………………………………...29 3.2. Definiciones ……………………………………………………………………31 3.3. Potencial Energético para Implem entación de GD………….......................32 3.4. Fuentes de Energía y Tecnologías para Unidades de GD ………….…….36 3.4.1. Fuentes Renovables de Energía…………………………...................36 3.4.2. Fuentes no Renovables de Energía………………………..................36 3.4.3. Tecnologías de Generación………………………………...................37 3.5. Reglamentación para la Instalación de Unidades de GD ………………..40 3.5.1. Capacidad Plantas Menores……………………………......................41 3.6. Requerim ientos Técnicos Mínim os para la Correcta Conexión 3.

(4) y Operación al SDL …………………………………………………………….42 3.6.1. Requerimientos de Voltaje Ante Contingencias………......................42 3.6.2. Requerimientos de Frecuencia Ante Contin gencias…......................43 3.6.3. Requerimientos de Reconexión………………...................................43 3.6.4. Requerimientos de Calidad de la Potencia……………......................43 3.6.4.1.. Arm ónicos…………………………………………......................43. 3.6.5. Requerimientos para la Sincronización ……………..........................44 3.7. Coordinación de Protecciones …………………………………....................45 3.7.1. Requisitos para Coordinación de Protecciones ……….....................45 3.7.2. Requisitos para la Operación y Puesta en Servicio ………………...46 3.8. Condiciones para la Conexión al SDL …………………………...................47 3.8.1. Condiciones para la conexión de Plantas menores al SIN ………...47 3.9. Condiciones para Com pra venta de Energía de Unidades de GD ............48 3.9.1. Condiciones para el Acceso a la Red de Respaldo ……..................48 3.9.2. Condiciones para el Uso de Sistem as de GD Como Respaldo de la Red o Venta de Excedentes de Energía ………………................... 48 3.10 Revisión del Reglamento Técnico de Ins talaciones Eléctricas para la Ins talación de Plantas de GD …………………………....................49 3.10.1 Condiciones de Seguridad para la Instalación de Motores …………50 3.10.2 Requisitos para las Edificaciones ……………………….....................51 3.10.2.1 Listado de Requisitos Propuestos ……………………………51 4. PROP UESTA PARA LA CONEXIÓN Y OP ERACIÓN DE UNIDADES DE GD EN COLOMBIA…… .………………………………………………………………..55 4.1. Conexión al STN de una Central de Generación …………........................55 4.2. Propues ta de Conexión y Operación de Sis temas de GD al SDL………59 4.2.1. Diagrama de Flujo para la Conexión y Operación de Unidades de GD…………………………………………………………………………..61 4.2.2. Tecnología ……………………………………………...........................61 4.2.3. Capacidad ………………………………………………........................62 4.2.4. Esquema de Conexión ……………………………………...................63 4.3. Validación de la Metodología Propues ta…………………...........................71 4.

(5) 4.3.1 Primera serie de Sim ulaciones …………………................................72 4.3.2 Com paraciones con el Esquema Original…………….......................73 4.3.3 Segunda Serie de Simulaciones ………………….............................77 4.3.4 Análisis de Resultados …………………............................................82 5. CONCLUS IONES ……………………………………………………….................84 6. REFERENCIAS ………………………………………………………….................86. 5.

(6) LISTA DE FIGURAS Figura 1. Es quem a de Interconexión para Sis temas Distribuidos a un Área EPS. Figura 2. Ejemplo de GD en un Sistem a Eléctrico. Figura 3. Grafica Capacidad Efectiva en MW por Tecnología. Figura 4. Región del País y Capacidad de Energía Solar. Figura 5. Dis tribución de Recurs os Carboníferos en Colom bia. Figura 6. Es quem as de Conexión de Unidades de GD a la Red. Figura 7. Elementos Bás icos para la Ins talación de una Celda Fotovoltaica. Figura 8. Elementos Bás icos para la Ins talación de una Turbina Eólica. Figura 9. Sis tem a de Dis tribución Radial IEEE de13 Nodos para Pruebas de Ins talación de Sis temas de GD.. 6.

(7) LISTA DE TABLAS Tabla1. Rango de Voltajes y Tiem po de Des peje para Condiciones Anorm ales para Valores de DR < 30Kw. Tabla 2. Res pues ta del Sis tema de Interconexión Para Condiciones de Frecuencias Anorm ales . Tabla 3. Máxim a Distors ión Armónica Total de Corriente en Porcentaje de la Corriente Nominal. Tabla 4. Secuencia Para la Ejecución de Pruebas de Dis eño. Tabla 5. Lim ites en los Parámetros de Sincronización para Interconexión Síncrona a un EPS, o a un EPS Local Energizado por un Área EPS Energizada. Tabla 6. Dis torsión Armónica de Voltaje en Porcentaje del Voltaje Nom inal para Maquinas Síncronas . Tabla 7. Región del País y Capacidad de Energía Eólica. Tabla 8. Clas ificación de Fuentes de Energía y Tecnología para Unidades de GD. Tabla 9. Rango de Voltajes y Tiempo de Des peje para Condiciones Anormales . Tabla 10. Rango de Frecuencias y Tiempo de Des peje para Condiciones Anorm ales . Tabla 11. Má xim a Dis tors ión Armónica Total de Corriente en Porcentaje de la Corriente Nominal. Tabla 12. Dis tors ión Arm ónica de Voltaje y Orden de los Arm ónicos Relevantes . Tabla 13. Condiciones m ínimas de frecuencia, voltaje y diferencia de ángulo de fas e para Interconexión a la Red. Tabla 14. Flujo de Carga del Sis tema de 13 Nodos Inicial. Tabla 15. Diferencia de Tensión al Conectar un Nuevo GD en un Nodo. Tabla 16. Diferencia de Ángulo de Fas e al Conectar un Nuevo GD en un Nodo. Tabla 17. Nodos con Sobrevoltaje al Conectar un Sis tema de GD. Tabla 18. Cas os de Es tudio para la Conexión de Varias Unidades de GD al SDL. Tabla 19. Comparación de Voltaje Entre el Sistem a Original y Cas os Bas e en Cada uno de los Nodos . Tabla 20. Diferencia de Voltaje de los Nodos del Sis tema para Cada Cas o. Tabla 21. Diferencia del Ángulo de Fas e Res pecto al Sis tem a Original para Cada Cas o Bas e en los Nodos del Sis tema. Tabla 22. Diferencia de Ángulo de Fas e del Sis tem a para Cada Cas o Base. Tabla 23. Nodos con Sobrevoltaje para Cada Cas o Base. Tabla 24. Diferencia de Pérdidas Entre el Sis tema Original y los Casos Base.. 7.

(8) 1. INTRODUCCIÓN. El concepto de Generación Dis tribuida (GD) ha adquirido gran im portancia en el entorno m undial en los últimos años , como resultado de la preocupación por los impactos ambientales negativos , resultante de la utilización de combus tibles fós iles como fuente prim aria para la generación de energía eléctrica, y de los propósitos de incrementar la s eguridad energética; vulnerada por la volatili dad de los precios de com bus tibles fós iles com o el petróleo, gas y s us derivados . Por es ta razón des de años atrás s e vienen es tudiando medios de generación de energía eléctrica que utilicen fuentes renovables no convencionales y sis temas m ás eficientes como los de producción conjunta de electricidad y vapor (calor), que contribuyan a disminuir el us o de combus tibles fós iles y por ende a reducir el impacto am biental de es te tipo de fuentes de generación de energía.. La im plantación de s istem as de GD es relativam ente reciente en el ámbito mundial y s e ha venido es tudiando hace poco tiem po en Colombia. A nivel m undial, los países européos s on los líderes en la prom oción y fomento de es tos sis temas . En Am érica Latina, Chile ha expedido una reglam entación para fom entar la ins talación de sis temas de generación no convencionales y contempla la GD, y Mé xico ha definido la norm atividad para la ins talación y conexión de unidades de generación por m edio de fuentes de energía renovables.. En el país , adem ás del proyecto Jepirachi y de los s is temas de cogeneración exis tentes , las fuentes renovables s e han cons iderado aptas como generación local en zonas no interconectadas . La Universidad de los Andes, entre otros centros académicos ha venido es tudiando las ventajas y costos de la ins talación de es tos sis temas [1] y de la introducción de redes inteligentes en los s is tem as de dis tribución local [2]. Es tos nuevos es quem as pueden contribuir a m ejorar el respaldo del sis tem a, la confiabilidad y a reducir la tarifa final al us uario, s i s u ins talación y operación cumple con requis itos m ínimos a ser definidos [1]. La generación de energía es tá definida en la Ley 143 de 1994. En el artículo 3ro s e 8.

(9) prom ueve la libre com petencia en las actividades del sector supervis ado por el regulador. De igual manera en el artículo 19 el gobierno s e comprom ete a velar por el des arrollo y ejecución de los es tudios de inversión asociados a la generación de electricidad. Sin embargo, el m ercado de Energía Mayoris ta ha s ido dis eñado para la operación de grandes generadores . Exis te una reglamentación para plantas menores, pero has ta el momento el funcionamiento de sis temas de GD no cuenta con la reglamentación neces aria de conexión y operación específica, ni con la regulación para la com pra venta de energía, que incentive la invers ión en este tipo de es quem as.. En es te trabajo se hace una contribución al proponer la reglam entación técnica que perm ita conectar y operar correctam ente unidades de GD al Sis tem a de Dis tribución Local (SDL) , de tal m anera que s e puedan obtener los beneficios que trae la incorporación de es te tipo de plantas al Sis tema Interconectado Nacional (SIN). Se diseña y prueba una metodología para ins talación y operación de es tas unidades en los s is temas de dis tribución local, en cuanto a capacidad instalable, tecnología y es quema de conexión. Es ta propues ta se realiza a partir de una revis ión de la experiencia en país es com o España, Chile y México, de los es tándares internacionales , como la norma IEEE 1547 y de la reglamentación para la conexión de grandes generadores al SIN y para la operación de plantas menores.. El documento es tá organizado de la s iguiente manera: en el capítulo 2 s e resum e la revisión de la experiencia internacional. En el capítulo 3 se dis cute la problemática exis tente en el país para la ins talación de es tos s is temas , se resum e la reglamentación relacionada y s e adapta la norm a IEEE 1547 a la normatividad aplicable. En el capítulo 4 se presenta la m etodología propues ta y los resultados de las simulaciones efectuadas con base en un s is tema de prueba IEEE de 13 nodos en configuración radial. En el capítulo 5 s e concluye.. 9.

(10) 2. ESTADO ACTUAL DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN EL M UNDO. La experiencia y es tudios que s e tienen actualmente alrededor del tem a de la GD, han sido des arrollados principalm ente en Europa. Es tos han sido m otivados con el fin de cumplir dos objetivos principales de política: la seguridad energética y el cumplimiento de acuerdos internacionales y es tándares nacionales en materia ambiental. En Es tados Unidos s e reportan numeros os proyectos pilotos de redes inteligentes . En Am érica Latina hay algunos avances en países com o Chile y Mé xico. En este capítulo s e revis a lo más im portante de es ta experiencia la cual se puede res umir en el desarrollo de la guía bás ica para la GD en Es paña, el reglamento para pequeños m edios de generación en Chile y los desarrollos de Mé xico para la im plantación de generación con fuentes no convencionales .. La s eguridad del suminis tro de energía y el impacto que su uso tendría en el medio ambiente dada la escas es de recurs os , es un tema de gran importancia relacionado con la GD en el mundo, de acuerdo con datos de la CIGRE de 1999, en varios país es s e ha incrementado el porcentaje de la potencia instalada de es te tipo de sis tem as . As í, en países como Dinam arca y Holanda, alcanza valores de has ta el 37%, y en otros , com o Australia, Bélgica, Polonia, España y Alem ania tan solo del 15% y en el caso de Es tados Unidos , del. 5%.[7], De igual form a. es tadís ticas más recientes m ues tran una capacidad ins talada de GD eólica en Europa de 35Gw hasta el año 2004 lo que demues tra el desarrollo progres ivo de la GD en el entorno mundial. 2.1 Experiencia Internacional 2.1.1 España. En el docum ento “La Generación Distribuida En España” [3], se dis cuten aspectos como la definición adoptada para la GD en ese país , cons truida a partir de varias definiciones hechas por autores expertos en el tem a. Del m ismo modo s e presenta 10.

(11) una explicación detalla da de los factores pos itivos y negativos que la incorporación de unidades de GD trae cons igo, en todos los aspectos correspondientes a planificación de la red, operación del s istema, explotación de la red referente a venta de energía y calidad del s ervicio.. Del es tudio español es indispens able resaltar por s u importancia las conclus iones obtenidas corres pondientes al tema de operación y explotación de la red, en donde se propone que: “Com o propuesta regulatoria la importancia de la creación del operador del sistema de la distrib ución. Esta nueva figura debería nacer con responsabilidades análogas al operador del sistem a (REE). Entre las más im portantes habría que citar el control de tensión para lo que debería poder fija r las consignas de tensión de la generación inm ersa en su red. Así m ismo debería tener la posibilidad de m odificar los program as de producción de las centrales de su red cuando esta se encuentre afectada por sob recargas, prob lemas de tensiones y fallos n-1. La influencia de la generación distrib uida en las perdidas se ha demostrado com o muy positiva, pues a día de hoy la penetración no es muy elevada y en general los flujos desde tensiones superiores hacia inferiores se reducen. Se han señalado como aspectos m ás importantes que determ inan el grado de reducción en las perdidas la ubicación de la GD en la red de distribución, la topología y estructura de la red, el grado de penetración de la GD en la red, el perfil de dem anda de la red y el tipo de perfil de producción de la GD. En lo referente a la seguridad del personal de m antenim iento se ha resaltado la importancia de la inclusión de mecanism os en MT y BT para que las instalaciones generadoras se desconecten de estas cuando detecten ausencia de tensión. En la red de reparto se ha señalado la importancia de telecontrol para la desconexión de instalaciones a la hora de acceder a los trabajos de red”. [3]. Otro resultado del des arrollo de la GD en España es la “Guía Básica De La Generación Distrib uida” [4], en la cual se recopila la información concerniente a 11.

(12) tecnologías de generación, as pectos ambientales y financieros . Un as pecto a resaltar es la definición de un nuevo m edio de generación denom inado “Res iduos sólidos urbanos ” , és te. aprovecha al m áximo los res iduos urbanos que son. producidos en grandes cantidades diariam ente, de tal manera que s e crean grandes depósitos , en los cuales s e concentran los res iduos y se cubren con varias capas de dis tintos m ateriales . En es tos depós itos s e ubican ductos a través de es tos de hacer fluir el gas producto de la des compos ición de los res iduos urbanos y s e usa para la generación de energía eléctrica.. Los Factores am bientales es tudiados en Es paña, s e concentran en las energías renovables , por su potencial energético para satis facer la demanda del país . Por otra parte el estudio hace énfasis en la reducción de em isión de gases (Protocolo de Kyoto), pres entando es tadís ticas de la dism inución de gases de efecto invernadero des de 1990.. Los aspectos financieros que s e optaron para implementación de GD en Es paña es tablecen que la venta de excedentes de energía por parte de es te tipo de sis temas, s ea a un precio definido por el regulador. Adem ás s e des arrolló una política de incentivos que cons is ten en adicionar un porcentaje al precio de venta de los excedentes de energía, dependiendo del tipo de recurs o energético. Es to s e hizo con el fin de promover la libre com petencia y la realización de nuevos proyectos basados en energías renovables . 2.1.2 Chile. En Suramérica, Chile es uno de los país es pioneros en el tem a. Uno de los es tudios adelantados en es te país es la ”Integración de Generación Distrib uida en un Modelo OPF Para el Suministro de Energía de una Empresa Distrib uidora”[5]. El es tudio desarrolla la GD desde una perspectiva técnico-económ ica. És te perm ite cons tatar que la presencia de es tos s is temas en la red de dis tribución trae beneficios económ icos para la em presa, debido a la reducción de pérdidas . 12.

(13) Los trabajos realizados respecto al temad de la GD en chile. tom an com o. referencia la s iguiente definición de GD: “La GD puede ser definida como el uso integrado de unidades pequeñas de generación directam ente conectadas al sistem a de distrib ución o b ien al interior de las instalaciones del usuario” [5]. Com o res ultado de los es tudios realizados en este país , el Minis terio de Economía, Fom ento y Recons trucción de Chile, logró aprobar el “Reglamento Para Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de Generación” [6], es tablecido en la “Ley General de Servicios Eléctricos”. Tal reglamento regula la manera en la que los s is tem as de GD s e deben operar, es tableciendo tres categorías. según los. rangos de potencia excedente. suministrada al s is tema por cada unidad, en cuyo cas o s on los s iguientes : ¾ PMGD (Pequeños Medios. de. Generación Distribuidos):Medios. de. generación cuyos excedentes de potencia s ean m enores o iguales a 9000 Kw, conectados a ins talaciones de una empresa conces ionaria de dis tribución, o a instalaciones de una em presa que posea líneas de dis tribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales o de us o público. ¾ PMG (Pequeños Medios de Generación): Medios de generación cuyos excedentes de potencia s uminis trables al s is tema s ean menores o iguales a 9000 Kw conectados a ins talaciones pertenecientes a un s istema troncal, de subtransmisión o adicional. ¾ MGNC (Medios de Generación no Convencionales): Medios de generación cuya fuente sea no convencional, y sus excedentes de potencia no suministrada al s is tema sean inferiores a 20 KW.. El reglamento chileno se divide en 6 títulos , y cada uno de los títulos se divide en varios capítulos de la s iguiente m anera:. 13.

(14) ¾ Título I: Es te título con el que s e inicia el reglamento contiene dos capítulos , el primero define las categorías dentro de las cuales s e encuentra la GD. El s egundo se encarga de definir la term inología empleada en el sector eléctrico en especial los términos as ociados a las redes y conexiones . ¾ Título II (De los Pequeños Medios de Generación Distribuidos o PMGD): Es ta dividid o en cinco capítulos . El primero es tablece las obligaciones que las empresas distribuidoras y generadores deben cum plir para que un PGMD pueda conectars e y vender excedentes de energía al sis tema .EL segundo capítulo define los pas os y requisitos para la conexión y m antenimiento de las instalaciones de un PMGD, es pecialmente hace énfas is en el es tudio de conexión o modificaciones que se hagan a la ins talación. El tercero es tablece los cos tos de las obras adicionales para la conexión de un PMGD, que en es pecial s on atribuidos al generador y dism inuyen s egún el ahorro que genere al distribuidor. El capítulo cuarto define el régimen de operación, remuneración y pagos de un PMGD, de igual m anera es pecífica el modo en que debe ser des pachado el generador y las obligaciones que tiene con el dis tribuidor respecto a la entrega de energía y venta de s us excedentes. El quinto capítulo se refiere al tem a de la medición y facturación de un PMGD, se hace énfasis en los equipos de medición que cada generador debe tener para la lectura de la energía entregada al s is tema y el valor de la m isma por concepto de venta. ¾ Título III (De Los Pequeños Medios De Ge neración o PM G): El título III es tá dividido en 3 capítulos . El prim ero se encarga de es tablecer las condiciones generales que se deben cum plir para que la unidad de generación s e encuentre dentro de la categoría de PMG. El capitulo 2 corres ponde al régimen de operación, remuneración y pagos de un PMG en el cual s e definen las opciones de despacho que tiene una unidad de generación s egún el tipo de fuente energética que use, además establece las obligaciones que el generador tiene con el distribuidor.. El ultim o. capitulo define los requis itos que s e deben cum plir para la m edición y 14.

(15) facturación de energía por parte de un PMG. En es te aparte se es tablece la form a en que s e pactara la facturación por parte de las empres as dis tribuidoras , y. las m ediciones de la energía entregada por parte de os. PMG ¾ Título IV (De Los Medios De Generación No Convencionales o MGNC): El título IV es tá dividido en dos capítulos. El prim ero se encarga de dar la clas ificación de MGNC s egún la fuente de energía. Especifica la cantidad de potencia máxim a que el generador puede tener según la fuente energética .El segundo capítulo s e enfoca en la extensión del pago por us o de los sis temas de transmisión troncal, en donde s e define la tarifa que un MGNC debe pagar por el us o de las líneas , es tas tarifas en general son cero o un porcentaje del costo usual por transm isión. ¾ Título V (Reclamos y Controversias): El título V es tá compues to por un único capitulo, en el cual se tratan los tem as relacionados con reclamos y controvers ias que se puedan pres entar por parte de los propietarios de unidades de GD, en especial los problem as referentes a operación por medio de las em pres as dis tribuidoras . ¾ Título VI (Disposición Final): Es tá com pues to por un único capitulo el cual define los plazos para la aplicación del reglam ento.. Chile en el 2006 reglam entó y permitió la ins talación de s is tem as de GD, con lo cual es pos ible vender energía al sis tem a chileno por parte de los propietarios de unidades de generació n que es tén dentro de alguna de las tres categorías . 2.1.3 México Mé xico ha venido trabajando en el tema des de el año 1992, principalm ente bajo la supervisión de la “Comisión Nacional Para el Ahorro de Energía” (CONAE) [7]. A partir de los es tudios llevados a cabo por es ta entidad se obtuvo la s ig uiente definición: “la generación distribuida eso el alm acenamiento de energía eléctrica a pequeña escala, lo más cercana al centro de carga, con la opción de interactuar 15.

(16) (comprar o vender) con la red eléctrica y, en algunos casos, considerando la máxim a eficiencia energética.” [7]. También s e encontraron una s erie de beneficios que la ins talación de unidades de GD proporciona tanto al usuario com o al agente generador. Exis ten es tudios adicionales enfocados princip almente a la implementación de estos sistem as con energías renovables , com o es el cas o de “Generación Distribuida con Energías Renovab les: Experiencias en México” [8], en el cual se exponen los as pectos más im portantes corres pondientes a definiciones, pers pectivas a futuro y proyectos desarroll ados a lo largo del territorio.. Los es tudios en México se han llevado a cabo por la neces idad que tiene es te país de proporcionar un s ervicio que proporcione m ayor confiabilidad. Adem ás la situación actual en es te país es particular, debido a que se tiene la normatividad para la ins talación y conexión de unidades de generación por m edio de fuentes de energía renovable (eólica, minihidráulica, fotovoltaica, biom asa) y cuenta con un esquema para la realización de contratos de interconexión, contratos de servicio de respaldo y convenio de compra venta de excedentes, incentivando a la ins talación de pequeñas unidades de generación en todo su territorio. Aunque des de el año 1992 se abrió la participación para las actividades que s e pueden catalogar. dentro. de. la GD. (cogeneración,. autoabas tecimiento,. pequeña. producción), ésta no se cita textualmente en las leyes y reglamentos . 2.1.4 Conclusiones de la Experiencia Internacional De la revis ión de la experiencia internacional s e pueden identificar beneficios tanto para el us uario com o para el agente generador, as í como algunas barreras para la aplicación de la GD. Es tos res ultados se m ues tran a continuación, los cuales es tán bas ados en [7] y [8]: Beneficios para el Usuario y Ge nerador ¾ Incremento en la confiabilidad ¾ Reducción del número de interrupciones ¾ Uso eficiente de la energía 16.

(17) ¾ Menor cos to de la energía ¾ Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio ¾ Dism inución de em isiones contam inantes Beneficios para el Distribuidor ¾ Reducción de pérdidas en transmis ión y dis tribución ¾ Suminis tro en zonas remotas ¾ Proporciona mayor control de energía reactiva ¾ Ma yor regulación de tensión ¾ Reducción del índice de fallas Barreras para la aplicación de GD ¾ Des conocim iento del Potencial de la GD ¾ Invers iones iníciales altas asociadas a la ins talación de nuevas unidades ¾ Percepción de ries gos tecnológicos ¾ Mercados energéticos volátiles o des favorables ¾ Norm atividad inexis tente o inadecuada. El auge de los s is temas de GD s e debe a los beneficios inherentes a la aplicación de es ta tecnología, tanto para el us uario como para la red eléctrica, por tal razón en el mundo s e ha visto la neces idad de hacer es tudios para la implementación de unidades de GD. Los análisis se bas an en la experiencia de otros país es y en el objetivo reciente de cum plir el protocolo de KYOTO de 1997 que concretamente se enfoca en la reducción de em isiones de gases contam inantes con el objetivo de frenar el calentam iento global.. 17.

(18) 2.2 Estándar IEEE 1547-2003 [13] 2.2.1 Definiciones Operador del Sistema Eléctrico de Potencia de Áreas (Operador del Área EPS): Entidad res pons able de diseñar, cons truir, adminis trar y m antener el área de EPS. Generación Distribuida (DG): Son las ins talaciones eléctricas de generación conectadas con un área EPS a través de una PCC; la GD es un conjunto de los DR. Recursos Distribuidos (DR): Fuentes de energía eléctrica que no es tán conectadas directam ente con un s is tema de transm is ión de energía. El DR incluye los generadores y las tecnologías de alm acenamiento de energía. Sistema de la Energía Eléctrica (EPS): Ins talaciones que entregan energía a una carga. Sistema de la Energía Eléctrica, Área (Área EPS): Un EPS que sirve EPSs local. Sistema de la Energía Eléctrica, Local (EPS Local): Un EPS contenido enteramente dentro de solas prem is as o grupo de premis as . Interconexión: El resultado del proces os de agregar una unidad de DR a un área EPS. Equipo de Interconexiones: Dispos itivos individuales o m últiples us ados en un sis tema de interconexión. Sistema de Interconexiones: La colección de todo el equipo de la interconexión y las funciones , tom adas como grupo, interconectan unidades de DR a un área EPS. Isla: Una condición en la cual una porción de un área EPS es energizada solam ente por uno o más EPSs local con los PCCs as ociados m ientras que es a porción del área EPS se separa eléctricamente del res to del área EPS. Puntos de Acople Común (PCC): El punto donde un EPS local es tá conectado con un área EPS. 18.

(19) Puntos de la Conexión de los Recursos Distribuidos (Punto de la Conexión del DR): El punto donde una unidad de DR está conectada eléctricam ente a un EPS. Distorsión Total de la Demanda (TDD): La dis tors ión total de la dem anda es igual a la raíz cuadrada de la sumatoria de las m agnitudes de los armónicos al cuadrado, todo dividido entre la corriente dem andada por el s is tema.. Figura 1. Esquema de interconexión para sistemas distribuidos a un área EPS [13]. 2.2.2 Especificaciones y Requisitos Técnicos de la Interconexión. Los requis itos en es ta claus ula s erán aplicados al PCC, no obs tante los dis positivos usados para cumplir estos requisitos se pueden localizar en otra parte. Las funciones del hardware y del s oftware del s is tema de la interconexión que afectan el área EPS se requieren para cum plir es te es tándar s in im portar s u localización en el EPS. 2.2.3 Requisitos Generales ¾ Regulación de V oltaje El DR no regulará activamente el voltaje en el PCC. Los requis itos podrán encontrarse en la norma ANSI C84.1-1995. 19.

(20) ¾ Integración de P uestas a Tierra El esquema de puesta a tierra de la interconexión de los DR no causara los sobrevoltajes que exceden el grado del equipo conectado con el área EPS y no interrumpirá la coordinación de la protecció n de tierra de la avería en el área EPS. ¾ Sincronización La unidad de DR s erá paralela al área EPS, en donde no causará fluctuación del voltaje en el PCC m ayor del 5% del nivel de voltaje de la EPS en el PCC. ¾ Redes Secundarias del Punto de Distribución La conexión de DR al área EPS s e permite solamente s i el bus de la red del área EPS es energizado por más del 50% de las protecciones ins taladas a la red La salida de DR no causará ningún ciclo completo de las protecciones de la red La capacidad de carga del equipo de la red y de interrupción de la falla no será excedida con la adición de DR. ¾ Suministro de V igilancia Todas las unidades de DR de 250 kVA o mayor conectada a un PCC deben contar con suminis tros de vigilancia del es tado de conexión, potencia activa de s alida, potencia reactiva de salida y voltaje en el punto de conexión de la unidad de DR. ¾ Dispositivos de Aislamiento Cuando s ean requeridas por la operación del área EPS, un pronto acces o, bloqueo, un interruptor vis ible de aislam iento s erá s ituado entre el área EPS y la unidad de DR. ¾ Protección Contra Interferencia Electromagnética El sis tem a de interconexión tendrá la capacidad para s oportar ambientes de interferencia ele ctromagnética (EMI) de acuerdo con IEEE s td C37.90.2-1995. La pres encia de la EMI no dará lugar a un cam bio en es tado o a la m isma operación del s is tem a de la interconexión. ¾ Dispositivos en Paralelo La interconexión de dis pos itivos en paralelo al s is tem a debe ser capaz de soportar 220% del voltaje nominal del s is tema.. 20.

(21) 2.2.4 Respuesta a Condiciones Anormales del Área EPS. Las condiciones anorm ales pueden pres entars e en el área EPS que requiere una respuesta del DR conectado. Esta respues ta contribuye a la seguridad del pers onal para us o general del m antenim iento y del público en general, as í com o la de evitar un daño al equipo conectado, incluyendo el DR. Todos los parám etros del voltaje y de la frecuencia especificados en es tas clausulas s erán aplicadas al PCC, a m enos que se indique de otra m anera. ¾ Fallas en el Área EPS La unidad de DR dejará de energizar el área EPS por fallas en el circuito del área EPS a la que se es tá conectado. ¾ Coordinación de Recierres en Aéreas EPS El DR dejara de energizar el circuito del área EPS al cual es tá conectado antes del recierre en el área EPS. ¾ Voltaje Las funciones de protección del sis tema de interconexión detectaran el (rms) eficaz o el valor de frecuencia fundam ental de cada fas e, excepto en donde hay una configuración de pues ta a tierra en ye, o en ins talaciones del trans form ador que conecta la EPS local con el área EPS m onofás ica, el voltaje fase-neutro será detectado. Cuando cualquier voltaje es te en un rango dado en la tabla 1, el DR dejará de energizar el área EPS dentro del tiempo de des peje s egún lo indicado. El tiem po de despeje es el tiem po entre el inicio de la condición anormal y el tiempo donde el DR deja de energizar el área EPS. Rango de Voltaje (% de Voltaje Base) Tiempo de Despeje (Seg) V<50. 0,16. 50<V<88. 2. 110<V<120. 1. V>120. 0,16. Tabla1. Rango de Voltajes y T iempo de Despeje para Condiciones Anormales para Valores de DR < 30Kw. [13]. 21.

(22) ¾ Frecuencia Cuando la frecuencia del sis tem a es tá en un rango dado en la tabla 2, el DR dejará de energizar el área dentro del tiem po de des peje según lo indicado. Para DR m enor o igual a 30 kW de capacidad máxima la frecuencia puede s er ajus tada y los tiempos de despejes podrán ser fijos o ajustables . Para DR m ayor a 30 kW la frecuencia debe ser ajus table. Tamaño de La planta. Rango de Frecuencia (Hz). Tiempo de Despeje (Seg). < 30KW. > 60,5. 0,16. < 59,3. 0,16. < (59,8-57,0). ajus table entre 0,16 y 300. < 57. 0,17. > 30KW. Tabla 2. Respuesta del Sistema de Interconexión Para Condiciones de Frecuencias Anormales. [13]. ¾ Reconexión al Área EPS El s is tema de interconexión de DR incluirá un retraso ajus table (o un retraso fijo de 5 minutos ) que permite retrasar la reconexión has ta por cinco m inutos luego de que se res taure el voltaje y frecuencia es tacionario del área EPS a los rangos es tablecidos en la tabla 2. 2.2.5 Calidad de la P otencia ¾ Limitación de la Inyección DC El DR y s u s istema de interconexión no inyectaran corriente DC mayor al 0.5% actual de la corriente de s alida clasificada actualmente en la conexión de DR. ¾ Limitación de Flicker Inducido por el DR El DR no creara flicker que afecte otros clientes en el área EPS. ¾ Armónicos Cuando el DR es tá sirviendo a cargas lineales balanceadas, la inyección actual armónica en el área EPS en el PCC no excederá los lím ites indicados en la tabla 3. Las inyecciones actuales arm ónicas s erán exclusivas de cualquier corriente 22.

(23) armónica debido a la dis torsión armónica de voltaje pres ente en el área EPS sin el DR conectado.. Armónicos h Porcentaje (%). h< 11. 11< h < 17. 17 < h < 23. 23 < h < 35. 4,0. 2,0. 1,5. 0,6. Distorsión Total de la Corriente de Demanda TDD 35< h 0,3. 5,0. Tabla 3. Máxima Distorsión Armónica T otal de Corriente en Porcentaje de la Corriente Nominal. [13]. ¾ Aislamiento Automático Para una isla inintencional en la cual el DR energice una porción del área EPS a través de la PCC, el s is tema de la interconexión del DR detectara la isla y dejara energizar el área EPS en el plazo de dos segundos de la formación de una is la. 2.2.6 Especificaciones y Requerimientos para Pruebas de Interconexión. Es ta claus ula proporciona los requisitos de prueba para dem os trar que el sis tem a de interconexión cumple con los requisitos de la anterior cla us ula. Las pruebas aplicables de es ta claus ula son requeridas para todos los s is temas de interconexión. Los resultados de estas pruebas serán docum entados form almente. Los requerim ientos y es pecificaciones de prueba s on univers ales , neces arios para la interconexión de DR incluyendo las m áquinas s incrónicas , m aquinas de inducción o de energía es tática inversores/convers ores, y s erán suficientes para la mayoría de las ins talaciones. ¾ Pruebas del Diseño Es ta prueba del diseño será realizada y aplicada a la tecnología del s is tem a de interconexión es pecífico. La prueba s erá realizada en una m ues tra repres entativa en la fábrica, en un laboratorio de prueba, o sobre el equipo en el cam po. Es ta prueba s e aplica a un s istema de la interconexión que utilice un m ontaje de componentes dis cretos . La prueba del diseño será conducida en la misma mues tra en la s ecuencia de la tabla 4. 23.

(24) Orden Requerido. Clausula y Titulo de la Prueba de Diseño. 1. Res pues ta a Voltajes y Frecuencias Anorm ales. 2 3. Sincronización Prueba de Interconexión Integral. Orden Sugerido 4. Res pues ta a Voltajes y Frecuencias Anorm ales. 5 6. Sincronización Ais lam iento Autom ático. 7. Lim itació n de Inyección DC. 8. Arm ónicos. Tabla 4. Secuencia Para la Ejecución de Pruebas de Diseño [13]. ¾ Respuesta a Voltajes y Frecuencias Anormales Es ta prueba dem os trara que el DR deja de energizar el área EPS cuando el voltaje o la frecuencia exceden los lím ites s egún lo es pecificado anteriorm ente. Los s is temas de interconexión que cuentan con puntos de campo ajus table, s erán probados en el m ínimo, punto m edio y en el máxim o del rango de los puntos de ajus te. ¾ Sincronización Los resultados de las pruebas conform ados por los requerimientos de A, B o C son aceptados de conform idad como indican los requerimientos de sincronización. Las condiciones apropiadas que deben cum plir para tecnologías de s is temas de interconexión se mues tran a continuación: A. Interconexión Síncrona a una EPS, o a una EPS Local Energizada por un Área EPS Es ta prueba demos trara que al m omento de cierre de los dis pos itivos en paralelo, todos los tres parám etros de la tabla 5 están dentro de los rangos perm itidos . Es ta prueba tam bién dem os trara que s i algún parám etro esta fuera de los rangos de la tabla, el dispositivo en paralelo no se cerrara. B. Interconexión Inducida Es ta prueba determ inara la m áxima corriente de arranque de la unidad. Los resultados s erán us ados con otros datos com o la información de im pedancia en el 24.

(25) área EPS s egún s u ubicación, para es tim ar la caída del voltaje de arranque y verificar que la unidad no excederá los requerim ientos de s incronización y de flicker. C. Interconexión con Inversores Un s is tem a de interconexión bas ado en inversores que produce un voltaje fundam ental antes de que los dis pos itivos en paralelo sean cerrados s erán probados acorde con el procedim iento para interconexiones síncronas es tablecido en A. Todos los dem ás sis tem as de interconexión bas ados en inversores s erán probados para determinar la m áxima corriente de arranque. Los resultados s erán usados con otros datos como la información de im pedancia en el área EPS s egún su ubicación, para es tim ar la magnitud del cambio en el voltaje de arranque y verificar que la unidad cum plirá los requerim ientos de sincronización y de flicker. Capacidad de la Unidad de GD (KVA). Diferencia de Frecuencia (∆f,Hz). Diferencia de Voltaje (∆V, %). Diferencia de Ángulo de Fase (∆φ,º). 0-500. 0,3. 10. 20. 500-1500. 0,2. 5. 15. 1500-10000. 0,1. 3. 10. Tabla 5. Limites en los Parámetros de Sincronización para Interconexión Síncrona a un EPS, o a un EPS Local Energizado por un Área EPS Energizada. [13]. 2.2.7 Prueba de la Integridad Para la Interconexión ¾ Protección Contra la EMI El s is tema de in terconexión s erá probado de acuerdo con IEEE s td C37.90.2-1995 para confirm ar que los resultados es tán en conform idad con lo es tablecido anteriormente. La influencia de la EMI no dará lugar a un cam bio en es tado o al mal funcionamiento del sis tem a de interconexión ¾ Dispositivo en Paralelo Una prueba dieléctrica en circuito abierto a través del dis pos itivo en paralelo, será efectuada para confirmar los requerimientos planteados anteriorm ente 25.

(26) ¾ Aislamiento Automático Una verificación o prueba de campo será efectuada para comprobar que s e cumplan los requerimientos. Es ta resuelto sin im portar el método s eleccionado para detectar el ais lamiento. ¾ Limitación de Inyección DC El DR inversor será probado para confirmar que le DR no inyecta corrientes m as altas que las establecidas anteriormente. ¾ Armónicos La intención de hacer una prueba de arm ónicos en la interconexión es para evaluar que bajo condiciones controladas la unidad de DR cum ple con los lim ites de arm ónicos es pecificados . La DR será operada en paralelo con una fuente de voltaje predom inantemente inductiva con capacidad de corriente de corto circuito ‫ܫ‬௦௖ , no menor a 20 veces la corriente nom inal de s alida a s u frecuencia fundam ental. La salida de voltaje y de frecuencia de la fuente de voltaje corres ponderá a la nom inal del DR. La form a de onda del voltaje de des carga producido por el área EPS o la fuente de voltaje que simula el servicio tendrá una dis torsión armónica total (THD) menor a 2.5%. La DR es tará operando con una corriente de s ali da de carga de prueba, ‫ܫ‬௅de 33%, 66%, y en el nivel de cierre a 100%, de la corriente nominal de s alida real. Us a una dis tors ión total de la corriente nom inal (TRD)en lugar de TDD. TRD es el valor RMS total de la s uma de las corrientes arm ónicas creadas por la unidad DR operando dentro de una carga lineal balanceada y dividida por la m ayor de las corrientes de carga demandada de prueba (‫ܫ‬௅)o la capacidad de la corriente nom inal de la unidad DR. La dis torsión armónica individual y el TRD de la corriente de salida de la DR s erá medida para los prim eros 40 arm ónicos . La inyección de corrientes arm ónicas s erá exclus iva de alguna corriente arm ónica dad la distors ión armónica del voltaje pres ente en el área EPS s in el DR conectado. El res ultado de la prueba no excederá los valores de la tabla 3. Com o una alternativa un generador s íncrono DR será probado para que cum pla los requerim ientos de THD; antes de la ins talación o m ientras se alim enta una carga res is tiva balanceada y s e aís la de otras fuentes. Los armónicos de voltaje 26.

(27) mientras se alimenta una carga res is tiva al 100% de la potencia nom inal en kVA no excederá los niveles de la tabla 6. Los armónicos de voltaje serán medidos línea-línea para líneas trifásicas , y línea-neutro para sis tem as de tres fases con neutro. Armónicos h. h< 11. 11< h < 17. 17 < h < 23. 23 < h < 35. 35< h. Distorsión de Voltaje. Porcentaje (%). 4,0. 2,0. 1,5. 0,6. 0,3. 5,0. Tabla 6. Distorsión Armónica de Voltaje en Porcentaje del Voltaje Nominal para Maquinas Síncronas. [13]. 2.2.8 Pruebas de Producción. Los s is temas de interconexión con puntos ajustables s erán probados en un s olo conjunto de puntos como lo es pecifica el fabricante. Esta prueba se debe efectuar como prueba de la fábrica o s e puede realizar como parte de una prueba de pues ta en s ervicio. 2.2.9 Evaluación para la Instalación de la Interconexión ¾ Puesta a Tierra Integración con el Área EPS Una verificación del dis eño del s istem a s erá hecha para asegurarse de que los requisitos de la pues ta a tierra han s ido cum plidos . ¾ Dispositivo de Aislamiento Una verificación del dis eño del s istem a será hecha para asegurarse de que los requisitos de aislam iento han sido cumplidos . ¾ Suministro de V igilancia Una verificación del dis eño del s is tema s erá hecha para asegurars e de que el suministro de vigilancia s e cum pla. ¾ Averías del Área EPS Una verificación del dis eño del s istem a s erá hecha para as egurarse de que los requisitos de averías del área EPS han s ido cumplidos .. 27.

(28) ¾ Coordinación de Recierres del Área EPS Una verificación del diseño del sis tem a será hecha para verificar que el sis tem a de interconexión es tá coordinado con la operación de recierre del área EPS de acuerdo con los requisitos . ¾ Pruebas de Puesta en Servicio Las pruebas de puesta en servicio iníciales serán realizadas en el DR y el equipo de s is tem as ins talados de la interconexión antes de la operación paralela inicial del DR. Se requieren las s iguientes pruebas : Prueba de operabilidad en el dis positivo de ais lamiento Funcionalidad de ais lam iento automático Ces e de energía Pruebas de diseño que no se hayan realizado previamente en una mues tra repres entativa o no realizadas anteriormente Pruebas de producción que no se hayan realizado previamente ¾ Pruebas Periódicas de la Interconexión Todas las interconexiones relacionadas con funciones de protecció n y baterías asociadas s e5ran periódicamente probadas en los intervalos es pecificados por el fabricante, el integrador del s is tema, o la autoridad que tiene jurisdicción sobre la interconexión de DR los inform es de prueba periódicos o un regis tro para la ins pección s erán m antenidos.. Los elem entos explicados en el es tándar IEEE 1547-2003, son de gran importancia para el des arrollo de una propues ta de norm atividad de ins tala ción y conexión de s istemas de GD.. 28.

(29) 3. LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN COLOM BIA. La generación de energía en Colom bia actualm ente es un tem a de especial interés , en gran parte por el crecimiento del s ector energético y las oportunidades que los sis temas de GD repres entan en el futuro del país . En este capítulo s e analizan los problemas que representa la incorporación de sis tem as de GD. Tam bién s e analizan y definen los as pectos más im portantes de la normatividad técnica y operativa tom ada com o bas e para la implementación de es tos sis tem as en el país .. EL capítulo inicia con la problemática actual que repres enta la incorporación de sis temas de GD. En la s egunda parte del capítulo s e definen conceptos fundam entales resultado de la revis ión de la experiencia internacional y la norm atividad nacional, en especial res altando el potencial energético que tiene el país . También s e exponen los requerim ientos m ínim os necesarios para la conexión y operación de s istem as de GD, los cuales se bas an en la normatividad para plantas menores, sis temas de dis tribución y es tándares internacionales. 3.1 Problemas de la GD. El problema actualm ente en el país radica en la poca experiencia tanto nacional como internacio nal que s e tiene respecto a la ins talación y operación de sis tem as de GD, debido al poco tiempo que s e lleva de es tudio y el reducido porcentaje de penetración de es te tipo de tecnologías en Suram érica, en comparación a la capacidad ins talada en Europa. La evolución de las tecnologías y las fuentes de generación de energía a nivel mundial han des encadenado constantes cam bios en la forma en que s e operan los s is temas de potencia, perm itiendo la incorporación de nuevos generadores y abriendo el m ercado energético con el propós ito de mejorar la eficiencia y crear una nueva perspectiva de negocio por medio de la incorporación de es tos 29.

(30) sis temas. No obs tante, el cam bio o desarrollo de norm as técnicas de interconexión por parte del regulador en Colom bia no ha avanzado con la misma rapidez, lo cual ha retrasado la incorporación de estas unidades .. De los es tudios técnicos y anális is s ocio-económicos expuestos en el capítulo 2, se han propues to modelos de generación que cumplen con todos los requerimientos técnicos , garantizando eficiencia y correcta entrega de energía. El m odelo aplicado en Europa permitió que en el cas o Colombiano s e em prendiera una inves tigación, con la cual s e creó un modelo de GD que contempla las principales características de recursos y fuentes de energía disponibles . No obs tante, el es tudio de este tema es reciente y poco a poco se ha. es tado. des arrollando y difundiendo, por lo cual actualmente se encuentra en una etapa inicial, debido a la poca experiencia que se tiene respecto a la correcta instalación de plantas de GD al SDL, ya s ea por m edio de fuentes de energía renovables y sos tenibles o por m edio de fuentes convencionales .. En. Colom bia,. con. excepción. de. algunas. plantas. cogeneradoras. y. autogeneradoras , no s e ha generado el am biente propicio para la ins talación de sis temas de GD a lo largo de todo el territorio, com o alternativa para llevar energía a regiones aisladas o donde la ins talación de es tas unidades mejore el des em peño de la red. As í, en los últimos años se han hecho es tudios im portantes alrededor del tema con el fin de profundizar y m os trar los beneficios que puede tener para la expans ión del SDL.. La entrada y pues ta en servicio de sis tem as de GD actualm ente presenta problemas para el operador de red y para el regulador, debido a que las norm as exis tentes no especifican el proceso a través del cual s e debe ins talar y conectar una planta de GD al sis tem a, s in las cuales no es posible prom over la entrada de es tas unidades por parte de nuevos inversionis tas .. 30.

(31) Por último, en el país no se tiene un docum ento que es pecifique los requis itos técnicos m ínimos necesarios para la ins talación y conexión con el operador de red y pues ta en servicio de estos sistem as , para niveles de baja y media tensión. Dado el caso, es neces ario com plementar la normatividad vigente para la generación convencional como el reglamento técnico de instalaciones eléctricas (RETIE) y definir un nuevo documento guía, en el cual se especifiquen los pas os mínimos necesarios para la conexión a la red de dis tribución. 3.2 Definiciones. Para el cas o de es tudio es importante definir conceptos fundam entales com o el térm ino generación dis tribuida en el contexto Colombiano (ver figura 1 as ociada a sis temas con GD). En la literatura s e encuentra una gran cantidad de definiciones asociadas a un concepto muy s im ila r, debido en gran parte a la forma en que cada país ha abordado el tem a. No obs tante, para el contexto en que s e ha des arrollado la GD en Colombia, la defin ición m ás adecuada se bas a en [1] y [9], com o s e mues tra a continuación: “….unidades de generación de energía eléctrica conectadas directamente a la red de distrib ución (SDL), basada en el uso de fuentes convencionales o no convencionales para la generación de energía a pequeña escala”.. Figura 2. Ejemplo de GD en un Sistema Eléctrico [4]. 31.

(32) En Colombia actualmente exis ten varias clasificaciones de acuerdo al tipo de sis temas de potencia y redes de transm isión. Es tos son: ¾ SDL (Sistem a de Distribución Local) ¾ STR (Sistem a de transm is ión Regional) ¾ STN (Sistem a de Transm isión Nacional) ¾ SIN (Sistem a Interconectado Nacional) De igual m anera tam bién exis ten varias clas ificaciones de acuerdo a los niveles de tensión en corriente alterna mencionados en el RETIE y definidos en la NTC 1340 (Norm a Técnica Colombiana), m encionados a continuación: ¾ EAT (Extra Alta Tensión): Corres ponde a tens iones s uperiores a 230 kV. ¾ AT (Alta Tensión): Tens iones mayores o iguales a 57,5 kV y m enores o iguales a 230 kV. ¾ MT (Media Tensión): Tens ión nominal s uperior a 1000 V e inferior a 57,5 kV. ¾ BT (Baja Tensión): tens ión nom inal m ayor o igual a 25 V y menor o igual a 1000 V ¾ MBT (Muy Baja Tensión): Tens iones m enores de 25 V. La definición de GD que s e tom o aplicada al contexto Colombiano hace referencia a la conexión de generadores exclus ivamente al SDL, lo cual im plica una serie de res tricciones en el esquema de conexión que un generador puede adoptar. Es to es tá estrechamente ligado a los niveles de tensión perm itidos en las redes de dis tribución s egún lo es pecifica el RETIE. 3.3 Potencial Energético para la Implementación de GD. La implementación de unidades de GD en Colom bia podría s er una neces idad a corto, mediano y largo plazo, s i s e tiene en cuenta los es tudios adelantados por la UPME en el “Plan de expansión de referencia generación-transm isión” [10], del cual s e tom aron los siguientes as pectos de interés : 32.

(33) ¾ s e requieren 150 MW adicionales a los proyectos exis tentes antes del 2012. As í m ism o es conveniente evaluar fuentes energéticas alternativas com o la eólica para flexibilizar la operación y com plementar la disponibilidad de recurs os como el gas natural. ¾ La dis tribución de la capacidad efectiva ins talada en Colom bia en 2006 es tá conformada principalmente por las plantas hidráulicas que constituyen el 67,4% incluidas las menores hidráulicas ; las térmicas a gas el 27% y a carbón el 5,3% y las demás tecnologías (cogeneración y eólica) el 0,33%. Es ta últim a puede ser asociada a la capacidad actual de GD instalada en Colombia. Se puede cons tatar que es ta capacidad es m uy baja y equivale a 43.82 MW. Capacidad en MW Hidraulica 3533. 700 954. Gas 52. 96. Menores hidraulica 26. 7969. Carbón. 18. Menores Gas Cogeneración Eólica. Figura 3. Grafica Capacidad Efectiva en MW por T ecnología. [10]. ¾ Aunque en todo el territorio nacional exis te un buen potencial energético s olar, con un promedio diario multianual cercano a 4,5 kWh/m 2, la Guajira pres enta el mayor nivel con un prom edio de 6,0 kWh/m 2 y la Orinoquía con un promedio un poco m enor pero adecuado para el aprovechamiento del recurs o s olar.. 33.

(34) kWh/m^2/año. 1551. Guajira. 1643 1643. Costa Atlántica Orinoquía. 2921. Amazonía. 1825 1278. Andina Costa Pacífica. 2190. Figura 4. Región del País y Capacidad de Energía Solar. [10]. Rango Vientos Velocidad en la Superficie 5 m/s o Más Persistentes en el Año De 4 a 5 m/s Persistentes en el Año. Persistentes en Ciertas Épocas del Año a Ciertas Horas. Sitio. Departamento. Galerazamba. La Guajira. Gacheneca. Boyacá. San Andrés Isla. San Andrés en el Mar Caribe. La Legios a. Huíla. Isla de Providencia. San Andrés en el Mar Caribe. Riohacha Villa Carm en. La Guajira Boyacá. Obonuco. Nariño. Cúcuta. Norte de Santander. Ábrego. Norte de Santander. Urrao. Antioquia. Soledad. Atlántico. Santa Marta. Magdalena. Bucaram anga. Santander. Achique. Tolim a. Bogotá. Cundinamarca. Tabla 7. Región del País y Capacidad de Energía Eólica. [10]. 34.

(35) Recursos Carboniferos. Guajira. 31% 8%. 3%. 2%. Otras Cundinamarca. 5% 2%. 53%. Cesar. 1%. Boyacá Norte de Santander Santander. Figura 5. Distribución de Recursos Carboníferos en Colombia. [10]. ¾ En la actualidad s e tienen registrados un total de 12.374,16 MW de los cuales 1.868 MW corres ponden a proyectos térmicos que em plean gas natural, fuel oil, carbón m ineral y cogeneración de energía eléctrica. De és ta capacidad, 1.233 MW corres ponden a ciclos com binados con gas natural, 510 MW a ciclos abiertos operando con gas natural (s e incluye planta Term ocol), 100 MW corresponden a proyectos a carbón mineral y 25 MW a un proyecto de cogeneración de energía. En proyectos hidráulicos se encuentran regis trados un total 10.486,16 MW, de los cuales 9.930 MW corres ponden a proyectos con capacidad s uperior a 100 MW y los res tantes 556,16 MW a proyectos hidráulicos con una capacidad m enor a 100 MW. En proyectos eólicos se tiene registrado un total de 20 MW. ¾ Proyecto Ecolectric: Es te es un proyecto de cogeneración que producirá. energía eléctrica a partir de bagazo de caña de azúcar. El proyecto posee una capacidad de 28 MW de los cuales 15 MW s erán para colocar en la red y los res tantes 13 MW para consum o propio. Del anális is se puede constatar el potencial energético de Colombia en energías alternativas , especialm ente de energía eólica y s olar en la región de la Guajira. 35.

(36) Por tal razón la ins talación de unidades de GD bas adas en fuentes renovables de energía podría s er una s olución a la demanda futura, dado que con las fuentes de energía renovables de Colombia s e podría suplir el incremento en la dem anda a m ediano y largo plazo, contribuyendo a la disminución de las perdidas en el sis tema y des arrollando el potencial energético del país. 3.4 Fuentes de Energía y Tecnologías para Unidades de GD. Las unidades de GD us an com o fuente primaria de energía recursos renovables y no renovables . La cantidad de fuentes de energía us adas por los s is temas de GD s on. m enores que las fuentes usadas. en los s is temas de generación. convencionales. El tipo de recurs o energético que s e us e para la generación es muy importante, pues para cada fuente energética exis te una tecnología especifica. Algunas de es tas tecnologías s on maduras y han sido am pliamente probadas durante m uchos años , por lo cual se cuenta con m ayor información y es tadís ticas. alrededor. de. su. funcionam iento,. capacidad. y. problem as,. especialm ente las tecnologías basadas en fuentes de energía no renovable. La tabla 1[1], resum e las fuentes de energía y tecnologías para sis tem as de GD. 3.4.1 Fuentes Renovables de Energía ¾ Viento (Energía Eólica) ¾ Sol (Energía Solar) ¾ Agua (Energía Cinética del Agua) ¾ Biom as a(Residuos Orgánicos) 3.4.2 Fuentes no Renovables de Energía ¾ Derivados de Petróleo (Diesel) ¾ Gas ¾ Carbón (Energía Térmica) 36.

(37) 3.4.3 Tecnologías de Generación ¾ Generadores Eólicos El viento es una form a de energía solar. Los vientos s on caus ados por el calentamiento desigual de la atmós fera por el s ol, las irregularidades de la superficie de la tierra y la rotación de la tierra. Los vientos s on m odificados por el terreno, el agua y la vegetación de la tierra. Una turbina eléctrica funciona gracias a la convers ión de energía cinética que transm ite el viento a las aspas de la turbina, la cual hace girar un eje que es tá conectado a un motor que s e encarga de transformar la energía mecánica del m ovimiento de las as pas en energía eléctrica.[14]. Además es la generación con crecim iento más rápido como una parte de s uminis tro m undial de electricidad. Cas i 4.2 GW de capacidad fue ins talado durante el año 2000. El potencial del viento es alg unas veces cons iderado com o GD, debido al tam año y localización de algunos parques eólicos adecuados para la conexión con las tensiones de dis tribución [13] ¾ Celda Fotovoltaica La tecnología de las celdas Fotovoltaicas (PV) para la explotación de la energía solar es una de las fuentes renovables más conocidas . La potencia de un s olo módulo varía entre 50 y 100 W y su eficiencia es de has ta un 15%. La estructura de un sis tem a PV está constituida por un núm ero de módulos dispues tos en una es tructura en paralelo y en s erie. [13] Es tas estructuras son realmente cris tales semiconductores que s e encargan trans formar la energía solar en energía eléctrica y como consecuencia se obtiene una corriente directa. A diferencia de otras unidades de GD, los s is tem as fovoltaicos poseen un cos to de inversión alto, y de operación muy bajo ¾ Microturbina Hidráulica Las m icro centrales hidráulicas s on centrales de bajas potencias , m enores a 1 MW. Sus beneficios son la baja contam inación am biental, m antención m ínima y s u rendimiento es m ayor a las demás tecnologías de GD. Exis te una clasificación de es te tipo de centrales de acuerdo a su capacidad de generación:. 37.

(38) Mini centrales: Poseen una potencia superior a 100 KW e inferior a 1MW. Micro centrales: Poseen una potencia s uperior a 1 KW e inferior a 100 KW. Hidrocargadores: Su potencia es menor que 1 KW, generan electricidad en corriente continua. [13] El principio de funcionamiento de una turbina hidráulica s e bas a en s u dis eño espiral que funciona com o rotor de un generador, el cual trans forma la energía mecánica transm itida por el fluido a través de la es piral, en energía eléctrica. ¾ Biomasa La biomasa es una fuente de energía producto de los des echos orgánicos particularm ente, se clas ifica en dos grupos : biomas a anim al y biomasa vegetal. En Colombia es poco com ún encontrar unidades de generación de es te tipo, pero en particular exis ten dos ejemplos importantes de generación con biom as a vegetal como s on: El ingenio del cauca en donde se usa el residuo orgánico de la caña de azúcar para cogeneración, y en algunas empres as de producción de papel, en donde se us a los res iduos de corteza de los arboles s ubproducto en la fabricación de papel para la cogeneración.[1] Es tos residuos tam bién son usados para la generación de gas orgánico o com o combustible para la generación de energía por medio de turbinas o calderas. ¾ Motores de Combustión Interna Corres ponden a la tecnología com únm ente us ada para la GD, con cos to de capital bajo, rango de operación alto, capacidad de partida rápida, eficiencia de conversión. eléctrica relativam ente. alta,. y una alta. confiabilidad en s u. funcionam iento. El equipo de generación típico tiene una potencia bajo 1 MW. Se utilizan dos tipos de motores principalm ente: los m otores en bas e a gas natural, y los generadores a base de Dies el. [13] El funcionamiento de un m otor como generador s e basa en la transform ación de energía producto de explos iones controladas al interior del m otor., en energía mecánica transmitida a un rotor que es tá conectado a un generador eléctrico. Es te generador trans forma la energía mecánica del rotor, en energía eléctrica.. 38.

(39) ¾ Turbinas de Gas Las m ás pequeñas son del orden de 1-20 MW El cos to de m antenimiento es ligeram ente inferior al de m otores de com bus tión. Las eficiencias máxim as alcanzadas están en torno al 35 %. Las m isiones s on algo inferiores a de los motores. [13] El principio de funcionam iento de una turbina a gas se basa en la compresión del gas en un ducto mes clado con oxigeno de tal manera que s e genera una com bus tión del fluido a presión cons tante, lo que permite que el gas caliente se expanda y entregue su energía a un rotor que hace parte de un generador eléctrico. ¾ Turbina de Vapor La turbin a a vapor es una m aquina térmica que usa com o fuente de energía el vapor de un fluido. Norm almente el fluido usado es el agua, la cual es calentada en una caldera que usa como fuente de energía carbón. Al s ubir la tem peratura del fluido es te se condensa y se convierte en vapor el cual es transportado e inyectado a pres ión a la turbina, com pues ta por un rotor con álabes los cuales aprovechan la energía del fluido y la convierten en energía m ecánica que por medio de un generador conectado al rotor convierte la energía mecánica de la turbina en energía eléctrica.. Fuentes Renovables de Energía. Fuentes No Renovables de Energía. Clasificación. Tipo de Tecnología. Viento (Energía Eólica). Generadores Eólicos. Sol (Energía Solar). Celdas Fotovoltaicas. Agua (Energía Cinética del Agua) Biomas a (Res iduos Orgánicos ). Microturbina Hidráulica Com bus tión/Microturbina de gas. Derivados del Petróleo( Diesel). Motor de Com bus tión Interna. Gas (Energía Térmica). Turbina de Gas. Carbón (Energía Térmica). Turbinas de Vapor. Tabla 8. Clasificación de Fuentes de Energía y T ecnología para Unidades de GD. [1]. 39.