Análisis de la calidad de la potencia eléctrica de la generación distribuida en sistemas de distribución de energía eléctrica

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(1)IEM-I-01-04 ANÁLISIS DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Presentado por DIEGO ABRIL FEDRIGO. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA GRUPO DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA Bogotá, 18 de Mayo de 2004. 1.

(2) IEM-I-01-04 ANÁLISIS DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Presentado por DIEGO ABRIL FEDRIGO. TRABAJO DE GRADO Asesora ING. MARÍA TERESA RUEDA DE TORRES M.E.. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA GRUPO DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA Bogotá, 18 de Mayo de 2004. 2.

(3) IEM-I-01-04. TABLA DE CONTENIDO. 1. INTRODUCCIÓN. 7. 1.1 DEFINICIONES 1.1.1 Generación Distribuida 1.1.2 Calidad de la Potencia Eléctrica. 8 8 9. 2 MODELO DE SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN CON GD EN ESTADO ESTABLE Y TRANSITORIO 10 2.1. DEFINICIONES BÁSICAS DEL MODELO. 10. 2.2. MODELO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. 12. 2.3 MODELO DE GENERADORES DISTRIBUIDOS 2.3.1 Generadores de pistón alternante 2.3.2 Generadores de Turbina a Gas 2.3.3 Celdas Combustibles. 14 16 18 21. 2.4. 23. MODELO DE CARGAS LINEALES. 2.5 MODELO DE CARGAS NO LINEALES 2.5.1 Variadores de Velocidad 2.5.2 Modelo de Iluminación y otras Cargas No Lineales. 24 25 26. 2.6. 30. 3. MODELO DE PUESTAS A TIERRA. ANÁLISIS DEL MODELO. 33. 3.1 ANÁLISIS EN ESTADO ESTABLE 3.1.1 Caso 0: Sistema sin Generación Distribuida 3.1.2 Caso 1: Generación Distribuida en otro ramal 3.1.3 Caso 2: Generación Distribuida en el mismo ramal 3.1.4 Caso 3: Generación Distribuida en el nodo donde se presenta la inyección de armónicos 3.1.5 Comparación entre los diferentes casos. 33 33 37 38 41 43. 3.2. ANÁLISIS EN ESTADO TRANSITORIO. 46. 3.3. ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO. 48. 4 CALIDAD DE LA POTENCIA Y NORMATIVIDAD CON LA INCLUSIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN UNA RED DE DISTRIBUCIÓN51 4.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN Y FUNCIONAMIENTO 4.1.1 Condiciones especiales para máquinas sincrónicas 4.1.2 Consideraciones especiales para máquinas asincrónicas (inducción) 4.1.3 Consideraciones para generadores de corriente directa e inversores electrónicos. 51 58 60 62. 4.2 EFECTO DE LA INCLUSIÓN DE UNIDADES DE GD EN LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN. 63. 3.

(4) IEM-I-01-04 5. MODELO DE CONFIABILIDAD. 71. 5.1. FUNDAMENTACIÓN DEL MODELO. 71. 5.2. RESULTADOS OBTENIDOS. 73. 6. MODELO FINANCIERO. 75. 6.1. INTRODUCCIÓN. 75. 6.2. FUNDAMENTOS. 75. 6.3. MODELO FINANCIERO SEGÚN TIPOS DE MÁQUINA Y CONEXIÓN. 78. 7 METODOLOGÍA DE GESTIÓN DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN CON GENERACIÓN DISTRIBUIDA 7.1. INTRODUCCIÓN. 86 86. 7.2 DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA 87 7.2.1 Definición de alcance y objetivos del estudio 87 7.2.2 Diagnóstico de la calidad de la potencia eléctrica 87 7.2.3 Determinar la influencia de la inyección de unidades de GD en la calidad de la potencia de la red 87 7.2.4 Análisis de criticidad 88 7.2.5 Planes de acción 95 7.2.6 Implementación de soluciones 96 7.2.7 Seguimiento de resultados 96 7.2.8 Actualización del estudio 97. 8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 97. INDICE DE TABLAS, FIGURAS Y ECUACIONES Tabla 2-1 Tipo de operación según conexión.....................................................................11 Figura 2-1 Circuito de análisis...........................................................................................12 Figura 2-2 Estructura de torre tipo Primario Sencillo .........................................................13 Figura 2-3 Campos eléctricos de estructura y conductores en circuito urbano ....................14 Tabla 2-2 Valores de impedancias de línea para conductores............................................14 Figura 2-4 Ubicación de generadores para casos estudiados ..............................................15 Figura 2-5 Turbina de gas a ciclo sencillo..........................................................................19 Figura 2-6 Turbina de gas a ciclo recuperado ....................................................................20 Figura 2-7 Turbina de gas a ciclo combinado ....................................................................21 Figura 2-8 Celda Combustible ...........................................................................................23 Tabla 2-3 Espectro de corriente armónica en cargas no lineales (Ih/Il)...............................27 Figura 2-9 ASD.................................................................................................................28 Figura 2-10 Voltaje fase neutro en los terminales del motor ..............................................29 Figura 2-11 Espectro armónico de voltaje en los terminales del motor...............................29 Figura 2-12 Corriente de salida del inversor ......................................................................29 Figura 2-13 Espectro de corriente de la salida del inversor ................................................30 Figura 2-14 Onda de corriente de la entrada del ASD ........................................................30 4.

(5) IEM-I-01-04 Figura 3-1 Espectro armónico de corriente en línea subestación – nodo 2......................33 Figura 3-2 Perfil de la onda de corriente en línea subestación – nodo 2..........................34 Figura 3-3 Espectro armónico de corriente en línea nodo 15 - carga .............................34 Figura 3-4 Perfil de la onda de corriente en línea nodo 15 - carga .................................35 Figura 3-5 Espectro armónico de corriente en línea nodo 19 - carga .............................35 Figura 3-6 Perfil de la onda de corriente en la línea nodo 19 - carga .............................35 Figura 3-7 Espectro armónico de voltaje en nodo 15 .....................................................36 Figura 3-8 Perfil de la onda de voltaje en la subestación................................................36 Figura 3-9 Espectro armónico de corriente en línea subestación – nodo 2......................37 Figura 3-10 Perfil de la onda de corriente en línea subestación – nodo 2..........................37 Figura 3-11 Espectro armónico de corriente en línea nodo 15 - carga ..............................38 Figura 3-12 Perfil de la onda de corriente en línea nodo 15 – carga .................................38 Figura 3-13 Espectro armónico de corriente en línea subestación – nodo 2......................39 Figura 3-14 Perfil de la onda de corriente en línea subestación – nodo 2..........................39 Figura 3-15 Espectro armónico de corriente en línea nodo 19 - carga ..............................39 Figura 3-16 Perfil de la onda de corriente en línea nodo 19 - carga..................................40 Figura 3-17 Espectro armónico de corriente en línea nodo 15 - carga ..............................40 Figura 3-18 Perfil de la onda de corriente en línea nodo 15 – carga .................................40 Figura 3-19 Espectro armónico de corriente en línea subestación – nodo 2......................41 Figura 3-20 Perfil de la onda de corriente en línea subestación – nodo 2..........................41 Figura 3-21 Espectro armónico de corriente en línea nodo 15 - carga ..............................42 Figura 3-22 Perfil de onda de corriente en línea nodo 15 - carga......................................42 Figura 3-23 Espectro armónico de voltaje en nodo 15 .....................................................42 Tabla 3-1 Porcentaje de distorsión armónica de voltaje y corriente en el sistema ...............43 Figura 3-24 Porcentaje de distorsión armónica de voltaje por nodo en cada caso ...............44 Figura 3-25 Porcentaje de distorsión armónica de corriente por nodo en cada caso ............45 Figura 3-26 Flujos generados por unidades de GD.............................................................45 Figura 3-27 Entrada de carga NL y de unidad de GD en nodo para voltaje y corriente.....47 Figura 3-28 Entrada de carga NL y de unidad de GD visto desde la red para voltaje y corriente ......................................................................................................................47 Figura 3-29 Ramal con unidad de GD instalada...............................................................48 Figura 3-30 Paralelo entre impedancia de GD y de la red en CC......................................48 Tabla 4-1 Estimaciones de rango de voltaje, frecuencia y tiempos de disparo ....................54 Tabla 4-2 Requerimientos de monitoreo y control para unidades de GD ............................58 Figura 2. 4 Protecciones de una máquina de inducción .......................................................70 Tabla 5-1 Datos de confiabilidad del sistema.....................................................................72 Tabla 5-2 Datos de confiabilidad de los equipos PQ ..........................................................72 Figura 5-1 Configuración de las protecciones normales y los equipos de PQ en un nodo con carga y GD ..................................................................................................................73 Tabla 5-3 Datos de confiabilidad de los generadores .........................................................74 Tabla 5-4 EENS con y sin la presencia de equipos de calidad de la potencia......................74 Tabla 6-1 Especificaciones técnicas de los diferentes tipos de tecnologías .........................77 Tabla 6-2 Aplicabilidad de las diferentes tecnologías de GD .............................................78 Tabla 6-3 Datos básicos de los diferentes tipos de tecnologías...........................................79 Ecuación 6-1 Costo de depreciación ..................................................................................79 Ecuación 6-2 Tasa de conversión entre KWh y BTU .........................................................80 Tabla 6-4 Costo de combustible por tipo de tecnología......................................................80 Ecuación 6-3 Costos de operación.....................................................................................81 Tabla 6-5 Costos de operación por tipo de tecnología ........................................................81 Ecuación 6-4 Costo de mantenimiento...............................................................................81. 5.

(6) IEM-I-01-04 Tabla 6-6 Costos de mantenimientos por tipo de tecnología...............................................82 Tabla 6-7 Valores medios de eficiencias de los tipos de tecnologías ..................................82 Ecuación 6-5 Costo total en US$/KWh..............................................................................83 Tabla 6-8 Costo total en US$/KWh por cada tipo de tecnología.........................................83 Ecuación 6-6 Valor presente neto .......................................................................................83 Tabla 6-9 Valor presente neto para las diferentes tecnologías ............................................84 Tabla 6-10 Flujo de caja, VPN y TIR del proyecto con diferentes tecnologías ...................85 Tabla 7-1 Ejemplo de matriz DOFA..................................................................................88 Tabla 7-2 Matriz de impacto..............................................................................................91 Tabla 7-3 Ejemplo de matriz de impacto DOFA ................................................................91 Tabla 7-4 Diagrama de criticidad.......................................................................................94 Figura 7-1 Diagrama de vulnerabilidad..............................................................................94 Figura 7-2 Ejemplo de diagrama de vulnerabilidad..............................................................95. 6.

(7) IEM-I-01-04. 1 INTRODUCCIÓN Con el advenimiento de la Generación Distribuida (GD) en los sistemas de distribución se han presentado nuevas situaciones y problemas de naturaleza técnica y económica, que no se presentaban en esquemas anteriores, donde la red era la única proveedora de potencia a los consumidores. Dentro de este marco, uno de los problemas que causa mayor preocupación a los especialistas en temas de distribución es el efecto que pueda tener la inclusión de la GD en la calidad de la potencia de los sistemas de potencia actuales. Los problemas de calidad de la potencia eléctrica tienen un impacto importante en la generación distribuida, especialmente los problemas relacionados con los armónicos y distorsión de voltaje. A medida que se vayan agregando más plantas distribuidas a los sistemas de potencia en el futuro, el desbalance de los sistemas de volverá un tema de mayor relevancia en la operación de estos. El objeto de este trabajo es proponer un modelo de estudio para poder analizar posteriormente la variación en la calidad de la potencia servida por una red a la cual se encuentran conectadas unidades de GD. Vale la pena entonces definir que es la generación distribuida y entender las razones por las cuales se está promoviendo como una solución factible de generación de energía a futuro. Así mismo, es importante entender que es la calidad de potencia para tener así una base clara de desarrollo en el modelo que se va a realizar. Una vez que ya se hayan definido los conceptos básicos, se procederá a establecer un modelo apto para el estudio de los fenómenos causados por la GD, que posteriormente se analizará en condiciones de estado estable y transitorio. Con base en estos estudios se realizará un breve repaso a los aspectos regulativos de la GD y la calidad de la potencia, para poder así desarrollar posteriormente un análisis de confiabilidad de los modelos realizados ante las alternativas que se pueden presentar para mejorar la calidad de la potencia. Una vez contemplada la confiabilidad del sistema, se procederá a realizar un breve análisis financiero de la viabilidad de un proyecto de inyección de GD en una red, incluyendo los problemas de 7.

(8) IEM-I-01-04 calidad de potencia que se pueden presentar y sus posibles soluciones. Como punto final, se aplicará una metodología de gestión de calidad de la potencia eléctrica en los sistemas de distribución con generación distribuida.. 1.1. DEFINICIONES. 1.1.1 Generación Distribuida En los últimos años se ha venido promoviendo a la GD como un nuevo método de suplir la energía a los centros de carga. Este método consiste en la instalación de pequeñas unidades de generación de energía, con capacidades que oscilan entre los 15kW y los 20MW, muy cerca de los centros de consumo.. El retorno al modelo de pequeñas plantas de generación ubicadas muy cerca a los nodos de carga obedece a razones básicamente económicas. Con la desregulación del mercado de la energía en el mundo y aquí en Colombia, la mayoría de las compañías generadoras han tratado de evitar construir proyectos que tengan una gran demanda de capital debido a los altos niveles de incertidumbre que se han generado. De esta manera, los márgenes de generación de energía en exceso se han reducido y las firmas involucradas en el proceso de generación se han volcado hacia el uso de grandes turbinas de gas. Además, han invertido bastante tiempo en la investigación de nuevas tecnologías para unidades de generación más pequeñas, que puedan representar un menor riesgo de capital. Muchas de estas tecnologías, como las celdas de combustible, las microturbinas a gas y las celdas fotovoltaicas, ya han capitalizado su inversión y están etapa de comercialización en muchos países del mundo. Estas unidades de generación fueron diseñadas teniendo en cuenta los problemas ambientales actuales y por eso se enfatizo en su baja emisión de elementos contaminantes y por ese. 8.

(9) IEM-I-01-04 motivo, estas unidades pueden ubicarse dentro o muy cerca de los centros de carga. La Generación Distribuida puede tener varias aplicaciones, entre las que se encuentran la energía de reserva, ciclos combinados, reducción de picos de demanda, sistema de soporte para la red, cogeneración y su uso aislado.. 1.1.2 Calidad de la Potencia Eléctrica El concepto de calidad de potencia o energía representa los estudios que se hacen dentro de un sistema de potencia eléctrico para determinar las cualidades de la potencia servida por el sistema al consumidor. Este concepto obedece a la visión contemporánea de las compañías proveedoras del servicio eléctrico de orientarse hacia las necesidades de sus clientes, y a la regulación internacional y local que rige al respecto de temas como las variaciones de voltaje, la frecuencia, los armónicos, las salidas del sistema y otros.. El sector eléctrico colombiano al igual que los demás sectores eléctricos del mundo buscan mejorar sus sistemas de distribución de energía eléctrica tanto desde el punto de vista de calidad de la energía como de la aplicación de nuevas tecnologías como la generación distribuida que permita atender la demanda de una forma segura, confiable y económica. Aunque siempre ha existido el interés por cumplir estas condiciones de servicio, es ahora cuando ha adquirido mayor relevancia el tema de calidad de la potencia y de la generación distribuida dadas las restricciones a las que se enfrentan los sistemas de distribución tales como: impacto del medio ambiente, disponibilidad de redes, regulación, financieros. Estas restricciones tienden a volverse más estrictas con los años.. 9.

(10) IEM-I-01-04. 2 MODELO DE SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN CON GD EN ESTADO ESTABLE Y TRANSITORIO. A continuación se presentan las bases teóricas que soportan el modelo de sistema de distribución que se presenta. Además de la teoría, se indican los parámetros que rigen la estructura del sistema.. 2.1 DEFINICIONES BÁSICAS DEL MODELO Ante la viabilidad de la Generación Distribuida en los sistemas de distribución de una red, un usuario posee varias opciones de obtener la energía que consume. La primera es tener la red como único alimentador para la carga del usuario; esta opción es usada actualmente debido a la ausencia de generadores distribuidos que puedan suplir la carga. De esta manera, el usuario solo tiene la opción de conectarse a la red y contar con los niveles de confiabilidad que pueda ofrecer la misma. Además, también se limita al usuario a pagar la energía a la tarifa que la compañía oferte por el servicio.. La segunda opción que se tiene es tener a un generador distribuido como único alimentador de la carga. Esta opción es usada generalmente por usuarios que se encuentran muy aislados de la red; esto significa que el servicio prestado por la red a este tipo de carga es bastante costoso o, en muchos casos, inexistente. La calidad de un sistema que funcione de esta manera depende únicamente de los niveles de confiabilidad del generador distribuido que esté prestando el servicio. Además, dependiendo del tipo de máquina que se use en la implementación del sistema de generación distribuida, los costos pueden ser bastantes elevados, pero en la mayoría de los casos, resultan ser iguales o menores que los costos asociados a conectar la carga con la red de distribución.. 10.

(11) IEM-I-01-04 El método de operación más común y recomendable es el de la operación conjunta; esto significa que el generador distribuido está conectado a la red, permitiendo que el usuario encuentre una solución para alimentar su carga de una manera más confiable debido a que tiene dos maneras de suplir la carga. Un generador distribuido puede operar de dos maneras diferentes según el tipo de conexión que se desee usar. Existen dos tipos de operación conjunta, estos son la operación en paralelo y la operación en “Roll-over”. Elegir el tipo de operación depende básicamente de las necesidades que tenga el usuario. A continuación se presenta una tabla en la cual se resumen las principales ventajas y desventajas de cada tipo de conexión.. Tabla 2-1 Tipo de operación según conexión. TIPO DE OPERACIÓN “ROLL – OVER”. PARALELO. VENTAJAS DESVENTAJAS Ayuda a reducir el índice No ayuda a reducir el índice DES; método de conexión FES. relativamente simple y bastante confiable. Ayuda a reducir tanto el El control para este tipo de índice FES como el DES; sistemas es relativamente Solamente hay una complejo y puede ser causa interrupción de fluido de fallas e interrupciones. eléctrico si los dos sistemas fallan (red y GD).. 11.

(12) IEM-I-01-04. 2.2 MODELO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN El siguiente es el diagrama del circuito que se analizará:. Figura 2-1 Circuito de análisis. El circuito de distribución propuesto tiene 25 nodos, de los cuales seis son ficticios y el resto están conectado a una carga y/o una generación. El nodo uno es el Slack y los nodos dos, tres, cuatro, cinco, seis y siete hacen parte del alimentador principal. Los otros nodos hacen parte de los ramales secundarios. Para realizar un análisis completo del impacto de la inclusión de la generación distribuida en un sistema de distribución, se tuvieron en cuenta las variables que modifican tales sistemas y se llegó al planteamiento de los siguientes casos de estudio: •. Circuito con generación distribuida en el nodo slack (caso 1).. •. Circuito con generación distribuida en el alimentador principal (caso 2).. •. Circuito con generación distribuida en los ramales secundarios (caso 3).. •. Circuito con generación distribuida en un nodo de inyección de armónicos (caso 4).. 12.

(13) IEM-I-01-04. Para aproximar más a la realidad al circuito planteado para el análisis, se tuvieron en cuenta características especiales en conductores, tipo de estructura, longitud de tramos y cantidad de carga. Para el circuito se uso un conductor tipo 4/0 ACSR en el alimentador principal y uno 2/0 para los ramales secundarios. El tipo de estructura utilizada en el modelo fue la “primario sencillo”, cuyas características son las siguientes:. Figura 2-2 Estructura de torre tipo Primario Sencillo. La longitud de los tramos establecida para el alimentador principal fue 0.67 kilómetros mientras que para los ramales secundarios, la distancia establecida fue 1.33 kilómetros. La cantidad de potencia requerida en este modelo para cada ramal es de 460 KW aproximadamente, con un factor de potencia de 0.95. Los datos obtenidos de SISPOT© de campos eléctricos para los conductores y estructuras utilizados en el modelo de circuito urbano son los siguientes:. 13.

(14) IEM-I-01-04. Figura 2-3 Campos eléctricos de estructura y conductores en circuito urbano. Con los siguientes datos de impedancias:. Tabla 2-2 Valores de impedancias de línea para conductores. Tipo de conductor. Secuencia. Impedancia de secuencia (Ohm/Km.). 4/0 ACSR 4/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR. + 0 + 0. 0.367950200+j0.459406800 0.541202400+j1.968640000 0.556100200+j0.494658200 0.729352400+j2.002891000. Impedancia paralelo (S/Km.) 0.000004265 0.000001531 0.000004092 0.000001509. 2.3 MODELO DE GENERADORES DISTRIBUIDOS Cada uno de los casos de estudio que se evaluará contiene también un número de variables que afectan las condiciones del análisis del sistema de distribución. Estas variables son el tipo de máquinas instaladas, la capacidad de las máquinas de generación distribuida ubicadas en el sistema y. la ubicación dentro del alimentador principal y los ramales de los. generadores en el sistema. Existen muchas tecnologías de generación distribuida, sin embargo en este trabajo, los estudios se concentrarán en las celdas combustibles, los generadores basados en turbinas de gas (turbinas de capacidad media, pequeña y microturbinas), y finalmente los generadores de pistón alternante. El comportamiento de. 14.

(15) IEM-I-01-04 todos los tipos de máquinas incluidas en este trabajo es similar. Las diferencias radican en el tipo de equipo de protección y control que se debe añadir a la red para manejar a los controladores. Las capacidades más comunes y económicamente más viables para las unidades de generación distribuida son:. •. 1.5 MW para una Celda Combustible.. •. 2.5 MW para un generador Diesel.. •. 3.404 MW para una turbina a gas.. Tras un análisis previo, se logro establecer una ubicación para las máquinas en cada caso; a continuación se presenta un diagrama en donde se muestra la ubicación de los generadores con los cuales se realizará el análisis en el sistema:. Figura 2-4 Ubicación de generadores para casos estudiados. Para el caso en donde se ubica la generación distribuida en el alimentador principal, la maquina se conectará la nodo siete (circulo azul, caso 2). Para el caso en donde se ubicarán. 15.

(16) IEM-I-01-04 máquinas en los ramales secundarios, los generadores se conectarán en los nodos quince y veinte (círculos rojos, caso 3). En el caso en donde se ubicará una unidad de GD en un nodo donde haya una fuerte inyección de armónicos, se ubicará la máquina en el nodo NF. Existen varios tipos de tecnología que se pueden usar en las unidades de GD; a continuación se hará un resumen de las que se usarán en el estudio y sus características principales. 2.3.1 Generadores de pistón alternante Este tipo de generadores usan alguna forma de combustible fósil como gasolina, diesel, fuel oil, gas natural, propano, metano o carbón gasificado para producir energía eléctrica. En cada caso, sin importar el tipo de combustible, pequeñas cantidades de este se oxidan para producir calor, presión y energía eléctrica. Los generadores usados en GD varían en capacidad entre 5kW y 25000kVA. Generalmente, maquinas de pistones y turbinas se diseñan para un uso pesado a largo plazo y se pueden encontrar con capacidades de 1000kW hacia arriba, por lo que se ubican en el voltaje de distribución primario (nodos principales). Pero también se pueden encontrar este tipo de generadores en el rango de 5kW a 1500kW. Generalmente, estos pequeños generadores, se usan en aplicaciones residenciales y pequeños comercios; también encuentran uso en sistemas UPS. Las maquinas de pistones (basadas en el ciclo de Otto) son la fuente de generación distribuida más usada en el momento (aproximadamente el 93% de la capacidad de generación distribuida mundialmente). Este tipo de generadores seguirán dominando el mercado de la pequeña generación (<250kW) debido a su satisfactorio rendimiento y a su ya establecida industria manufacturera. Este tipo de generadores usan gasolina, diesel, gas natural, propano o metano para mover el pistón que, a través de un cigüeñal mueve un generador eléctrico de tipo AC que se mueve a una velocidad constante (salvo en casos excepcionales). Como se puede entender, la frecuencia de corriente alterna es controlada por. 16.

(17) IEM-I-01-04 medio de la velocidad de la maquina. Este tipo de maquina es muy común porque mueve aproximadamente el 99% de los automóviles del mundo.. Unidades de GD pueden ser diseñadas y construidas para producir potencia eléctrica a cualquier frecuencia y voltaje deseado y como potencia monofásica y trifásica. Usualmente, los generadores son construidos haciendo pequeñas variaciones para adaptarse a la mayor cantidad de usos posibles, pero por ejemplo, la frecuencia de funcionamiento ya es un estándar a nivel mundial entre 50 y 60 Hz.. Los generadores de pistones alternantes son un método maduro, probado y con campo de desarrollo para generar potencia en la GD. Aparte de llegar a una eficiencia de combustible del 40%, sus mejores ventajas son un costo manufacturero relativamente bajo debido a su popularidad y a su baja necesidad de mantenimiento. Esta última puede ser la mejor ventaja de un generador de GD de este tipo, ya que debido a su simpleza, un generador de este tipo puede ser reparado en casi todos los lugares del mundo donde se tenga un conocimiento básico de motores. Las desventajas de este tipo de generación son el poco uso del calor para aplicaciones de cogeneración, el alto nivel de ruido que genera, el problema de la vibración y las emisiones de gas generadas por el proceso de combustión. Algunas de estas desventajas pueden ser evitadas por medio del uso de nuevas tecnologías (silenciadores y catalizadores de gas) pero en algunos casos, este tipo de generadores pueden no ser la solución debido a su nivel de vibración y ruido. Gracias a ser una tecnología establecida, los generadores de pistones alternados son la gran base de la pequeña generación actualmente y poseen un gran potencial de expansión para el futuro. Ellos son el modelo a comparar para otras tecnologías que deseen ser exitosas en el campo de la generación distribuida.. 17.

(18) IEM-I-01-04 2.3.2 Generadores de Turbina a Gas Se pueden encontrar en una gran variedad de tamaños que corresponden a tres tipos de generador de turbina que corresponden a tres tipos de diseños y diferentes condiciones de operación. Entre las tres categorías, se alcanza a cubrir una gran cantidad de tamaños en capacidad, desde pequeñas unidades que generan suficiente energía para iluminar una casa hasta grandes generadores que podrían generar hasta cientos de MW.. Los generadores más grandes son utilizados para generación centralizada y solo los generadores más pequeños de esta categoría podrían ser usados en generación distribuida. Su rango de generación varía de 10000kVA hasta unos 150000kVA; un valor típico de generación puede ser 70000kVA. Al contrario de las otras dos categorías de turbinas, estas son diseñadas específicamente para la generación de energía. En la escala media se encuentran los generadores de miniturbina a gas, que tienen un rango de generación que va desde los 800kVA hasta los 10000kVA. La mayoría de las turbinas usadas en este rango fueron diseñadas para otro uso como el de propulsar pequeños aviones, helicópteros, tanques de guerra o pequeñas embarcaciones. Como se puede suponer, este tipo de turbinas no son tan eficientes y carecen de las facilidades de operación, mantenimiento y costo que pueden proveer las turbinas más grandes. Por otro lado, como muchas de estas turbinas fueron diseñadas para usos militares, poseen una gran durabilidad y resistencia en condiciones adversas. La categoría de. turbinas más pequeñas, llamadas microturbinas a gas, han. generado una gran atención por parte en el medio y son consideradas como un concepto revolucionario que alterará el mercado de la electricidad en el futuro próximo. Estas tienen un rango de que va de un poco menos de 20kVA a 750kVA y fueron diseñadas originalmente para mover buses, pequeños helicópteros y aplicaciones similares. La mayoría de las. 18.

(19) IEM-I-01-04 microturbinas están dirigidas a aplicaciones eléctricas para usuarios y no para conectarse a la red.. Las turbinas de gas pueden operar en diferentes configuraciones de ciclo, las configuraciones más comunes son el ciclo sencillo, el ciclo recuperado y el ciclo combinado. La turbina de gas a ciclo sencillo incluye una sección de compresión de aire, un quemador (generalmente basado en principios de combustión de NOx bajo y seco), y una turbina de potencia que maneja una carga que puede ser un generador eléctrico.. Figura 2-5 Turbina de gas a ciclo sencillo. Una turbina a ciclo recuperado es similar a una basada en ciclo sencillo, con la excepción de la inclusión de un cambiador de calor, que se llama recuperador, el cual captura la energía térmica del escape para precalentar el gas comprimido antes del quemador. Capturar la energía del escape aumenta la eficiencia eléctrica en comparación a una turbina de ciclo sencillo.. 19.

(20) IEM-I-01-04. Figura 2-6 Turbina de gas a ciclo recuperado. Las turbinas de ciclo combinado se construyeron basándose en el concepto de recuperación de calor capturando la energía del escape usando un dispositivo llamado generador de vapor a partir de la recuperación de calor (HRSG). Este complejo dispositivo también podría incluir un quemador para incrementar la salida de vapor, que genera movimiento en una turbina diseñada para tal efecto. De esta manera, se genera una cantidad de energía adicional a la generada por la turbina de potencia. Las plantas de energía que usan turbinas de ciclo combinado incrementan su capacidad de generación y su eficiencia en comparación a las plantas que usan turbinas de ciclo sencillo.. 20.

(21) IEM-I-01-04. Figura 2-7 Turbina de gas a ciclo combinado. Con recuperación de calor, la eficiencia total puede ser alta para todos los ciclos. La eficiencia eléctrica aumenta para las configuraciones de ciclo recuperado y ciclo combinado y este efecto aumenta a medida que la turbina aumenta de tamaño. Una turbina de gas operando eficientemente genera un gran volumen de gas de salida; esto no es benéfico porque ese calor no está siendo convertido a energía eléctrica. Sin embargo, este calor se puede utilizar en otros procesos; tal fenómeno es llamado uso de cogeneración. Los diseñadores de turbinas a gas usan tres acercamientos diferentes para reutilizar este calor de escape. El más usado es utilizar cualquiera de varios métodos que puedan convertir esta energía en energía eléctrica como turbinas de ciclo combinado, ciclo de Cheng o recuperadores, que en microturbinas pueden hacer tal efecto.. 2.3.3 Celdas Combustibles. La tecnología de celdas combustibles puede llegar a ser una de las más beneficiosas en el largo plazo para el desarrollo energético de un país. ya que debido a sus cualidades. ambientales ayuda a reducir la cantidad de emisiones de gases contaminantes. Además, este. 21.

(22) IEM-I-01-04 tipo de tecnología puede ser un gran sustituto de los generadores que funcionan gracias al petróleo y sus derivados.. Una celda combustible combina hidrógeno y oxígeno para producir electricidad en forma de corriente continua a través de un proceso electroquímico. Aparte de la electricidad, este proceso también produce agua y calor. Si la fuente de oxígeno es el aire, también se emitirán pequeñas cantidades de gas NOx debido a las impurezas en el aire. Aunque el oxígeno es la fuente de combustible más común, también se pueden usar gas natural, propano, gas licuado de petróleo (GLP) y gasificaciones de hidrógeno y carbón.. Debido a que las celdas combustibles generan energía a través de un proceso electroquímico, no están limitadas por las condicionantes de la ecuación del ciclo e Carnot, como los generadores de combustión interna y de pistón alterante. Es por este motivo que las celdas combustibles producen energía con eficiencias relativamente elevadas entre el (40 y el 80% de eficiencia). Además, poseen la tasa más baja de emisión de polución de todas las tecnologías de generación de energía existentes. Este tipo de tecnología ha sido usada en el programa espacial de los Estados Unidos desde comienzos de los 1960’s.. Las unidades de generación basadas en la tecnología de celdas de combustible se están volviendo viables comercialmente debido a la reducción en costos de producción y están siendo implementadas por firmas de generación, conglomerados industriales y desarrollos comerciales. Sistemas más pequeños. para aplicaciones residenciales, de transporte y. pequeñas aplicaciones comerciales serán viables comercialmente en los próximos años. Se espera que el precio para estos generadores. 22. se vuelva bastante competitivo porque la.

(23) IEM-I-01-04 tecnología de celdas de combustible es bastante sencilla y el precio de los componentes que se usan para realizar un generador de este tipo es bastante razonable.. La capacidad de las celdas combustibles varía entre 2.5kW 250kW pero debido a la modularidad del diseño de las celdas, estas pueden ser apiladas, llegando a poseer capacidades de generación de hasta 1MW.. Figura 2-8 Celda Combustible. 2.4 MODELO DE CARGAS LINEALES Cuando se tiene una carga en un sistema generalmente se conocen unos datos fundamentales de la carga, como el nivel de tensión, la potencia activa y el factor de potencia. Estos datos son generalmente, información suficiente para determinar una carga lineal. Para los efectos de este trabajo, se usarán cargas lineales en los nodos que tengan valores similares a los que. 23.

(24) IEM-I-01-04 se encontrarían en parques industriales o edificios de oficinas. La razón de esta elección radica en que es en estos lugares en donde se tendrá mayor propensión a encontrar carga no lineal también. Para calcular la potencia reactiva en cada nodo se acude a la ecuación de potencia activa y reactiva y se despejan los valores conocidos para obtener la potencia reactiva en cada nodo. S = P2 + Q2. Despejando. Q = S 2 − P2. De esta manera, la potencia reactiva en cada nodo de carga para el modelo de circuito urbano es 151.2 KVAr y la potencia reactiva en cada nodo de carga para el modelo de circuito rural es 26.3 KVAr.. 2.5 MODELO DE CARGAS NO LINEALES Una carga no lineal es aquella en la cual no existe proporcionalidad constante entre la corriente de la carga y la tensión instantánea. En muchos casos en donde se presenta esta condición, se puede apreciar también que la corriente no es continua. Esta carga puede ser conmutada solo en una parte de su ciclo, como sucede por ejemplo en circuitos controlados por tiristores o circuitos de rectificadores controlados. Una característica importante de este tipo de carga es que su corriente no es de tipo sinusoidal debido a la distorsión causada por los elementos no lineales de la carga; Lo mismo sucede con la onda de voltaje.. 24.

(25) IEM-I-01-04. Existen muchos elementos que pueden hacer que una carga se vuelva no lineal; entre estos se pueden destacar debido a gran proliferación, los dispositivos basados en tecnología basada en semiconductores, cuya relación voltaje corriente no es lineal. Otro tipo de carga no lineal que tiene mucha proliferación en los sistemas industriales son los variadores de velocidad, que ajustan la velocidad de un eje de motor a un valor especificado manualmente o automáticamente. Aparte de su función primordial, estos dispositivos también son usados para regular la velocidad de funcionamiento de una máquina, manteniéndola dentro de unos niveles de tolerancia preestablecidos.. 2.5.1 Variadores de Velocidad. Los variadores de velocidad AC y DC poseen una alimentación externa que convierten en una salida que se puede ajustar a la operación de un motor. El corazón del variador es un sistema de conversión de estado sólido: Este convierte usualmente la alimentación AC de una planta a un voltaje ajustable DC, que es alimentado a la armadura de motor haciendo así que la velocidad del motor varíe. Para que esto suceda se deben tener en cuenta los dos siguientes supuestos:. •. La corriente de campo del motor permanece constante. •. El motor es suficientemente grande para suministrar potencia a la carga.. Para convertir corriente alterna en corriente directa se pueden usar rectificadores controlados de silicio (SCR’s) o transistores; en los sistemas actuales se ha venido reemplazando el primer tipo de tecnología por tecnologías más nuevas a partir de transistores como los IGBT’s. Con este reemplazo en tecnología, se implementa un nuevo método para controlar la 25.

(26) IEM-I-01-04 conmutación debido a que la interfase se diseñó para voltaje, teniendo como efecto un manejo de corrientes más pequeñas que pueden conmutar y operar a mayores niveles de potencia, evitando también retrasos con otros dispositivos. Un ASD trifásico se compone de tres componente básicos: un rectificador, un acople DC y un inversor. El rectificador convierte el voltaje trifásico de entrada, a una señal DC. En el acople DC se encuentran grandes capacitores que suavizan la señal, ofreciendo un voltaje relativamente constante al inversor, y por último éste convierte la señal DC en un voltaje AC de frecuencia variable para controlar la velocidad del motor de inducción que está siendo alimentado. En el modelo EMTP del PWM-ASD, se diseñó un puente de diodos trifásico, un modulador por ancho de pulso senoidal y un acople DC para operar un motor de inducción de 25HP.”. 2.5.2 Modelo de Iluminación y otras Cargas No Lineales Las lámparas fluorescentes de balasto electrónico pueden ser representadas como cargas no lineales. Al pensar en una sola lámpara el efecto de inyección de armónicos es despreciable, sin embargo, cuando se piensa en un edificio, en donde se tienen mil lámparas prendidas la inyección de armónicos será considerable. A partir de los trabajos de A. Mansoor, W.M. Grady Wu Jun y Tapan Kumar Saha se pueden realizar un modelo de las lámparas de balasto como fuentes de armónicos en Harmflo®, obteniendo así los valores de inyección de armónicos más importantes. A continuación se presenta una tabla en donde se resumen los espectros de corriente armónica de elementos modelados y considerados como carga no lineal:. 26.

(27) IEM-I-01-04 Tabla 2-3 Espectro de corriente armónica en cargas no lineales (Ih/Il). H PC Iluminación ASD. 3 0.81 0.16. 5 0.53 0.086 0.175. 7 0.25 0.029 0.111. 9 0.09 0.02. 11 0.05 0.014 0.045. 13 0.04 0.008 0.029. 15 0.03 0.004. Este es el diseño en EMTP/ATP del ASD modelado por Oscar Araujo y que se usará en el modelo de cargas no lineales en este trabajo. En el diseño se pueden reconocer claramente todas las partes del variador ajustable de velocidad. Para realizar este modelo, se emplearon las siguientes características de de motor:. •. Potencia Nominal: 25Hp.. •. Eficiencia: 85%. •. Factor de potencia: 0.87. •. Slip: 2.5%. •. Inercia J: 0.15 N.m/s2. •. Rs = 0.371 Ω, Rr = 0.415 Ω, Xs + Xr = 16%, Xm = 250%. 27.

(28) IEM-I-01-04. Figura 2-9 ASD. 28.

(29) IEM-I-01-04 400 [V] 300 200 100 0 -100 -200 -300 -400 0.0609. 0.0847. (f ile ASD.pl4; x-v ar t). 0.1085. 0.1324. 0.1562. [s ]. 0.1800. v :VOUTA. Figura 2-10 Voltaje fase neutro en los terminales del motor. 240 [V ] 188 136 84 32 -20 0. 5. 10. 15 harmonic order. 20. 25. 30. 20. 25. 30. 200. -200 0. 5. 10. 15 harmonic order. Figura 2-11 Espectro armónico de voltaje en los terminales del motor. 60 [A] 40. 20. 0. -20. -40. -60 0.02. 0.04. 0.06. 0.08. 0.10. (file ASD.pl4; x-var t) c:VOUT -V TERMA. Figura 2-12 Corriente de salida del inversor. 29. 0.12. [s ]. 0.14.

(30) IEM-I-01-04 50 [A] 40 30 20 10 0 0. 5. 10. 15 harmonic order. 20. 25. 30. 200. -200 0. 5. 10. 15 harmonic order. 20. 25. 30. Figura 2-13 Espectro de corriente de la salida del inversor. 50.0 [A] 37.5 25.0 12.5 0.0 -12.5 -25.0 -37.5 -50.0 0.110. 0.119. 0.128. 0.137. 0.146. [s ]. 0.155. (f ile ASD.pl4; x-var t) c:X0030A-XX0028. Figura 2-14 Onda de corriente de la entrada del ASD. 2.6 MODELO DE PUESTAS A TIERRA Por medidas de seguridad, debe ser instalado un equipo conductor a tierra entre la unidad de GD y el sistema de distribución. Este conductor debe proveer un camino adecuado a tierra para las corrientes de falla y debe ser eléctricamente continuo. Los sistemas de puesta a tierra y el conductor deben estar en capacidad de portar la máxima corriente de falla que pueda ser impuesta por la conexión del sistema en ese punto. También se debe asegurar que la puesta a tierra tenga una impedancia lo suficientemente baja como para facilitar la operación de los dispositivos de protección de sobrecorriente bajo condiciones de falla. Bajo ninguna circunstancia se debe plantear el diseño de la unidad de GD teniendo en cuenta a la tierra como el único camino de las corrientes de falla.. 30.

(31) IEM-I-01-04 Si una sección de un sistema de distribución es aislada por una falla en una fase, el generador distribuido que está sirviendo a la parte aislada puede causar sobrevoltajes. Esto puede suceder si el generador no está aterrizado efectivamente (usualmente por que tiene un transformador en configuración delta – delta o delta – estrella) de tal manera que los voltajes de línea a tierra de las fases sin falla pueden subir hasta la tensión de línea a línea por el generador. Esto puede causar que los dispositivos de protección fallen o que equipos conectados a la red fallen. Cuando una falla monofásica a tierra sucede en un sistema de distribución y el interruptor (o recloser) de la subestación se abre, el sistema se vuelve de tres cables sin tierra debido a la inyección de potencia de la unidad de GD. Para que se mantenga el aislamiento, el generador debe tener suficiente excitación para continuar sirviendo potencia al sistema. Los generadores sincrónicos y los inversores conmutados (una fuente de voltaje invertida PWM) serían más propensos al aislamiento porque no requieren excitación externa. Los generadores de inducción y los inversores conmutados por línea (un inversor SCR) necesitan una excitación que usualmente viene de la red, pero que puede ser provista por condensadores de corrección de factor de potencia, de tal manera que estos generadores también puedan mantener una condición de aislamiento. Los cambios de neutro pueden ser resueltos por un transformador que esté aterrizado en el primario:. •. Conexión estrella aterrizada – estrella aterrizada: Este tipo de conexión dará una fuente efectivamente aterrizada si el generador cumple los requerimientos de puesta a tierra. Si el neutro del generador no está aterrizado apropiadamente, entonces el transformador no creará una fuente aterrizada a pesar de tener primario y secundario conectado a tierra. Algunos inversores necesitan aislamiento de la tierra y no están diseñados para operar con este tipo de conexión; lo mismo sucede con algunas máquinas rotantes que no fueron diseñadas para soportar la fuerza de una corriente de falla a tierra. Por esta razón, estas máquinas son conectadas a tierra a través de una. 31.

(32) IEM-I-01-04 impedancia o no son conectadas. Esta es la conexión a usar si el generador está aterrizado.. •. Conexión estrella aterrizada – delta: Esta conexión provee la mejor manera de aterrizar efectivamente la interconexión de un generador. También posee otras ventajas como la reducción de armónicos, el aislamiento entre primario y secundario para fallas a tierra y una menor caída de voltaje vista en los terminales del generador. El gran problema con esta conexión es que es un banco de aterrizaje que alimentará las fallas en el primario. Esto puede interferir con la coordinación de protecciones del sistema de distribución y puede hacerle perder sensibilidad a los dispositivos de protección, causando fallas en estos equipos. Grandes corrientes circulantes en el devanado del secundario pueden causar daños en el transformador de interconexión.. •. Conexión estrella aterrizada – delta con una reactancia que aterriza en el lado de alta: Este tipo de conexión provee una manera de limitar la fuente de fallas a tierra manteniendo al mismo tiempo un aterrizaje efectivo. En algunos casos, lograr los dos objetivos al tiempo puede ser imposible debido a que la reactancia que aterriza puede se lo suficientemente pequeña para hacer tierra efectiva pero puede causar que los valores de corriente de falla sean más elevados que los límites deseados.. 32.

(33) IEM-I-01-04. 3 ANÁLISIS DEL MODELO. 3.1 ANÁLISIS EN ESTADO ESTABLE Se realizo un flujo de carga armónico del sistema en el programa SuperHarm® de la firma Electrotek Concepts, en el cual se consideraron los casos de estudio sugeridos previamente. El análisis se hizo tanto en voltaje como en corriente.. 3.1.1 Caso 0: Sistema sin Generación Distribuida. Al revisar los datos de simulación del sistema, se encontró una leve interferencia armónica en la corriente de la subestación. Figura 3-1. Espectro armónico de corriente en línea subestación – nodo 2. 33.

(34) IEM-I-01-04. Figura 3-2. Perfil de la onda de corriente en línea subestación – nodo 2. Esta interferencia tan cerca de la subestación sugiere que en los nodos donde hay inyección de armónicos, el perfil de la onda de corriente se pudo haber visto seriamente comprometido. Para comprobar esta hipótesis, se analizaron los datos de corriente de los nodos 15 (ramal 3) y 19 (ramal 6) en donde hay una fuerte concentración de carga no lineal. Al simular el sistema, se encontraron los siguientes resultados:. Figura 3-3. Espectro armónico de corriente en línea nodo 15 - carga. 34.

(35) IEM-I-01-04. Figura 3-4. Perfil de la onda de corriente en línea nodo 15 - carga. Figura 3-5. Espectro armónico de corriente en línea nodo 19 - carga. Figura 3-6. Perfil de la onda de corriente en la línea nodo 19 - carga. 35.

(36) IEM-I-01-04 Como se puede ver, la inyección de armónicos si modifica el perfil de la onda de corriente en ambos nodos, notándose más crítico el caso en el nodo 15. Con respecto al voltaje, se presenta una leve interferencia en los nodos de los ramales que, sin embargo no afecta notablemente el perfil de la onda de voltaje.. Figura 3-7. Espectro armónico de voltaje en nodo 15. El efecto de la inyección de armónicos en la onda de voltaje es prácticamente nulo en la subestación del sistema. Figura 3-8. Perfil de la onda de voltaje en la subestación. 36.

(37) IEM-I-01-04 3.1.2 Caso 1: Generación Distribuida en otro ramal Cuando entra en servicio una unidad de GD en otro ramal diferente (en el 7) al lugar donde hay mayor inyección de armónicos se debe contemplar el caso en el cual las condiciones del sistema varían. Al simular el modelo con las variaciones implementadas se obtuvieron los siguientes resultados para corriente en la subestación. Figura 3-9. Figura 3-10. Espectro armónico de corriente en línea subestación – nodo 2. Perfil de la onda de corriente en línea subestación – nodo 2. Como se puede ver, el comportamiento es casi igual al del caso cero. Esto también se puede comprobar para el resto como por ejemplo en el nodo 15. 37.

(38) IEM-I-01-04. Figura 3-11. Figura 3-12. Espectro armónico de corriente en línea nodo 15 - carga. Perfil de la onda de corriente en línea nodo 15 – carga. Al analizar el perfil de onda y las magnitudes de los armónicos de voltaje en los tres nodos analizados, se pudo establecer que el comportamiento es muy similar al del caso cero.. 3.1.3 Caso 2: Generación Distribuida en el mismo ramal. Se introdujeron unidades de GD en los ramales donde se presentaba mayor inyección de armónicos obteniendo los siguientes resultados para corriente:. 38.

(39) IEM-I-01-04. Figura 3-13. Figura 3-14. Figura 3-15. Espectro armónico de corriente en línea subestación – nodo 2. Perfil de la onda de corriente en línea subestación – nodo 2. Espectro armónico de corriente en línea nodo 19 - carga. 39.

(40) IEM-I-01-04. Figura 3-16. Figura 3-17. Figura 3-18. Perfil de la onda de corriente en línea nodo 19 - carga. Espectro armónico de corriente en línea nodo 15 - carga. Perfil de la onda de corriente en línea nodo 15 – carga. 40.

(41) IEM-I-01-04 El comportamiento de la onda de voltaje fue muy parecido al del caso cero. 3.1.4 Caso 3: Generación Distribuida en el nodo donde se presenta la inyección de armónicos. Para realizar el análisis de este caso, se adicionó al sistema una unidad de GD en un nodo donde se presentara una fuerte inyección de armónicos al sistema. Para este efecto, se eligió el nodo 15 y se analizaron las respuestas en el nodo y en la subestación.. Figura 3-19. Figura 3-20. Espectro armónico de corriente en línea subestación – nodo 2. Perfil de la onda de corriente en línea subestación – nodo 2. 41.

(42) IEM-I-01-04. Figura 3-21. Figura 3-22. Espectro armónico de corriente en línea nodo 15 - carga. Perfil de onda de corriente en línea nodo 15 - carga. Se puede notar que los resultados son bastante similares a los obtenidos en el caso cero. En cuanto a voltaje, la inclusión del generador en el nodo no mostró mayores variaciones en las magnitudes de los armónicos presentes en el nodo y en el sistema.. Figura 3-23. Espectro armónico de voltaje en nodo 15. 42.

(43) IEM-I-01-04 3.1.5 Comparación entre los diferentes casos. A través de los análisis realizados se ha podido apreciar que la inclusión de unidades de GD distribuida en una red de distribución si afectan la calidad de la potencia en la red. Sin embargo, no se puede afirmar que el efecto general sea positivo o negativo; un ejemplo muy importante son los indicadores de distorsión armónica de corriente y voltaje del sistema. Mientras que la distorsión de voltaje disminuyó en todos los casos, la distorsión de corriente aumentó en todos los casos:. Tabla 3-1 Porcentaje de distorsión armónica de voltaje y corriente en el sistema. THD (límite IEEE 5%). TDD. nodo. sin GD. GD en otro ramal. GD en mismo ramal. GD en mismo nodo. N1 N15 N19 N1(L1) N15(L14) N19(L23). 0,00000 1,19260 1,23097 5,81313 14,75870 10,50130. 0,00000 1,18460 1,21231 6,04750 14,76140 10,50990. 0,00000 1,16667 1,19323 6,28143 18,17220 15,35790. 0,00000 1,17248 1,22000 6,02198 18,21420 10,50730. La inyección de unidades de GD arrojo resultados satisfactorios para la calidad del voltaje servido por la red; las componentes armónicas del sistema se redujeron en todos los casos que se probaron. Este fenómeno se debe a que aumentar la capacidad de generación y esparcirla a través del sistema mejora la máxima caída de tensión en el sistema y la regulación de voltaje. Al mejorar estas dos cualidades del sistema, se está fortaleciendo la magnitud del voltaje a frecuencia fundamental, hecho que mejora la relación porcentual entre esta y las otras magnitudes a frecuencias armónicas, reduciendo por ende el THD de voltaje.. 43.

(44) IEM-I-01-04. %THD en casos 1,40000 1,20000 1,00000 N1 N15 N19. 0,80000 0,60000 0,40000 0,20000 0,00000 sin GD. GD en otro ramal. GD en mismo ramal. GD en mismo nodo. Figura 3-24 Porcentaje de distorsión armónica de voltaje por nodo en cada caso. En el caso de la distorsión armónica de la corriente, se puede afirmar que incluir unidades de GD distribuida en un sistema incidirá de una manera negativa el sistema por completo ya que varía las magnitudes y direcciones de las corrientes del sistema, favoreciendo el aumento de las magnitudes de las corrientes armónicas, hecho que se confirmará en el análisis de corto circuito. Otro efecto de corriente se presentaba cuando la capacidad de la unidad instalada superaba las necesidades de la carga instalada en el nodo; la energía extra que se generaba causaba una inversión del flujo de corriente y potencia en la línea para servir cargas que antes eran servidas por la red.. 44.

(45) IEM-I-01-04. %TDD 20,00000 18,00000 16,00000 14,00000 12,00000 10,00000 8,00000 6,00000 4,00000 2,00000 0,00000. N1(L1) N15(L14) N19(L23). sin GD. GD en otro ramal. GD en mismo ramal. GD en mismo nodo. Figura 3-25 Porcentaje de distorsión armónica de corriente por nodo en cada caso. Figura 3-26 Flujos generados por unidades de GD. 45.

(46) IEM-I-01-04 En la gráfica, las flechas rojas indican los flujos de corriente y potencia de la red mientras que las flechas azules indican los flujos de corriente y potencia generados por la unidad de GD. Cuando la capacidad de la unidad es pequeña (G1), el flujo generado por la unidad es utilizado sirviendo las cargas que se encuentran cercanas a el; en muchos casos, es necesario un flujo de potencia proveniente de la red para servir toda la carga. Si la capacidad del generador es grande (G2) y este está en condiciones de poder servir otras cargas a través de la red, la unidad genera flujos inversos de corriente y potencia para servir otras cargas. Este tipo de operación puede alterar la infraestructura de la red en los nodos involucrados. Como los dispositivos de protección no fueron diseñados para interrumpir las corrientes de falla de las unidades de GD, es posible que la razón X/R de los generadores electromecánicos genere corrientes que se encuentran fuera del rango de tolerancia de los dispositivos de protección; El uso adecuado de inversores ayuda a evitar este problema.. 3.2 ANÁLISIS EN ESTADO TRANSITORIO En el estado transitorio se deseaba analizar cual era el comportamiento del sistema y en especial del nodo donde se encuentra inyectada la carga con la entrada en funcionamiento de una unidad de GD. Para lograr tal efecto se diseño una prueba en donde se presenta un nodo con carga lineal, al cual se le inyecta carga no lineal (un ASD), y al cual posteriormente se le conecta una unidad de GD.. 46.

(47) IEM-I-01-04. Figura 3-27. Entrada de carga NL y de unidad de GD en nodo para voltaje y corriente. La gráfica de la izquierda representa el comportamiento del voltaje transiente en el lado de la carga ante la inclusión de la carga no lineal (0.05 segundos) y de una unidad de GD (0.2 segundos). La gráfica de la derecha representa el comportamiento de la corriente en el mismo lapso de tiempo. Como se puede apreciar, la inyección de la carga no lineal altera el perfil de las ondas de voltaje y corriente distorsionándolas y aumentando su magnitud. Con la inclusión de la unidad de GD, el efecto transitorio de la carga no lineal, tanto en voltaje como en corriente, se reduce, volviendo a valores normales de operación. En el lado de alta el efecto transitorio de la entrada de la carga no lineal no se notó tanto debido a que el tipo de conexión del nodo con la red a través de un transformador, ayuda a suprimir este tipo de fenómenos (cfr. Modelo de puestas a tierra). Lo que si se nota es una reducción considerable en la corriente que entra al nodo debido a la entrada en servicio de la unidad de GD.. Figura 3-28. Entrada de carga NL y de unidad de GD visto desde la red para voltaje y corriente. 47.

(48) IEM-I-01-04. 3.3 ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO Con la inyección de una unidad de GD en un sistema de distribución, la impedancia de Thévenin se reducirá porque la impedancia del nuevo generador se encuentra en paralelo con la impedancia del sistema en ese punto; Al reducirse la impedancia de Thévenin, los MVA de corto circuito se aumentan, incrementando consecuentemente la corriente de corto circuito del sistema.. Figura 3-29. Figura 3-30. Ramal con unidad de GD instalada. Paralelo entre impedancia de GD y de la red en CC. 48.

(49) IEM-I-01-04 Recordando que:. MVA de corto circuito = (3)1/2 x (kV nominales) x |Icc | x 10 -3. Donde |Icc| en amperes es la magnitud de del valor rms de la corriente de cortocircuito en un a falla trifásica en el punto de conexión. La relación en MVA base con kV base y la corriente de base |Ibase| a través de:. MVA base = = (3)1/2 x (kV nominales) x |Ibase| x 10-3. Si kV base son iguales a los nominales entonces se puede obtener en por unidad que. MVA de corto circuito en por unidad = |Icc| en por unidad. El circuito equivalente de Thévenin visto desde el punto de conexión del sistema es, a voltaje nominal, una fem de 1.0 ∟00 por unidad en serie con la impedancia en por unidad Zth. Por lo tanto, bajo condiciones de equilibrio:. | Zth| =1.0/ Icc por unidad = (1.0/MVA de corto circuito) por unidad Estas variaciones se vuelven importantes si se recuerda la definición de la norma IEEE 519 para el control de armónicos sobre la respuesta característica de un sistema de potencia ante la presencia de armónicos en el numeral 5.1.1 (Pág. 27): “la capacidad de corto circuito del sistema es una indicación de la impedancia del sistema a frecuencia fundamental en un punto del sistema. Para alimentadores inductivos simples, esta es también la medida de la impedancia del sistema a frecuencias armónicas cuando estas se multiplican por el orden. 49.

(50) IEM-I-01-04 armónico. Sistemas más estrictos (mayores capacidades de corto circuito) tienen menor distorsión de voltaje para el mismo tamaño de una fuente de corriente armónica que sistemas más débiles (menores capacidades de corto circuito).”. Entonces, si disminuye la impedancia de Thévenin y aumentan los MVA de corto circuito, las corrientes de corto circuito también se aumentarán porque son directamente proporcionales a los MVA de corto circuito.. El efecto total de la inclusión de unidades de GD en un sistema hace que la corriente de corto circuito se aumente ocasionando que las protecciones del sistema deban ser redimensionadas. Por otra parte, las corrientes armónicas del sistema también crecen debido a que son inversamente proporcionales a la magnitud de la impedancia de Thévenin, lo que indicaría una mayor distorsión armónica en corriente.. Si se considerase el modelo de barra infinita, también se afectaría la impedancia de Thévenin porque la impedancia de la unidad de GD estaría en paralelo con la de la carga en la S/E.. 50.

(51) IEM-I-01-04. 4 CALIDAD DE LA POTENCIA Y NORMATIVIDAD CON LA INCLUSIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN UNA RED DE DISTRIBUCIÓN 4.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN Y FUNCIONAMIENTO Como se pudo observar previamente la generación distribuida puede generar una serie de problemas de calidad de potencia en una red de distribución, sin embargo, aunque la tecnología de conversión de energía puede causar una parte de estos problemas, la mayoría de los efectos negativos para la calidad de la potencia de la red los causan los equipos que sirven de interfase del sistema eléctrico.. Existen unas condiciones básicas de operación de una unidad de GD que deben ser mantenidas. En primer lugar la unidad debe venir con un equipo de control capaz de interrumpir la conexión entre la unidad y la red en un caso en donde haya una falla en el alimentador que atiende la unidad de GD o exista una condición de aislamiento de la red.. Proveer una lista exacta sobre que tipo de control y protecciones debe tener una unidad de GD es prácticamente imposible porque la mayoría de estas depende de la ubicación de la unidad dentro de la red y el mismo tipo de unidad. Sin embargo se puede decir que los equipos de interrupción que conecten al generador con la red deben poseer unas condiciones determinadas que son desconectarse en seis ciclos si el voltaje cae por debajo de 60Vrms o sube por encima de 165Vrms (respuesta inmediata), iniciar un ciclo de desconexión de un par de segundos si el voltaje sobrepasa los 132Vrms o cae de los 106Vrms, es decir, si se presentan fenómenos de “swell” y “sag” de voltaje.. 51.

(52) IEM-I-01-04 Bajo ninguna condición se debería permitir que se llegara a condiciones de sobrevoltaje y subvoltaje porque estos fenómenos afectan la carga en una forma negativa. El interruptor también debe observar que la frecuencia se mantenga entre los 59.3 y 60.5Hz o de lo contrario debería iniciar un ciclo de desconexión inmediato (seis ciclos). Es importante anotar que es posible que se requieran otros equipos de monitoreo y protección según la ubicación y tipo de la máquina. Las funciones de protección de subfrecuencia y sobrefrecuencia son los medios más importantes para detectar condiciones de aislamiento.. Es importante que estas protecciones funcionen rápidamente pero se deben evitar disparos innecesarios que causen inestabilidad en el sistema. Los niveles de frecuencia proporcionados por la red son bastante estables, sin embargo, desbalanceos en la fase de voltaje y el ángulo pueden ocurrir en sistemas de transmisión y distribución debido a cambios instantáneos en la corriente de carga. Sobre una medida de tiempo lo suficientemente corta, estos cambios de voltaje pueden causar disparos innecesarios en las funciones de sobrefrecuencia y subfrecuencia. En un periodo de medición de tiempo corto, un cambio en la fase del voltaje es indistinguible de un cambio en la frecuencia. Los tiempos de disparo para subfrecuencias y sobrefrecuencias deben ser lo suficientemente largos para prevenir disparos innecesarios debido a la mala interpretación de de variaciones en el ángulo de fase del voltaje como desviaciones en frecuencia. Cotas inferiores adecuadas pueden ser puestas a los tiempos de disparo una vez que son conocidos la mínima frecuencia de operación, la máxima frecuencia de operación y los umbrales de disparo. La formulación matemática para estas cotas es:. Tuf _ trip >. θ swing _ max. 2π ( f op _ min − f under _ trip ). Ec. 4-1. 52.

(53) IEM-I-01-04. Tof _ trip >. Θswing_max funder_trip. θ swing _ max. 2π ( f over _ trip − f op _ max ). Ec. 4-2. Angulo máximo anticipado de variación de fase de voltaje (radianes). Cota de disparo de subfrecuencia (Hz).. fover_trip. Cota de disparo de sobrefrecuencia (Hz).. fop_min. Mínima frecuencia de operación sin riesgo de disparos de frecuencia innecesarios (Hz).. fop_max. Máxima frecuencia de operación sin riesgo de disparos de frecuencia innecesarios (Hz).. Tuf_trip. Tiempo de disparo de subfecuencia (s).. Tof_trip. Tiempo de disparo de sobrefecuencia (s).. En un sistema real, las variaciones del ángulo de fase del voltaje que excedan un octavo de ciclo son poco probables (variación máxima = θ/4). Para prevenir el riesgo de disparos innecesarios con este tamaño de variación de fase para un sistema que opera al menos a 0.5Hz por debajo de la subfrecuencia o de la sobrefrecuencia, los tiempos de disparo deben ser de al menos 0.25 segundos (15 ciclos).. Para evitar problemas con el fenómeno del recierre fuera de fase, el circuito interruptor debe mantener un control de sincronización después del recierre en el alimentador (observar un tiempo de 12 ciclos es adecuado). Es importante anotar que también se deben colocar equipos de protección y monitoreo en la parte de la conexión que corresponde a la red debido a que puede haber fallas en la unidad de GD que pueden afectar a la red seriamente.. 53.

(54) IEM-I-01-04 Tabla 4-1 Estimaciones de rango de voltaje, frecuencia y tiempos de disparo. RANGO(PERCENTUAL) RANGO (VOLTAJE). TIEMPO DE TIEMPO DE DISPARO DISPARO (SEGUNDOS) (CICLOS). <70%. <84. 0.166. 10 retraso y 10 disparo. 70% - 90%. 84 – 108. 30.0 Y 0.166. 1800 retraso y 10 disparo. 90% - 105%. 108 – 126. Rango normal. Rango normal. 105% - 110%. 126 – 132. 30.0 Y 0.166. 1800 retraso y 10 disparo. >110%. >132. 0.166. 10 retraso y 10 disparo. <59.3. 0.25. 15 disparo. 59.3 – 60.5. Rango normal. Rango normal. >60.5. 0.25. 15 disparo. FRECUENCIA (Hz). Es posible que sea necesario para un propietario de una unidad de GD tener que obtener un transformador para poder conectarse a la red; en este caso, este equipo se llama transformador dedicado y deberá cumplir con los requisitos que le sean dictaminados por el propietario de la red. Este transformador, según la regulación de la red de distribución puede hacer parte de la propiedad del dueño de la unidad de GD y por ende, el se debe hacer responsable de la operación y el mantenimiento de dicho transformador. En otros casos, la red maneja el equipo pero los costos de O y M son transferidos al usuario. En un sistema de distribución secundario (IEEE std.100), el servicio de energía es servido a través de muchos transformadores mientras que en un sistema radial, la energía fluye por un solo camino para llegar a la carga. En los sistemas de distribución secundarios, los secundarios de los transformadores se conectan entre si para proveer múltiples caminos para. 54.

(55) IEM-I-01-04 que fluya la energía, aumentando de esta manera la confiabilidad del sistema. Para evitar que la energía se mantenga en un camino cerrado pasando de un transformador a otro y viceversa, se implementan unos dispositivos llamados protectores de red. Estos detectan tales reflujos de energía y abren el circuito en muy pocos ciclos de tiempo. Si la salida agregada de energía del generador distribuido excede la carga agregada de la red secundaria de distribución, la energía extra activará uno o más protectores de red. Si una situación como esta sucediera, el nivel de confiabilidad de la red de. distribución se reduciría. En tal. condición, la Generación Distribuida tendría un efecto negativo sobre el sistema. Para evitar tales efectos sería necesario revisar el tamaño de las unidades de Generación Distribuida instaladas que posean funciones protectivas basadas en inversores y limitar el tamaño de estas a no más del 25% de la carga total instalada en la red de distribución secundaria. La capacidad total de la generación distribuida en la red secundaria es la suma de las capacidades de placa de los generadores mientras que la carga total se determina por medio de la carga máxima de la red en los últimos doce meses. Esta restricción se puede representar por medio de la siguiente formula:. capacidadtotalGDred ≤ 0.25 * c arg atotal red. Ec. 4-3. En muchos casos, es necesario convertir el sistema a radial para evitar problemas como los anteriores. Sin embargo nuevos problemas se presentan cuando se opera un sistema de distribución radial con generación distribuida.. No existen estándares para la conexión y funcionamiento de celdas combustibles en un sistema de generación distribuida; Sin embargo, basándose en los estándares de funcionamiento básico ANSI Z21.83 y NFPA853 se registra que existe una diferencia en el. 55.