2.2. Marco Referencial
2.2.1. Norma regulatoria vigente nacional e internacional para la interconexión de GD
2.2.1.2. ARCONEL Regulación 004/15, “Requerimientos Técnicos para la conexión y operación de generadores renovables no convencionales a las redes de
transmisión y distribución”.
El objetivo de esta regulación es establecer los criterios y requisitos relacionados con la conexión de los generadores renovables no convencionales a las redes de transmisión y distribución, a fin de: no degradar la calidad y confiabilidad del servicio de energía eléctrica, en la zona de influencia del generador, manteniendo los niveles de corrientes y voltajes del sistema dentro de sus rangos admisibles asegurando la operación eficiente y segura de la red [51].
2.2.1.3. Standard| IEEE 1547, “Standard for Interconnecting Distributed Resources With Electric Power Systems”.
La estándar IEEE 1547, se concentra en dar especificaciones técnicas para la conexión, diseño, instalación y evaluación de pequeños medios de generación en los sistemas eléctricos de distribución, entregando consideraciones técnicas de seguridad, requerimientos de operación y una respuesta bajo criterios normales y anormales, las descripciones anteriores son aplicables a todas la tecnologías de GD con capacidades iguales o menores a 10MVA [52]. Esta norma establece una serie de criterios para la conexión de GD, destacándose entre ellos los siguientes [52].
a) Se le exige a la unidad de GD que regule activamente la tensión en el nodo de conexión.
b) La conexión/desconexión de la unidad de GD de la red de distribución en la configuración de operación normal, debe variar dentro de un rango acotado a la tensión en estado estacionario de los distintos nodos de la red de influencia del generador.
c) La presencia de la unidad de GD en la red no debe hacer que la tensión en los nodos exceda los límites reglamentarios para ningún estado de carga de la red y potencia inyectada por el generador.
38 d) El generador debe contar con la capacidad de detectar fallas en la red local a la cual
está conectado, debiendo aislar el suministro de energía a la red ante esta falla.
e) El generador deberá interrumpir la energización a la red de distribución antes del recierre por parte de la empresa distribuidora.
f) El módulo de GD debe ser capaz de detectar la condición de isla y desconectarse de la red en un tiempo inferior a 2 segundos.
En otras palabras la estándar IEEE 1547, propone que en caso de originarse una falla en el sistema de distribución, se debe desconectar de manera instantánea todas las unidades de GD logrando que el sistema recupere su estado original antes de la interconexión con GD.
Con la finalidad de mantener la coordinación tradicional (inicial) de las protecciones de sobrecorriente logrando de este modo poder aislar la falla sin realizar reajustes en los dispositivos.
2.2.1.3 Efectos de la Generación Distribuida en las Redes de Distribución.
Diferentes estudios coinciden en que la conexión de GD a los sistemas de distribución perturba ciertas características técnicas como lo son [53] [54]:
• Flujos de carga.
• Pérdidas.
• Variación de los niveles de voltaje
• Contribución a niveles de cortocircuito.
Todas estas variaciones ponen en riesgo la operación correcta de la red y del sistema de protección y por consiguiente la seguridad, confiabilidad y calidad del suministro energético.
2.2.1.4 Penetración de la GD en el sistema de distribución.
La introducción de GD en el sistema de distribución genera ciertas ventajas. Sin embargo, estas pueden llegar a transformarse en desventajas, por lo cual es importante conocer el nivel de penetración de la unidad de GD y su dispersión en la red. Según, [53] [54] [55].
%𝑵𝒊𝒗𝒆𝒍𝑮𝑫 = ( 𝑷𝑮𝑫
𝑷𝑳𝑶𝑨𝑫)*100
Ecuación 2. 1
39 Dónde:
%𝑁𝑖𝑣𝑒𝑙GD = Nivel de penetración de la GD.
PGD= Potencia productiva por la unidad de GD.
Pload= Demanda total del sistema.
%𝑫𝒊𝒔𝒑𝒆𝒓𝒄𝒊ó𝒏𝑮𝑫 = (# 𝒏𝒐𝒅𝒐𝒔𝑮𝑫
#𝒏𝒐𝒅𝒐𝒔 𝒍𝒐𝒂𝒅)*100
Ecuación 2. 2 Dónde:
%𝐷𝑖𝑠𝑝𝑒𝑟𝑐𝑖ó𝑛GD = Nivel de dispersión de la GD.
# nodosGD= Número de nodos con inyección de GD.
# nodos load= Numero de nodos con demanda.
3.5.1.1 ARCONEL Regulación 003/18, “Generación fotovoltaica para auto
abastecimiento de consumidores finales de energía eléctrica”
Instituye las condiciones para el desarrollo, participación e implementación de consumidores que cuenten con sistemas de micro generación fotovoltaica, de hasta 100 kW de capacidad nominal instalada, colocados en techo, edificación o superficies de vivienda, para la categoría residencial y general determinados en el pliego tarifario en bajo o medio voltaje [56].
Esta regulación determina lo siguiente [56]:
• Condiciones comerciales y técnicas para la instalación de sistemas FV con una capacidad nominal máxima de 100 kW.
• Condiciones para los sistemas de medición.
• Operación en sincronismo con la RD.
• Tratamiento comercial de la energía generada, consumida y eventuales excedentes de energía entregado al sistema.
• Procedimientos y requisitos para la conexión a las redes de la empresa que entrega el servicio y autorización de instalación.
40 Figura 2.13. Esquema de conexión del sistema fotovoltaico.
.
Fuente: (ARCONEL., 2019)
3.5.1.2 Dimensionamiento del sistema FV.
La capacidad nominal no podrá superar los 100 kW esta se puede determinar conforme a la siguiente expresión [56].
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 = ∑𝑚𝑒𝑠 12𝑖=𝑚𝑒𝑠 1𝐸𝑛𝑀𝑆𝐿𝑖(𝑘𝑊ℎ)
𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 ∗ 8760(ℎ)(𝑘𝑊)
Ecuación 2. 3 Dónde:
EnMLS: energía mensual facturada al consumidor.
Factor de planta de diseño: será determinado con el estudio técnico.
Factor de planta del sistema FV una vez conectado no podrá ser mayor al factor de planta determinado en el diseño. Todo cambio o variación con los estudios de diseño o instalación del sistema FV, deben ser autorizados por la empresa distribuidora. [56].
41 3.5.1.3 Condiciones técnicas.
La operación del sistema FV no debe provocar daños ni alteraciones a los niveles de seguridad de la red, variación en los nieles de voltaje solo lo establecido y permitidito y demás aspectos relacionados con la calidad y condiciones de seguridad establecidos en las normas vigentes. [56].
3.5.1.4 Definición del punto de conexión a la red de la empresa de distribución.
Se recomienda a la empresa de distribución evaluar y tomar en cuenta los siguientes aspectos:
• La condición de conexión a la RD será establecida considerando la potencia del sistema FV, la existencia de cargas sensibles en la zona de conexión (hospitales, entre otros). [56].
• No deberá existir intercalado, en el circuito formado desde los bornes del inversor hasta el equipo de medición, ningún equipo diferente demandado por el sistema FV. [56].
• Se podrán intercalar instalaciones fotovoltaicas en media y baja tensión en un mismo circuito de bajo voltaje siempre y cuando la suma de ellos no exceda los 100 kW de capacidad nominal instalada, se debe evitar establecer puntos de conexión directos a los centros de transformación. [56].
• El factor de potencia de la energía suministrada al sistema de distribución deber aproximar su valor a la unidad. [56].
• El cliente con sistema FV deberá operar en el rango de voltaje entre 0.9 y 1.10 del voltaje nominal de la red, en casos de operar fuera de este rango, se deberá calibrar las protecciones considerando un tiempo máximo de 1segundo. [56].
• La variación máxima de la frecuencia permitida en la operación en sincronismo con la red será de ±5%. [56].
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN
43
3.1 . Localización.
La investigación está dirigida a obtener los puntos de ubicación óptima de unidades de GD, analizar los beneficios y desventajas que se pueden ganar con el uso de modelos matemáticos, el análisis de optimización se aplica en un modelo de RD referenciado de la IEEE en un modelo de 37 barras.
Figura 3. 1. Diagrama de 37 barras referenciado IEEE del circuito Delta del BUS.
Fuente:( Kerstinq, 1991).