INTEGRACIÓN DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN UNA EMPRESA DISTRIBUIDORA EN EL NIVEL DE MT: SU IMPACTO, REGULACIÓN Y RESPUESTA DE LA RED Facultad de Ciencias Exactas Físicas y Naturales Universidad Nacional de Córdoba Facultad de Ingeniería Universidad Nacional de Río Cuarto

2 El cambio de la concepción tradicional del Sistema Eléctrico con grandes centrales ubicadas lejos de los centros de consumo y con grandes redes de distribución que llevan la potencia hasta los sitios de consumo….

3 Es el nuevo enfoque de la industria eléctrica, la conceptualización de la Generación Distribuida (GD) Utilización, de forma integrada o individual, de pequeños generadores, por parte de compañías eléctricas, clientes eléctricos o terceros, en aplicaciones que benefician al sistema eléctrico, a usuarios eléctricos específicos o a ambos Fuente: EPRI Distributed Resources Target

4 Con la característica de la bi-direccionalidad del Flujo de Potencia

5 Estas circunstancias han motivado analizar un sector de las redes actuales de distribución en MT de la empresa EPEC de la Provincia de Córdoba de Argentina

6 El sector del sistema seleccionado comprende una línea de AT de 66 KV, una barra de 13,2 KV -Río II- y dos alimentadores de 13,2 KV, denominados D3R y D4R. La línea de AT, responde a la Especificación Técnica (ET) 1003 de EPEC con disposición de triángulo de base horizontal y el tendido en MT de 13,2 KV responde a la ET1002 de EPEC de conformación coplanar El esquema es radial, y los valores de carga máxima son NO simultáneos registrados durante el 2009 en cada SET, se indican clientes singulares, industrias y otras Empresas Distribuidoras (ED) como las Cooperativas de Lozada y Toledo. La puesta a tierra es rígida en el inicio de cada nivel de tensión. Características del Sistema Eléctrico

7 Se fijaron para la GD las siguientes pautas La GD se inyectará de manera fija y estacionaria en los clientes singulares, los cuales generan la potencia que consumen de acuerdo a su registro máximo. La forma de conexión de los generadores, es a través de transformadores elevadores de tensión, con seccionamiento de la conexión a tierra abierto (en MT) para permitir el aterramiento en caso de funcionamiento en isla. Configuraciones de red estudiadas son: I - Radial sin GD II - Radial con GD III - Anillado con GD IV - Mallado con GD

8 Las hipótesis de estudio se basaron considerando situaciones con GD y líneas de interconexión

9 Se plantearon los siguientes escenarios de carga en base a registros de carga máxima NO simultáneos El 25% de la carga máxima registrada El 50% de la carga máxima registrada El 80% de la carga máxima registrada El 100 % de la carga máxima registrada El 125 % de la carga máxima registrada De esta manera se están analizando todos los estados de cargas reales posibles del sistema eléctrico

10 Los indicadores de la integración de la GD tomados son: Fuente: Dr Francisco M. Gonzalez-Longatt

11 Fuente: Dr Francisco M. Gonzalez-Longatt

12 Los indicadores para la red en estudio son: Índices Ip según el estado de carga. Índice Id general y por alimentador

13 El estudio es en Régimen Estacionario del Sistema Eléctrico con diferentes configuraciones Configuraciones I) Configuración Radial Tradicional II) Configuración Radial Tradicional con GD III) Configuración Anillada con GD IV) Configuración Mallada con GD Estudios 1 - Flujo de Potencia 1-A Perfiles de Tensión 1-B Pérdidas Activas 1-C Carga porcentual de líneas 2 – Cortocircuito 2-A Valores de Icc 2-B Sobretensiones 2-C Huecos Para el cálculo de Flujo de Potencia se utilizó el método iterativo de Gauss Seidel y para Cortocircuito se construyó la matriz de impedancia ambos realizados y corridos en Matlab

14 1-A Perfiles de tensión en p.u. por alimentador Carga del 25% de la Carga Máxima Perfiles de tensión en D3R en p.u. Perfiles de tensión en D4R en p.u.

15 Carga del 100% de la Carga Máxima Perfiles de tensión en D3R en p.u. Perfiles de tensión en D4R en p.u.

16 1-B Pérdidas Activas respecto a la configuración Radial s/GD Relación de pérdidas activas con carga al 25% Relación de pérdidas activas con carga al 100%

17 Comparación de la energía activa perdida por tipología de red en un ciclo medio de 24 horas Epc = Wo(T10)*T + ∑Wo(TGD)*T + ∑Wai * ti Donde: Epc es la Energía perdida por ciclo Wo(T10) pérdidas en vacío de los Transf. 10 MVA Wo(TGD) pérdidas en vacío de los Transf. de GD Wai pérdidas activas del sistema en el período parcial i Energía perdida en Kw-h en un ciclo para cada tipología T es la duración del ciclo en horas ti es el tiempo en horas del período parcial i

18 1- C Carga porcentual de la línea de AT y líneas de interconexión con GD

19 Flujo de potencia activa en la LAT

20 2-A Cálculo de los valores de las Icc Los principales factores que afectan los niveles de Scc a lo largo de los alimentadores son: la Scc de las fuentes de GD, las potencias de los transformadores, los esquemas de barras, las impedancias de las líneas y la localización de la falla. Se realizaron simulaciones de falla monofásica, trifásica, bifásica y bifásica a tierra en cada barra del sistema. Valores en pu de las Corrientes CC IK1R Valores en pu de las Corrientes CC IK3 con respecto al Sistema Radial s/GD con falla en cada barra indicada del alimentador D3R

21 Los resultados de la Icc bifásicas y bifásicas a tierra se mantuvieron dentro de los valores de las IK1R y IK3, resultando valores en KA para todos los casos y barras, manejables hoy por los dispositivos de protección. Observándose, que las IK3 aumentaron más en proporción que las IK1R como se observa en la figura con igual comportamiento en cada alimentador. Relación IK1R/IK3 en cada barra del alimentador D3R

22 Esto es debido al cambio de los parámetros en las líneas, como se visualiza en las relaciones de las impedancias Z0 y Z1 y sus ángulos en el sistema eléctrico Relación de Z0/Z1 en cada barra del alimentador D3R Diferencia angular de Z1-Z0 en cada barra del alimentador D3R Los valores se mantienen dentro de los índices característicos de estas redes con puesta a tierra rígida de acuerdo a la VDE

23 2-B Cálculo de las Sobretensiones Los niveles de sobretensiones estacionarios de fase sana durante una falla asimétrica en una red, estarán determinados principalmente por el tipo de puesta a tierra, encontrándose sus valores dentro de los límites fijados por la IRAM 2496:2003 (máximo 1,7 VN). Sobretensiones en la fase T con falla monofásica en fase R en las barras indicadas del alimentador D3R

24 2-C Análisis de huecos de Tensión Los huecos de tensión que sobrevienen por defectos trifásicos, se encuentran dentro de los valores esperados para estas configuraciones. Se observa que en configuración mallada o anillada, los huecos se profundizan por cambios en el PAC (Punto de Acoplamiento Común), notándose una mejoría en el caso de la configuración radial con GD. Perfiles de los huecos de tensión en las barras del alimentador D3R ante una falla trifásica en barra de Georgalos de D4R

25 Conclusiones Para estas tipologías de red se concluye que son muchos los aspectos técnicos positivos, tanto para el usuario como para la ED, en cuanto a Calidad de Potencia, Confiabilidad, Seguridad y Continuidad de Suministro Eléctrico Del Estudio de Flujo de Potencia se observa que: Los perfiles de tensión mejoran y se equiparan con la inclusión de la GD. En cuanto a las pérdidas activas no se puede afirmar un ahorro importante con la GD, por lo que es necesario realizar un estudio de Energía por ciclo para cada caso de GD. Se reducen las cargas en las líneas. Se mejora la calidad de servicio con el anillado o mallado.

26 Del Estudio de Corto Circuito se observa que: Ante fallas, las Icc no alcanzan valores importantes, magnitudes estas manejables por los dispositivos de protección actuales. Las sobretensiones se encuentran dentro de los límites fijados por las normas IRAM 2496:2003. Las relaciones de las impedancias muestran valores característicos (Z0/Z1 se encuentran por debajo de 4 y la diferencia angular Z1-Z0 está por debajo de 30º, manteniéndose todos los valores característicos de redes con neutro rígido a tierra de acuerdo a VDE). Se logra una mejoría en los perfiles de los huecos de tensión. En un futuro cercano, deben rediseñarse y repensarse las redes de MT hacia una nueva filosofía de los sistemas, dispositivos de protección y maniobras, alcanzando así la Automatización de la Distribución (AD).

27 No esperemos usar a la GD como Emergencia tal cual ocurrió en la Pcia de Córdoba durante enero y febrero de 2010 por avería de un transformador de 300MVA Conexión e inyección en SET de la EPEC de unidades generadoras

28 Tanto la Empresa Distribuidora como particulares, comercios e industrias han hecho uso de la GD Se observaron en múltiples puntos la conexión al sistema de unidades generadoras

29 MUCHAS GRACIAS Ing.Miguel Piumetto PhD. Juan Carlos Gomez Targarona