Contrato de Prestación de Servicios de Consultoría … CPSC 1642013... · en estas redes en...

Contrato de Prestación de Servicios de Consultoría CPSC 164/2013

Cooperación Canadiense 82/2003

“Determinación de Costos de Transporte de Energía Reactiva en el

Sistema Interconectado Nacional – SIN”

Memorias del Taller Técnico de Difusión de Resultados

Documento 5112326237-04

Revisión 0

Universidad Tecnológica de Pereira

Pereira – Colombia

Julio 22 de 2014

ÍNDICE DE MODIFICACIONES

Índice de revisión Sección modificada Fecha Observaciones

0 --- Julio 22 de 2014 Versión original

REVISIÓN Y APROBACIÓN

Número de revisión 0

Responsable por

elaboración Nombre Harold Salazar

Firma

Responsable por

elaboración Nombre Carlos J. Zapata

Firma

Responsable por

elaboración Nombre Alejandro Garcés

Firma

Responsable por

elaboración Nombre Geovanny Marulanda

Firma

Responsable por

elaboración Nombre Carlos S. Saldarriaga

Firma

Responsable por

elaboración Nombre Juan G. Valenzuela

Firma

Responsable por

revisión Nombre Harold Salazar

Coordinador del

Proyecto Firma

Responsable por

revisión Nombre Carlos J. Zapata

Director del Proyecto Firma

Fecha Julio 22 de 2014

GRUPO DE INVESTIGACIÓN PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

Fundado en el año 1999 por el Ingeniero Ramón Alfonso Gallego Rendón, tiene como misión desarrollar,

mejorar y aplicar conocimiento en el área de sistemas eléctricos de potencia para transferirlo a la comunidad

académica y a las empresas del sector eléctrico.

Sus principales áreas de trabajo son:

Planeamiento de sistemas de transmisión de energía eléctrica

Planeamiento de sistemas de distribución de energía eléctrica

Confiabilidad de sistemas eléctricos

Calidad de la potencia

Investigación de operaciones y optimización matemática

Mercados de electricidad y gas natural

Energías alternativas

Redes inteligentes

ABREVIATURAS UTILIZADAS EN ESTE DOCUMENTO

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

fp Factor de potencia

GP Grupo de investigación Planeamiento en Sistemas Eléctricos

OLADE Organización Latinoamericana de Energía

OR Operador de Red

STN Sistema de Transmisión Nacional

STR Sistema de Transmisión Regional

UPME Unidad de Planeación Minero - Energética

UTP Universidad Tecnológica de Pereira

0

Determinación de Costos de Transporte de Energía

Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Universidad Tecnológica de Pereira

Memorias del taller técnico

de difusión de resultados Julio 22 de 2014

TABLA DE CONTENIDO

Página

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 1

2. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO .......................................................................................................... 3

3. MEMORIAS DEL TALLER ............................................................................................................... 4

1





1. INTRODUCCIÓN

El día 06 de noviembre del 2013 la OLADE y la UTP firmaron el contrato de prestación de servicios de

consultoría CPSC 164/2013 cuyo objeto es analizar la asignación de responsabilidades en la gestión del

transporte de la energía reactiva en el STN y en los STR y efectuar las recomendaciones que se consideren

pertinentes con el fin de mantener o mejorar la señal de eficiencia de la red a través del control del transporte

de energía reactiva. El estudio se inició de manera formal el día 19 de febrero del 2014 con la firma del acta

de inicio.

El alcance de este estudio incluye, sin limitarse a ello, al desarrollo de los siguientes objetivos:

1. Revisión de las responsabilidades para los transmisores y operadores de red

La UTP debe documentar y analizar las responsabilidades asignadas en el marco regulatorio actual para

los transmisores nacionales y los OR frente a la gestión de la potencia reactiva en las redes que operan.

2. Análisis técnico del flujo de potencia reactiva en el STN y STR

Con base en la información disponible del STN y de los STR, la UTP debe analizar mediante el uso de

programas computacionales de modelamiento de redes el comportamiento de los flujos de energía reactiva

en estas redes en aplicación de la regulación actual, efectuando análisis de sensibilidad respecto de las

modificaciones o cambios de condiciones del sistema (cambio de taps, apertura o cierre de interruptores,

etc.)

Las simulaciones deben considerar como mínimo la operación del sistema en condiciones de demanda

máxima, mínima y media, así como la información de despacho real de cinco horas en los que se presentó

la máxima transferencia de potencia reactiva y cinco horas en los que se presentó la mínima transferencia

de potencia reactiva durante el año 2012. Para la determinación de las simulaciones en condiciones de

demanda media se podrá tomar la fecha representativa que se considere apropiada.

En las simulaciones que se realicen, la UTP debe identificar los puntos de condiciones operativas en el

STN y los STR que ocasionan pagos por el transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la

regulación vigente.

Los análisis adelantados deben incluir los requerimientos de compensaciones o suministro de energía

reactiva en los sistemas, resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0,95

para la demanda. En cada caso se debe cuantificar las pérdidas de energía y evaluar la conveniencia de

exigir de un factor de potencia superior al vigente.

3 Recopilación de la normatividad de energía reactiva en otros países

Se debe efectuar una compilación de la reglamentación sobre el tratamiento del transporte de energía

reactiva en 10 países distintos a Colombia, realizar comparaciones de los principales aspectos y

documentar las diferencias respecto de la reglamentación nacional.

4 Identificación de alternativas regulatorias.

Acorde con los aspectos técnicos encontrados como resultado de las simulaciones de que trata el numeral

1 y con base en la información recopilada, según lo solicitado en el numeral 3, proponer un esquema

alternativo para desincentivar el transporte de energía reactiva en Colombia y la asignación de

responsabilidades frente a su gestión.

2





Para el cumplimiento de los objetivos anteriormente expuestos, la UTP deberá efectuar las siguientes

actividades además de otras que considere necesarias para lograr los alcances asociados al desarrollo del

proyecto:

1. Documentar y analizar las responsabilidades asignadas en el marco regulatorio actual para los

transmisores nacionales y los OR frente a la gestión de la potencia reactiva de las redes que operan.

2. Analizar mediante el uso de programas computacionales de modelamiento de redes el comportamiento de

los flujos de potencia reactiva en estas redes en aplicación de la regulación actual efectuando análisis de

sensibilidad respecto de modificaciones o cambios de condiciones del sistema (Cambio de taps, apertura o

cierre de interruptores, etc.)

3. En base a los resultados obtenidos del numeral anterior, la UTP debe identificar los puntos y condiciones

operativas en el STN y en los STR que ocasionan pagos por el transporte en exceso de energía reactiva de

acuerdo con la regulación vigente.

4. Identificar los requerimientos de compensaciones o suministro de energía reactiva en los sistemas

resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0,95 para la demanda. En

cada caso se debe cuantificar las pérdidas de energía y evaluar la conveniencia de exigir un factor de

potencia superior al vigente

5. Efectuar una compilación de la reglamentación sobre el tratamiento del transporte de energía reactiva en

10 países distintos a Colombia, realizar comparaciones de los principales aspectos y documentar las

diferencias respecto de la reglamentación nacional.

6. Proponer un esquema alternativo para desincentivar el transporte de energía reactiva en Colombia y la

asignación de responsabilidades frente a su gestión.

7. Planificación, coordinación y realización del taller técnico de difusión de resultados en Colombia, con la

participación de técnicos y autoridades de Colombia y OLADE.

Este informe contiene las memorias del taller técnico de difusión de resultados.

3





2. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO

El Taller técnico de difusión de resultados obtenidos en el desarrollo del contrato CPSC 164/2013 se realizó el

día martes 22 de julio de 2014 en las instalaciones de la CREG en la ciudad Santafé de Bogotá, Colombia y

contó con la asistencia de 20 personas pertenecientes a CREG, UPME, OLADE y UTP. En la Figura 1 se

presenta el registro de asistentes.

Figura 1. Registro de asistentes al taller de difusión de resultados

4





3. MEMORIAS DEL TALLER

A continuación se anexa la presentación realizada a los asistentes al taller.

Presentación Taller Técnico de Difusión de Resultados

Contrato de Prestación de Servicios de Consultoría CPSC 164/2013Cooperación Canadiense 82/2003

Determinación de Costos de Transporte de Energía Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional – SIN

Grupo de Investigación Planeamiento de Sistemas EléctricosUniversidad Tecnológica de Pereira

Bogotá, Julio 22 de 20142

Contenido de la presentación

1.Grupo de investigación y equipo de trabajo

2.Objetivo, alcances y entregables del estudio

3.Marco computacional para el desarrollo del estudio

4.Principales resultados computacionales

5.Recopilación normatividad internacional

6.Elementos a considerar en una propuesta regulatoria

7.Comentarios finales

3









4

1. Grupo de investigación y equipo de trabajo

5

Fundado en el año 1999 por el Ingeniero Ramón Alfonso Gallego Rendón, tiene como misión desarrollar,mejorar y aplicar conocimiento en el área de sistemas eléctricos de potencia para transferirlo a la comunidadacadémica y a las empresas del sector eléctrico.

Sus principales áreas de trabajo son:

• Planeamiento de sistemas de transmisión de energía eléctrica

• Planeamiento de sistemas de distribución de energía eléctrica

• Confiabilidad de sistemas eléctricos

• Calidad de la potencia

• Investigación de operaciones y optimización matemática

• Mercados de electricidad y gas natural

• Energías alternativas

• Redes inteligentes

Grupo de Investigación Planeamiento de Sistemas Eléctricos

1. Grupo de investigación y equipo de trabajo

6

Equipo de trabajo

• Carlos Julio Zapata, PhD

• Harold Salazar Isaza, PhD

• Alejandro Garcés, PhD

• Geovanny Marulanda, MSc

• Carlos A. Saldarriaga Cortés, PhD(c)

• Juan G. Valenzuela, MSc(c)









7

Objetivo del estudio

Analizar la asignación de responsabilidades en la gestión del transporte de la energía reactiva enel STN y en los STR y efectuar las recomendaciones que se consideren pertinentes con el fin demantener o mejorar la señal de eficiencia de la red a través del control del transporte deenergía reactiva.

2. Objetivo, alcances y entregables del estudio

8

Alcances del estudio

1. Revisión de las responsabilidades para los transmisores y operadores de red• Recopilación normatividad colombiana vigente.

2. Análisis técnico del flujo de potencia reactiva en el STN y STR• Analizar la operación del sistema en condiciones de demanda máxima, mínima y

media y de cinco horas en los que se presentó la máxima y mínima transferencia depotencia reactiva.

• Identificar los puntos de condiciones operativas en el STN y los STR que ocasionanpagos por el transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la regulaciónvigente.

• Efectuar análisis de sensibilidad respecto de las modificaciones o cambios decondiciones del sistema (cambio de taps, apertura o cierre de interruptores, etc.)

• Analizar el efecto de un factor de potencia igual a 0.95 para la demanda.


9

Alcances del estudio

3. Recopilación de la normatividad de energía reactiva en otros países• Se debe efectuar una compilación de la reglamentación sobre el tratamiento del

transporte de energía reactiva en 10 países distintos de Colombia, realizarcomparaciones de los principales aspectos y documentar las diferencias respecto de lareglamentación nacional.

4. Identificación de alternativas regulatorias• Acorde con los aspectos técnicos encontrados como resultado de las simulaciones de

que trata el numeral 1 y con base en la información recopilada, según lo solicitado enel numeral 3, proponer un esquema alternativo para desincentivar el transporte deenergía reactiva en Colombia y la asignación de responsabilidades frente a su gestión.


10

Entregables del estudio

1.Documento 1: Documento con la Revisión de las responsabilidades para los transmisores yoperadores de red

2.Documento 2: Documento con el análisis técnico del flujo de potencia reactiva

3.Documento 3: Recopilación de la normatividad de energía reactiva en otros países ypropuesta regulatoria

4.Documento 4: Memorias taller de difusión


11









12

3. Marco computacional para el desarrollo del estudio

El marco computacional para el desarrollo del estudio analiza y desarrolla los siguientesaspectos:

3.1. Descripción de la información disponible

3.2. Análisis de la información disponible

3.3. Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación

13


3.1 Descripción de la información disponible

Este estudio dispone de la siguiente información:

•Despacho y redespacho programado del SIN y estado del sistema para 8760 horas, informaciónsuministrada por la CREG a través de solicitud enviada a XM.

•Registro de los medidores frontera entre el STN y ORs y entre ORs, información suministradapor la CREG a través de solicitud enviada a XM.

•Ubicación física de los medidores frontera, información suministrada por la CREG con formatoelaborado por la UTP.

14



Informe de los despachos y redespachos horarios del STN, STR y Ecuador desde noviembredel 2012 hasta octubre del 2013. Esta información fue proporcionada por XM.

Nov. 2012 Dic. 2012 Ene. 2013 Oct. 2013

t

Los despachos y redespachos proporcionan los valores de generación horarios (muycercanos a los despachos en tiempo real) y el estado (topología) de la red. Por estado seentiende (entre otros aspectos) los activos que están disponibles e indisponibles en esahora, posición de los taps de los transformadores y elementos de control de reactivos. Entotal se tiene información de despacho y redespacho para 8760 horas.

Información horaria

15



Información de los medidores fronteras entre un OR-STN y entre OR-OR proporcionada por XM.Esta información es una hoja de Excel con las siguientes columnas:

• Código SIC Frontera• Agente Exportador• Agente Importador• Medidor• Factor Propio• Nivel de Tensión• OR Exportador• OR Importador• Municipio• Fecha de Operación• Hora 00 … hora 24

16

La hoja de cálculo tiene en total 231,694 filas y 40 filas para un total de 9,499,454 de celdas.



La información proporcionada por XM no indica la ubicación física del medidor y el elemento dered sobre el cual se está registrando la medida, por tal razón, se elaboró un formato paradeterminar la ubicación física que es necesaria para este estudio. Se elaboraron 19 formatos(hojas de Excel) para igual número de OR con la siguiente estructura:

Instrucciones para el diligenciamiento del formato:

1. Para cada código SIC de medidor favor diligenciar las columnas correspondientes a ese medidor.

2. Utilice los menús desplegables para diligenciar el contenido de la celda, estos menús aparecen una vez ustedde clic sobre la celda.

3. Solo es necesario diligenciar esta hoja de cálculo.

4. Los nombre de las subestaciones de los menús desplegables corresponden a la información registrada en XM.

5. Por favor lea las ayudas de cada columna que se encuentran en recuadros amarillos con el fin de clarificar elobjeto de la información requerida.

OPERADOR DE RED CÓDIGO SIC DELMEDIDOR

Subestación de ubicacióndel Medidor

Subestación destino delelemento

Tipo de elementode red medido

Observaciones

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt00174EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt00107EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt19159EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt19161EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR Frt00160

Formato para el levantamiento de la información de ubicación de medidores fronteras de losoperadores de red

Nombre de la subestación en donde estáfísicamente ubicado el equipo demedida.Seleccione el nombre de la listadesplegable.

En el caso que el medidor se encuentre registrandomedidas de una línea de transmisión, se debereportar el nombre de la otra subestación (diferentea la indicada en la columna D) que se interconectacon esa línea. Seleccione el nombre de la listadesplegable. Deje en blanco esta celda si el medidorregistra la medida de un transformador.

Indique el tipo de elemento sobre el cual seestá registrando la medida. Seleccione el tipode la lista desplegable.

En el campo de observaciones se deberá reportar lo siguiente:1) Para líneas en "T". El nombre (registrado en XM) de la otra subestación(diferente a la subestación indicada en la columna E) a donde llega la líneay cuya medida está siendo registrada con el medidor indicado en lacolumna C.2) Cualquier otra observación que considere relevante para determinar laubicación de la frontera y/o su registro de medida.

17


18

3.2 Análisis de la información disponible

Con lo información disponible, se realizó un estudio de correlación con el fin de establecer si los valoresregistrados por lo medidores frontera son similares a los registrados por las simulaciones. En caso de existirtal similitud, entonces se puede concluir que las simulaciones representan adecuadamente elcomportamiento del sistema real y con base en ellas se harán los análisis de este estudio.

Medidor frontera iP: Potencia activaQ: Potencia reactiva

ORk ORj


19


Correlación entre medidas y simulaciones para P y Q

-1 -0.5 0 0.5 1-1

-0.8

-0.6

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

CorrPi

Cor

rQi

Correlacion entre medidas y simulaciones para P y Q


20


CantidadCaso 1: Fronteras con correlaciones ubicadas en el I cuadrante 122 76%Caso 2: Fronteras con correlaciones ubicadas en el II y IV cuadrante 12 7%Caso 3: Fronteras con correlaciones indeterminada 27 17%

Total 161 100%


21


En resumen:

1.El 75% de los medidores (122 de 161) presentan una correlación positiva tanto en P como en Q.

2.El 42% de los medidores (68 de 161) presentan una correlación alta y moderada en el primer cuadrante.

3.El 33% de los medidores (42 de 161) presentan una correlación baja o nula.

4.El 17% de los medidores (27 de 161) presenta una correlación que se indetermina.

En conclusión:

Se puede concluir que las simulaciones representan adecuadamente el comportamiento del sistema real ycon base en ellas se harán los análisis de este estudio.


3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y análisis de lainformación

Este estudio desarrolla una herramienta computacional para procesar y analizar la información disponiblecon el objeto de alcanzar los requerimientos establecidos en los alcances de este estudio. La herramientautiliza las siguientes aplicaciones:

22



¿Qué tipos de análisis permite la herramienta computacional desarrollada?

Permite:

1. Seleccionar la opciónde analizar lasvariables producto desimulación o registroreal de los medidores

• Simulaciones• Medición real

2. Analizar por medidor, porOR o todo el país

• Medidor• Nodo• OR• País

3. Analizar pagos porhorario, consolidadopor día o por mes

• Hora• Consolidados por día• Consolidados por mes

Ejemplos:1.Analizar el flujo de reactivos por hora, de un medidor, con los datos de simulaciones2.Analizar el flujo de reactivos consolidado por día, para un OR, con los datos de las simulaciones3.Analizar el flujo de reactivos consolidado por mes, de todo el país, con los datos de simulaciones

23



¿Qué ventajas tiene esta flexibilidad de análisis?

La razón para diseñar este enfoque analítico es tener un mapa completamente detallado del flujos de energíareactiva en el país y con esto poder realizar inferencias sobre sus comportamientos.

24



¿Cómo se visualiza la información del simulador?

Antes de indicar la forma como se muestran los resultados de la herramienta computacional, es necesariodefinir la variable “DeltaQ” que será utilizada en a lo largo de toda esta presentación.

P

Q

Línea de factor de potencia 0.9

Condición de factor de potencia queNO genera exceso de reactivos

Condición de factor de potenciaque genera exceso de reactivos

DeltaQ

25



La variable “DeltaQ” es:

1.La cantidad de potencia reactiva (en MVAr o en por unidad) que genera condiciones de exceso de reactivos,en otras palabras, es la potencia reactiva por encima de la línea de factor de potencia 0.9.

2.La respuesta a la pregunta ¿qué tanta potencia reactiva está generando condiciones para que los reactivossean penalizados?

P

Q

DeltaQ

26



Diagrama dedispersión defactores depotencia

Curva deduración CER

DeltaQ através deltiempo

Histogramade DeltaQ

27

-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40-30

-20

-10

0

10

20

30

Diagrama de dispersión de fpFront:OR3-OR11; Med:Frt10520; Línea: Caqueza - La Reforma 1 115; Dir:21

P [MW]

Q [

MV

Ar]

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

5

10

15

20

25

30

35NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13

Horas

Del

taQ

[M

VA

r]

DeltaQ a través del tiempo

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

5

10

15

20

25

30Curva de duración de CER

Horas

Del

taQ

[M

VA

r]

0 5 10 15 20 25 300

100

200

300

400

500

600Histograma de DeltaQ

DeltaQ [MVAr]

Fre

cuen

cia


3.3 Desarrollo de la herramienta computacional para el procesamiento y el análisis de lainformación

¿Qué permite analizar cada curva?

1.Diagrama de dispersión de factores de potencia: Visualiza todos los factores de potenciahorarios registrados por un medidor u obtenidos por las simulaciones para un periodo detiempo.

2.Curva de duración de exceso de reactivos: Establece la cantidad de horas en que sepresentaron condiciones de exceso de reactivos o valores positivos de DeltaQ. Igualmentepermite determinar la magnitud de esos excesos.

3.Distribución de DeltaQ a través del tiempo: Permite visualizar como se originaron los excesosa través del tiempo.

4.Histograma de los valores DeltaQ: Permite determinar la posible existencia de unadistribución de probabilidad de los valores DeltaQ y la densidad de distribución de los datos.

28









29

4. Principales resultados computacionales

Recapitulando los alcances requeridos del análisis de flujos de potencia reactiva:

• Simular la operación para condiciones de demanda máxima, mínima y media, así como lainformación de despacho real de cinco horas en los que se presentó la máxima transferenciade potencia reactiva y cinco horas.

• Identificar los puntos de condiciones operativas en el STN y los STR que ocasionan pagos porel transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la regulación vigente.

• Efectuar análisis de sensibilidad respecto de las modificaciones o cambios de condiciones delsistema (cambio de taps, apertura o cierre de interruptores, etc.)

• Establecer los requerimientos de compensaciones o suministro de energía reactiva en lossistemas, resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0.95para la demanda.

30


¿Cómo se logran estos alcances?

1. Se determinaron los flujos de potencia activa y reactiva en todo el país con los valores deldespacho y redespacho programado para las 8760 horas.

2. Se caracterizó el país para presentación de los resultados.

3. Con las simulaciones, la caracterización y la herramienta computacional desarrollada seanaliza:

• El comportamiento de los flujos de energía por todo el país.

• El comportamiento de la interconexión con Ecuador.

• Las regiones en donde se están presentando un número significativo de condiciones de exceso dereactivos.

• Las sensibilidad en las regiones del sistema identificadas con condiciones de exceso de reactivos.

• El impacto de factor de potencia a 0.95 en atraso en la demanda en las pérdidas del sistema.

31


4.1 Caracterización del paísEsta representación indica la existencia de por lo menos una frontera comercial entre dos ORs o entre el ORy el STN (circulo 24). La figura solo indica la existencia de la frontera y no muestra la ubicación física nicuantos medidores frontera existen entre ORs o entre el OR y el STN.

24

23 22

21

20

1918

17

16

15

1413

11

10

9

8

7

6

5

4 3

2

112

32


4.1 Caracterización del país

ID Nombre ID Nombre

1 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR 13 EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

2 ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 14 EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

3 CODENSA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 15 CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

4 EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 16 EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

5 CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 17 EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

6 COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP - DISTRIBUIDOR 18 EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

7 EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 19 EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

8 CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 20 ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

9 ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 21EMPRESA DE ENERGIA ELECTRICA DEL DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE S.A.

E.S.P. - DISTRIBUIDOR10 COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 22 EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

11 ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 23 EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. - DISTRIBUIDOR (Intervenida)

12 ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR 24 SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL - TRANSPORTADOR

33


4.2 Resultados numéricos para todo el país – valores DeltaQHora Día

Mes

34

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

50

100

150

Delta

Q [M

VAr]

NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13

Hora

Agregado país

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

5

10

15

Cant

idad

de

CER


Hora

Agregado país

50 100 150 200 250 300 350

500

1000

1500

2000

2500

Del

taQ

[MV

Ar]


Día

Agregado país

50 100 150 200 250 300 350

50

100

150

200

250

Can

tidad

de

CE

R


Dia

Agregado país


10

20

30

40

50

Delta

Q [G

VAr]

Mes

Agregado país


2

4

6

Cant

idad

de

CER

(mile

s)

Mes

Agregado país


4.2 Resultados numéricos para todo el país – valores DeltaQ

35

De las gráficas anteriores se evidencia lo siguiente:

1.Para todas las horas de todos los días de estudio se presentaron (en por lo menos un medidor) condicionespor exceso de reactivos. En otras palabras, en todas las horas se presentaron (en por lo menos en un puntodel STN y STRs) factores de potencia menores a 0.9 inductivos.

2.Se evidencia que existen dos meses (marzo y abril) con la mayor cantidad de exceso de reactivos y un mescon la mayor cantidad de CER; infortunadamente no existe información en la base de datos que permitaexplicar ese comportamiento. Asimismo, la ventana de tiempo disponible no permite realizar un análisis deestacionalidad que pueda explicar esos incrementos.


4.2 Resultados numéricos para todo el país – valores DeltaQ

36

Valores horarios cantidad de CER y DeltaQ

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

DeltaQ [MVAr]

Can

tidad

de

CE

R

Valores horarios cantidad de CER y DeltaQ

Baja demandaMedia demandaAlta demanda

De la gráfica: La mayor cantidad de cantidad CER y DeltaQ corresponden a valores en la franja de bajademanda del sistema con lo cual se puede inferir que existe un considerable flujo de energía de reactiva enhoras nocturnas.


4.2 Resultados numéricos para todo el país – áreas operativas con exceso de reactivos

24

2322

21

20

1918

17

16

15

1413

11

10

9

8

7

6

5

4 3

2

112

Frontera 1: OR1-OR4 (0);Frontera 2: OR1-OR19 (166);Frontera 3: OR3-OR4 (0);Frontera 4: OR3-OR10 (6929);Frontera 5: OR3-OR11 (4758);Frontera 6: OR3-OR16 (4996);Frontera 7: OR4-OR12 (0);Frontera 8: OR4-OR14 (0);Frontera 9: OR5-OR7 (3866);Frontera 10: OR5-OR10 (753);Frontera 11: OR5-OR17 (31288);Frontera 12: OR5-OR18 (4);Frontera 13: OR6-OR7 (7712);Frontera 14: OR6-OR15 (39);Frontera 15: OR7-OR13 (0);Frontera 16: OR9-OR10 (128);Frontera 17: OR9-OR20 (851);Frontera 18: OR11-OR21 (0);

37


4.2 Resultados numéricos para todo el país – áreas operativas con exceso de reactivos

Frontera 1: OR1-OR4 (0);Frontera 2: OR1-OR19 (166);Frontera 3: OR3-OR4 (0);Frontera 4: OR3-OR10 (6929);Frontera 5: OR3-OR11 (4758);Frontera 6: OR3-OR16 (4996);Frontera 7: OR4-OR12 (0);Frontera 8: OR4-OR14 (0);Frontera 9: OR5-OR7 (3866);Frontera 10: OR5-OR10 (753);Frontera 11: OR5-OR17 (31288);Frontera 12: OR5-OR18 (4);Frontera 13: OR6-OR7 (7712);Frontera 14: OR6-OR15 (39);Frontera 15: OR7-OR13 (0);Frontera 16: OR9-OR10 (128);Frontera 17: OR9-OR20 (851);Frontera 18: OR11-OR21 (0);

38

0 50 100 150 200

OR1-OR4

OR1-OR19

OR3-OR4

OR3-OR10

OR3-OR11

OR3-OR16

OR4-OR12

OR4-OR14

OR5-OR7

OR5-OR10

OR5-OR17

OR5-OR18

OR6-OR7

OR6-OR15

OR7-OR13

OR9-OR10

OR9-OR20

OR11-OR21

Agregado DeltaQ [GVAr]

Dir 1-2Dir 2-1

0 5 10 15 20 25

OR1-OR4

OR1-OR19

OR3-OR4

OR3-OR10

OR3-OR11

OR3-OR16

OR4-OR12

OR4-OR14

OR5-OR7

OR5-OR10

OR5-OR17

OR5-OR18

OR6-OR7

OR6-OR15

OR7-OR13

OR9-OR10

OR9-OR20

OR11-OR21

Cantidad de CER [miles]

Dir 1-2Dir 2-1


4.2 Resultados numéricos para todo el país – conclusiones parciales I


1.Existen dos áreas operativas en donde se generaron las mayores condiciones para pago en exceso dereactivos, estas áreas son las que incluyen los OR5 y OR3.

39


4.2 Resultados numéricos para todo el país – interconexión con EcuadorEl análisis se realiza sobre las líneas que interconectan la subestación Jamondino. Adicionalmente, se analizael caso del OR6.

40

OR6


4.2 Resultados numéricos para todo el país – interconexión con EcuadorLos histogramas de flujo de potencia activa y reactiva por la interconexión muestran que el flujo de potenciaactiva se dirige usualmente desde Colombia hacia Ecuador y el flujo de potencia reactiva desde Ecuadorhacia Colombia

41

-150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 300 3500

10

20

30

40

P [MW]

Frec

uenc

ia

Potencia activa que fluye desde Colombia hacia Ecuador

-100 -50 0 50 100 150 2000

5

10

15

20

Q [MVAr]

Frec

uenc

ia

Potencia reactiva que fluye desde Colombia hacia Ecuador

Histogramas de la potencia activa y reactiva que fluye desde Colombia hacia Ecuador


42

-100 -50 0 50 100 150 200-70

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

Q Colombia-Ecuador [MVAr]

Q S

an B

erna

rdin

o 11

5/23

0 [M

VA

r]

Relaciones de flujos de potencia reactiva

-150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 300 350-70

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

P Colombia-Ecuador [MW]

Q S

an B

erna

rdin

o 11

5/23

0 [M

VA

r]

Relación de flujo de potencia activa con reactiva

4.2 Resultados numéricos para todo el país – interconexión con EcuadorLos diagramas de dispersión muestran un flujo de potencia reactiva hacia el OR6 a través del transformadorSan Bernardino 230-115.

Relaciones de flujo de potencia reactiva Relaciones de flujo de potencia activa con reactiva


4.2 Resultados numéricos para todo el país – conclusiones parciales II


1.Los histogramas de flujo de potencia activa y reactiva por la interconexión muestran que el flujo depotencia activa se dirige usualmente desde Colombia hacia Ecuador y el flujo de potencia reactiva desdeEcuador hacia Colombia.

2.Igualmente muestra que cuando hay flujo de potencia activa hacia Ecuador se presenta mayor flujo depotencia reactiva hacia el OR6. Las relaciones con Ecuador y los flujos de reactivos hacen pensar que lainterconexión podría explicar la energía en tránsito que está experimentando ese operador.

43


4.3 Análisis OR5 – análisis por medidor

Una vez identificada los pares de ORs que presentan exceso de reactivos, se procede a realizar un análisisdetallado de ese operador. La siguiente tabla muestra los resultados de la cantidad de CER de los diferentesmedidores entre los OR5 y OR17:

��

��

44

Cantidad de CER Frontera Medidor Elemento Nombre de la línea Dirección

59 OR5-OR17 Frt00189 Línea Dosquebradas - La Rosa 1 115 1_2

3796 OR5-OR17 Frt00190 Línea Dosquebradas - Pavas 115 1_2

8275 OR5-OR17 Frt10346 Línea Cuba - La Rosa 1 115 2_1


3124 OR5-OR17 Frt10358 Línea Papeles - Pavas 1 115 2_1

8275 OR5-OR17 Frt00060 Línea Cuba - La Rosa 1 115 2_1

3124 OR5-OR17 Frt10512 Línea Papeles - Pavas 1 115 2_1


59 OR5-OR17 Frt10551 Línea Dosquebradas - La Rosa 1 115 1_2




El diagrama unifilar del OR5-OR17 para efectos de análisis es el siguiente:

45

Z1

Z2

M1

M2

M3

M4M5

M1: Medidor Cuba – La RosaM3: Medidor Dosquebradas - Pavas


4.3 Análisis OR5 – análisis por medidorLos resultados para el medidor Ftr10346

46

-60 -40 -20 0 20 40 60

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

Diagrama de dispersión de fpFront:OR5-OR17; Med:Frt10346; Línea: Cuba - La Rosa 1 115; Dir:21

P [MW]

Q [

MV

Ar]

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

5

10

15

20NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13

Horas

Del

taQ

[M

VA

r]


0 500 1000 1500 2000 2500 3000 35000

2

4

6

8

10

12

14


Horas

Del

taQ

[M

VA

r]

0 2 4 6 8 10 12 14 160

200

400

600


DeltaQ [MVAr]

Fre

cuen

cia


47

-60 -40 -20 0 20 40 60 80

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

Diagrama de dispersión de fpFront:OR5-OR17; Med:Frt00190; Línea: Dosquebradas - Pavas 115; Dir:12

P [MW]

Q [

MV

Ar]

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

10

20

30

40 NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AGO13 SEP13 OCT13

Horas

Del

taQ

[M

VA

r]


0 500 1000 1500 2000 2500 3000 35000

5

10

15

20

25

30


Horas

Del

taQ

[M

VA

r]

0 5 10 15 20 25 30 350

100

200

300

400

500


DeltaQ [MVAr]

Fre

cuen

cia

4.3 Análisis OR5 – análisis por medidorLos resultados para el medidor Ftr00190


48


De las gráficas anteriores:

1.El exceso de reactivos para el medidor Ftr10346 se debe a problemas de factor de potencia en lademanda agregada ubicada en la subestación Cuba 115.

2.El exceso de reactivos para el medidor Ftr00190 se debe a problemas de factor de potencia y energía entránsito, en el entregable 2 de este estudio, se comprueba la existencia de una energía en tránsito.


Las maniobras se realizaron sobre cada elemento del sistema que esta en la zona operativa CQR o cercano aella. Para cada elemento se evaluó el impacto de la posición del tap en tres posiciones con el fin de evaluarlos cambio en factor de potencia, por ejemplo:

Tap = 0

Tap = +1

Tap = -1

Cambio del fp: Δfp

Cambio del fp: Δfp

49

4.3 Análisis OR5 – análisis de sensibilidad respecto a las maniobras


Los elementos sobre los cuales se realizó el cambio (t = 0, t = +1, t = -1) son los siguientes:

50

Reactor Virginia T1 1-2 50 MVArReactor Virginia-San Carlos 1 84 MVArTransformador Gen. Dorada 115/13.2Transformador Gen. Esmeralda 115/13.8 1Transformador Gen. Esmeralda 115/13.8 2Transformador Gen. Insula 115/33Transformador Gen. Insula 3 33/4.2Transformador Gen. Insula 33/4.2 1Transformador Gen. Insula 33/4.2 2Transformador Gen. La Miel 240/13.8 1Transformador Gen. La Miel 240/13.8 2Transformador Gen. La Miel 240/13.8 3Transformador Gen. CundinamarcaTransformador Gen. Menor Belmonte 115/13.2Transformador Virginia 230 / 110 kV

Transformador Gen. Menor La Rosa 115/13.8Transformador Gen. Menor Manizales 115/13.8Transformador Gen. Menor N Libare 115/13.2Transformador Gen. PCH El BosqueTransformador Gen. San Fcisco 115/13.8 1Transformador Gen. San Fcisco 115/13.8 2Transformador Gen. San Fcisco 115/13.8 3Transformador Enea 230/115Transformador Esmeralda 1 230/115Transformador Esmeralda 2 230/115Transformador Esmeralda Resp 230/115Transformador Hermosa 230/115Transformador La Virginia 500/230Transformador San Felipe 230/115



Resultados de análisis de sensibilidad de maniobras. NOTA: Esta maniobras se realizan con la premisaCeteris paribus con respecto al despacho, estado de la red, y la demanda. Se muestra e efecto sobre la líneaCajarmarca – Regivit.

51


-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

11

12

2

233344

4

555

66

67

7

78

8

89

9

9

1010

10

1111

11121212

131313

141414

151515

161616

171717

181818

1919192020

20212121

222222

232323

242424

P (pu)

Q (p

u)MANIOBRA:Rea Virginia T1 1-2 50 MVAR FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23

Tap 0Tap -1Tap 1

-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

11

122

23

3

34

4

4

55

5

66

67

7

7

88

899

9

1010

10

1111

111212

12

1313

13

1414

14

1515

15

1616

16 1717

17

1818

18

1919

1920

20

202121

21

2222

22

2323

23

2424

24

P (pu)

Q (p

u)

MANIOBRA:Hermosa 230/115 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23

Tap 0Tap -1Tap 1

52

-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

111222

333444 555

666777

888999

101010111111121212

131313 141414151515161616 171717181818

191919

202020212121

222222232323

242424

P (pu)

Q (p

u)

MANIOBRA:Gen La Miel 240/13.8 1 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23

Tap 0Tap -1Tap 1

-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

11122

2333

444

555

666777

88899

9

101010

1111111212

12

131313

141414

151515

161616 1717

17

181818

191919

2020202121

21

222222

232323

242424

P (pu)

Q (p

u)

MANIOBRA:Esmeralda 1 230/115 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23Tap 0Tap -1Tap 1

53

-15 -10 -5 0 5 10 15 20-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

11

122

23

3

34

4

4

55

5

66

67

7

7

88

899

9

1010

10

1111

111212

12

1313

13

1414

14

1515

15

1616

16 1717

17

1818

18

1919

1920

20

202121

21

2222

22

2323

23

2424

24

P (pu)

Q (p

u)MANIOBRA:Hermosa 230/115 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: sep 23

Tap 0Tap -1Tap 1

54


De las gráficas anteriores:

1.Se evidencia que algunas maniobras SI modifican el factor de potencia y con ello generar las condicionesexceso de reactivos.

2.También se evidencia la condición contraria, maniobras que evitan las condiciones de exceso de reactivos.

3.Se considera que las maniobras no explican las condiciones de exceso de reactivos que se estánpresentando en por este OR.

55



4.4 Análisis factor de potencia 0.95 en la demanda – disminución de pérdidas

Se seleccionaron ocho horas en la gráfica DeltaQ vs. Cantidad de CER con el fin de analizar el efecto que tieneun fp de 0.95 en la demanda en las pérdidas del sistema. Estas horas están ubicadas en los círculos que semuestran a continuación (cuatro en cada círculo).

560 20 40 60 80 100 120 140 160 180

0

2

4

6

8

10

12

14

16

DeltaQ [MVAr]

Can

tidad

de

CE

R

Valores horarios Delta Q y cantidad de CER

Valores horarios DeltaQ y cantidad de CER


4.4 Análisis factor de potencia 0.95 en la demanda – disminución de pérdidas

Análisis de un factor de potencia de 0.95 en la demanda – Comparación de las pérdidas con el caso base.

57

Para los mayores valores de DeltaQ y CER

Para los menores valores de DeltaQ y CER

Fecha Hora

Pérdidas

Caso Base

(MW)

Pérdidas confp=0.95

(MW)

Diferencia(MW)

Diferencia

(%)

24 de Marzo 18:00 185.51 179.30 6.21 3.35

10 de Abril 00:00 178.69 172.66 6.03 3.37

12 de Julio 13:00 199.10 188.42 10.68 5.36

24 de Julio 13:00 235.42 222.40 13.02 5.53

Fecha Hora

Pérdidas

Caso Base

(MW)

Pérdidas confp=0.95

(MW)

Diferencia(MW)

Diferencia

(%)

3 de Enero 20:00 275.24 265.41 9.83 3.57

3 de Julio 5:00 167.12 161.62 5.50 3.29

6 de Agosto 12:00 237.60 220.42 17.18 7.23

2 de Nov. 6:00 187.30 182.34 4.96 2.65


4.4 Análisis factor de potencia 0.95 en la demanda – inyección de reactivos al STN

Igualmente se analizó los factores de potencia en las fronteras del STN con los STRs pues son puntoscandidatos a compensaciones reactivas. La siguiente gráfica muestra el resultado:

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Hermosa230/115

Chinu 1500/110

Banadia230/115

Chinu 2500/110

Valledupar 3220/34.5/13.8

Yumbo 3230/115

Cartago230/115

Playas220/110

Guatape230/115

Cucuta230/115

Envigado 1220/110

FP >= 0.95

0.90 <= FP < 0.95

FP < 0.9

FP EN ADELANTO

FP EN ATRASO

horas Peores fp de atraso Peores fp en adelanto

58


4.4 Análisis factor de potencia 0.95 en la demanda

Conclusiones del análisis del factor de potencia de 0.95

1.Tener un factor de potencia de 0.95 para la demanda impacta las pérdidas de todo el sistema. Estaspérdidas llevadas a términos anuales pueden ser significativas.

2.Una disminución sustancial de las pérdidas de todo el sistema puede constituirse en un driver para exigirun factor de potencia de 0.95.

3.Para valores de alta demanda se presenta la mayor disminución de las pérdidas, mejorando de esa maneralas condiciones operativas del sistema bajo esa condición de demanda.

4.La disminución de las pérdidas es significativa aún para condiciones de factor de potencia ligeramente pordebajo de 0.9.

5.Se evidencia que existen algunos puntos del STN de factores de potencia menores a 0.9 en atraso. La señalregulatoria debería considerar mejorar esa condiciones operativas.

6.Igualmente se evidencia que en algunos puntos del STN se esta inyectando reactivos por parte de los STR.Como se verá mas adelante, esta condición puede ser crítica para el sistema y de hecho algunas regulacioneslo tiene completamente prohibido.

59


Principales conclusiones de los resultados computacionales

1.Se evidencia la existencia de exceso de reactivos en diferentes puntos el sistema durante todo el año.

2.Se muestra la existencia de un flujo de energía reactiva desde Ecuador.

3.Se evidencia que el problema de exceso de reactivos se concentra en una regiones particulares delsistema, es decir, el problema está focalizado.

4.Un análisis detallado de las zonas con exceso de reactivos indica que se debe a problemas de bajos factorde potencia y energías en transito.

5.La energía en transito, en algunos casos, es cuantificable.

6.Las simulaciones computacionales muestran que las maniobras en diferentes elementos de control dereactivos modifican el factor de potencia que se registra en una frontera comercial.

7.Se muestra el impacto positivo que tiene mejorar el factor de potencia a 0.95 en la demanda en laspérdidas del sistema.

8.Se muestra cómo se existen inyección de potencia reactiva en algunos puntos de conexión nivel 4 – STN.

60









61

62

País Región1 Argentina

Sur América2 Brasil3 Chile

4

EEUU (PJM y ERCOT)Transportador AEP

Norte AméricaEEUU (PJM) TransportadorFisrtEnergy

5 Canadá (Provincia deOntario)

6 IrlandaEuropa7 España

8 Reino Unido9 Australia Oceanía

10 Sudáfrica África

5. Recopilación normatividad internacional

5.1 Países consultados

Criterios de selección:1.Tener sectores eléctricos que estén orientadoshacia la competencia.2.Ser miembros, se encuentren en proceso deadhesión, o que tengan colaboración con laOrganización para la Cooperación y el DesarrolloEconómico (OCDE).3.Estar geográficamente ubicados en diferentesregiones..4.Tener como idioma oficial para su regulación elespañol, portugués o inglés.5.Tener acceso a las fuentes primarias de laregulación para cada país.


5.2 Elementos a considerar en la revisión regulatoria

63

Categoría 1: Compuesta por aquellos aspectos asociados a las condiciones de conexión y operación exigidas alos transportadores, operadores de red y en general a los usuarios del sistema para mantener el factor depotencia dentro de ciertos valores establecidos por el regulador.

1. Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre transportador-distribuidor o entre transportador-transportador.

2. Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre el distribuidor-usuario(end-users).

3. Requisitos de conexión a la red por punto de conexión o por sistema.

4. Metodología de cálculo del factor de potencia.

5. Requisitos relacionados con factores de potencia capacitivos.

6. Sanciones por incumplimiento

Categoría 2: Compuesta por aquellos aspectos asociados a la gestión de potencia reactiva como un serviciocomplementario el cual básicamente determina las obligaciones y remuneraciones (en caso de existir) de losgeneradores del sistema para inyectar o consumir potencia reactiva.



64

Los resultados de la revisión bibliográfica se presentaron en una hoja de Excel con la siguiente estructura:

País Aspecto 1 Aspecto 2 Aspecto 3 Aspecto 4 Aspecto 5 Aspecto 60 Colombia1 Argentina2 Brasil3 Chile

4

EEUU(PJM y ERCOT)Transportador AEPEEUU(PJM)TransportadorFisrtEnergy

5 Canadá(Provincia deOntario)

6 Irlanda7 España8 Reino Unido9 Australia

10 SudáfricaAspecto 1: Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre transportador-

distribuidor y entre transportador-transportadorAspecto 2: Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre distribuidor-usuarioAspecto 3: Requisitos de conexión a la red por punto de conexión o por sistemaAspecto 4: Metodología de cálculo del factor de potenciaAspecto 5: Requisitos relacionados con factores de potencia capacitivosAspecto 6: Sanciones por incumplimiento



Aspecto 1: Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre transportador-distribuidor o entre transportador-transportador.

65

Elementos a resaltar:

•Colombia es el país que exige el menor factor de potencia en sus puntos de conexión, junto con la provinciade Ontario (Canadá), Irlanda y Sudáfrica.

•En las regulaciones de Brasil, Chile y Australia los factores de potencia exigidos en los puntos de conexióndependen del nivel de tensión en donde se realice la conexión.

•La mayoría de regulaciones exigen factores de potencia cercanos a la unidad en sus redes de alta tensión(exceptuando Ontario, Irlanda y Sudáfrica).

•En solo dos regulaciones (Argentina y España) las condiciones del factor de potencia cambian con lacargabilidad del sistema.


66


•En ningún caso, de acuerdo a la revisión realizada, los distribuidores exigen condiciones diferentes a lasque a él le son exigidas.


Aspecto 2: Requisitos de conexión a la red relacionados con el factor de potencia entre el distribuidor-usuario (end-users).



Aspecto 3: Requisitos de conexión a la red por punto de conexión o por sistema.

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•Nueve regulaciones revisadas indican que los requisitos de factores de potencia son exigidos por punto deconexión.

•La única excepción es el caso Chileno en donde se indica, de manera textual, que“en el caso de existir másde un Punto de Conexión de un mismo Cliente en la misma instalación del Sistema de Transmisión, el cálculodel Factor de Potencia se realizará sumando las mediciones de cada Instalación de Conexión del Cliente.”



Aspecto 4: Metodología cálculo del factor de potencia.

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•No existe un criterio unificado con relación al intervalo de tiempo que se debe considerar para el cálculo defactor de potencia, esto es, los fp se calculan empleado intervalos de tiempo diferente.

•En algunos países los requerimientos de medición del factor de potencia no están explícitamentecontemplados en la regulación de reactivos, por el contrario, en muchos casos son direccionados a lo queindique el código de medida.

•Se puede inferir que entre más pequeño sea el intervalo de tiempo se impone una mayor exigencia sobre elfactor de potencia.

•Las regulaciones Chilena y Española establecen criterios estadísticos sobre las medidas para establecer si seestá cumpliendo los requerimientos de factor de potencia.



Aspecto 5: Requisitos relacionados con factores de potencia capacitivos.

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•La normatividad revisada muestra que en la mayoría de los casos se hace explícita la prohibición de factoresde potencia en adelanto para sistemas de alta tensión.

•La revisión normativa muestra que la prohibición de factores de potencia en adelanto se hace explícita enalta tensión aunque si es permitido para bajos de niveles de tensión.



Aspecto 6: Sanciones por incumplimiento.

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•La mayoría de normatividades consultadas contemplan sanciones por incumplimiento.

•En otros normatividades las sanciones no están de forma explícita y se limita a listar el procedimiento que sedebe seguir en caso de un incumplimiento (caso concreto de Chile).

•Se puede establecer con total claridad, basado en la revisión, que todas las normatividades indican que sedeben tomar las acciones correctivas en el menor tiempo posible ante incumplimientos de requerimientos defactor de potencia, existan o no sanciones asociadas a ese incumplimiento.









71

6. Elementos a considerar en una propuesta regulatoria

Los elementos a considerar en una propuesta regulatoria se han divido en las siguientes tres categorías:

1.Recomendaciones asociadas a las demandas (usuarios no regulados y regulados)2.Recomendaciones asociadas a los ORs (en sus puntos de conexión)3.Recomendación general

De forma gráfica:

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ORi

ORjORk


6.1 Recomendaciones asociadas a las demandas (usuarios regulados y no regulados)

73

1. Exigir un mayor factor de potencia inductivo en los puntos de conexión de las demandas (usuariosregulados y no regulados) conectadas al sistema de un OR.

2. Es recomendable que los factores de potencia permisibles en las demandas sean diferenciados pornivel de tensión.

3. La exigencia de factores de potencia diferenciados por niveles de tensión igual deberían ir acompañadade un criterio estadístico en el cual se reconozcan las incertidumbres propias de cualquier medición.

P

Q

Vn ≥ 200 kV0.98 inductivo ≤ fp ≤ 1.0

P

Q

100kV ≤ Vn < 200 kV0.98 inductivo ≤ fp ≤ 0.995 capacitivo

P

Q

30kV ≤ Vn < 100 kV0.96 inductivo ≤ fp ≤ 0.98 capacitivo

P

Q

Vn < 30 kV0.93 inductivo ≤ fp ≤ 0.96 capacitivo


6.1 Recomendaciones asociadas a las demandas (usuarios regulados y no regulados)

74

4. Las penalizaciones por incumplimiento de factores de potencia en los puntos de conexión de lademanda no se deben constituir en un mecanismo para eximir a la demanda de su función de mejorarsu factor de potencia. Se puede plantear el siguiente esquema regulatorio:

• Una penalización por energía reactiva desviada para aquellas demandas que se desvían de forma temporal de unrango de factor de potencia.

• Una penalización que tenga una componente por energía reactiva desviada y una componente por reincidencia paraaquellas demandas que se desvíen de forma reiterativa de un rango de factor de potencia.

ORi P

Q

P

Q

Penalización por desviación Penalización por reincidencia


6.2 Recomendaciones asociadas a los ORs

75

Para comprender las alternativas regulatorias asociadas a los ORs es necesario detallar el origen de la energíareactiva que registra un medidor frontera entre OR-OR o entre un OR-STN, los orígenes de estas energías son:

• Energía reactiva en tránsito• Energía reactiva demandada o inyectada por los usuarios conectados al sistema del OR• Energía reactiva demandada o inyectada debido a su sistema (posición de tomas transformadores,

inyección de las líneas, etc.)

ORi ORj

Medidorfrontera

P + jQ

A otro OR



76

Características de las energía reactiva registrada por el medidor:

• Energía reactiva en tránsitoNo controlable por el OR pero cuantificable en algunos casos

• Energía reactiva demandada o inyectada por los usuarios conectados al sistema del OR.Controlable por el OR a través de los requerimientos de factores de potencia

• Energía reactiva demandada o inyectada debido a su sistema y definida por la posición de loselementos de control de reactivos.Controlable a través de la posición de los tomas de los elementos de control de reactivos.

ORi ORj

Medidorfrontera

P + jQ



77

1. Cuando la energía en tránsito activa y reactiva ES cuantificable: Si se conocen estas energías, es posibleentonces establecer el factor de potencia de responsabilidad del OR y con esto se deberían extender lasexigencias y penalizaciones de factores de potencia recomendadas para las demandas a los puntos deconexión entre OR-OR.

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23 22

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1918

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15

1413

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8

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6

5

4 3

2

112



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2. Cuando la energía en tránsito activa y reactiva NO ES cuantificable: Las energías reactivas en tránsitono son responsabilidad de los ORs, por lo cual las medidas de factores de potencia en medidoresfronteras OR-OR y OR-STN no reflejan plenamente la responsabilidad de los OR en la gestión de susreactivos. En estos casos, la regulación debe señalar tácitamente cuales deben ser las accionesremediales (operativas y de planeamiento) que deben seguir varios ORs para corregir esas energías.

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23 22

21

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1918

17

16

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9

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6

5

4 3

2

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3. Prohibir la inyección de energía reactiva al STN: Para aquellos ORs que tengan conexión con el STN sedebería prohibir la inyección de reactivos. La revisión regulatoria muestra cómo para niveles de tensiónsuperiores a 220kV no es permitido factores de potencia en adelanto y con un margen muy pequeñopara factores de potencia inductivos.

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23 22

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1918

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1413

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4 3

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6.2 Recomendación general

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Este consultor recomienda que la regulación especifique claramente cuál es el modelo de optimizaciónoperativo relacionado con la gestión de energía reactiva del país. La necesidad de conocer ese modeloobedece a que algunas áreas operativas podrían estar gestionando sus reactivos en detrimento de otrasáreas.









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7. Comentarios finales

Con base en los resultados numéricos y la revisión de la normatividad internacional, esteconsultor considera lo siguiente:

1. Aumentar los requerimientos de factor de potencia a los usuarios regulados y no regulados del sistema.

2. Realizar un estudio económico para establecer la conveniencia de un factor de potencia independiente odependiente del nivel de tensión.

3. Considerar un esquema de penalización que evite el fenómeno “multa” por “tarifa” con el fin de obligara los usuarios a tomar acciones remediales conducentes a mejorar su fp.

4. Extender las condiciones de factor de potencia y penalización (que se apliquen a los usuarios) a lospuntos de conexión OR-OR cuando la energía activa y reactiva en tránsito pueda ser cuantificable.

5. Especificar claramente las acciones remediales a ser ejecutadas entre ORs (cuando la energía activa yreactiva en tránsito no pueda ser cuantificable) con el objeto de disminuir los reactivos que circula porlos sistema.

6. Especificar los modelos de optimización que los ORs y que el operador del sistema deben aplicar paradeterminar la posición de los elementos de control de reactivos en el sistema.

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Muchas gracias

Harold Salazar Isaza, PhD ([email protected])Carlos Julio Zapata, PhD ([email protected])Alejandro Garcés, PhD ([email protected])Geovanny Marulanda, MSc ([email protected])Carlos A. Saldarriaga Cortés, PhD(c) ([email protected])Juan G. Valenzuela, MSc(c) ([email protected])

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Contrato de Prestación de Servicios de Consultoría … CPSC 1642013... · en estas redes en...

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