1

Resumen

Se presenta un análisis sistemático para identificar los impactos de la generación distribuida, mediante simulaciones en estado estable y régimen transitorio. Este proceso se aplicó para analizar la incidencia real de la incorporación de una central a biogás en el sistema de distribución de CENTROSUR.

Los diversos estudios para determinar el impacto de conexión del generador distribuido, van desde aquellos que contemplan las simulaciones típicas de flujos de potencia y cortocircuitos bajo condiciones de estado estable. Luego, se realizan simulaciones cuasi-estáticas, considerando datos horarios de curvas típicas de un año (3 curvas por mes), utilizando DPL (DIgSILENT Programming Language). Por último, modelando el gobernador de carga GOV y el regulador automático de voltaje, se obtiene los resultados de las simulaciones en estado transitorio para diferentes eventos en la red de distribución.

La normativa Ecuatoriana [1], define requisitos generales para la conexión y exige a los interesados de los proyectos

realizar los estudios de conexión; sin embargo es responsabilidad de las empresas distribuidoras la verificación de los resultados para el cumplimiento de requisitos propios de cada empresa. En base a los estudios realizados se logró contar con resultados del comportamiento de la red, tanto en estado estable como en régimen transitorio, y conllevó al planteamiento de medidas efectivas para una operación eficiente y segura en condiciones de operación normal y contingencia, manteniendo la calidad del servicio y producto a los clientes ubicados en la zona de impacto.

El trabajo se estructura en dos partes: en la primera (sección 3), se plantea el proceso de interconexión, considerando la regulación ecuatoriana, así como el estándar IEEE 1547. En la segunda parte (sección 4), se modela la red con el generador distribuido, utilizando el software DIgSILENT PowerFactory.

1. Introducción

Los sistemas actuales de distribución primaria (medio voltaje) fueron diseñados bajo esquemas radiales para cubrir

ESTUDIOS DE IMPACTO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LA RED DEL

DISTRIBUIDOR – APLICACIÓN A UN CASO REAL

Autores: SILVIO PATRICIO QUITUISACA ASTUDILLO, Magíster en Sistemas Eléctricos de Potencia, Jefe de Estudios Técnicos – Dirección de Planificación SERGIO PATRICIO ZAMBRANO ASANZA, Magíster en Sistemas Eléctricos de Potencia, Superintendente de Estudios Técnicos – Dirección de Planificación

Empresa: EMPRESA ELECTRICA REGIONAL CENTRO SUR C.A. (CENTROSUR)

DATOS DE LA EMPRESA Dirección: Av. Max Uhle y Pumapungo Ciudad: Cuenca, Ecuador Código Postal: 010209 Teléfono: +593 07 4135136 E-Mail: patricio.quituisaca@centrosur.gob.ec

sergio.zambrano@centrosur.gob.ec

PALABRAS-CLAVE: Generación distribuida, flujos de potencia, cortocircuitos, distribución, modelo de red, Digsilent, CENTROSUR

Código de subtema: D2.2.3

2

requerimientos de carga, donde predominan transformadores monofásicos. En esta configuración tradicional de la red, el sentido de la corriente va desde las fuentes, que son las subestaciones, hacia la carga, en un solo sentido. Con la integración de fuentes de generación distribuida el flujo es bidireccional, presentándose nuevos aportes de reactivos, incremento en las corrientes de cortocircuitos y de la energía del arco eléctrico, entre otros.

Con ello, la generación distribuida adiciona nuevos retos en los procesos de planificación y operación de la red de distribución, como por ejemplo en la proyección de la demanda incluyendo generación local, nuevas arquitecturas y topologías para la expansión, aplicación de nuevos esquemas de protección y automatización para la operación de la red, actualización de normas de seguridad. En definitiva, hay que redefinir las políticas y guías para aprovechar los beneficios y mitigar los impactos que puedan derivarse de la incorporación de este tipo de generación.

En este ámbito, se abren nuevos campos de especialización en los sistemas de distribución, tales como: análisis de transitorios electromagnéticos, riesgos por arco eléctrico, ferroresonacia, análisis de armónicos y flicker, estabilidad, optimización.

Los estudios de interconexión de un generador distribuido, constituyen una relación causa-efecto y dependen del tipo de generación, tamaño, ubicación en la red y características propias del circuito de distribución, esto es:

• Evalúan la violación a criterios operativos en escenarios de demanda máxima y mínima, a máxima y mínima generación. Se emplean series de tiempo o perfiles de carga y de generación.

• Se simulan eventos en el dominio del tiempo, tales como conexión y desconexión del generador, de carga, de equipos de protección y control, tales como reconectadores o bancos de capacitores; además se simulan eventos de falla en puntos estratégicos.

2. Objetivos

2.1. Objetivo General

Presentar un análisis sistemático del impacto de la generación distribuida en los sistemas de distribución, en el marco de la normativa local y el estándar IEEE 1547, a fin de llevar a cabo una secuencia de estudios necesarios para identificar potenciales impactos y tomar las medidas correctivas.

2.2. Objetivos Específicos

• Establecer el flujo del proceso de conexión de generación distribuida.

• Describir los principales impactos ocasionados en el sistema eléctrico de distribución.

• Definir los distintos tipos de estudios, entre convencionales y especiales, vinculados a su potencial impacto.

• Construir los modelos de red y del generador para realizar las simulaciones en estado estable y régimen transitorio.

• Analizar el impacto de un caso real de conexión en las redes de distribución de CENTROSUR.

3. Marco Regulatorio y proceso metodológico

La normativa ecuatoriana cuenta con la Regulación N° ARCONEL 004/15 [1] para evaluar el acceso y requisitos operativos. En el ámbito internacional, el estándar técnico más utilizado es el IEEE 1547 [2] [3]. Sin embargo, es recomendable definir un procedimiento propio de cada distribuidora e identificar en cada caso, los estudios que permitan estimar la magnitud del impacto.

3.1. Regulación ARCONEL 004/15

Esta Regulación [1] establece criterios y requisitos técnicos de conexión de generadores renovables no convencionales (GRNC), con una potencia mayor o igual a 100 kW, a las redes de distribución, a fin de no degradar la calidad y confiabilidad del servicio de energía eléctrica, manteniendo los niveles de corrientes y voltajes dentro de sus rangos admisibles, asegurando la operación eficiente y segura de la red.

3

Los interesados en este tipo de proyectos, deben realizar estudios para verificar que no existan efectos adversos en el sistema, con y sin el generador (Tabla 1).

TABLA 1. Estudios de conexión - Regulación N° ARCONEL 004/15

Requerimiento Detalles

Flujos de Potencia

. En máxima y mínima demanda (y otros estados requeridos) . Verificar sobrecargas y cumplimiento de perfiles de voltajes

Estudio de Cortocircuitos

. Cortocircuitos 3F y 1F para condiciones críticas y en los puntos críticos de la red . Indicar el incremento de la potencia de cortocircuito y verificar que no supere lo que soportan los equipos existentes

Estudio de coordinación de protecciones

. Simulación de fallas 3F y 1F con y sin resistencia de falla . Considerar dos escenarios: máxima y mínima potencia de cortocircuito . Asegurar la coordinación de protecciones en cualquier situación de operación

Estudios de calidad del producto

. Estudios de calidad del producto: flicker, desbalance de voltaje y armónicos . Verificar que los parámetros estén dentro de límites regulatorios

Estudios de estabilidad

. Operador de la red será quien defina en coordinación con CENACE. . Estabilidad de ángulo, de voltaje y de frecuencia, para condiciones normales y perturbaciones (fallas, desconexión de carga y/o generación) . Evaluar las fallas más exigentes que suponen mayor desbalance generación-demanda y/o degraden al sistema y se pierda control de potencia activa/reactiva o líneas troncales

3.2. Estándar IEEE 1547

El estándar IEEE 1547 [2] cubre una familia de normas o partes para la interconexión de un recurso distribuido (DR) con los sistemas eléctricos de potencia. La parte 7 [3], describe criterios y metodologías para realizar estudios de afectación de un DR en la red de distribución, así como propuestas para mitigar el impacto. Su enfoque es más de carácter técnico que regulatorio y su aplicación es para sistemas de distribución primaria (medio y bajo voltaje).

3.2.1. Potenciales Impactos del DR

A continuación se resume los potenciales impactos de la conexión del generador distribuido, según el estándar IEEE 1547.

Isla no intencional

La isla no intencional ocurre cuando una sección del circuito de distribución es aislada desde su fuente, mientras la carga es abastecida por el DR y continúa

proporcionando energía en esta zona. Las razones pueden ser:

• Reconectadores automáticos en la red, que actúan para despejar fallas temporales y luego restaurar la carga. La condición previa para que se genere la isla es que las cargas son básicamente iguales a la potencia generada.

Los problemas asociados son:

• Riesgo de recierre fuera de condición de sincronismo, los cuales pueden causar daños en el equipo eléctrico, generador y artefactos en clientes.

• Riesgo en la seguridad de las personas al quedar zonas energizadas en una red aparentemente desconectada.

• Retrasos en los procesos de restauración del servicio.

• La isla no intencional en general no cuenta con un sistema de aterramiento y protecciones.

• Problemas en la calidad de energía (armónicos, flicker, desbalances).

Cargabilidad en el equipamiento

Los sistemas de distribución están diseñados para un flujo de potencia y contribución de corrientes de cortocircuito unidireccionales, es decir desde la subestación hacia las cargas. El DR cambia el flujo de potencia y hace parecer una disminución de la carga, lo que puede causar sobrecarga al equipamiento. Estos impactos llegan a ser frecuentes en horas fuera del pico de carga.

Coordinación de protecciones y corrientes de falla

La inclusión de un DR a la red de distribución afecta a los esquemas de protección tradicionales concebidos con flujos unidireccionales, ya que existen nuevos caminos para la corriente de falla, esto es, sobre sensibilidad (falsos disparos) o pérdida de sensibilidad (no disparo o retardo), dependiendo de su ubicación respecto a la protección existente. Las fallas de naturaleza temporal podrían no ser eliminadas, puesto que desaparecen los tiempos muertos o intervalos de reconexión en los reconectadores.

4

Adicionalmente, el DR es una fuente de contribución de la corriente de cortocircuito, incrementando la misma y hasta podría alcanzar niveles perjudiciales, causar pérdida de sensibilidad y posiblemente la descoordinación de la protección. Así mismo, es necesario evaluar las consecuencias del flujo de potencia inverso.

Algunas distribuidoras, han adoptado prácticas de uso de relés de protección y equipos de restauración automática, para limitar la energía del arco eléctrico y para no acudir a cerrar el equipo de protección. Estos equipos limitan la energía del arco y permiten al personal realizar trabajos en caliente, utilizando la debida ropa protectora. La energía del arco eléctrico está determinada por la magnitud de la corriente de falla y el tiempo de su extinción. La adición de un DR puede incrementar tanto la corriente de falla como el tiempo de despeje asociado con la energía del arco eléctrico. Este incremento puede exceder los límites de aislamiento de la ropa protectora, haciendo necesario desconectar el DR mientras se realizan trabajos con línea viva.

Gestión de potencia reactiva y regulación de voltaje

El voltaje en estado estacionario corresponde al voltaje del sistema sobre un período de tiempo sostenido, usualmente varios minutos. Los operadores de red requieren que la generación sea operada de manera que no cause implicaciones en dicho voltaje, es decir exceder los límites admisibles en los clientes.

Además el funcionamiento del DR debe evitar causar interferencias en los equipos de regulación de voltaje del alimentador. Cuando la generación es variable en su naturaleza, la fluctuación de reactivos y voltajes, puede causar efectos adversos en el equipo de regulación, tales como desgaste prematuro debido al incremento de operaciones, con lo cual, los controles de reguladores pueden necesitar ser modificados o reemplazados cuando se inyecta potencia hacia el lado de la carga del equipo. Del mismo modo, puede presentarse desgastes tanto en los cambiadores de taps bajo carga como en los controles de equipos de corrección del factor de potencia.

Además, las salidas bruscas de generación debido a fallas, arranques, desconexión y disponibilidad de energía, provocan fluctuaciones que pueden ocurrir más rápido que los tiempos muertos y de respuesta del control de voltaje, dichas fluctuaciones de voltaje pueden tomar un minuto o menos.

Con lo anterior, se requieren múltiples simulaciones de flujos de potencia para evaluar los impactos, esto incluye simulaciones con series de tiempo o cuasi-estáticas.

Calidad de Energía

Los impactos en la calidad de energía incluyen: sobre-voltaje, bajo-voltaje, huecos, desequilibrios y parpadeo (flicker), debido a eventos específicos o fluctuaciones de la generación y distorsiones armónicas. Por ejemplo el DR del tipo solar o eólico puede contribuir significativamente al flicker debido a: una conexión en puntos débiles de la red, variabilidad de irradiación solar, ráfagas de viento, etc.

3.2.2. Consideraciones operacionales

La configuración del sistema de puesta a tierra del sistema de distribución y del transformador de interconexión del DR, pueden afectar tanto a la contribución de corrientes de falla a tierra como a sobrevoltajes, durante la desconexión del generador y fallas en una de las fases del alimentador.

FIGURA 1. Diagrama unifilar genérico de la interconexión de un DR

5

Respecto a la configuración del transformador de interconexión del generador, la Figura 1 y Tabla 2, describen los tipos de conexión, sus problemas y ventajas [4].

TABLA 2. Problemas y ventajas asociados al tipo de conexión del DR

Tipo de conexión Problemas Ventajas

BT MT

Delta Delta Ante fallas en alimentador (F1) y apertura del interruptor de circuito (A), puede quedar energizada la red desde un sistema no aterrado, causando sobretensiones

El generador no aporta corrientes ante fallas fase-tierra (en F1 y F2). No hay corriente de cortocircuito por el interruptor principal (A) frente a fallas a tierra en el DR (F3)

Estrella a tierra

Delta

Delta Estrella

Delta Estrella a tierra

Aparece una corriente de tierra no deseada en el caso de fallas a tierra (en F1 y F2), debido al generador

No hay sobretensiones en el caso de fallas a tierra (F1). No hay corriente de cortocircuito por el interruptor principal (A) frente a fallas a tierra en el DR (F3)

Estrella a tierra

Estrella a tierra

El generador aporta una corriente no deseada frente a fallas a tierra (en F1 y F2). El interruptor de circuito (A) ve corriente de cortocircuito en caso de falla fase a tierra (F3)

No hay sobretensiones en el caso de fallas a tierra (F1) si la puesta a tierra del generador es de baja impedancia

El sistema de CENTROSUR está compuesto por cuatro hilos multi-aterrado, cuyos transformadores de distribución (MT/BT) están conectados en delta (lado de media) estrella (lado de baja) “DYN”. Este tipo de conexión tiene la desventaja de tener cierto flujo de corriente de neutro debido al desequilibrio de carga, lo cual dificulta el ajuste del relé de tierra. Respecto al caso de estudio de la central Pichacay, la conexión de transformador es Delta Estrella a tierra “DYN”.

3.2.3. Estudios convencionales y especiales

Se realizan estudios preliminares llamados convencionales, para identificar probables afectaciones. Estos estudios se detallan en el anexo en la primera parte de la Tabla A-1, cuyas herramientas para

llevarlos a cabo son muy conocidas por los planificadores.

Con este análisis preliminar se evalúa el grado del impacto de la interconexión, del cual se determina: si es aceptable, si se requiere medidas de mitigación para aprobar la instalación o es necesario estudios más complejos denominados “especiales”.

En la segunda parte de la Tabla A-1 se detallan estos últimos estudios versus su potencial impacto en el sistema de distribución.

3.3. Proceso de conexión de un DR

El proceso general simplificado para la conexión de un DR a las redes de distribución, definido por CENTROSUR, se presenta en la Figura 2.

FIGURA 2. Proceso para la conexión de un DR

4. Caso de estudio: Central Pichacay

4.1. Descripción del caso de estudio

El caso de estudio corresponde a la interconexión de la central térmica a biogás llamada “Pichacay”, de propiedad de la Empresa Municipal de Aseo de Cuenca - EMAC. La capacidad de diseño es 2 MW, en dos etapas similares de 1 MW, la primera se encuentra operativa, desde julio de 2017, aportando 1 MW a la red.

Esta central produce electricidad a partir del biogás generado por el relleno sanitario. La degradación aeróbica (ausencia de oxígeno) de la materia orgánica da como

6

resultado gas metano, el cual es succionado desde los pozos y pasa un proceso de filtrado, depurado, para posteriormente ser bombeado hacia dos motores generadores, cada uno de 1 MW de capacidad. Esta energía es evacuada a la red de distribución, a través de un transformador de elevación.

El punto de conexión común (PCC) con la red de distribución de CENTROSUR, es a nivel de 22 kV, ubicado en el alimentador 0321, aproximadamente a 18 km de la subestación (Figura 3). Como equipo de interconexión se utiliza un transformador elevador 0,48/22 kV de 2,2 MVA de capacidad. La demanda máxima del alimentador es aproximadamente 6 MW.

FIGURA 3. Ubicación del PCC del generador Pichacay y diagrama unifilar.

En la subestación S/E 03 está el interruptor de circuito IC1 del alimentador 0321, aguas abajo existen dos reconectadores normalmente cerrados ubicados en los sectores IESS y Santa Ana, luego en la derivación hacia el generador Pichacay está el fusible F1.

4.2. Modelo de Red y Generador

Para realizar los estudios, se utilizó el software DIgSILENT PowerFactory [5]. CENTROSUR modela su red de subtransmisión en esta herramienta, con ello se extiende dicho modelo a nivel de media tensión para el alimentador en análisis. El modelo de red se lo construye a partir de la base de datos espacial “geo-database” del sistema de información geográfico (GIS), mediante una interfaz denominada “DGS”. Además se carga las

características eléctricas de conductores, equipos, tipos de estructuras, etc.

La central cuenta con un gobernador de carga “GOV” para equilibrar los desbalances instantáneos de potencia y mantener la frecuencia de sincronización en los límites establecidos; a su vez, tiene un regulador automático de voltaje “AVR”, que permite estabilizar el nivel de tensión, este último corresponde a un estándar IEEE (forman parte de las librerías de la herramienta). Se procedió a configurar cada uno de los parámetros en función de los datos proporcionados por el fabricante.

4.3. Resultados de los Estudios

A continuación se presentan los resultados de los estudios estipulados en la regulación ecuatoriana; complementados con estudios convencionales y especiales descritos en el estándar IEEE 1547. Para el caso de estudio de la central Pichacay, no hace falta realizar todos los detallados en la Tabla A-1, como por ejemplo la simulación dinámica, ya que el operador y administrador del mercado eléctrico CENACE, establece que este tipo de estudios se realice para generadores mayores a 5 MW. A continuación se presentan los análisis respectivos, para una capacidad de 1 MW (etapa inicial) y en ciertos casos se evalúa con 2 MW (capacidad total de diseño).

4.3.1. Simulación de estado estable

El objetivo es evaluar el voltaje en los terminales o nodos del alimentador para un determinado escenario.

La Figura 4 presenta un mapa de calor de los voltajes unitarios en cada uno de los nodos del alimentador, en este caso en demanda máxima y generación máxima. Se puede visualizar la incidencia positiva de la conexión del generador, en ningún caso se viola los límites establecidos en la normativa. La simulación cuasi-estática permitirá analizar con más detalle los voltajes, pérdidas técnicas y cargabilidad.

7

(a)

(b)

FIGURA 4. Mapa de calor de los voltajes p.u. en el alimentador 0321, (a) sin Pichacay, (b) conectado el generador Pichacay

4.3.2. Simulación Cuasi-estática

El objetivo es evaluar el perfil de voltaje del alimentador, las pérdidas técnicas y cargabilidad en líneas, simulando múltiples flujos de potencia durante un año.

Una buena práctica en CENTROSUR ha sido sistematizarlo mediante programación, ya sea con scripts dentro de la herramienta o mediante interfaz COM (Component Object Model) fuera de la misma y con lenguajes como VBA (Visual Basic for Applications) o Python. En este estudio se utilizó DPL (DIgSILENT

Programming Language) script, que se fundamenta en un lenguaje C.

Las simulaciones comprenden flujos de potencia con perfiles, considerando curvas de carga horaria por día típico de cada mes (laborable, sábado, domingo y feriados) y de todo un año. Se analizan todas las combinaciones posibles de carga y factores de potencia. Luego se procesan los valores estadísticos del voltaje en por unidad: mínimo, cuartil 1 (25%), medio, cuartil 3 (75%) y máximo; para cada uno de los nodos primarios en función de su distancia (km) a la subestación.

Los resultados se presentan en la Figura 5, en la cual se detalla el perfil de tensión del alimentador.

(a)

(b)

FIGURA 5. Perfil de tensión del alimentador 0321, (a) caso base, (b) conectado el generador Pichacay

Al conectar el generador, el perfil se desplaza hacia arriba, cuyo efecto se ve más pronunciado en el punto de conexión a

0,970

0,980

0,990

1,000

1,010

1,020

1,030

1,040

1,050

1,060

1,070

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Vo

ltaj

e (

p.u

.)

Distancia (km)

Sin Pichacay

Mínimo Cuartil 1 Medio Cuartil 3 Máximo

0,970

0,980

0,990

1,000

1,010

1,020

1,030

1,040

1,050

1,060

1,070

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Vo

ltaj

e (

p.u

.)

Distancia (km)

Con Pichacay

Mínimo Cuartil 1 Medio Cuartil 3 Máximo

8

18 km. En conclusión, el perfil de tensión mejora y se mantiene dentro de los límites establecidos en la regulación, esto es, ± 10% para alimentadores rurales, que es el caso del alimentador 0321.

La Tabla 3, presenta los resultados de la incidencia en las pérdidas técnicas de energía para el período de análisis de un año, en este caso las pérdidas disminuyen del 3,96% al 3,69%, siendo un aspecto positivo para el distribuidor.

TABLA 3. Pérdidas técnicas para el escenario base y conectado el generador Pichacay

Escenario Base Escenario con Pichacay

Mes Energía (MWh)

Pérdidas (MWh)

Generación (MWh)

Pérdidas (MWh)

Acumulado anual

29.446 1.165 7.448 1.087

3,96% 3,69%

La Figura 6 presenta la máxima cargabilidad de todos los segmentos de líneas del alimentador 0321, en cada hora de un día laborable del mes respectivo.

(a)

(b)

FIGURA 6. Máxima cargabilidad en líneas (a) caso base, (b) conectado el generador Pichacay

Al conectar el generador Pichacay, la cargabilidad disminuye, esto es, su valor máximo decrece desde un 51% a 43%. Inicialmente sin el generador las secciones con mayor carga se concentran al inicio del alimentador, luego el generador evacúa su potencia y empieza a cargar las secciones alrededor del PCC. No se observa una afectación en la cargabilidad, debido a la normalización del conductor trifásico en troncal (Figura 3), además su arquitectura topológica está preparada para múltiples transferencias de carga.

4.3.3. Análisis de Cortocircuitos

Se evalúan las corrientes de cortocircuito en los equipos de protección, en el PCC y al final del alimentador (Figura 3). Se determina las máximas corrientes de cortocircuito analizando dos tipos de falla: trifásica y monofásica a tierra, es decir las condiciones más críticas. El método utilizado es IEC 60909.

La Tabla 4 detalla los aportes del generador Pichacay, en su primera etapa (1 MW), a la corriente de cortocircuito (Icc) en cada elemento del alimentador. El estándar IEEE 1547 establece como criterio de revisión preliminar, que el aporte del DR en el PCC no debe superar el 10% a Icc, con ello este aporte es 141 A (11%), correspondiente a una falla trifásica y está alrededor del límite. Cuando se considera la central con 2 unidades (2 MW, Tabla 5), el aporte en el PCC alcanza el 20,6% de Icc, situación que no pone en riesgo la operación de los equipos, sin embargo es necesario realizar otros estudios especiales.

TABLA 4. Resumen de aportes a Icc (A), para fallas 3F y monofásicas a tierra 1FT - 1MW

Icc (A) % Icc Base

Elemento Falla 3F

Falla 1FT

Falla 3F Falla 1FT

Nodo Fuente 146 165 1,1% 1,0%

Reconectador R1 IESS: 2 km

144 69 2,1% 1,2%

Reconectador R2 Santa Ana: 15 km

131 40 8,6% 3,8%

Fusible F1: 15 km 140 43 8,9% 4,0%

PCC Pichacay: 18 km 141 42 11,0% 4,8%

Final sección trifásica: 35 km

19 6 3,3% 1,5%

TABLA 5. Aportes a Icc (A), para fallas trifásicas 3F y monofásicas a tierra 1FT - 2MW

nov-15

may-160

10

20

30

40

50

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Car

gab

ilid

ad %

Hora

0-10 10-20 20-30 30-40 40-50 50-55

nov-15

may-160

10

20

30

40

50

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Car

gab

ilid

ad %

Hora

0-10 10-20 20-30 30-40 40-50 50-55

9

Icc (A) % Icc Base

Elemento Falla 3F

Falla 1FT

Falla 3F Falla 1FT

Nodo Fuente 248 281 1,9% 1,6%

Reconectador R1 IESS: 2 km

250 118 3,7% 2,1%

Reconectador R2 Santa Ana: 15 km

240 71 15,7% 6,7%

Fusible F1: 15 km 257 77 16,4% 7,0%

PCC Pichacay: 18 km 264 76 20,6% 8,6%

Final sección trifásica: 35 km

32 10 5,7% 2,6%

4.3.4. Coordinación de Protecciones

Para evaluar el potencial impacto en la coordinación de protecciones de corriente, se simulan diferentes tipos de fallas en puntos estratégicos del alimentador. En función de los ajustes actuales en relés, reconectadores y fusibles, se analizan los aportes del generador a las corrientes de falla, así como la corriente que circula en sentido inverso desde el generador hacia la falla y se observan los tiempos para el despeje de falla, en las curvas tiempo-corriente para identificar operaciones inadecuadas de equipos o pérdida de sensibilidad.

Luego de múltiples análisis realizados, se ha documentado aquel caso que se muestra en la Figura 7, donde podría presentarse una operación no adecuada.

FIGURA 7. Simulación de una falla trifásica con Pichacay con dos unidades (2 MW)

Con ello, se simula una falla trifásica luego del Reconectador R1 y antes de la

derivación hacia el generador. Se observa los aportes a la corriente de falla en los dos diagramas (esquemático y geográfico). El equipo protector que se espera que actúe es el reconectador R1; sin embargo el fusible F1 también percibe el aporte de corriente hacia la falla.

La Figura 8 muestra las curvas y los valores de falla en el alimentador 0321, considerando las dos unidades de Pichacay (2 MW). La corriente de falla es 1.588,33 A (línea vertical en color rojo) y el reconectador R1 va a despejar la falla en un tiempo de 0,336 segundos (corte con la curva lenta en color verde); a su vez el relé de respaldo en cabecera tiene un tiempo de 0,837 s (corte con la curva en color rojo). La corriente que aporta el generador y que pasa por el fusible F1 es de 284,79 A (línea vertical en color azul), cuyos tiempos en las curvas de los fusibles (mínima de fusión y máxima de despeje, en color y relleno azul) son 0,262 y 0,337 segundos respectivamente. Con ello, es muy probable una actuación simultánea del reconectador R1 (despejando la falla) y el fusible F1 (fundiéndose), siendo este último un evento no deseado.

FIGURA 8. Curvas corriente-tiempo de las protecciones de sobrecorriente de fase y corrientes de falla, Pichacay con 2MW

Una solución constituye el reemplazo del fusible por otro de mayor capacidad, desplazando las curvas del fusible; sin embargo, en otros casos, se debe pensar en equipamiento con protección direccional.

4.3.5. Transitorios Electromagnéticos

Se analizan las sobretensiones temporales mediante simulaciones de transitorios electromagnéticos (EMT).

10

Se documenta la simulación de una falla monofásica a tierra ubicada aguas abajo del reconectador R1 – IESS (Figura 13). El escenario corresponde a mínima demanda del alimentador y máxima generación. Para esto se crean dos eventos, el primero es la falla en la fase “A” y el segundo un evento “switch” que simula el despeje de la falla por parte del reconectador, que corresponde a 210 milisegundos de acuerdo a su curva lenta de tierra.

La Figura 9 muestra los valores instantáneos de los voltajes por fase en el PCC. La simulación EMT inicia en 0 segundos, luego a los 20 milisegundos se observa la falla, donde el voltaje de la fase A cae a cero, mientras que los voltajes de las fases B y C tienen un incremento en su magnitud. Para cuantificar con mayor precisión este incremento y evaluar otras variables, se utiliza como método de simulación valores “RMS”, con ello, la Figura 10 presenta los voltajes (p.u.) en cada fase en el PCC tanto sin y con el generador conectado, donde existe dos líneas verticales (color naranja) que enmarcan el tiempo de duración de la falla (210 milisegundos).

FIGURA 9. Formas de onda de los voltajes (p.u.) por fase, en el PCC luego de la falla monofásica a tierra

Se analiza el sobrevoltaje en la fase C (en color azul), donde sin el generador el voltaje es de 1,194 p.u., luego conectado el generador con 1 MW este voltaje alcanza 1,212 p.u., este efecto aún se ve más pronunciado cuando adicionamos otra unidad de generación (total 2 MW) cuyo voltaje en la fase C es 1,230 p.u. El estándar IEEE 1547 hace referencia a la curva ITIC (CBEMA-2000), que indica que pueden ocurrir daños en los artefactos de los clientes cuando el voltaje está por

encima del 120% desde 3 a 500 milisegundos, siendo este el caso.

(a)

(b)

FIGURA 10. Sobrevoltajes (p.u.) en el PCC luego de la falla monofásica a tierra, (a) caso base, (b) conectado el generador Pichacay 1 MW

Por otro lado, la Figura 11 muestra el hueco de voltaje de secuencia positiva (p.u.) en el PCC, cuyo valor cae a 0,779 p.u., conforme la Regulación ARCONEL 004/15 este valor de caída abrupta de voltaje ocasionado por esta falla transitoria se encuentra dentro de los límites establecidos de no permitir la desconexión.

FIGURA 11. Hueco o caída de voltaje de secuencia positiva (p.u.) en el PCC luego de la falla monofásica a tierra.

5. Conclusiones y Recomendaciones

El proceso de conexión de un DR presentado, contempla los estudios exigidos en la Regulación ARCONEL 004/15 y en el estándar IEEE 1547.

11

Los resultados de los estudios para este caso real de conexión de un DR, muestran una afectación mínima; sin embargo, cuando se consideran dos unidades (2 MW), podría hacer falta afinar o realizar nuevos estudios especiales.

Un criterio adoptado por CENTROSUR y basado en el estándar IEEE 1547, considera la desconexión del generador distribuido en caso de apertura de un equipo de protección aguas arriba, para evitar la formación de isla, siendo necesaria la protección anti-isla; esto es, salto de vector (ANSI 78) y Rocof; así como la protección de sobrevoltaje 59 y la protección de baja frecuencia 81 (UF).

La potencia autorizada en el despacho y la operación puede estar condicionada por las restricciones y afecciones de la red de distribución, siendo necesario establecer en el contrato de conexión, las condiciones bajo las cuales se permite esta conexión, así como las obligaciones y responsabilidades de cada actor.

Es necesario actualizar los procesos de planificación para incorporar los DR mediante la implementación de nuevos esquemas topológicos de red, esquemas de automatización de la distribución, esquemas de protecciones, entre otros.

Se debe normalizar los equipos para la interconexión, de manera que exista un sistema integral de protecciones, interoperabilidad con el centro de control y una operación coordinada con el Operador de la red de distribución, que garantice la seguridad de las personas y la calidad de energía a los usuarios.

La integración de este tipo de recursos distribuidos exige la evolución de las redes tradicionales hacia el concepto de redes inteligentes, debido al flujo bidireccional y a los nuevos retos en esquemas integrales de operación y protecciones.

Los análisis de impacto demandan nuevos perfiles de profesionales técnicos, siendo necesaria una capacitación continua para adquirir conocimiento en el uso de herramientas, contar con destrezas y habilidades para el procesamiento y obtención de datos de entrada, aplicar nuevo criterio ingenieril en el análisis e interpretación de resultados, tener pleno conocimiento de la innovación tecnológica

para el equipamiento de interconexión, protección y control.

6. Bibliografía

[1] Agencia de Regulación y Control de Electricidad, Regulación N° ARCONEL - 004/15: Requerimientos Técnicos para la Conexión y Operación de Generadores Renovables No Convencionales a las Redes de Transmisión y Distribución, 2015.

[2] Institute of Electrical and Electronics Engineers, IEEE Std. 1547-2003: IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems, 2003.

[3] Institute of Electrical and Electronics Engineers, IEEE 1547.7-2013: Guide for Conducting Distribution Impact Studies for Distributed Resource Interconnection, 2013.

[4] T. Di Lavello, «Impacto de la Generación Distribuida en las Redes del Distribuidor,» ELEC, 2014.

[5] DIgSILENT GmbH, [En línea]. Available: http://www.digsilent.de.

[6] Sandia National Laboratories, «Renewable Systems Interconnection Study: Utility Models, Analysis, and Simulation Tools,» California, USA, 2008.

[7] Quanta Technology LLC, «Informe de consultoría para elaborar el Plan de Expansión del Sistema de Distribución de CENTROSUR,» 2016.

7. Anexos

TABLA A-1: Tipo de estudios versus potencial impacto, IEEE 1547

12

TABLA A-1 – Continuación: Tipo de estudios versus potencial impacto, IEEE 1547

FIGURA A-1: Central Pichacay primera etapa

7.1. Análisis de un evento real de disparo de la central

A continuación se detalla un evento transitorio que provoca la salida de la Central Pichacay ocurrido el 13 de julio de 2017 aproximadamente a las 06:26, cuya fase afectada es la 3. Resultados de mediciones con SCADA y equipo de calidad PQBox ubicado en el PCC.

FIGURA A-2: Perfil de carga del alimentador y de generación, día 13-jul-2017

FIGURA A-3: Voltajes Instantáneos y RMS durante el evento de falla

FIGURA A-4: Corrientes Instantáneas y RMS durante el evento de falla

0400800

1.2001.6002.0002.4002.8003.2003.6004.0004.4004.8005.200

0:0

01:0

02:0

03:0

04:0

05:0

06:0

07:0

08:0

09:0

010:0

011:0

012:0

013:0

014:0

015:0

016:0

017:0

018:0

019:0

020:0

021:0

022:0

023:0

00:0

0

kW

Central Pichacay Alimentador 0321