Evaluación del impacto de la generación distribuida mediante índices normalizados con base en la normatividad colombiana y estándares IEEE
Impact assessment of distributed generation using standardized indexes based on colombian regulations and IEEE standards
Diego González Herrera
Applus-Norcontrol. Bogotá, Colombia. diego.gonzalez.herrera@applus.com
Gustavo Luna Russi
Ospina Padilla asociados Ltda. Bogotá, Colombia. tavorussi@gmail.com
Edwin Rivas Trujillo
Universidad Distrital Francisco José de Caldas. Bogotá, Colombia. erivas@udistrital.edu.co
Recibido: 22-05-2015 Modificado: 04-08-2015 Aceptado: 01-09-2015
Se presenta una breve revisión de la literatura científica referente a índices normalizados en calidad de potencia y el marco regulatorio colombiano; el trabajo fue motivado por el reto de otros autores de plantear índices para evaluar el impacto de las perturbaciones de calidad de potencia (con enfoque cualitativo y cuantitativo, sin y con generación distribuida). Por ende se presenta una propuesta deíndices normalizados (IREG Regulación de tensión, ISU sobretensión y subtensión, Ifalla corriente de falla, Isag amplitud de hueco de tensión, ITHDV distorsión armónica total en tensión, ITDD distorsión de la demanda total) implementada en un sistema de 34 nodos de IEEE, los cuales son comparados con los propuestos por dichos autores.
Palabras claves: Calidad de potencia, generación distribuida, índices normalizados, regulación colombiana.
Abstract
This paper considers a short review of the scientific literature concerning standard power quality indexes and the colombian regulatory framework; the work was motivated in other studies proposing indexes to assess the impact of disturbances in power quality (with qualitative and quantitative approaches, with and without distributed generation). Thus, a proposal for standardised indexes is provided (IREG voltage regulation,ISU over voltage and undervoltage, Ifalla fault current, Isag amplitude of voltage dip, ITHDV total harmonic voltage distortion, ITDD total demand distortion) implemented within a IEEE 34 nodes system; a comparison with the other proposals is also discussed.
Keywords: Colombian regulations, distributed generation, indexes, power quality.
1. Introducción
La generación de energía mediante recursos renovables ha llegado a cubrir el 19% de la demanda energética a nivel mundial para el periodo 2013-2014 [1] [2]. El principal inconveniente de las energías renovables y de los recursos energéticos distribuidos (DER) es que no son competitivos y visibles en el mercado energético [3] [4].
En [5] se define la generación distribuida (GD) como recursos energéticos distribuidos a pequeña escala en redes de baja y media tensión. En la GD pueden surgir problemas técnicos, tales como pérdidas de potencia, regulación de tensión, aumento de niveles de corriente de falla y problemas de calidad como sobretensión, subtensión, armónicos y huecos de tensión entre otros, por lo cual se hacen necesarias herramientas para medir el impacto técnico de la integración de GD.
El Congreso de la República de Colombia expidió en mayo de 2014 la Ley 1715 [6] por la cual regula la integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético nacionales,con el fin de reducir el impacto medio ambiental (reducción de emisiones de gases de efecto invernadero) y la seguridad del abastecimiento energético. Sin embargo,en la actualidad en materia de regulación no existe un marco regulatorio que contemple la inclusión de la GD en el sistema interconectado nacional.
]]> En este artículo se presenta una breve revisión de la literatura científica referente a índices normalizados en calidad de potencia y el marco regulatorio colombiano, que define la metodología y los límites necesarios para proponer algunosíndices que permitan medir el impacto de la generación distribuida en fenómenos como perfil de tensión, sobretensión y subtensión, corrientes de falla, huecos de tensión y armónicos. Finalmente se presenta una comparación entre losíndices propuestos y losíndices de otros autores, así como los procedimientos utilizados para evaluar el impacto técnico de la GD.2. Revisión de índices normalizados y regulación colombiana
El Congreso de la República de Colombia expidió el 13 de mayo de 2014 la Ley 1715 [6] por la cual regula la integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético nacional, con el fin de promover la gestión eficiente de la energía [7], la cual comprende tanto la eficiencia energética como la respuesta de la demanda, a través de instrumentos tributarios, incentivos, mecanismos de cooperación y estímulos para la inversión e investigación para la producción y utilización de fuentes no convencionales de energía.
Los índices normalizados brindan un mecanismo apropiado para establecer rangos y límites que puedan servir como punto de comparación cualitativo y cuantitativo, en cuanto a beneficios y comportamiento de las perturbaciones de calidad de potencia que se pueden presentar con la conexión de generación distribuida. La propuesta de normalización de índices que desarrolla el presente artículo, se basa en una serie de conceptos que plantean diferentes autores en sus propias propuestas deíndices de evaluación, que se expondrán en la tabla I.
Finalmente, con el uso de índices normalizados los autores desarrollan una herramienta útil para analizar el comportamiento de la calidad de potencia de una red de distribución en presencia de generación distribuida.
2.1. Regulación colombiana (calidad de potencia)
En Colombia el marco regulatorio lo trabajan distintos entidades (Figura 1); dentro de los más importantes se encuentra ICONTEC, que se encarga de la normalización en el país prestando servicios de educación y metrología, entre otros; y la CREG la cual tiene como objetivo principal garantizar la calidad, la cobertura del suministro y expansión de los servicios de energía eléctrica, gas natural y gas licuado.
NTC1340 [13]
]]> Esta norma (Figura 2) del año 2004 aborda mínimos conceptos de calidad de potencia, sus temáticas centrales son las tensiones y frecuencias nominales en sistema de energía eléctrica en redes de servicio público.NTC 5001 [14]
La NTC 5001 (Figura 3) es la norma técnica colombiana de calidad de potencia eléctrica del año 2008,sustemáticas centrales son establecer los límites y la metodología de evaluación en un punto de conexión común, es una norma que contiene aspectos similares a la norma IEEE 1159.
CREG 070-1998 [15]
La resolución CREG 070 del año 1998 denominado el reglamento de distribución de energía eléctrica (Figura 4) [15], aborda distintas temáticas como las condiciones de conexión para cargas y generadores, la operación de STR y SDL, equipos de medida, alumbrado público, entre otros. Sin embargo, de gran interés es el Capítulo 6 denominado "Calidad del servicio en los STR y SDL", el cual hace referencia a la calidad de la potencia suministrada, la calidad del servicio prestado, el registro de interrupciones y las políticas para vigilar o supervisar esta calidad del servicio.
CREG 024-2005 [16]
Esta resolución del año 2005 (Figura 5), hace referencia a las normas aplicables de calidad de potencia eléctrica para los servicios de distribución de energía eléctrica. Su objetivo es darle más importancia a esta temática ya que en la resolución CREG 070 solo es parte de un capítulo de la calidad de potencia eléctrica. Sin embargo, en esta resolución solo se enfoca en algunos fenómenos como lo son el flicker y la distorsión armónica en tensión.
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CREG 065-2012 [17]
La CREG en el año 2012 (Figura 6) lanza este proyecto de resolución el cual trata de complementar las resoluciones anteriores y las compila en una sola, su objetivo es tener de forma clara laspolíticas de calidad de potencia y ajustarlas para que sean similares a la norma NTC. Esta tiene en cuenta indicadores como desviaciones de frecuencia, desviaciones de tensión, flicker, desbalances y distorsión armónica de tensión y corriente. Además, establece los límites de los indicadores mencionados y la forma en que se deben medir dichos fenómenos.
3. Índices normalizados propuestos
Los índices normalizados que se plantean en este artículo surgen de la propuesta de los autores [9] y [11]; dichos índices normalizan cada uno de los disturbios que pueden aparecer en los fenómenos de interés (perfil de tensión, corrientes de falla, huecos de tensión y armónicos),de manera que un índice tiene el valor de 1cuando se está en el límite de aceptación [9]. Algunos índices cuentan con dos márgenes, superior e inferior, de acuerdo a la normativa relacionada con la perturbación medida y su valor se encontrara entre uno y cero. La ecuación (1) expresa la relación que existe entre la cuantificación del disturbio y su valor límite estandarizado.
Donde In es el índice normalizado, Ic es la cuantificación del evento, Lim_ y Lim+ son los máximos valores permisibles inferior y superior respectivamente. Cuando se tiene un solo límite Lim_ se hace 0.
El objetivo de losíndices normalizados es evaluar el impacto de la presencia de generación distribuida sobre la red eléctrica, en relación con límites establecidos en las normas o por las propias condiciones previas al no uso de la generación distribuida. La evaluación del impacto se hace mediante el índice normalizado de evaluación IEval (2), el cual muestra la relación entre losíndices normalizados al utilizar GD y losíndices normalizados sin utilizar GD.
]]> Donde IsinGD e IconGD son la cuantificación normalizada de los eventos sin GD y con GD respectivamente.3.1. Perfil de tensión
El perfil de tensión se evalúa teniendo en cuenta la normativa NTC 1340 [13]/CREG 025 [18]. Define para media tensión, es decir entre 1kV y 62kV , una tensión máxima nominal de +5% y mínima de_10%. Además se plantean las siguientes definiciones:
Tensión máxima de un sistema: valor eficaz máximo de tensión que ocurre bajo condiciones de operación normal en cualquier momento y punto del sistema.
Tensión mínima de un sistema: valor eficaz mínimo de tensión que ocurre bajo condiciones de operación normal en cualquier momento y punto del sistema.
De acuerdo a lo anterior se plantean el índice de regulación de tensión (3), el cual considera los dos valores de referencia para la evaluación establecidos por la normativa.
Donde, Vnodo es la tensión medida en el punto de conexión común; Vmax y Vmin son los límites permitidos.
3.2. Sobretensión y subtensión
De acuerdo con NTC5000 [19]/ IEEE 1159 [20] se definen los valores de referencia para el índice de sobretensión y subtensión ISU; además, se muestran las siguientes definiciones:
]]> Sobretensión: variación en estado estable mayor a 1 min, cuyo valor está, por lo menos, 10% por encima de la tensión nominal del circuito o sistema.Subtensión: variación en estado estable mayor a 1 min, cuyo valor está, por lo menos, 10% por debajo de la tensión nominal del circuito o sistema.
En la ecuación (4) se muestra el índice de sobretensión y subtensión ISU, que se define como la relación entre la tensión de nodo y la tensión máxima y mínima de referencia para sobretensión y subtensión.
Donde Vlim+ es el 10% de la tensión nominal del nodo por encima para elíndice de sobretensión [14]; y Vlim_ es el 10% de la tensión nominal del nodo por debajo para el índice de subtensión. Lo anterior con el fin de evaluar la tensión del sistema con respecto a los límites presentados por la norma.
3.3. Corrientes de falla
El objetivo de evaluar las corrientes de falla es cuantificar el aumento o disminución de las mismas con la presencia de la generación distribuida. Para esto se utiliza como valor de referencia las corrientes producidas sin GD. En (5) se presenta el índice de corriente de falla Ifalla
Donde IsinGD y IconGD son las corrientes de falla sin GD y con GD respectivamente.
3.4. Huecos de tensión
]]> De acuerdo a la metodología de evaluación del impacto de la generación distribuida en los huecos de tensión que se presenta en [21], se ha utilizado elíndice individual de magnitud.Los huecos de tensión de acuerdo con NTC 5000 [19] / IEEE 1159 [20] se caracterizan por su amplitud desde 0.1 a 0.9 en p.u. y su duración en instantáneo (0.5 a 30 ciclos) momentáneo (30 ciclos a 3 segundos) y temporal (3 segundos a 1 minuto).
Para el índice de amplitud de hueco de tensión Isag se utiliza la tensión declarada (tensión acordada entre el operador de red y el usuario para ser aplicada en el punto de conexión común. Esta tensión debe estar normalizada NTC 1340 [13]) como referencia fija en el punto de conexión; lo anterior de acuerdo con la NTC 5001 [14] para sistemas de media y baja tensión.
Indice de amplitud de hueco de tensión Isag, muestra la relación entre la tensión en el nodo del hueco de tensión Vnodo y la tensión de referencia Vdeclarada.
La duración del hueco de tensión depende del tiempo de actuación de las protecciones, por lo cual es una característica que ayuda a identificar el evento.
3.5. Armónicos
La evaluación de armónicos se realiza mediante la distorsión total armónica, tanto en tensión (THDV) como en corriente (THDI), la cual determina el grado de distorsión de una señal periódica con respecto a la senoidal y se define en términos de la amplitud de los armónicos, como se muestra en las ecuaciones (7) y (8).
El índice ITHDV de la ecuación (9) evalúa la THDV, donde THDvnodo es la distorsión armónica total en tensión de cada nodo y THDvlimite es el límite propuesto por la norma NTC 5001 [14] / IEEE519 [20] y que se muestra en la tabla II.
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La evaluación de la distorsión armónica total en corriente (THDI) recurre a otroíndice complementario de distorsión total de la demanda TDD ecuación (10); de acuerdo con la norma NTC 5001 [14] / IEEE519 [20], esteíndice refleja la importancia de las distorsiones armónicas de corriente respecto a la carga máxima del sistema medido, ya que podrían presentarse altas distorsiones de corriente, es decir una medida de THDi elevada, con bajos niveles de carga, que no afectarían en igual proporción al sistema.
Debido a que los límites del TDD, tabla III, están en función de la corriente de cortocircuito y la corriente de carga, se presentan diferentes límites en cada uno de los nodos del sistema depruebas,lo cual dificulta la tarea de normalizarlo. Con base en lo expuesto el propósito del índice de la ecuación (11), es cuantificar el aumento o disminución de la TDD en presencia de generación distribuida, donde TDDnconGD y TDDnsinGD son la distorsión total de la demanda de cada nodo con GD y sin GD respectivamente.
3.6. Comparación de índices
Los índices propuestos para la evaluación de la conexión de la generación distribuida en redes de distribución se ha basado en algunas ventajas que ofrecen los conceptos de los índices UPQI, que han ido evolucionando a lo largo de los últimos años. En la Figura 7 se expone un comparativo entre las características de losíndices propuestos y losíndices UPQI.
]]> Características de los principales procedimientos de normalización.De acuerdo con el artículo Nuevo procedimiento para la normalización de valores numéricos en la toma de decisiones [23] describe las características de los procedimientos utilizados por losíndices propuestos y UPQI:
La normalización es la operación mediante la cual un conjunto de valores de una determinada magnitud son transformados en otros, de tal suerte que estos últimos pertenezcan a una escala predeterminada.
La normalización puede realizarse como se ilustra en la (Figura 8):
En la Figura 9, se exponen las características de los procedimientos utilizados para la normalización de los índices propuestos y UPQI, con la finalidad de conocer las ventajas y desventajas que matemáticamente podrían presentarse con cada uno de ellos.
En [23] se aclaran varios aspectos con la concentración de valores: para aquellas ocasiones en las que exista la necesidad de obtener valores normalizados no concentrados, es imprescindible seleccionar un procedimiento de normalización que corrija esta circunstancia. En el caso de la normalización lineal, la condición necesaria para conseguir esta corrección es la proporcionalidad directa entre la concentración de los valores a normalizar y la pendiente de la recta de normalización. De los procedimientos descritos solo el segundo cumple esta condición, ya que la pendiente de la recta de normalización es inversamente proporcional a la amplitud del intervalo de valores y este, a su vez, es inversamente proporcional a la concentración de dichos valores. Quizá por esta característica sea uno de los procedimientos más utilizados en la práctica a pesar de no conservar la proporcionalidad entre los valores originales y los normalizados.
4. Ejemplo de aplicación de índices normalizados propuestos
Para evaluar el impacto de la generación distribuida sobre el perfil de tensión, se tomó como caso de estudio el sistema de prueba IEEE 34 nodos (figura 10) el cual es un alimentador real situado en Arizona, con tensión nominal de 24.9 kV [24].
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En la tabla IV se presenta el análisis del comportamiento del perfil de tensión con elíndice IREG, el cual se realizó a 3312 datos provenientes de 138 nodos durante 24 horas del día.
A manera de ejemplo en la ecuación (12) se ilustra el cálculo delíndice de regulación en el nodo 824 fase 2 en la hora 2 del perfil de tensión.
1. Tensión sin GD = 14680,05V
1. Tensión nominal de fase = 14376,02V
1. Vmax (+5% de la tensión nominal) = 15094,80V
1. Vmin (_10% de la tensión nominal) = 12938,40V
1. Vmin = 14680,05V
El resultado obtenido de 0,807 en p.u. enla ecuación (12), se encuentra en elrango entre 0 y 1 y por lo tanto no alcanza o sobrepasa ninguno de los límites permisibles.
4.1. Índice de regulación IREG sin GD
En la figura 11 se muestra de manera general el perfil en todos los nodos del sistema al aplicar elíndice IREG sin GD.
La Tabla IV se muestra que sin GD solo en el 7,42% de las veces se sobrepasa el límite máximo aceptable y su valor llega a 1,075. Asi mismo,los nodos que han superado la máxima tensión permisible son los cercanos al nodo infinito durante las primeras horas del día, incluso el nodo fuente supera el límite durante el mayor tiempo del día (18horas).Cabe añadir que los valores más cercanos a 0 se registran en el nodo 890 que corresponde al nivel de 2401,77V.
4.2. Índice de regulación IREG con GD
En la Tabla IV se muestra que el caso con el mejor promedio 0,853 p.u. en comparación con el escenario sin GD se encuentra conectando GD en el nodo 890 con un factor de potencia 0; sin embargo se supera el límite aceptable 1,81 p.u. y superando el límite máximo aceptable 14,67% volviéndolo un caso crítico.
El mayor incremento en la tensión (1,86p.u) ocurre en el nodo 890 fase1 cuando se conecta el generador en el mismo nodo 890 con factor de potencia 0,85 en atraso; es decir, la tensión de fase alcanza 2834,10 V cuando la tensión nominal es de 2401,77 V. En la Figura 12 se muestra el perfil de tensión en el nodo 890 en la fase 1.
]]> La mejor opción se presenta al conectar GD en el nodo 890 con factor de potencia en adelanto, debido a que se mantiene el sobrepaso del límite superior aceptable del escenario sin GD 1,075 p.u. y su ocurrencia baja del 7,42% el 6,12% ,además se alejó del límite inferior que paso de 0,08 p.u. a 0,28 p.u. Dicho de otra manera, fue el caso donde menos se afectó el perfil de tensión.El caso óptimo se presenta cuando se conecta el generador con factor de potencia 0,85 en adelanto en el nodo 890. Lo ideal, sería un perfil de tensión en donde todos los nodos del sistema tuvieran como tensión real la misma tensión nominal; de acuerdo con elíndice IREG la tensión nominal del sistema es 0,666 p.u. con un promedio en los datos de 0,666 p.u. y una desviación estándar cero.
5. Conclusiones
La contribución al caso colombiano se hace con la aplicación en un entorno GD por medio del índice de evaluación, el cual sirve como aporte de la Ley 1715 del 2014 [6] de Colombia reflejada en el Artículo 8 sobre la promoción de la autogeneración a pequeña y gran escala y la generación distribuida. En materia de regulación no existe un marco regulatorio que contemple la inclusión de la GD en el sistema interconectado nacional, por lo tanto algunos resultados no pueden ser aclarados completamente, ni se puede evidenciar la utilidad de la inclusión de GD. A parte del marco regulatorio, se requiere más investigación sobre la tecnología de la generación distribuida y el nivel de penetración de la misma.
Para evaluar el impacto (con enfoque cualitativo y cuantitativo, sin y con generación distribuida), basados en la normatividad de las perturbaciones de calidad de potencia (perfil de tensión, sobretensiones, corrientes de falla, huecos de tensión y armónicos), se propusieron los índices normalizados (IREG Regulación de tensión, ISU sobretensión y subtensión, Ifalla corriente de falla, Isag amplitud de hueco de tensión, ITHDV distorsión armónica total en tensión, ITDD distorsión de la demanda total).
Debido a que la normativa colombiana e IEEE no define límites generales y específicos para las corrientes de corto circuito, la evaluación solo se realiza con base en un índice cualitativo. + Es poco viable generalizar uníndice normalizado para distorsión total de la demanda (TDD), ya que en el sistema IEEE 34 nodos cada nodo se cuenta con un límite de distorsión distinto; lo anterior se debe a que el TDD depende de la corriente de corto circuito y la corriente de demanda.
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