Transcript GD - cidel argentina 2010

INTEGRACIÓN DE LA GENERACIÓN
DISTRIBUIDA EN UNA EMPRESA
DISTRIBUIDORA EN EL NIVEL DE MT:
SU IMPACTO, REGULACIÓN Y
RESPUESTA DE LA RED
Facultad de Ciencias Exactas Físicas y Naturales
Universidad Nacional de Córdoba
Facultad de Ingeniería
Universidad Nacional de Río Cuarto
El cambio de la concepción tradicional del Sistema Eléctrico con
grandes centrales ubicadas lejos de los centros de consumo y con
grandes redes de distribución que llevan la potencia hasta los sitios de
consumo….
2
Es el nuevo enfoque de la industria eléctrica, la conceptualización
de la Generación Distribuida (GD)
Utilización, de forma integrada o individual, de pequeños generadores, por parte de compañías
eléctricas, clientes eléctricos o terceros, en aplicaciones que benefician al sistema eléctrico, a
usuarios eléctricos específicos o a ambos
Fuente: EPRI Distributed Resources Target
3
Con la característica de la bi-direccionalidad del
Flujo de Potencia
4
Estas circunstancias han motivado analizar un sector de las redes
actuales de distribución en MT de la empresa EPEC de la Provincia de
Córdoba de Argentina
2MVAr
5194 Kw
2792 KVAr
b 101
POTENCIA
INFINITA
167Kw 56Kw
T1A
GEN 1 b 100
LAT
10,5 Km
Linea 66KV
L1
290 mts.
10MVA
b2
S17
10Kw
L3
L2
492 mts.
L4
1072 mts.
b3
S90
b4
S91
T1B
L5
1040 mts.
624 mts.
b8
S20
b7
S94
40 Kw
L6
225 mts.
20Kw
b5
S19
L7
672 mts.
10MVA
b6
S93
b 13
SET 250
838Kw
L12
27764 KVAr
COOP.
TOLEDO I
1345 mts.
L11
L10
512 mts. 464 mts.
b 10
S99
13,2 Kv
B RIO II
1600Kw
b9
S53
176 m.
646Kw
L9
250Kw
17Kw
L8
2720 mts.
66KV
100MVA
50070 Kw
COOP.
LOZADA
D3R
b 11
S04
L13
320 mts.
D4R
CRUCE
b 12
GEORGALOS
MOLINO
102Kw
b 14
160Kw
L14
480 mts.
124Kw
L15
368 mts.
b 15
S22
L16
80 mts.
b 16
S100
HARDMAN
b 17
S101
651Kw
COOP.
TOLEDO II
280Kw
L17
1825 mts.
EX DELFI
b18
S23
5
Características del Sistema Eléctrico
El sector del sistema seleccionado comprende una línea de AT de
66 KV, una barra de 13,2 KV -Río II- y dos alimentadores de 13,2 KV,
denominados D3R y D4R.
La línea de AT, responde a la Especificación Técnica (ET) 1003 de
EPEC con disposición de triángulo de base horizontal y el tendido en MT
de 13,2 KV responde a la ET1002 de EPEC de conformación coplanar
El esquema es radial, y los valores de carga máxima son NO
simultáneos registrados durante el 2009 en cada SET, se indican clientes
singulares, industrias y otras Empresas Distribuidoras (ED) como las
Cooperativas de Lozada y Toledo.
La puesta a tierra es rígida en el inicio de cada nivel de tensión.
6
Se fijaron para la GD las siguientes pautas
La GD se inyectará de manera fija y estacionaria en
los clientes singulares, los cuales generan la potencia
que consumen de acuerdo a su registro máximo.
La forma de conexión de los generadores, es a través
de transformadores elevadores de tensión, con
seccionamiento de la conexión a tierra abierto (en MT)
para permitir el aterramiento en caso de
funcionamiento en isla.
Configuraciones de red estudiadas son:
I - Radial sin GD
II - Radial con GD
III - Anillado con GD
IV - Mallado con GD
7
Las hipótesis de estudio se basaron considerando situaciones
con GD y líneas de interconexión
8
Se plantearon los siguientes escenarios de carga en
base a registros de carga máxima NO simultáneos
El 25% de la carga máxima registrada
El 50% de la carga máxima registrada
El 80% de la carga máxima registrada
El 100 % de la carga máxima registrada
El 125 % de la carga máxima registrada
De esta manera se están analizando todos los
estados de cargas reales posibles del sistema
eléctrico
9
Los indicadores de la integración de la GD tomados
son:
Fuente: Dr Francisco M. Gonzalez-Longatt
10
Fuente: Dr Francisco M. Gonzalez-Longatt
11
Los indicadores para la red en estudio son:
Índices Ip según el estado de carga.
Sector
MT
AT y MT
Pot Iny / Carga
4000 / 2533
4000 / 15050
Ip
158%
27%
Con carga del
25% de la
Carga Máxima
MT
AT y MT
4000 / 5066
4000 / 30101
79%
13%
50% de la Carga
Máxima
MT
AT y MT
4000 / 10133
4000 / 60203
39%
7%
100% de la
Carga Máxima
MT
AT y MT
4000 / 12666
4000 / 75253
32%
5%
125% de la
Carga Máxima
Índice Id general y por alimentador
Sector
Barras c/GD /
Barras c/carga
Id
Total del Sistema AT y MT
para el Alimentador D3R
para el Alimentador D4R
6 / 17
2/8
4/7
35%
25%
57%
12
El estudio es en Régimen Estacionario del Sistema
Eléctrico con diferentes configuraciones
Estudios
Configuraciones

I) Configuración Radial
Tradicional

1-A Perfiles de Tensión
1-B Pérdidas Activas
1-C Carga porcentual de
líneas

II) Configuración Radial
Tradicional con GD

III) Configuración Anillada
con GD

1 - Flujo de Potencia
IV) Configuración Mallada
con GD

2 – Cortocircuito
2-A Valores de Icc
2-B Sobretensiones
2-C Huecos
Para el cálculo de Flujo de Potencia se utilizó el método iterativo de Gauss Seidel y para Cortocircuito se construyó la matriz de impedancia
ambos realizados y corridos en Matlab
13
1-A Perfiles de tensión en p.u. por alimentador
Carga del 25% de la Carga Máxima
Radial sin GD
Radial con GD
Radial sin GD
Radial con GD
Anillado con GD
Mallado con GD
Anillado con GD
Mallado con GD
Perfiles de tensión en D3R en p.u.
Coop
Toledo II
Coop
Toledo I
Coop
Lozada
S93
S19
Barra
13,2 Kv
Barra 66
Kv
0,970
Hardman
0,980
Georgalos
0,990
Cruce
1,000
Barra
13,2 Kv
V pu
1,010
Barra
Infinita
V pu
1,020
Barra 66
Kv
1,030
1,015
1,010
1,005
1,000
0,995
0,990
0,985
0,980
Barra
Infinita
1,040
Perfiles de tensión en D4R en p.u.
14
Carga del 100% de la Carga Máxima
Radial sin GD
Radial con GD
Radial sin GD
Radial con GD
Anillado con GD
Mallado con GD
Anillado con GD
Mallado con GD
Perfiles de tensión en D3R en p.u.
Coop
Toledo II
Hardman
Coop
Toledo I
Coop
Lozada
S93
S19
Barra 13,2
Kv
Barra 66
Kv
0,890
Georgalos
0,910
Cruce
0,930
Barra 13,2
Kv
V pu
0,950
Barra
Infinita
V pu
0,970
Barra 66
Kv
0,990
1,010
1,000
0,990
0,980
0,970
0,960
0,950
0,940
0,930
0,920
0,910
Barra
Infinita
1,010
Perfiles de tensión en D4R en p.u.
15
1-B Pérdidas Activas respecto a la configuración Radial s/GD
Carga con
respecto a la
Carga Máxima
25%
50%
80%
100%
125%
Pérdidas Activas en las líneas en Kw
Radial s/GD
Radial c/GD
10
60
150
250
410
90
60
40
40
70
Anillado c/GD Mallado c/GD
70
40
20
30
60
70
40
20
30
50
10,00
1,00
8,00
Valores pu
Valores pu
0,75
6,00
4,00
0,50
2,00
0,25
0,00
0,00
Radial
s/Gen
Radial
c/Gen
Anilla
c/Gen
Malla
c/Gen
Relación de pérdidas activas con carga al 25%
Radial
s/Gen
Radial
c/Gen
Anilla
c/Gen
Malla
c/Gen
Relación de pérdidas activas con carga al 100%
16
Comparación de la energía activa perdida por tipología
de red en un ciclo medio de 24 horas
Epc = Wo(T10)*T + ∑Wo(TGD)*T + ∑Wai * ti
Energía perdida en Kw-h por ciclo diario
Donde:
Epc es la Energía perdida por ciclo
Wo(T10) pérdidas en vacío de los Transf. 10 MVA
Wo(TGD) pérdidas en vacío de los Transf. de GD
Wai pérdidas activas del sistema en el período
parcial i
T
ti
es la duración del ciclo en horas
es el tiempo en horas del período parcial i
2500
2000
1500
1000
500
0
Radial s/GD Radial c/GD Anillado c/GD Mallado c/GD
Energía perdida en Kw-h en un ciclo para cada tipología
17
1- C Carga porcentual de la línea de AT y líneas de
interconexión con GD
18
Flujo de potencia activa en la LAT
Carga con
respecto a la
Carga Máxima
25%
50%
100%
125%
Flujo de Pot. Activa en la línea de AT en Mw
Radial
s/GD
2,4
5,1
10,4
13,3
%
%
Radial c/GD
Capac
Capac
4,4
-1,2
3,1
9,2
1,2
3,7
19,1
6,2
11,2
24,5
8,9
15,6
Anillado
c/GD
-1,2
1,2
6,2
8,9
%
Capac
3,1
3,7
11,2
15,6
Mallado
c/GD
-1,2
1,2
6,2
8,9
%
Capac
3,1
3,7
11,2
15,6
Valores en rojo indican flujo saliente de MT hacia el lado de AT
19
2-A Cálculo de los valores de las Icc
Los principales factores que afectan los niveles de Scc a lo largo de los
alimentadores son:
la Scc de las fuentes de GD, las potencias de los
transformadores, los esquemas de barras, las impedancias de las líneas y la
localización de la falla. Se realizaron simulaciones de falla monofásica,
trifásica, bifásica y bifásica a tierra en cada barra del sistema.
Radial sin GD
Anillado con GD
Radial con GD
Mallado con GD
3,000
Radial con GD
Anillado con GD
Mallado con GD
3,000
2,500
2,500
I pu
2,000
1,500
2,000
Valores en pu de las Corrientes CC IK1R
Coop
Toledo I
Coop
Lozada
S93
S19
Barra
13,2 Kv
Barra
Infinita
Coop
Toledo I
Coop
Lozada
S93
0,500
S19
0,500
Barra
13,2 Kv
1,000
Barra 66
Kv
1,000
Barra 66
Kv
1,500
Barra
Infinita
I pu
Radial sin GD
Valores en pu de las Corrientes CC IK3
con respecto al Sistema Radial s/GD con falla en cada barra indicada del alimentador D3R
20
Radial sin GD
Radial con GD
Anillado con GD
Mallado con GD
1,200
1,100
1,000
0,900
0,800
0,700
0,600
Coop
Toledo I
Coop
Lozada
S93
S19
Barra 13,2
Kv
Barra 66
Kv
0,500
Barra
Infinita
IK1R / IK3
Los resultados de la Icc bifásicas y
bifásicas a tierra se mantuvieron
dentro de los valores de las IK1R y
IK3, resultando valores en KA para
todos los casos y barras,
manejables hoy por los dispositivos
de protección. Observándose, que
las IK3 aumentaron más en
proporción que las IK1R como se
observa en la figura con igual
comportamiento
en
cada
alimentador.
Relación IK1R/IK3 en cada barra del alimentador D3R
21
Esto es debido al cambio de los parámetros en las líneas, como se
visualiza en las relaciones de las impedancias Z0 y Z1 y sus ángulos
en el sistema eléctrico
2,000
1,500
1,000
Coop
Toledo I
Coop
Lozada
S93
S19
Barra
13,2 Kv
Barra 66
Kv
Barra
Infinita
0,500
Relación de Z0/Z1 en cada barra del alimentador D3R
Coop
Toledo I
Z0/Z1
2,500
Barra
Infinita
Dif Ang Z1-Z0
3,000
Mallado con GD
Coop
Lozada
3,500
Anillado con GD
24,000
22,000
20,000
18,000
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0,000
S93
Mallado con GD
Radial con GD
S19
Anillado con GD
Radial sin GD
Barra 13,2
Kv
Radial con GD
Barra 66
Kv
Radial sin GD
Diferencia angular de Z1-Z0 en cada barra del alimentador D3R
Los valores se mantienen dentro de los índices característicos de estas redes
con puesta a tierra rígida de acuerdo a la VDE
22
2-B Cálculo de las Sobretensiones
Los niveles de sobretensiones estacionarios de fase sana durante una falla
asimétrica en una red, estarán determinados principalmente por el tipo de puesta
a tierra, encontrándose sus valores dentro de los límites fijados por la IRAM
2496:2003 (máximo 1,7 VN).
Radial sin GD
Radial con GD
Anillado con GD
Mallado con GD
V pu (VT Monof /E)
1,300
1,200
1,100
1,000
Coop
Toledo I
Coop
Lozada
S93
S19
Barra 13,2
Kv
Barra 66
Kv
Barra
Infinita
0,900
Sobretensiones en la fase T con falla monofásica en fase R
en las barras indicadas del alimentador D3R
23
2-C Análisis de huecos de Tensión
Los huecos de tensión que sobrevienen por defectos trifásicos, se encuentran dentro de
los valores esperados para estas configuraciones. Se observa que en configuración
mallada o anillada, los huecos se profundizan por cambios en el PAC (Punto de
Acoplamiento Común), notándose una mejoría en el caso de la configuración radial con
GD.
Radial sin GD
Anillado con GD
Radial con GD
Mallado con GD
1,000
0,900
0,800
0,500
0,400
0,300
0,200
Coop
Toledo I
Coop
Lozada
S93
S19
Barra 13,2
Kv
Barra 66
Kv
0,100
0,000
Barra
Infinita
V pu
0,700
0,600
Perfiles de los huecos de tensión en las barras del alimentador
D3R ante una falla trifásica en barra de Georgalos de D4R
24
Conclusiones
Para estas tipologías de red se concluye que son muchos los aspectos técnicos
positivos, tanto para el usuario como para la ED, en cuanto a Calidad de
Potencia, Confiabilidad, Seguridad y Continuidad de Suministro Eléctrico
Del Estudio de Flujo de Potencia se observa que:
Los perfiles de tensión mejoran y se equiparan con la inclusión de
la GD.
En cuanto a las pérdidas activas no se puede afirmar un ahorro
importante con la GD, por lo que es necesario realizar un estudio de
Energía por ciclo para cada caso de GD.
Se reducen las cargas en las líneas.
Se mejora la calidad de servicio con el anillado o mallado.
25
Del Estudio de Corto Circuito se observa que:
Ante fallas, las Icc no alcanzan valores importantes, magnitudes estas
manejables por los dispositivos de protección actuales.
Las sobretensiones se encuentran dentro de los límites fijados
por las normas IRAM 2496:2003.
Las relaciones de las impedancias muestran valores característicos
(Z0/Z1 se encuentran por debajo de 4 y la diferencia angular Z1-Z0
está por debajo de 30º, manteniéndose todos los valores
característicos de redes con neutro rígido a tierra de acuerdo a VDE).
Se logra una mejoría en los perfiles de los huecos de tensión.
En un futuro cercano, deben rediseñarse y repensarse las
redes de MT hacia una nueva filosofía de los sistemas,
dispositivos de protección y maniobras, alcanzando así la
Automatización de la Distribución (AD).
26
No esperemos usar a la GD como Emergencia tal cual
ocurrió en la Pcia de Córdoba durante enero y febrero de
2010 por avería de un transformador de 300MVA
Conexión e inyección en SET de la EPEC de unidades generadoras
27
Tanto la Empresa Distribuidora como particulares,
comercios e industrias han hecho uso de la GD
Se observaron en múltiples puntos la conexión al sistema
de unidades generadoras
28
MUCHAS GRACIAS
Ing.Miguel Piumetto
[email protected]
PhD. Juan Carlos Gomez Targarona
[email protected]
29