Charla Magistral "La Generación distribuida en el país"

8/8/2019 Charla Magistral "La Generación distribuida en el país"

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GENERACION DISTRIBUIDA

César Montero

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AGENDA

1. Definición de GD

2. Tecnologías de GD

3. Capacidad máxima de generación en redes de distribución

4. Análisis de la GD en redes de distribución

5. Costos referenciales

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1. DEFINICION DE GD

La generación distribuida (GD) debe ser considerada como una fuente deenergía eléctrica conectada a la red de distribución o al lado del cliente y quees suficientemente pequeña en comparación con las plantas generadoras queoperan centralizadamente.

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2. TECNOLOGÍAS DE GENERACION

M.T. : Media TensiónB.T. : Baja Tensión

G.D.: Pequeñas centrales de generación que se conectan a las redes de MT yBT de la distribución que utilizan diversas tecnologías y fuentes de energía

para la producción de la electricidad.

Tecnologías de generación: Pequeñas centrales hidroeléctricas; pequeñascentrales termoeléctricas; Tecnologías que se utilizan con las fuentes deenergía renovable: Viento, Solar, Biomasa, Plantas de tratamiento de residuos

sólidos, otros; Tecnología para cogeneración que utilizan gas natural ú otrocombustible para producir electricidad y calor.

Microgeneración: Centrales pequeñas escalas de electricidad que seconectan en las redes de baja tensión; por ejemplo unidades fotovoltaicas en

las azoteas de los edificios o casas, celdas de energía u otros. 4



3. CAPACIDAD MAXIMA DE GD EN REDES DEDISTRIBUCIÓN

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País Conexión de GD en las redes de media tensión Conexión de GD en las redes

de baja tensión

Chile

PMGD: Medios de generación cuyos excedentes de potencia son menores o iguales

a 9000 kW. Su conexión se realiza por medio de las instalaciones de una empresa

que posea líneas de distribución que utilicen bienes nacionales de uso público

(Concesiones).

Criterio para seleccionar punto de conexión

La conexión de un PMGD es a la red de media tensión (1 ± 23 kV) de un sistema de

distribución

Se establece preliminarmente que si la relación cortocircuito ± potencia es mayor a

20 (cociente entre la potencia aparente de cortocircuito de la red en el punto de

repercusión y la potencia aparente máxima de un PMGD) la conexión de un PMGD a

un alimentador de distribución no requiere de obras adicionales. Sin embargo, este

cálculo debe ser sustentado adjuntando las correspondientes simulaciones en

estado estacionario y dinámico del sistema.

No está permitido

Reino Unido

Fotovoltaico, Eólico, micro plantas de cogeneración (< 2 kW), Hidros, Planta de

Digestión Anaeróbica (Anaeorobic Digestion). Capacidad entre 50 kW y 5 MW

Fotovoltaico, Ce ldas de

energía, Eólico, micro plantas

de cogeneración, Hidros,Tamaño de la GD:

Es trifásica y 11 kW: conexión

en 400 V.

Es monofásica y 3.66 kW:

conexión en 230 V, 1 fase.

Dinamarca

Fotovoltaico, Eólico, micro plantas de cogeneración, Hidros. Capacidad entre 11 kW

y 1.55 MW

Tensión de la red : 0.40 a 20 kV.

Idem Reino Unido

Alemania 30 kW



3 CAPACIDAD MAXIMA DE GD EN REDES DEDISTRIBUCIÓN

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País Conexión de GD en las redes de media tensión Conexión de GD en las redes de baja

tensión

México

Hidráulico, Geotérmica, Eólica, Solar, Biomasa, Maremotriz.

Tamaño de la Mediana GD:

500 kW en niveles de tensión de 1 a 34.5 kV.

Hidráulico, Geotérmica, Eólica, Solar,

Biomasa, Maremotriz.

Tamaño de la Pequeña GD:

Uso residencial 10 kWUso general 30 kW.

Irlanda

EirGrid (Operador del Sistema de Transmisión Irlandés) recomienda

que un generador con una capacidad inferior a 20 MW considere la

posibilidad de conexión con el sistema de distribución.

El operador del sistema de Distribución (ESB) Networks identifica a

través de estudios de flujo de potencia y cortocircuito los refuerzos

necesarios que son asignables a cada solicitud. Las solicitudes son

estudiadas por lotes.

Conexión de micro-generadores en paralelo

con la distribución pública de bajo voltaje y

define micro generación como una fuente de

energía eléctrica y todos los equipos

diseñados para operar en paralelo con el

sistema de baja tensión, nominal hasta e

incluyendo:

25A en baja tensión 230 V, cuando la

conexión de red es monofásica o

16A en baja tensión [230/400V], cuando la

conexión de red es trifásica




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País Conexión de GD en las redes de media tensión Conexión de GD en las redes de bajatensión

España

Instalaciones de cogeneración (< 1000 kW), se conectarán a la red de media

tensión de hasta 36 kV.

Instalaciones de producción de energía

eléctrica a partir de energías renovables,

cogeneración, y residuos, de potencia no

superior a 100 kW, se conectarán a la

red de baja tensión.

y El estudio de la interconexión no supondrá, en ningún caso, un coste para el solicitante de la GD.

y Si la potencia nominal de la GD a conectar a la red de distribución es superior a 5 kW, la conexión de la GD a la redserá trifásica.

y La GD se clasifican en cuatro tipos en función de su punto y esquema de interconexión:

d) Instalaciones de conexión tipo D: instalaciones conectadas mediante

línea dedicada a un punto de un centro de distribución de tensión hasta

25 kV.

a) Instalaciones de conexión tipo A:

instalaciones conectadas en la red

interior de un titular.

Este tipo queda limitado a

instalaciones de potencia no superior a

10 kW.

b) Instalaciones de conexión tipo B:

instalaciones conectadas a un punto

de la red de baja tensión de la

empresa distribuidora.c) Instalaciones de conexión tipo C:

instalaciones conectadas a un centro

de transformación de baja tensión con

línea dedicada.




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CONCLUSIONES

Conexión de GD en las redes de media tensión Conexión de GD en las redes de baja

tensión

Observando la Regulación internacional, podemos apreciar que la

máxima GD estaría en el orden entre 9 MW (Chile) y 20 MW (Irlanda).

En el Perú las tensiones de distribución son normalmente de 10 y 22.9

kV, y un alimentador óptimo de MT de un Sistema de Distribución

puede ser de:

En 10 kV. Red aérea de 120 mm2 Aluminio, la que puede llevar una

carga de 5 MVA.

En 22.9 kV. Idem, pero puede llevar una carga de 11 MVA.

Por lo tanto, los valores de 5 y 11 MVA serían la máxima

capacidad de una GD a instalarse en las redes de MT de 10 y 22.9

kV, respectivamente.

Se establece preliminarmente que si la relación cortocircuito ±

potencia es mayor a 20 (cociente entre la potencia aparente de

cortocircuito de la red en el punto de repercusión y la potenciaaparente máxima de una GD) la conexión de una GD a un

alimentador de distribución no requiere de obras adicionales. Sin

embargo, este cálculo debe ser sustentado adjuntando las

correspondientes simulaciones en estado estacionario y

dinámico del sistema.

Va desde 0 kW- no estaría

permitido- hasta la máxima

capacidad de un alimentador de BT

de 30- 100 kW (a similitud de México

y España, respectivamente).

Puede optarse por las siguientes

posibilidades:

1. Por el momento no sería

permitido, o

2. Se permite la conexión hasta

los 30 kW.



4. ANALISIS DE LA GD EN REDES DE DISTRIBUCIÓN

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Criterios generales para la promoción de las GD con energíasrenovables:

Seguridad energética del país Reducción de volatilidad de los costos de combustibles fósiles

Reducción de costos de operación al generar cerca de consumidores Fomento del desarrollo social en comunidades con recursos Promoción de la participación social Aprovechamiento de la biomasa mediante tecnologías limpias Impulso del desarrollo regional, industrial y tecnológico y creación de

empleos Reducción del impacto ambiental y en la salud pública Reducción neta en emisiones de Gases de Efecto Invernadero.



4ANALISIS DE LA GD EN REDES DE DISTRIBUCIÓN

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Sean: La SE de T 60/MT kV Área de densidad decarga uniforme 6 Alimentadores de MT




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Ubiquemos la GD en el centro de carga del alimentador.A medida que se inyecta más energíaGD, las pérdidas disminuyen en la red de MT.

Pueden llegar a ser nulas.




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Pero, si se continua inyectando la GD, tal GD > C, la corriente se invierte y laspérdidas empiezan a aumentar MT.




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Y si mas adelante, se alimenta una carga C2Las pérdidas aumentan



No se puede garantizar que siempre la GD tenga un impacto positivo en la

red.El impacto sobre pérdidas y tensiones depende de la GD, de su ubicación,carga del alimentador en MT o BT, futuras cargas, etc.

En el caso de que la potencia nominal máxima disponible de conexión sea

inferior a la potencia de la GD, la distribuidora podrá denegar la solicitud deconexión debiendo, en ese caso, se puede determinar los elementosconcretos de la red que precisa modificar para permitir la inyección de laGD.

4 ANALISIS DE LA GD EN REDES DE DISTRIBUCIÓN



Recomendaciones Generales

L

os operadores de red estarán obligados a transportar y distribuir preferentementey sin demora toda la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovablesque ofrezcan las centrales GD.

El propietario u operador de la GD debe contar con dispositivos de protección,sincronización y medida ( Medidor de exportación: Bidireccional).

Si la empresa distribuidora cuenta con un sistema SCADA para la operación del

sistema de distribución puede convenir con el propietario de la GD que incorporesus instalaciones a este sistema SCADA.

Las maniobras de conexión de la GD sólo pueden ser efectuadas por la empresadistribuidora o por un tercero competente a este efecto.En Alemania : Los operadores de una GD están obligados a equipar las centrales cuya potencia sobrepase los 100 kW con undispositivo técnico u operativo al que pueda acceder el operador de red y que le permita a éste

± Reducir la potencia de alimentación por control remoto en casos de sobrecarga de la red, ± Detectar la potencia real de alimentación en cada momento.

El propietario de una GD deberá informar a la distribuidora el plan demantenimiento del siguiente año

El propietario u operador de la GD debe realizar el control de tensión y maniobrasde conexión y desconexión de equipos de compensación reactiva en forma

coordinada con la distribuidora.




El propietario u operador de la GD deberá en todo momento acatar las instruccionesde la distribuidora que estén destinadas a resguardar la calidad y seguridad delservicio de la red de distribución

Costos de Conexión. Los puede pagar el propietario de la GD o la Distribuidora, laque puede correr con los gastos que implique optimizar, reforzar y ampliar la red. Serequiere conocer los costos adicionales de las redes de MT adyacentes a la GD y losahorros por la operación de dicha GD ( Menores pagos de peajes aguas arribay deMD).

El estudio de conexión debe incluir el impacto de la GD en los Costo Fijos porconcepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario,independientemente de su consumo.

Despacho.

Toda GD operará con auto-despacho.

Esto quiere decir que, habiendo informado al COES sobre las características técnicasde inyección de potencia al sistema, el propietario será responsable de determinarla potencia y energía a inyectar a la red de distribución, puesto que se considera quelas GD no disponen de capacidad de regulación de sus excedentes.

Se debe coordinar la operación de auto-despacho con la empresa de distribución ycon el COES

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Ingresos de una GD.

El propietario u operador de la GD:a. Puede vender su energía a CMgi (calculado por el COES en la barra BRG ). La GD

que participen de las transferencia de energía y potencia del COES, deberánparticipar del pago de costos de transmisión asociados al uso que sus GD hacende los SST garantizados, secundarios y complementarios, o

b. Con precio convenido con la distribuidora, que efectúan por ejemplo los pagos

a las casas y comunidades que generan su propia electricidad con energíasrenovables o fuentes con bajo contenido de carbón.

Falta precisar modelos de contratos.

Ejemplo de posible facturación para el caso b:

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Dinamarca. Los tres sistemas de servicios públicos (electricidad, calefaccióny gas natural) están reguladas por la misma legislación compleja. Establecenf ondos de garantía que f inancien investigaciones preliminares de lasasociaciones de propietarios de turbinas eólicas.

Se precisa investigar para avanzar.

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Licitación de Osinergmin. Generación con energías renovables.

El proceso de licitación se efectuó en febrero de 2010 y los máximos preciosde adjudicación, para las energías renovables fueron:

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5. COSTOS REFERENCIALES

Tecnología Precio máximo

adjudicado

(US$/MWh)

Precio máximo aprobado por

Osinergmin

(US$/MWh)

Biomasa 110 120

Solar 225 269

Eólica 87 110

Hidroeléctrica 70 74



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GRACIAS

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