METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN Y PRIORIZACIÓN DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA RENOVABLE EN REDES DE SUBTRANSMISIÓN DE MT

En los últimos años, la generación renovable viene desempeñando un rol protagónico en las políticas energéticas. Los datos estadísticos macro muestran una participación de aporte de energía de fuentes renovables del 20 por ciento con respecto al consumo mundial, con un crecimiento sostenido y significativo. El presente artículo, que aborda dicha temática, corresponde a un resumen del trabajo presentado en Cidel 2018 por Germán Lorenzón*, Ulises Manassero** y Jorge Tarchini***.

Generación distribuida renovable

Entre las tecnologías de fuentes de generación distribuida renovable (GDR), las centrales térmicas a base de biogás (CTB) y los parques fotovoltaicos (PFV) emergen como las opciones de GDR más prometedoras para su instalación en el territorio de la Provincia de Santa Fe. Pues, por un lado, la matriz productiva de carácter agroindustrial presenta grandes volúmenes de efluentes agrícolas, ganaderos y de industrias alimenticias que pueden utilizarse como materia prima orgánica para obtención de biogás (gas metano) en la CTB, y, por otro lado, los niveles de radiación solar de la región resultan atractivos para la instalación de PFV de baja y mediana escala de potencia.

En este trabajo se propone una metodología para determinar los módulos de potencia de GDR factible de instalar en redes de distribución de 33 kV de acuerdo con la evaluación de los resultados de estudios eléctricos realizados, tanto en condiciones normales de operación como durante contingencias. Por último, se proponen los indicadores técnicos que permiten evaluar el impacto de la GDR en la operación de la red, y a partir de los mismos se propone un procedimiento práctico para ordenar y priorizar el ingreso de los proyectos de GDR. En ambos casos, adoptando como caso de estudio la red de subtransmisión de 33 kV de la Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe (EPESF).

Módulos de potencia de CTB
Distribución de los factores técnicos limitantes de los módulos de potencia de CTB para el conjunto de nodos analizados.

Objetivos de la investigación

Establecer una metodología para determinar la potencia de centrales de GDR que es factible integrar a la red de subtransmisión en MT, con el objeto de cumplir con los criterios de planificación y operación de las redes, y establecer un orden de prioridad de ingreso con el objeto de definir estrategias de promoción de generación a partir de fuentes renovables en la provincia de Santa Fe.

 

Métodos

Los estudios de inserción de GDR se realizaron sobre las redes de subtransmisión en 33 kV pertenecientes a la EPESF, considerando, básicamente, dos tipos de centrales: centrales de biogás (gestionables) y centrales fotovoltaicas (no gestionables).

A partir de las simulaciones realizadas en régimen estacionario sobre la red de subtransmisión de MT de la EPESF, se evalúa el impacto de la GDR sobre diferentes nodos de la red con el objeto de determinar la potencia máxima que es factible integrar para cumplir con los criterios técnicos de planificación y  operación, tanto en condiciones normales de operación, como en condiciones de emergencia que obliguen a reconfigurar las redes.

Adicionalmente, se analizaron los niveles porcentuales de fluctuaciones de tensión esperables por variaciones rápidas de potencia de los PFV (debido al recurso energético intermitente, no gestionable), o por desconexión intempestiva de la GDR.

Hipótesis adoptadas en el estudio

Para el modelado y las condiciones de operación admisibles de la red de subtransmisión, se adoptaron los siguientes supuestos:

  • Para el cálculo de flujo de carga se utilizó el programa PSS/E, en su versión 32.
  • Niveles de calidad del producto técnico exigidos en el Anexo 27 de Los Procedimientos de CAMMESA.
  • Límite de capacidad de transmisión de potencia de las líneas aéreas de 33 kV según el límite térmico impuesto por sus conductores.
  • La configuración del subsistema de 33 kV estudiado se corresponde con el utilizado con mayor frecuencia cuando la red opera en condiciones normales para escenarios de demanda máxima.
  • Factor de potencia de las demandas igual a 0,85 inductivo.
  • Los PFV poseen, a través de sus inversores, capacidad para controlar tensión (reactivo) dentro de una curva de capabilidad cuadrada, con límite de factor de potencia de 0,95 inductivo/capacitivo, de acuerdo a los requerimientos de CAMMESA.
  • Los límites debidos a fluctuaciones máximas de tensión ocasionados en los nodos del subsistema por variaciones rápidas de potencia de los PFV son del 3 por ciento para voltajes de operación menores a 132 kV. Respecto a los porcentajes de variación de potencia, en sus procedimientos, CAMMESA sugiere fluctuaciones del 40 por ciento para PFV de potencias superiores a 10 MW y del 50 por ciento para PFV de potencias inferiores a 10 MW.
  • La desconexión simultánea de las fuentes de GDR conectadas al alimentador de 33 kV no deben ocasionar variaciones de tensión superiores al 5 por ciento en ningún nodo del subsistema.

Descripción del subsistema de estudio

Los estudios eléctricos del presente trabajo se desarrollaron sobre la red de subtransmisión en 33kV operada y mantenida por EPESF, la cual posee más de 5000 km de LMT distribuidas por todo el territorio provincial.

En los subsistemas de 33 kV de EPESF, coexisten dos tipos de topologías; radiales y anilladas, sin embargo, la filosofía de operación adoptada por la empresa responde a configuraciones de tipo radial (alimentación del corredor desde una única Estación Transformadora 132/33/13,2 kV, con posibilidad, en los casos de configuración anillada, de abastecer el corredor desde otra ET).

Los corredores de 33 kV (abastecidos por los alimentadores), presentan un desarrollo de sus troncales con longitudes en el rango de 15 a 70 km y secciones variadas de conductores desde 35 Al hasta 120 Al/Ac.

Potencia máxima CTB
Comparación de Módulos de potencias máximas de CTB admisibles por nodo y Scc.

Procedimiento de cálculo del nivel de inserción de GDR en redes de subtransmisión

En primera instancia, se determina la potencia máxima factible de instalar en cada uno de los nodos del subsistema eléctrico en estudio, verificando que la inserción del PFV y/o CTB no ocasionen condiciones inadmisibles de operación tanto en régimen estacionario normal y de emergencia (sobrecargas en los componentes de la red y niveles de tensión en los nodos fuera de los límites preestablecidos), como en régimen transitorio (variaciones de tensión en barra mayores al 3 por ciento debido a las fluctuaciones rápidas en la potencia generada para el caso de PFV y variaciones tensión en nodos mayores al 5 por ciento debido a desconexiones intempestivas de la GDR instalada en el corredor).

Una vez determinadas las potencias máximas individuales se procede a realizar un análisis comparativo de los módulos de potencia individuales a partir de la propuesta de un criterio de ordenamiento de ingreso de los proyectos en función a la definición de los siguientes indicadores técnicos:

  • Módulo de potencia admisible por nodo (Pnom): se otorga un mayor puntaje a aquellos nodos que admitan una mayor inserción de potencia, dado que ello implica un mayor volumen anual de aporte de energía renovable.
  • Variación porcentual de la tensión promedio en nodos por MW inyectado de generación (ΔUprom-%): este indicador compara la variación promedio de las tensiones en todos los nodos de media tensión (MT) del subsistema para casos con y sin GDR. Se establece un puntaje mayor a aquellos proyectos de GDR que alcancen una mayor ΔUprom-%, pues ello implica una mejora en el control de tensión.
  • Variación porcentual de pérdidas activas del subsistema por MW inyectado de generación (ΔPact-%): este indicador compara la variación de las pérdidas activas en los componentes del subsistema (líneas y transformadores) para casos con y sin GDR. Se establece un puntaje mayor a aquellos nodos cuyos proyectos de GDR logren una mayor reducción de las pérdidas.

Luego, a partir de la obtención de los tres indicadores técnicos propuestos en cada uno de los nodos, se procede a la evaluación de la prioridad de ingreso de los proyectos de GDR a partir de la definición de la ecuación de ponderación. En esta ecuación, cada indicador se expresa con un número entero que presenta un rango desde 1 hasta “n”, correspondiente al número de nodos totales donde se analiza el acceso de proyectos de GDR. Previamente, para cada indicador se realiza un análisis comparativo con el conjunto de proyectos, estableciendo un puntaje en el rango de 1 a “n”, siendo el mayor valor asignado al proyecto que resulta más ventajoso (mayor potencia nominal, menores pérdidas en la red o mayor compensación de la tensión).

 

Ecuación

Dónde:

  • Nnodo: puntaje global de orden de ingreso de proyecto de GDR del nodo.
  • NPnom: puntaje del proyecto de GDR del nodo por módulo de potencia admisible. Rango de 1 a “n”, adoptando el valor mayor para nodos con mayor módulo de potencia de inserción.
  • NΔUprom-%: puntaje del proyecto de GDR del nodo por variación porcentual de las tensiones en los nodos con respecto al caso base. Rango de 1 a “n”, adoptando el valor mayor para proyectos de GDR con mayor variación porcentual de tensión por MW de inyección de potencia.
  • NΔPperd-%: puntaje del proyecto de GDR del nodo por variación porcentual de las pérdidas activas en el subsistema con respecto al caso base. Rango de 1 a “n”, adoptando el valor mayor para proyectos de GDR con mayor reducción porcentual de pérdidas activas por MW de inyección de potencia.
  • k1: factor de ponderación por energía inyectada al subsistema. Rango entre 0 y 1. En este trabajo se adopta un valor de 0,5, dado que no se considera prioritario el desplazamiento de energía convencional, o una mayor participación en el abastecimiento de la demanda total del subsistema a partir de los proyectos de GDR.
  • k2: factor de ponderación por compensación de tensión. Rango entre 0 y 1. En este trabajo se adopta un valor de 1, dado que generalmente algunos nodos del sistema de subtransmisión presentan niveles de tensión mínimos admisibles para escenarios de pico de demanda, para lo cual la inserción de los proyectos de GDR en modo control de tensión, según su nodo de acceso, permite una mejor compensación de reactivo a los fines de garantizar la calidad del producto técnico del subsistema y reducir los volúmenes de demanda no abastecida por este motivo.
  • k3: factor de ponderación por pérdidas activas. Rango entre 0 y 1. En este trabajo se adopta un valor de 0,75, dado que, si bien existen proyectos de GDR que pueden incrementar las pérdidas de la red (principalmente aquellos definidos por grandes módulos de potencia cercanos al nodo fuente del sistema), no resulta prioritario los problemas asociados a la eficiencia de distribución y los costos asociados a las pérdidas en el subsistema en estudio.
Sistema de subtransmisión
Imagen satelital del sistema de subtransmisión en 33 kV de la Provincia de Santa Fe.

Resultados

Los resultados de las simulaciones de flujos de carga demuestran que los módulos de potencia admisibles de GDR en las redes de subtransmisión de 33 kV analizadas se encuentran en el rango de 0,5 a 23 MW.

Los factores técnicos que restringen su potencia máxima de acceso a la red, son variados y dependen entre otros de la topología de la red, la potencia de cortocircuito (Scc) del punto de interconexión (PDI), y la relación entre la Scc y la potencia de generación a inyectar en la red.

La GDR entonces, presenta acotado sus módulos de potencia admisibles debido a la condición límite alcanzada de alguna de las siguientes razones:

  • Sobretensiones en nodos para condición de red normal (N) y/o de emergencia (N-1).
  • Sobrecargas en componentes de la red para condición de red normal (N) y/o de emergencia (N-1).
  • Fluctuaciones de tensión en nodos debidos a variaciones rápidas de la potencia generada en GDR de tipo no gestionable (PFV para el caso puntual del trabajo técnico).
  • Fluctuaciones de tensión en nodos debidos a desconexión intempestiva de la GDR.

 

Conclusiones

En este trabajo se ha propuesto una metodología práctica para evaluar los niveles de inserción y determinar la prioridad de ingreso de un conjunto de proyectos de GDR de tipo gestionable (CTBs), y no gestionables (PFVs), en redes de subtransmisión de 33 kV caracterizadas por una configuración de operación de tipo radial.

Los módulos de potencia admitidos presentan diferentes razones de restricción ENERGÍAS RENOVABLES 26 Megavatios que se deben a los niveles de tensión y cargabilidad de líneas, tanto en condiciones normales de operación como de emergencia, y a las fluctuaciones de tensión ocasionadas por variaciones rápidas de potencia en los PFV o la desconexión intempestiva de la GDR.

De la evaluación y análisis de los 37 terrenos, preseleccionados en el territorio provincial para el desarrollo de proyectos de generación a partir de recursos renovables, los resultados obtenidos de las simulaciones permiten inferir que: Las potencias admitidas se encuentran en el rango de 0,5 a 23 MW:

  • Que en nodos débiles con niveles de potencia de cortocircuito por debajo de 50 MVA, los módulos de potencia de GDR admisibles se encuentran generalmente por debajo de 5 MW, siendo la variable limitante, las fluctuaciones de tensión ocasionadas por la desconexión intempestiva de la central (caso general para cualquier tipo de GDR) o las variaciones rápidas de potencia (caso particular de los parques fotovoltaicos).
  • Que en nodos robustos, con niveles de potencia de cortocircuito por encima de 100 MVA, los módulos de GDR admisibles se encuentran por encima de 10 MW, siendo generalmente los elementos limitantes las sobrecargas en los ramales y sobretensiones en los nodos cercanos.
  • Que los proyectos de GDR con módulos de potencia en el rango de 0,5-4 MW se correlacionan con nodos débiles y según los criterios de orden de ingreso propuestos, constituyen los proyectos prioritarios principalmente por su gran impacto en la reducción de pérdidas activas y mejoramiento de los perfiles de tensión de la red de 33 kV al cual se vinculan.

* Jefe de Área Planificación EPESF.

** Oficina Técnica Área Planificación EPESF.

*** Gerente de Infraestructura EPESF.

Más información: www.cidel2018.com  www.epe.santafe.gov.ar

Ver también:

LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA Y EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD

PROCESO DE IMPLEMENTACIÓN DEL MÓDULO DE CALIDAD DE SERVICIO EN EPESF