Informe - Escuela de Ingeniería Eléctrica

Universidad de Costa Rica
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
IE – 0502 Proyecto Eléctrico
Generación Distribuida: Estudio de Requerimientos
para la Interconexión a la Red de Distribución
Por:
Erick Torres Romero
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio
Diciembre del 2011
Generación Distribuida: Estudio de Requerimientos
para la Interconexión a la Red de Distribución
Por:
Erick Torres Romero
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
_________________________________
Dr. Franklin Chinchilla Hidalgo
Profesor Guía
_____________________________
Ing. Alexandra Arias Alvarado
Profesor lector
____________________________
Ing. Tony Méndez Parrales
Profesor lector
DEDICATORIA
Dedicado a
mi familia,
a mis tíos y
a mis amigos;
ellos siempre me han impulsado a seguir adelante a pesar de las dificultades.
iii
RECONOCIMIENTOS
Agradecer a Dios primero. Muy agradecido con el Ingeniero Dr. Franklin Chinmchilla Hidalgo
por permitirme desarrollar este proyecto bajo su guía y supervisión. Además de los lectores, la
Ing. Alexandra Arias Alvarado y el Ing. Tony Méndez Parrales.
iv
ÍNDICE GENERAL
1
INTRODUCCIÓN.................................................................................................................. 1
1.1 OBJETIVOS........................................................................................................................... 1
1.1.1
Objetivo general ......................................................................................................... 1
1.1.2
Objetivos específicos .................................................................................................. 1
1.2 METODOLOGÍA .................................................................................................................... 2
2
TECNOLOGÍAS Y FUENTES PARA LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA ...................... 4
2.1 CARACTERÍSTICAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA ......................................................... 4
2.2 TECNOLOGÍAS POR FUENTE DE ENERGÍA Y CARACTERÍSTICAS ............................................. 7
3
2.2.1
Turbinas de gas ........................................................................................................... 8
2.2.2
Microturbinas a vapor ................................................................................................ 9
2.2.3
Turbinas de Vapor .................................................................................................... 11
2.2.4
Motores Alternativos ................................................................................................ 13
2.2.5
Turbinas Hidráulicas ................................................................................................ 14
2.2.6
Turbinas Eólicas ....................................................................................................... 16
2.2.7
Sistemas Solares ....................................................................................................... 18
2.2.7.1
Sistemas Solares Fotovoltaicos (FV) ............................................................... 19
2.2.7.2
Sistemas Termo-Solares ................................................................................... 21
2.2.8
Generación con Biomasa .......................................................................................... 22
2.2.9
Celdas de Combustible ............................................................................................. 25
POTENCIAL ENERGÉTICO EN COSTA RICA ............................................................... 27
v
3.1 POTENCIAL SOLAR ............................................................................................................ 27
3.2 POTENCIAL EÓLICO ........................................................................................................... 30
3.3 POTENCIAL CON BIOMASA................................................................................................. 32
4
GENERACIÓN DISTRIBUIDA: BARRERAS Y SOLUCIONES .................................... 35
EN COSTA RICA ........................................................................................................................ 35
4.1 BARRERAS QUE HAN LIMITADO EL USO MASIVO DE LA GD A NIVEL DE OTROS PAÍSES ....... 35
4.2 BARRERAS QUE HAN LIMITADO EL USO MASIVO DE LA GD A NIVEL NACIONAL ................. 41
4.2.1
Barreras de tipo legales ............................................................................................ 42
4.2.2
Barreras de tipo administrativas ............................................................................... 43
4.2.3
Barreras de tipo técnicos .......................................................................................... 43
4.2.4
Barreras de tipo geográfica....................................................................................... 45
4.2.5
Barreras de tipo financiero ....................................................................................... 47
4.3 MEDIDAS PARA MITIGAR LAS BARRERAS AL USO MASIVO DE LA GD ................................. 48
5
4.3.1
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo legales ......................................... 48
4.3.2
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo administrativas ............................ 49
4.3.3
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo técnicos ....................................... 50
4.3.4
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo geográfica ................................... 51
4.3.5
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo financiero .................................... 52
LA GD Y LA CALIDAD EN EL SUMINISTRO DE ENERGÍA ...................................... 54
5.1 CALIDAD DE ENERGÍA, GENERALIDADES .......................................................................... 54
5.2 TIPOS DE PERTURBACIONES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ..................................................... 55
5.3 ESTUDIOS SOBRE EL IMPACTO DE LA GD EN LA RED ELÉCTRICA ....................................... 56
vi
5.3.1
Interconexión semi-rígida: solución ante huecos de tensión en la red originados por
una falla de cortocircuito. ..................................................................................................... 57
5.3.2
Ubicación óptima de una GD en una red de distribución......................................... 60
5.3.3
Control de armónicos y potencia reactiva en la red eléctrica ................................... 64
5.3.4
Transformador para la interconexión de la GD a la red eléctrica ............................ 67
5.3.5
Sistema de fuente solar FV de 200 kWp conectado a la red eléctrica en la
Universidad de Jaén, España ................................................................................................ 70
5.3.6
Inserción de GD con energía solar FV en la provincia de San Juan, Argentina ...... 74
6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................... 78
7
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................. 81
8
ANEXOS .............................................................................................................................. 85
8.1 PERTURBACIONES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ................................................................... 85
8.2 TARIFAS PARA LA GD: NET METERING Y FEED IN TARIFF [34] ......................................... 95
8.3 IEEE STD 1547-2003. IEEE STANDARD FOR INTERCONNECTING DISTRIBUTED RESOURCES
WITH ELECTRIC POWER SYSTEMS
............................................................................................. 98
8.4 IEEE STD 929-2000 IEEE RECOMMENDED PRACTICE FOR UTILITY INTERFACE OF
PHOTOVOLTAIC (PV) SYSTEMS ............................................................................................... 102
8.5 SITUACIÓN ENERGÉTICA DE COSTA RICA ........................................................................ 109
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1: Generación Distribuida en la red. [13]......................................................................... 5
Figura 2.2: Turbina de Gas. [4] ...................................................................................................... 8
Figura 2.3: Elementos del ciclo de Rankine. [3] .......................................................................... 10
Figura 2.4: Microturbina de 80 kW. [3] ....................................................................................... 10
Figura 2.5: Turbina de Vapor. [4] ................................................................................................ 12
Figura 2.6: Motor de combustión interna de Diesel. [4] .............................................................. 13
Figura 2.7: Turbinas eólicas a pequeña escala de a) eje horizontal y b) eje vertical. [5] ............. 16
Figura 2.8: Componentes de una turbina eólica. [5] .................................................................... 17
Figura 2.9: Paneles Solares. [4] .................................................................................................... 18
Figura 2.10: Componentes de un sistema solar FV aislado. [8] ................................................... 20
Figura 2.11: a) colectores cilindro-parabólicos, b) colectores disco-parabólicos y c) torre central
con helióstatos. [3] ....................................................................................................................... 21
Figura 2.12: Orígenes de la Biomasa. [4] ..................................................................................... 23
Figura 2.13: Proceso de generación de electricidad por medio de bagazo de caña en un ingenio.
[10] ............................................................................................................................................... 24
Figura 2.14: Funcionamiento de una Celda de Combustible. [4] ................................................. 26
Figura 3.1: Ubicación geográfica de las 80 estaciones radiométricas utilizadas en la generación
de mapas de radiación solar en Costa Rica. [21] .......................................................................... 27
Figura 3.2: Radiación solar global diaria media anual. [21] ........................................................ 28
Figura 3.3: Mapa eólico anual de Costa Rica. [32] ...................................................................... 31
Figura 3.4: Mapa de biomasa en Costa Rica. [33] ....................................................................... 33
viii
Figura 3.5: Mapa de biomasa del área central de Costa Rica. [33] .............................................. 34
Figura 4.1: Cobertura Eléctrica en Latinoamérica. [17] ............................................................... 46
Figura 5.1: Red de distribución con GD integrado. [23] .............................................................. 58
Figura 5.2: Efecto de la reducción de hueco de tensión por aplicación de la conexión semirígida. [23] .................................................................................................................................... 59
Figura 5.3: Sistema de potencia de 6 barras. [24] ........................................................................ 60
Figura 5.4: Comportamiento de las pérdidas con el incremento de GD. [24] .............................. 61
Figura 5.5: Sistema radial de 7 barras estudiado. [24] ................................................................. 62
Figura 5.6: Experimento con inversor monofásico de una GD conectada a la red. [25] ............. 65
Figura 5.7: Control realizado por el inversor de la GD en corrientes armónicas. [25] ................ 66
Figura 5.8: Transformador conectado ∆-Y aterrizada. ................................................................. 68
Figura 5.9: Distribución del sistema solar FV. [22] ..................................................................... 70
Figura 5.10: Huecos y sobretensión de la red con la GD solar FV conectada. [22] .................... 71
Figura 5.11: Armónicos en corriente y tensión generados por el sistema FV. [22] ..................... 72
Figura 5.12: Diagrama Unifilar de la red de Referencia [29] ...................................................... 75
Figura 5.13: Pérdidas de potencia activa anuales. [29] ................................................................ 76
Figura 5.14: Nivel de Tensión sin y con GD. [29] ....................................................................... 77
Figura 8.1: Perfil de tensión en un sistema de distribución. [18] ................................................. 86
Figura 8.2: Elevación mantenida de tensión. [18] ........................................................................ 87
Figura 8.3: Flickers en la onda de tensión. [18] ........................................................................... 88
Figura 8.4: Hueco de tensión. [18] ............................................................................................... 89
Figura 8.5: Elevaciones momentáneas de tensión. [4] ................................................................. 90
Figura 8.6: Suma de señales con diferente frecuencia. ................................................................ 92
ix
Figura 8.7: Interrupciones temporales. [2] ................................................................................... 92
Figura 8.8: Datos de las líneas y distribución de cargas para el estudio ...................................... 94
Figura 8.9: Especificaciones de tiempo para tensiones anormales en la red. [31] ..................... 100
Figura 8.10: Especificaciones de tiempo para frecuencias anormales en la red. [31] ................ 100
Figura 8.11: Cantidad de armónicos permitidos para una GD. [31] .......................................... 102
Figura 8.12: Tiempo de cierre para sistemas FV ante distintos niveles de tensión. [31] ........... 105
Figura 8.13: Estructura del consumo final de energía comercial, según fuente. ........................ 111
Figura 8.14: Evolución estimada de electricidad en CR para el 2021, según fuente. ................ 113
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Clasificación de generación hidroeléctrica por tamaño y potencia. [5] ...................... 14
Tabla 3.1: Potencial nacional FV de generación eléctrica de acuerdo a la población proyectada
del 2006 al 2015. [21]................................................................................................................... 29
Tabla 5.1: Resultados de la simulación Caso 1. [24] ................................................................... 61
Tabla 5.2: Resultados de la simulación Caso 2. [24] ................................................................... 62
Tabla 8.1: Sobretensiones según IEEE. [4] .................................................................................. 89
Tabla 8.2: Clasificación de las interrupciones. [2] ....................................................................... 93
xi
NOMENCLATURA
ARESEP
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
BCIE
Banco Centroamericano de Integración Económica
CA
Corriente Alterna
CC
Corriente Continua
DSE
Dirección Sectorial de Energía
ER
Energía Renovable
FV
Fotovoltaico
GD
Generación Distribuida
ICE
Instituto Costarricense de Electricidad
IEEE
Instituto de Ingenieros Electrónicos y Eléctricos
kVA
Kilo Volts Amperes
kW
Kilo Watt
kWh
Kilo Watt hora
kWp
Kilo Watt pico
MINAET
Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones
MVA
Mega Volts Amperes
MW
Mega Watt
MWe
Mega Watt eléctricos
MWh
Mega Watt hora
NO
Oxido de nitrógeno
O&M
Operación y Mantenimiento
xii
PCC
Punto Común de Conexión
PWM
Modulación por ancho de pulso
SEP
Sistema Eléctrico de Potencia
SFCR
Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red
SO
Oxido de azufre
UL
Underwriter`s Laboratories
xiii
RESUMEN
El presente trabajo muestra los resultados de una investigación realizada sobre los sistemas de
generación distribuida (GD) utilizados más comúnmente, y sus respectivas ventajas y
desventajas en la utilización para GD.
Se explican distintos conceptos referentes a la GD y los beneficios que obtienen las partes
involucradas en la inserción en mayor cantidad de GD en las redes de distribución, tanto para la
empresa distribuidora de la energía eléctrica como para los clientes que deseen implementar su
propia generación y conectarse a la red.
Se presenta un estudio de las posibles fuentes de energía renovable (ER) con mayor potencial
para el desarrollo de la GD en distintos puntos del país tales como la fuente solar, eólica y
biomasa; buscando una mayor promoción de la GD a base de energía limpia y renovable.
Se establecen las principales barreras que afronta la mayor penetración de la GD en Costa Rica,
siendo clasificadas en legales, administrativas, técnicas, geográficas y financieras. Luego de
analizar cada una de estas barreras, se realizan propuestas para mitigar éstas, de forma que se
logren disminuir en lo posible. Dentro de las propuestas realizadas, se destaca la necesidad de
establecer procedimientos que regulen la GD dentro del marco normativo del país y incentivar a
la población con el uso de métodos de tarifación como el Net Metering y Feet in Tarif utilizados
en otros países con mayor desarrollo en temas de GD.
Como parte final del proyecto, se realizaron investigaciones sobre estudios en el análisis de
impacto de la GD en la red de distribución en otros países con casos reales y de simulación por
software, y su posible utilización como referencia en el país a mayor implementación de la GD.
xiv
1 Introducción
El desarrollo de la Generación Distribuida (GD) ha venido a solventar la necesidad de suplir de
energía eléctrica en países a nivel mundial, mediante el uso de fuente primaria proveniente de
derivados del petróleo como por medio de fuentes de energía renovable (ER) tales como
hidrológica, eólica, solar y biomasa. Sin embargo, la necesidad de disminuir la dependencia de
los hidrocarburos y fomentar el uso eficiente de la energía, ha impulsado el estudio de las
distintas fuentes de ER para lograr aprovechar al máximo posible la energía limpia.
El presente trabajo busca estudiar el potencial de cada ER en Costa Rica por región geográfica,
identificar las barreras que limitan la penetración de estas tecnologías y formular las posibles
soluciones, además de definir los medios de control y protección necesarios para utilizar
eficientemente la GD y su respectiva interconexión a la red de distribución de energía eléctrica.
1.1
Objetivos
1.1.1
•
Objetivo general
Definir los parámetros y necesidades para la interconexión de sistemas de generación
distribuida a las redes de distribución en Costa Rica
1.1.2
•
Objetivos específicos
Estudiar las fuentes de energía con mayor potencial para los proyectos de generación
distribuida en Costa Rica.
•
Determinar las ventajas y desventajas técnicas por fuente de energía, de la generación
distribuida para Costa Rica.
•
Cuantificar el potencial nacional en cuanto a energías renovables y por región geográfica,
que permita la implementación de la generación distribuida en el medio local.
1
•
Analizar los mecanismos requeridos para implementar la generación distribuida en forma
significativa a nivel nacional.
•
Definir los requerimientos necesarios en materia de control y protección para que un
sistema de generación distribuida pueda ser conectada a la red de distribución.
1.2
Metodología
Este proyecto toma, como punto de referencia, la recolección de información por medio de uso
de documentos disponibles. A partir de éstos, se recolecta la información necesaria de las
distintas tecnologías para GD a base de fuentes de energías no renovables y renovables como las
turbinas de vapor, de gas, eólicas, sistemas solares y generación por biomasa; de mayor
penetración en el país y las características que conllevan cada una de éstas, así como evaluar
ventajas y desventajas en su aplicación a la GD.
Se investigará la situación actual del mundo en cuanto a la energía obtenida del petróleo, a la
vez del impacto en Costa Rica al ser un país que no posee yacimientos de petróleo. Por tanto,
por medio de datos estadísticos se brindará un panorama de la situación actual del país en
consumo de energía y así mostrar la necesidad de promover la GD basada en fuentes de ER.
Se mencionarán y estudiarán las normas técnicas que prevalecen para la instalación de GD a
nivel mundial en países de Europa y en nuestro país, que normativas deben cumplir los grupos
interesados en desarrollar estos proyectos establecidas por las entidades encargadas de esta
materia (Aresep, ICE).
Se realizarán investigaciones a partir de documentos disponibles y mediante consulta sobre las
principales barreras en el marco legal, administrativo, técnico, geográfico y financiero que
2
limitan el crecimiento de la GD en el país. Asimismo, se planteará propuestas para mitigar y
eliminar las barreras más significativas asociadas a la implementación masiva de la GD en el
país, considerando la necesidad de actuar en conjunto tanto el sector público como privado.
Se indicará las normativas de control y protección en cuanto a la interconexión a la red de
distribución sobre las normas internacionales y nacionales que deben cumplir, y cómo otros
países en distintos estudios y proyectos han manejado la calidad del suministro de la energía con
la inserción de tecnologías de fuentes renovables para la GD en funcionamiento en paralelo con
la red eléctrica y los resultados obtenidos, a la vez de que propuestas realizan los investigadores
para solucionar los problemas encontrados por la inserción de GD a mayor escala de
penetración.
Al final de cada análisis se realizará una breve mención de cómo se pueden aplicar estas
investigaciones en el país, empleando una metodología semejante apoyada en la aplicación de
proyectos de generación reales o realizando esquemas de simulación por software
computacional que evalúe el impacto de una GD de pequeña o mediana escala a la red de
distribución local en distintos puntos del país.
3
2 Tecnologías y Fuentes para la Generación Distribuida
2.1
Características de la Generación Distribuida
Atendiendo la necesidad de energía a suministrar en el país debido al crecimiento de la demanda
y sus proyecciones a futuro, el auge de los sistemas de Generación Distribuida (GD) redunda en
una gran oportunidad de abastecer la demanda de energía. En el Anexo 5 se realiza un breve
resumen de la importancia de la introducción de la GD en el mundo y en nuestro país ante la
futura escasez del petróleo y sus derivados.
Algunas definiciones de GD son:
•
Según D. Trebolle, se entiende por GD al conjunto de sistemas de generación eléctrica
que se encuentran conectados a las redes de distribución debido a que se caracterizan
por su potencia pequeña y su ubicación en puntos cercanos a la carga. [3]
•
La Agencia Internacional de la Energía hace referencia a la GD como la producción de
energía en las instalaciones de los consumidores o en la empresa distribuidora,
suministrando energía directamente a la red de distribución. [3]
•
También, Luis R. Calderón, define la GD como la generación o el almacenamiento de
energía eléctrica a pequeña escala, lo más cercana posible al centro de carga, con la
opción de interactuar con la red eléctrica de la Compañía Suministradora. [27]
La figura 2.1 muestra el esquemático de GD en un sistema eléctrico.
4
Figura 2.1: Generación Distribuida en la red. [13]
El crecimiento de la GD se debe a los beneficios inherentes a la aplicación de esta tecnología,
tanto para el usuario como para la red eléctrica. A continuación se listan algunos de los
beneficios:
Beneficios para el usuario
•
Incremento en la confiabilidad del servicio eléctrico al contar con dos formas de
suministro de energía: de la red y de la GD.
•
Aumento en la calidad de la energía al estar una fuente de energía cerca de la carga,
haciendo que la tensión y la frecuencia sean más estables.
•
Reducción del número de interrupciones de operación de producción o consumo en
caso de fallas de la red eléctrica de la empresa distribuidora.
5
•
Uso eficiente de la energía al optimizar la utilización de fuentes convencionales y no
convencionales.
•
Permite generar energía limpia utilizando fuentes renovables en un muy amplio
segmento de inversión.
•
Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio, de acuerdo a la tecnología más
apropiada.
Beneficios para el suministrador
•
Reducción de pérdidas en transmisión y distribución pues con la GD existe menos flujo
de potencia a través de la red. Siempre ha existido interés por la reducción de las
pérdidas en las redes de transporte, pues ellas representan energía y, por lo tanto,
inversión y dinero perdido.
•
Libera capacidad del sistema al necesitar de menos potencia instalada en los centros de
generación.
•
Proporciona mayor control de energía reactiva y mayor regulación de tensión, al tener
conectada GD que pueda inyectar a la red de distribución una cantidad de potencia
reactiva con la consecuente mejora de los niveles de tensión.
•
Disminución de inversión en diseño y O&M de las líneas del sistema.
•
Menor saturación en las líneas de transmisión.
•
Reducción del índice de fallas en la red: se reducen las probabilidades de fallas por
caídas de las líneas de alta y media tensión al disminuir su porcentaje de uso.
•
Diversifica la oferta energética a nivel nacional.
•
Reduce el impacto sobre el entorno ambiental.
6
Con respecto a la interconexión con la red eléctrica, se deben tomar en cuenta criterios técnicos
de funcionamiento para garantizar confiabilidad y continuidad en el suministro, hechos que
serán analizados en el capítulo 5.
Gracias al desarrollo tecnológico y al mejoramiento en los factores económicos, algunas
tecnologías como los aerogeneradores, los incineradores de biomasa y los paneles FV han
reducido su costo en un factor del 50%, incrementando su utilización en las ultimas 2 décadas.
[15]
La tecnología, disponible incluye todo tipo de energías renovables como: FV, aerogeneradores,
minihidráulica, biomasa, geotérmica, etc. Además incluye fuentes de energía convencional
como: máquinas de combustión interna, máquinas de combustión externa, microturbinas, etc.
Agregado a ésta la tecnología las celdas de combustible y la tecnología de almacenaje como
baterías, imanes superconductores y condensadores.
A pesar del alto costo del kWh de este tipo de generación al ser tecnologías recientes (en
comparación con los sistemas de generación convencionales), la GD ayuda al sistema eléctrico a
satisfacer la demanda en horas pico, aumentando la confiabilidad del sistema al mismo tiempo
que disminuye la probabilidad de una interrupción en el servicio.
2.2
Tecnologías por fuente de energía y características
En el marco teórico del presente proyecto se dará una descripción de las distintas fuentes de
energía y la tecnología que emplea cada una para generar electricidad, así como sus ventajas y
desventajas.
7
2.2.1
Turbinas de gas
Las turbinas de gas son generalmente utilizadas en aplicaciones de cogeneración y se encuentran
interconectadas a la red de distribución, estas plantas tienen un ámbito de generación de 1 a 10
MWe. Con la mejoras en eficiencia y confiabilidad constituyen en una buena alternativa para la
GD.
Figura 2.2: Turbina de Gas. [4]
Ventajas
•
Las turbinas responden con rapidez a los cambios de carga ya que poseen poca o
relativamente poca inercia.
•
Poseen una disponibilidad del 90-95%.
•
No causan problemas de parpadeo (flicker) ni de armónicos.
•
Generan menos ruido y vibración que los motores alternativos al ser de mayor peso.
8
Desventajas
•
Su producción depende de las condiciones ambientales en que se encuentre,
determinada su potencia generada por factores como la temperatura, presión y
humedad. Por ejemplo, la potencia generada disminuye al incrementar la temperatura y
la altura sobre el nivel del mar, pero aumenta si sube la presión.
•
Producen mucho ruido que es difícil de atenuar sin afectar la eficiencia de la turbina.
•
Su eficiencia se ve reducida en función del porcentaje de plena carga en operación.
2.2.2
Microturbinas a vapor
El funcionamiento de estas turbinas se basa en la combustión de gas natural, propano o Diesel,
siendo este último el combustible más utilizado. El rango de su potencia se encuentra entre 10 a
1000 kW, para abastecer pequeñas cargas comerciales. La salida de energía del generador es
rectificada y convertida en CC, esta corriente alimenta un inversor que la transforma en CA y de
esta manera se puede inyectar a la red. Están constituidas por un compresor, la turbina, un
recuperador y un generador montados en un eje único.
Las microturbinas tienen dos modos de funcionamiento [3]:
•
Con recuperador de calor, que permite transferir el calor de los gases de escape al
compresor, aumentando su temperatura y mejorando levemente la eficiencia eléctrica, a
la vez que el rendimiento es cercano al 50%.
•
Sin recuperador de calor, donde la utilización del calor residual releva la producción de
electricidad. Así la eficiencia eléctrica disminuye, pero el rendimiento total llega al
80%.
9
Su principio de funcionamiento se basa en el ciclo de Rankine y las turbinas poseen gran rapidez
de respuesta para la puesta en operación.
Figura 2.3: Elementos del ciclo de Rankine. [3]
Las microturbinas pueden emplearse como energía de respaldo, para satisfacer picos de
demanda o en sistemas híbridos con celdas de combustible.
Figura 2.4: Microturbina de 80 kW. [3]
10
Ventajas
•
Su principal ventaja es el escaso número de partes móviles y tamaño compacto.
•
Gran variedad de tamaños de potencia (entre 10 kW a 1 MW).
•
Tienen bajas emisiones de gases por lo cual son amigables con el ambiente.
•
Posee disponibilidad del 95% aproximadamente.
Desventajas
•
Posee alto costo.
•
Tienen un factor bajo de control de armónicos debido a que varía sus frecuencias de
operación, pero para el control de éstos se pueden implementar inversores con control
de armónicos.
2.2.3
Turbinas de Vapor
Se basa en el uso de combustible para producir calor, el cual se emplea para generar vapor y éste
es conducido a las turbinas. Esta tecnología es bastante madura en desarrollo; tiene como
materia prima una gran variedad de combustibles como el Diesel, gas natural, residuos sólidos
urbanos, geotermia y los recursos de la biomasa.
El uso de turbinas de vapor es típico en centrales convencionales, como en ingenios y centrales
geotérmicas, por ejemplo el proyecto geotérmico de las Pailas ubicado en las faldas del volcán
Rincón de la Vieja en Liberia, con capacidad de potencia instalada de 35 MW. Sin embargo,
también su utilización se puede extender a la GD como energía renovable ya sea de forma
aislada o conectada a la red.
11
Figura 2.5: Turbina de Vapor. [4]
Ventajas
•
No presentan problemas de armónicos ni flicker, gracias a que son muy poco variables
en su operación, además del equipo de control que utiliza.
•
Sus características técnicas le permiten operar de forma aislada o en paralelo con la red
eléctrica.
•
Puede funcionar a base de biomasa y geotermia como fuente renovable.
•
Disponibilidad de un 90%.
Desventajas
•
Al utilizar biomasa como combustible, requiere de grandes cantidades de residuos para
generar más potencia.
•
Alto costo de inversión.
•
Altos tiempos de arranque para entrar en funcionamiento, generalmente se utilizan
como base en la producción de energía eléctrica.
12
2.2.4
Motores Alternativos
Esta tecnología se denomina como motores de combustión interna y su uso es más extendido.
Su principal uso es en caso de emergencia ante la ausencia de tensión de alimentación de la red
de distribución, ya que posee una muy rápida respuesta y una alta disponibilidad. En países
donde el invierno es muy frío se escoge este tipo de generación porque además de producir
electricidad también se puede producir vapor que es utilizado para la calefacción por medio de
la cogeneración.Su eficiencia incrementa alrededor de 45-50%. Existen dos tipos de motores, de
gas natural y de Diesel.
Figura 2.6: Motor de combustión interna de Diesel. [4]
Ventajas
•
Muy bajo tiempo de arranque, en término de pocos minutos.
•
Tienen un mayor rango de potencias de generación por su bajo costo en comparación
con los otros tipos de GD.
•
Trabajan generalmente con generadores sincrónicos, pero también es común
encontrarlos operando con generadores de inducción.
•
Disponibilidad de un 90-95%.
13
Desventajas
•
Altos niveles de ruido.
•
Altos costos de O&M.
•
Las emisiones de NOx y SOx.
•
Alto costo del combustible.
•
La eficiencia se ve influencia a la altura, ya que disminuye al aumentar la altitud.
2.2.5
Turbinas Hidráulicas
A pequeña escala (microturbina y miniturbina), consiste en una turbina conectada a un
generador eléctrico junto a las estructuras civiles necesarias que regulan el caudal del afluente
convirtiendo la energía cinética de agua en energía eléctrica. La potencia generada depende del
caudal y de la diferencia de altura entre el nivel de la presa y el nivel de la turbina. De las
fuentes de ER es la que posee mayor índice de eficiencia alrededor del 80% a 85%.
En la tabla 2.1 se muestra como se dividen las potencias de generación eléctrica y sus distintos
usos:
Tabla 2.1: Clasificación de generación hidroeléctrica por tamaño y potencia. [5]
Tamaño y Potencia
Aplicaciones
Pico-Hidro: menor a 1 kW
Uso familiar y aplicaciones mecánicas
Micro-Hidro: 1-100 kW
Una red eléctrica comunal
Varias comunidades en un radio de 10 a 40 km y conexión a la red
Mini-Hidro: 100-1000 kW
de distribución
Pequeña Central-Hidro:
Una pequeña ciudad y conexión a la red de distribución
1-5 MW
14
Ventajas
•
Es una fuente de ER capaz de adecuarse a las variaciones de la demanda energética.
•
Muy bajos tiempos de toma de carga.
•
Posee bajos costos de operación y mantenimiento.
•
Disponibilidad del recurso que por las características climatológicas y topográficas,
este recurso está disponible en muchos sitios del país.
•
En eficiencia, la tecnología tiene una alta eficiencia en la conversión de la energía
potencial en el agua a energía mecánica y eléctrica (entre 75% y 90%), mayor que la
eficiencia de otras tecnologías.
•
Su solidez es robusta y tiene una vida útil larga. Los sistemas pueden funcionar 30 años
o más sin requerir mayores inversiones para reemplazar componentes.
Desventajas
•
Tiene un alto costo inicial donde la inversión requerida está muy concentrada en el
desarrollo inicial del proyecto, como por ejemplo en la ejecución de estudios,
construcción de la obra civil, y la compra del equipo.
•
La variabilidad del caudal de agua durante las diferentes temporadas, lo que tiene
impacto en la generación de energía.
•
La potencia máxima está limitada y definida por el recurso natural disponible.
•
Necesidad de estudios para los pequeños proyectos hidroeléctricos, en particular las
pequeñas centrales, requieren de estudios técnicos elaborados para conocer el potencial
disponible y la factibilidad técnica. Esto implica un costo y un plazo significativo en la
puesta en marcha del proyecto.
15
2.2.6
Turbinas Eólicas
Es una tecnología bastante estudiada por ser una ER muy limpia y amigable con el ambiente. El
dispositivo que se utiliza para aprovechar la energía contenida en el viento y transformarla en
eléctrica es la turbina eólica. Esta turbina obtiene su potencia de entrada convirtiendo la energía
cinética del viento en un par (fuerza de giro), el cual actúa sobre las palas o hélices de su rotor.
Para la producción de electricidad la energía rotacional es convertida en eléctrica por el
generador aerogenerador.
Las turbinas eólicas que se encuentran en el mercado son muy confiables, con factores de
disponibilidad de más de un 98%, generalmente, inactivas sólo durante el período de
mantenimiento. Poseen capacidades de generación desde pocos kW (ver figura 2.7) hasta MW
utilizados en parques eólicos.
Figura 2.7: Turbinas eólicas a pequeña escala de a) eje horizontal y b) eje vertical. [5]
16
Los componentes de un aerogenerador se muestran en la figura 2.8
Figura 2.8: Componentes de una turbina eólica. [5]
Ventajas
•
Su impacto al medio ambiente es mínimo pues no emite sustancias tóxicas o gases, por
lo que no causa contaminación del aire, el agua y el suelo, y no contribuye al efecto
invernadero ni al calentamiento global.
•
El viento es una fuente de ER inagotable y abundante. Se estima que, teóricamente,
existe el potencial eólico para suplir 15 veces la demanda actual de energía en el
mundo.
•
En comparación con otras tecnologías aplicadas para electrificación rural, la operación
de un sistema eólico es muy barata y simple, similar a la tecnología solar.
Desventajas
•
Altos costos de inversión inicial.
17
•
Cantidad de viento: es una opción factible y rentable sólo en sitios con suficiente
viento, lo cual significa que no se puede aplicar en cualquier lugar.
•
Las energías eólica y solar tiene fuentes renovables de naturaleza variable y pueden
causar fluctuaciones de tensión cuando se encuentran entregando potencia a la red.
2.2.7
Sistemas Solares
La energía solar es la energía que llega a la Tierra en forma de radiación electromagnética
procedente del Sol, la radiación es de dos tipos:
•
Radiación Directa: Incide sobre los objetos.
•
Radiación Difusa: Reflexión de la radiación solar absorbida por el aire y el polvo
atmosférico.
Figura 2.9: Paneles Solares. [4]
18
2.2.7.1 Sistemas Solares Fotovoltaicos (FV)
Es la forma en que se convierte la energía solar en electricidad. Su eficiencia en generar energía
eléctrica llega alrededor del 26-30%. Es importante indicar que para sistemas aislados de la red,
ésta forma de fuente de ER es la mejor opción para generar electricidad.
Los sistemas de generación FV se pueden dividir en tres segmentos:
•
Aislado: se aplica este funcionamiento a zonas que no tiene acceso a la red de
distribución y requieren el uso de baterías y de un regulador de carga.
•
Híbrido: placas solares conectadas en paralelo con otra fuente de energía como la
eólica.
•
Paralelo con la red: el consumo de energía es suplido por los paneles solares o por la
red de distribución, conmutando por medio de un inversor. De esta forma, no necesita
de baterías ni regulador de carga.
19
Figura 2.10: Componentes de un sistema solar FV aislado. [8]
Ventajas
•
Su operación es amigable con el medio ambiente al ser una fuente de ER, ya que no
emite sustancias tóxicas o gases, por lo que no causa contaminación del aire, el agua y
el suelo.
•
Los sistemas tienen una vida útil larga (más de 20 años) y es de gran uso en la
electrificación rural donde no llegan las redes de distribución.
•
El mantenimiento de los sistemas FV es sencillo y tiene costos muy bajos.
•
La tecnología de equipos y sistemas FV ha alcanzado un grado de madurez que
posibilita su utilización.
•
La instalación de los sistemas FV individuales es simple, rápida y sólo requiere de
herramientas y equipos de medición básicos.
Desventajas
•
La inversión inicial aún es alta con respecto de la capacidad de pago de una gran
mayoría de las familias rurales.
•
La cantidad de energía producida es limitada y alcanza solamente para las necesidades
básicas de electricidad, aunque actualmente está en desarrollo la potencia de mayor
generación en otros países.
•
La disponibilidad de energía es variable y depende de las condiciones atmosféricas.
20
2.2.7.2 Sistemas Termo-Solares
Se constituye en una tecnología interesante, ya que emplea el calor generado por la radiación
solar para calentar un fluido térmico y producir vapor necesario para una turbina de vapor
convencional. Cuando es utilizada a mayor escala, no se puede considerar GD de baja potencia.
En la literatura técnica se mencionan tres tipos de generación: colectores cilindro-parabólicos,
colectores disco-parabólicos y torre central con helióstatos.
Figura 2.11: a) colectores cilindro-parabólicos, b) colectores disco-parabólicos y c) torre
central con helióstatos. [3]
Estas tecnologías de la figura 2.11 se están implementando en países como los Estados Unidos y
España como fuentes no convencionales de ER en mayor potencia de generación (en MW).
21
Ventajas
•
Es amigable con el medio ambiente al ser una fuente de ER y no genera sustancias
peligrosas.
•
El mantenimiento de los sistemas FV es sencillo y tiene costos muy bajos.
•
Todos sus componentes, en condiciones normales, tienen una vida útil de 30 o más
años.
•
Su uso está muy extendido al uso domestico para labores del hogar.
Desventajas
•
Altos costos de inversión inicial.
•
La disponibilidad de energía es variable y depende de las condiciones atmosféricas.
•
La generación de electricidad es limitada por la gran área superficial que se necesita
para producir en mayor cantidad.
2.2.8
Generación con Biomasa
Esta es la energía que se obtiene de residuos forestales (fibroleñosos) o agrícolas, además de
desechos industriales y urbanos (figura 2.12). La electricidad generada a partir de los recursos
biomásicos puede ser comercializada como “energía verde”, pues no contribuye al efecto
invernadero por estar libre de emisiones de dióxido de carbono (CO2). Algunos posibles usos de
la biomasa es en fincas granjeras, donde se reduce el impacto al ambiente al utilizar los residuos
de éstas en producir electricidad.
22
Figura 2.12: Orígenes de la Biomasa. [4]
En los últimos años ha existido la tendencia a mejorar el proceso para generar más electricidad y
vender el excedente a la red eléctrica.
En América Central este proceso es muy común en los ingenios de azúcar, los cuales
aprovechan los desechos del proceso, principalmente el bagazo. Un ejemplo de ello en Costa
Rica es el Ingenio Taboga en Cañas que posee una capacidad instalada de 20 MW, el cual posee
un sistema de generación similar a la figura 2.13
23
Figura 2.13: Proceso de generación de electricidad por medio de bagazo de caña en un
ingenio. [10]
Ventajas
•
Es una fuente de ER y su uso no contribuye a acelerar el calentamiento global.
•
Es una fuente que resulta de residuos agrícolas o industriales, por tanto resulta ser
económica como fuente de energía, siempre que la ubicación del proceso de generación
este cerca de la materia prima.
•
Una tonelada métrica de fibra de bagazo de caña equivale a: 2,2 barriles de petróleo,
13,200 pies cúbicos de gas natural o 0,53 toneladas métricas de carbón.
Desventajas
•
Su combustión incompleta produce materia orgánica, monóxido de carbono (CO) y
otros gases, por ende requiere de controles de emanaciones de gases.
24
•
Por su naturaleza, la biomasa tiene una baja densidad relativa de energía; es decir, se
requiere su disponibilidad en grandes volúmenes para producir potencia, en
comparación con los combustibles fósiles.
•
El potencial calórico de la biomasa es muy dependiente de las variaciones en el
contenido de humedad, clima y la densidad de la materia prima.
2.2.9
Celdas de Combustible
En principio, estas celdas funcionan como una batería. Genera electricidad combinando
hidrógeno y oxígeno electroquímicamente sin ninguna combustión. A diferencia de las baterías,
una celda de combustible no se agota ni requiere recarga. Producirá energía en forma de
electricidad y calor mientras se le provea de combustible. El único subproducto que se genera es
agua 100% pura. Las celdas de combustible permiten promover una diversidad de energía y una
transición hacia fuentes de ER. Así, una variedad de distintos combustibles pueden ser usados
en éstas, combustibles tales como hidrógeno, metano, etano, gas natural así como gas licuado
(LPG). Actualmente, posee capacidades desde 100 W a 30 kW.
Las celdas de combustible de ácido fosfórico es el tipo de celda de combustible más
desarrollado a nivel comercial, ya que generan electricidad a más del 40% de eficiencia y cerca
del 85% si el vapor que ésta produce es empleado en un ciclo de cogeneración.
Este tipo de generación necesita un convertidor CC-AC para poder entregar potencia a la red.
25
Figura 2.14: Funcionamiento de una Celda de Combustible. [4]
Ventajas
•
Es una fuente de energía que permite una gran seguridad de suministro.
•
En su operación no contribuye al efecto invernadero.
•
Las celdas o pilas de combustible, llamadas también así, pueden funcionar de manera
continua y sin interrupciones de suministro de energía.
•
Tienen una disponibilidad de más del 95%.
•
Es la GD no renovable más limpia, silenciosa y eficiente, y está en constante
desarrollo.
Desventajas
•
Altos costos de inversión, alrededor de 10 veces el costo de un motor de combustión.
•
No poseen gran manejo de los armónicos y flicker, pero está avanzando en este tema.
•
Las celdas de combustible son muy sensibles a los cambios de carga en la red y pueden
necesitar de baterías para suplir la potencia demandada.
26
3 Potencial Energético en Costa Rica
Costa Rica cuenta con una gran variedad de fuentes de ER como la solar, eólica y biomasa
cuyas capacidades pueden suministrar de gran cantidad de energía eléctrica al país y permitir el
desarrollo de las GD. A continuación se describen ciertas zonas de la región con mayor
potencial mediante el uso de mapas.
3.1
Potencial Solar
En la evaluación del potencial de la energía solar en el país se utilizaron los datos de las 80
estaciones radiométricas previamente seleccionados de los archivos del Instituto Meteorológico
Nacional (IMN), del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y de algunas mediciones
experimentales realizadas en la Universidad Nacional (UNA). [21]
Figura 3.1: Ubicación geográfica de las 80 estaciones radiométricas utilizadas en la
generación de mapas de radiación solar en Costa Rica. [21]
27
En la figura 3.2 se muestra la radiación solar anual en el país.
Figura 3.2: Radiación solar global diaria media anual. [21]
Los valores diarios medios anuales de la radiación solar global en Costa Rica (figura 3.2)
destacan claramente que la mayor radiación ocurre en la región norte de la Vertiente del
Pacífico, al oeste del valle central. Mientras los valores mínimos ocurren en la zona Norte, parte
del Pacífico Central, parte este del Valle Central y en la región del Caribe. En el informe del
estudio del potencial solar del país realizado en el 2006 [21] se destacan distintas zonas del país
con su potencial en cuanto a energía solar aprovechable de una forma más estadística.
Además se realizó una proyección de potencial FV con los siguientes supuestos y mostrados en
la tabla 3.1 en el periodo comprendido entre 2006 a 2015: [21]
28
•
1 panel por vivienda, de 1 m2.
•
Una eficiencia de 12% de cada panel (eficiencia asumida en el 2006).
•
La radiación solar por zona geográfica específica.
•
Una ocupación de 3,8 personas por vivienda (estimado a partir de los datos del
INEC 2005).
Tabla 3.1: Potencial nacional FV de generación eléctrica de acuerdo a la población
proyectada del 2006 al 2015. [21]
Año
Potencial
(TJ/año)
Potencial
(MWh/año)
x105
2006
2007
2008
2009
2010
2011
700
712
724
736
747
758
1,94
1,97
2,01
2,04
2,07
2,10
2012
769
2,13
2013
2014
2015
780
790
801
2,16
2,19
2,22
De la tabla 3.1, se sacan las relaciones entre TJ (tera joules = 1012 joules) y MWh por año
mediante el software Surfer 8 utilizado en el estudio. Se nota el crecimiento proyectado de la
generación solar en el país, dato importante para observar cómo se puede fomentar aún más la
generación para autoconsumo residencial, comercial e industrial, a la vez de realizar los estudios
respectivos para interconectar una GD de fuente solar a la red eléctrica.
29
3.2
Potencial Eólico
Las regiones con el mejor potencial eólico en el país se ubican en la zona de noroeste,
específicamente en la provincia de Guanacaste con velocidades del viento promedio entre 8-12
m/s, coincidiendo con estudios ya realizados por el Instituto Tecnológico de Costa Rica (TEC).
[32]
Del estudio se determinaron 4 regiones importantes de Guanacaste con el mejor potencial eólico
del país:
•
La región ubicada en el Parque Nacional Guanacaste entre los cantones de La Cruz y
Liberia, formando un corredor de casi 15km de largo desde el volcán de Orosí.
•
La región que está situada a 5.5 km al sur del Parque Nacional Rincón de Vieja y se
estrecha más al suroeste a más o menos 14- 15km de Tanques.
•
La región que está al oeste de Cuipilapa en el Parque Nacional de Miravalles.
•
La región ubicada cerca de La Tejona al suroeste del volcán Tenorio. Se estrecha al
suroeste completamente hasta Cabeceras de Cañas sobre una distancia de
aproximadamente 8- 9km.
30
Figura 3.3: Mapa eólico anual de Costa Rica. [32]
De la figura 3.3 se logra apreciar el porqué el parque eólico de La Tejona está en una región del
país que tiene el mejor potencial eólico.
Según el informe realizado por el grupo 3TIER, los resultados sugieren también que los sitios
ubicados en las regiones 1 y 2 podrían tener un potencial eólico comparable o aún mejor que el
de la región 4 donde está operando el parque eólico de La Tejona. Aunque las autoridades que
dirigen las políticas públicas puedan utilizar los resultados mostrados en la figura 3.3 para guiar
31
la otorgación de concesiones para la generación de energía eólica, se debe validar los resultados
del modelo con observaciones físicas antes de instalar turbinas eólicas en cualquier sitio.
3.3
Potencial con Biomasa
El recurso energético utilizado de la biomasa en diferentes puntos del país se ve en proceso de
crecimiento ante la alta dependencia de los derivados del petróleo, ya sea para abastecerse así
mismo de energía calorífica para procesos industriales y para ser utilizada de una mejor forma
en la GD para la operación en isla o en paralelo con la red.
El mapa aéreo de biomasa de Costa Rica es una aproximación a un inventario nacional de
biomasa. La información que el mapa ofrece es de carácter indicativo, dada la calidad y
disponibilidad de información secundaria existente sobre cobertura de la tierra a nivel nacional.
[33]
La figura 3.4 muestra un perfil de mapa en cuanto al potencial biomásico en el país.
Es importante observar en la figura 3.4 que la mayor cantidad de biomasa se ubica en zonas
protegidas como parques nacionales y reservas biológicas, por lo que no es posible la extracción
de fuente primaria. También se aprecia que las siguientes áreas con mayor potencial son las de
cultivo masivo como la caña, el arroz, piña, entre otros, que cubren grandes cantidades de
terreno en la zona de Guanacaste, sector norte como San Carlos y algunas regiones la zona sur
del país. Existen algunas problemáticas con el Ministerio de Salud, las cuales deben ser
aclaradas para no obstruir el desarrollo de la biomasa como fuente para la GD.
32
Figura 3.4: Mapa de biomasa en Costa Rica. [33]
Ahora se muestra un mapa en más detalle de la región central (figura 3.5).
33
Figura 3.5: Mapa de biomasa del área central de Costa Rica. [33]
A nivel nacional la discusión puede enfocarse en identificar y valorar zonas con vocación
bioenergética para así generar nueva información geográfica relevante para la toma de
decisiones de inversión si se desea implementar una generación eléctrica en GD, y para ello se
deben analizar bien las potencialidades de las regiones donde se desea el aprovechamiento de la
bioenergía, además de determinar las relaciones sociales y ambientales asociadas.
34
4 Generación Distribuida: Barreras y Soluciones
en Costa Rica
4.1
Barreras que han limitado el uso masivo de la GD a nivel de otros países
La alta penetración de la GD en muchos países con mayor desarrollo económico y social, ha
obligado a los gobiernos de éstos a crear normativas que regulen de manera específica la
generación de electricidad por fuentes de ER con el fin de impulsar la producción limpia y
renovable, a la vez que se cumplan todas las políticas de protección en la interconexión con la
red de distribución eléctrica.
A continuación se mencionan algunas leyes regulatorias implementadas por estos países y
estados para la GD. [28]
En Alemania:
Es el país con el más próspero mercado con energías renovables. Su normativa eléctrica que
regula la GD se denomina Ley de Energías Renovables – EEG (Erneuerbare Energien Gesetz,
2009), ley vigente para las ER no convencionales para su correcta planificación e inyección a la
red, además de ofrecer precios justos a los interesados en este tipo de generación eléctrica. El
objetivo de esta ley es permitir el desarrollo sostenible del suministro energético en pro del
clima y medio ambiente, además se propone incrementar la proporción de ER en el suministro
nacional de electricidad al 30% en el 2020 y continuar aumentando. Otra normativa referida a la
cogeneración se llama Ley de Cogeneración de Calor y Electricidad – KWKG (Kraft Wärme
Kopplungs Gesetz, 2009), cuyo propósitos es estimular el aumento de la cogeneración de calor y
35
electricidad en Alemania en un 25% por medio de promoción de modernización y construcción
de plantas de cogeneración, la introducción de celdas de combustible y su financiación. [28]
En España:
En este país existen varias normativas legislativas de la GD, entre leyes y decretos que regulan
la penetración de la GD. Algunas de éstas son: Ley 54/1997 por la que “se regulan las
actividades destinadas al suministro de la energía eléctrica”, Real Decreto 2818/1998 que habla
de “de la producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos de energía
renovable, residuos y cogeneración”, Real Decreto 661/2007 sobre los regímenes
administrativos, jurídicos y económicos, Real Decreto 1663/2000 sobre “conexión de
instalaciones FV a la red de Baja Tensión” y su reforma con la ley 1578/2008, entre otras. [3]
[28]
Actualmente se realizan modificaciones en estas leyes y decretos para crear un nuevo marco
jurídico para el desarrollo de la GD por medio de encuentros a nivel nacional de España para
definir la “Regulación de la Conexión a Red de Instalaciones de Producción de Energía
Eléctrica de Pequeña Potencia”. [28]
En Italia:
La GD mediante fuentes de ER es promovida por la normativa italiana GSE (Gestore dei Servizi
Elettrici, 2007), la cual incentiva con medios técnicos y económicos la promoción, desarrollo y
fomento de las fuentes de ER. Se destaca Italia en materia de energía FV por poseer una política
bien definida y ser el tercer país en potencia instalada. [28]
En Canadá:
36
En este país la GD se conoce como DER (Distributed Energy Resources) y la normativa que
regula las DER se denomina CAN/CSA-C22.2 No. 257-060 emitida por la CSA (Canadian
Standards Association) y se titula “Interconnecting invertir-based-micro-distributed-resources to
distribution systems”; especificando requisitos eléctricos de interconexión segura de sistemas de
micro generación a la red de distribución para tensiones menores a 600 V con inversores.
También posee la normativa CAN/CSA-C22.3 No. 9 llamada “Interconnecting of Distributed
Resources with electicity Supply Systems” para potencias sin inversores menores a 10 MW a
redes con tensiones menores a 50 kV. [28]
En California:
En este estado se siguen las normativas de la IEEE Std 1547 y la UL 1741 respectivas a las
normas de interconexión de la GD a la red y la certificación de los equipos, respectivamente.
Además emplea programas de planificación energética como “Plan de Acción Energético de
2003” (2003 Energy Action Plan) que fomenta la GD por fuentes renovables y cogeneración.
[28]
En New York:
Sigue las mismas normas de la IEEE Std 1547 y UL 1741, además de sus propias normativas de
interconexión llamadas SIR (Standarized Interconnection Requirements for DG) que permite
una interconexión hasta 2 MW por cliente. Al 2010 cuenta con 200 MW de GD interconectado a
su red de distribución. [28]
Es importante explicar que estos países cuentan además con modelos tarifarios bien definidos
como el Net Metering y el Feet in Tariff (medidas que se explican en el Anexo 3), que
37
incentivan a los clientes a identificarse en el desarrollo de su propia GD a base de fuentes de
ER. Con respecto a este tema se describen los detalles más importantes [30]:
Italia
La medición meta fue introducida en Italia en la década de los 90, con la conexión de los
primeros paneles fotovoltaicos a la red. Hoy en día ya es una política bastante consolidada en el
país. A continuación se presentan los principales aspectos de dicho marco regulatorio:
•
Capacidad Instalada
-
•
Clientes
-
•
200kW como máximo.
Comerciales y Residenciales
Remuneración e Incentivos
-
Subsidios en ciertas regiones.
-
Intercambio de créditos de energías renovables (RECs).
-
Exceso de energía se acredita al próximo estado de cuenta o se paga a un precio
determinado por la AEEG (Autorità Per l'Enegia Elettrica e il Gas).
•
-
Préstamos subsidiados.
-
Feed in Tariff.
Se utilizan dos medidores uni-direccionales.
Inglaterra
Aún cuando no hay una política establecida de medición neta en Inglaterra, la implementación
de ésta es opcional según empresa de distribución. Vale la pena decir que los incentivos de Feed
38
in Tariff alcanzan precios hasta 10 veces mayores a los precios de mercado, además de existir
otros incentivos como la rebaja de entre un 5% y 15% a instalaciones fotovoltaicas
profesionales.
Alemania
Alemania se caracteriza por lo alto que son sus Feed in tariff (0.547 €/kWh al 2010) para
sistemas menores a 30kW en el caso fotovoltaico. A continuación se presentan algunas de las
principales características de la legislación alemana en la materia:
•
Capacidad Instalada
-
No está especificado, pero para las instalaciones sobre 100kW la empresa de
distribución debe tomar el control técnico de la planta.
•
Capacidad Instalada por Distribuidor
-
•
Remuneración e Incentivos
-
•
Se paga por toda la energía generada, al estilo Feed in tariff.
Tecnologías
-
•
No especificado.
FV, eólica, hidroeléctrica, biomasa, biogas y geotermal.
Alto desarrollo de ERNC.
-
Debido a lo alto de los Feed in Tariff.
39
Puerto Rico
Puerto Rico ha aprobado recientemente una legislación de medición neta, muy similar a los
marcos regulatorios existentes en algunos estados de Estados Unidos.
A continuación se
presentan algunas de las principales características de la legislación de Puerto Rico:
•
•
Límite por Empalme
-
25kW para residenciales.
-
1MW para comerciales, industriales, agrícolas, educativas u hospitales.
Tarifa
-
El periodo de acumulación de energía termina en julio.
-
75% del exceso neto de energía generada se compra a US$ 0.1/kWh. El restante se
le da a la Autoridad de Energía Eléctrica para distribuirlos en créditos o rebajas en
las cuentas de escuelas públicas.
•
Se utilizan dos medidores uni-direccionales.
California
En California, se estableció una capacidad instalada máxima por instalación de 1 MW máxima
con un máximo total para el sistema correspondiente a un 2.5% del pico máximo de demanda
del sistema, proyectándose alcanzar un máximo de un 5% en el corto plazo. Sin embargo,
california comenzó la iniciativa de medición neta estableciendo un máximo de la capacidad
instalada correspondiente a un 0.5% del pico máximo de demanda del sistema.
40
Los pagos por la energía generada, bajo la cota de consumo de cada cliente se pagan mediante
una tarificación anual, donde se reúne el consumo de 12 meses consecutivos y se calcula el
consumo neto, pagándose este al precio de distribución final.
Existen tres factores clave en el desarrollo de la medición neta en este estado, ellos son:
•
La posibilidad de que clientes de hasta 1 MW de potencia instalada puedan optar por
un programa de medición neta.
•
Los incentivos existentes en California enfocados en disminuir los costos de
adquisición de equipos de generación a los consumidores.
La transparencia y la calidad de información disponible a los usuarios.
4.2
Barreras que han limitado el uso masivo de la GD a nivel nacional
Con el desarrollo y penetración de la GD, surgen a la vez obstáculos de índole legal,
administrativa, técnica y de financiamiento, que desestimulan la participación de los clientes
interesados en la producción de energía conectada en paralelo con la red de distribución.
El ICE por medio de su plan piloto para autoconsumo ha encontrado y definido las barreras en
materia de GD y actualmente se encuentran con especialistas en materia legal y técnico
realizando estudios de impacto económico, social y de riesgos, tanto para el usuario como para
la empresa eléctrica, tratando de proporcionar soluciones para facilitar una mayor participación
de la población en el área local. Por tanto se deben esperar los resultados que brinden estos
estudios para analizar más en detalle los principales aspectos de la interconexión a la red
pública.
Se prevé que una mayor penetración de la GD y con la planificación de políticas energéticas del
país impulsando modificaciones de decretos como la Ley Nº7447 en el artículo 38 en cuanto a la
41
exoneración de impuestos a equipos para la generación eléctrica por fuentes renovables y la
directriz Nº14 del MINAET en cuanto a producción de electricidad en pequeña escala para
autoconsumo son el principio de la reducción de las barreras en el país e impulsar las nuevas
tecnologías solar, eólica, biomasa, entre otras fuentes de ER.
A continuación se explican las principales barreras que limitan la penetración intensa de la GD
en el país, a la vez de brindar algunas posibles soluciones para reducir o eliminarlas.
4.2.1
Barreras de tipo legales
En materia legal, se han identificado barreras con respecto a la legislación vigente por los entes
regulatorios de la calidad y servicio de la energía en el país. Esto se debe a que no tiene
normativas bien definidas que regulen la implementación de la GD como lo si sucede en otros
países como Alemania, España, Italia, Canadá y estados como California y New York en
Estados Unidos como se mencionó anteriormente.
En Costa Rica, los desarrolladores de proyectos han vivido experiencias complicadas en la
promoción de la energía renovable a nivel legislativo e institucional. La promoción de proyectos
renovables requiere la adquisición de algunas destrezas, tanto para tramitar los permisos y
licencias como para lograr un contrato que permita la colocación de energía en la red. La
adquisición de estas capacidades ha hecho que los productores tiendan a agruparse en
asociaciones y cámaras empresariales que les permitan, no solo la defensa de sus intereses sino
también el conocimiento para entrar y mantenerse en el mercado. Este punto es especialmente
importante para los proyectos de ER pequeños cuyos presupuestos de O&M son limitados como
42
para tener personal altamente capacitado en todos los campos del sector eléctrico. En el país este
papel de apoyo lo efectúa la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE).
4.2.2
Barreras de tipo administrativas
En cuanto a las barreras administrativas, la implementación de una GD dependiendo de
capacidad a instalar conlleva bastantes trámites relacionados con la solicitud de participación,
estudios de factibilidad, aprobación de los proyectos y acuerdos de interconexión.
En general se aplica estas barreras con la ley 7200 donde estos procedimientos retardan el
tiempo deseado por parte de las personas interesadas, pues se deben a tiempos límites no
definidos por las autoridades correspondientes y pueden ser extendidos más de lo esperado
debido a congestionamientos de trámites, y por lo tanto tienen relación directa con la inclusión
de GD.
Por ende tomar medidas necesarias para destrabar los numerosos trámites administrativos para
el avance de la GD, es una de las funciones que varias instituciones del sector público y privado
deben asumir.
4.2.3
Barreras de tipo técnicos
Las normativas técnicas que aplican al sector eléctrico costarricense en cuanto a la
interconexión de la GD a la red están determinadas por normativas nacionales e internacionales.
En cuanto a las normativas nacionales, son cuatro medidas que se deben cumplir para mantener
la calidad del suministro según lo estipulado por ARESEP:
•
AR-NTCVS: Calidad del Voltaje de Suministro.
43
•
AR-NTCON: Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica.
•
AR-NTCSE: Calidad de la Continuidad del Suministro Eléctrico.
•
AR-NTACO: Instalación y Equipamiento de Acometidas y demás reglamentos
aplicables.
Al MINAET le corresponde, haciendo uso de la ley Nº8723, los temas referidos a las
concesiones para el aprovechamiento de las fuentes hidráulicas para la generación
hidroeléctrica, decreto establecido a partir de mayo del 2009.
Dentro de las normativas internacionales, el estándar “IEEE Std 1547 Series” (Standard for
Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems) se concentra en dar
especificaciones técnicas para la conexión, diseño, instalación y evaluación de pequeños medios
de generación en los sistemas de distribución, entregando consideraciones de seguridad,
requerimientos de operación y respuesta bajo condiciones generales y anormales. Las
descripciones son aplicables a todas las tecnologías de generación distribuida de capacidad
agregada inferior o igual a 10 MW. También cuenta con un estándar para los sistemas FV
menores o igual a 10 kW denominado IEEE Std 929-2000 (Recommended practice for Utility
Interface of Photovoltaic Systems). (Descripción de las normas IEEE Std 1547 y IEEE Std 9292000 en el Anexo 4).
La UL 1741 es el estándar de seguridad de EE.UU. para inversores, convertidores, controladores
de carga, y equipamiento del sistema de interconexión de una GD a la red.
También, la NFPA 70 (NEC 2008) es utilizada para salvaguardar la integridad humana y de los
equipos eléctricos.
44
Las barreras técnicas asociadas a estas normativas son prácticamente inalterables, pues siguen
un sistema de funcionamiento basado en calidad, confiabilidad y continuidad del suministro
eléctrico, por tanto se deben respetar.
Sin embargo, la IEEE Std 1547 restringe su uso solo para generación menor a 10 MW, hecho
que dificultad la conexión a la red de una fuente de generación mayor a ese límite y no existe
alguna normativa en este caso.
Otra barrera que se presenta en la parte técnica a futuro es la saturación de la capacidad de
transporte de líneas de distribución y transmisión. El estado actual de las redes eléctricas en el
país permite el trasiego de 7467 MW en las redes de trasmisión, cuya longitud total es de 1810,2
km al 2010, según informa el ICE. Asimismo según las proyecciones realizadas, el crecimiento
de la demanda de energía es de 5,3% anual necesitando instalar 2000 MW en los próximos 10
años, además de líneas de transmisión y distribución.
4.2.4
Barreras de tipo geográfica
Es importante mencionar que el país cuenta con una excelente cobertura eléctrica debido a su
sistema solidarista con una cobertura del 99,2% al 2007 (ver figura 4.1), la mayor en
Latinoamérica. Esto gracias a programas en desarrollo desde hace años como la Electrificación
Rural del ICE donde ha logrado suministrar de energía a zonas de difícil acceso y de escases en
recursos.
45
Figura 0.1: Cobertura Eléctrica en Latinoamérica. [17]
Al tener la mayor cobertura eléctrica a nivel latinoamericano, facilita que la instalación de la GD
sea posible en cualquier zona del territorio nacional donde existan redes, sin embargo la
limitante aquí, según expresa la Ing. Alexandra Arias, es que el plan piloto de autoconsumo solo
está siendo implementada por el ICE en el sector distribución, ya que las demás empresas
eléctricas de distribución están en la espera de iniciar sus propios proyectos.
Cuando un generador solicita la conexión a la red, la compañía distribuidora debe considerar la
energía que será evacuada por la GD para mantener el equilibrio entre la generación y el
consumo, siendo de relevancia para las compañías que la GD se ubique en un punto donde no
deteriore la eficiencia de la red.
Y si la compañía realizó ampliaciones considerando los sistemas de generación, entonces la red
puede verse sobrecargada e incluso incapacitada para abastecer a las cargas (consumidores). Lo
anterior hace que las empresas distribuidoras tomen decisiones conservadoras, como ha sido las
empresas del sector distribuidor del país como CNFL, JASEC, ESPH, entre otras, presentando
46
una barrera de entrada para la GD debido a la limitación de capacidad que se le impone o bien a
la necesidad de ampliar las instalaciones existentes.
4.2.5
Barreras de tipo financiero
Las principales barreras para el desarrollo de proyectos de energía renovables a pequeña escala
que han sido identificadas son: [15]
•
Falta de estructuras financieras adecuadas
•
Requerimientos de capital
•
Los proyectos pequeños no son atractivos para los grandes participantes del mercado de
energía.
•
Los desarrolladores de proyectos pequeños y medianos de ER no pueden afrontar los
costos de la preparación de tales estudios debido a su alto costo y al alto nivel de
riesgos técnicos e institucionales.
•
Falta de conocimiento del sector electricidad por parte de los bancos.
•
En el país, en cuanto a los costos de las tecnologías, éstas se encuentran en precios altos
en el mercado, debido a los equipos a utilizar tales como inversores, relés de
protección, etc, requieren tecnología de punta.
Una barrera importante ha sido que no existan políticas tarifarias en cuanto a GD. El que no
existan mercados con tarifas de compra por parte del ICE y empresas de distribución, ha
influido en la poca participación de la población en programas como el plan piloto del ICE,
según explica Javier Orozco Canossa, del Centro Nacional de Planificación Eléctrica del ICE:
“Aun cuando la instalación sea económicamente factible (beneficios en el recibo superan los
costos de instalación y operación), es muy duro para el cliente comparar una fuerte inversión de
47
instalación contra un flujo mensual de facturación eléctrica a la que está acostumbrado. Es cierto
que la legislación es una barrera, pero al parecer no es la que está parando el desarrollo. Para los
clientes del ICE tenemos un plan piloto que permite la GD, y los clientes que lo aprovechan son
muy pocos, señal que no es la falta de capacidad para permitir la actividad de generación o
interés de la distribuidora. Si lo que se quiere es una legislación que aporte incentivos, el
problema sigue siendo económico, no de regulación.”
4.3
Medidas para mitigar las barreras al uso masivo de la GD
Dentro del marco de objetivos del presente trabajo, se plantean las siguientes medidas para
mitigar los efectos de las barreras legales, administrativas, técnicos, geográfico y mercado que
tiene la GD en nuestro medio local:
4.3.1
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo legales
•
Plantear como necesario una revisión de la política pública para incorporar mayores
aportes del sector privado a la generación. Actualmente, El ICE cuenta con un equipo
de abogados especializados en materia legal para buscar soluciones legales para una
mayor participación de la GD en el país. Un inicio importante es que con el Plan de
Expansión de la Generación Eléctrica 2010-2021, elaborado por el ICE, se deja
espacios para la participación de bloques de energía a partir de fuentes de ER.
•
Realizar un estudio más analítico de las normativas que regulan la GD en otros países y
estados norteamericanos, quienes tienen mayor experiencia en este tema. Asimismo,
adecuar esas normativas a la penetración de la GD en el país para garantizar la
48
regulación en la calidad de energía solicitada por las entidades responsables del
suministro eléctrico.
•
Permitir al sector privado mayor participación en el mercado eléctrico nacional, que
exista colaboración entre las empresas públicas y privadas en cuanto a la legislación de
la energía eléctrica. Este punto es importante donde se permita la participación de las
agrupaciones privadas en la creación de leyes y decretos en apoyo a la implementación
de la GD en Costa Rica.
4.3.2
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo administrativas
•
Analizar cómo el ICE en su plan piloto de autoconsumo, ha logrado reducir en parte el
tiempo de tramitación de documentos para agilizar la puesta en marcha de los
proyectos presentados por sus clientes con documentación bien definida en cuanto al
tipo y capacidad de generación, detallando los requisitos necesarios para llegar a
aprobar los proyectos.
•
Agilizar aún más los trámites administrativos creando oficinas especializadas para el
estudio y aprobación de las solicitudes para ser implementados con una mayor
eficiencia administrativa y menos tramitología. Actualmente el ICE está capacitando a
personal de oficinas regionales para que laboren independientemente para estos
trámites y reducir el tiempo de estudio de los proyectos.
•
Fijar una tarifa que considere al menos el costo evitado y que gradualmente avance a
un modelo de Fit in tarif.
49
•
Esperar a la aclaración de los temas asociados a la tarifa y a los trámites de selección de
proyectos y la negociación de contrato con el ICE. Igualmente está la expectativa por
Ley General de Electricidad que el Poder Ejecutivo envió a la Asamblea Legislativa.
4.3.3
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo técnicos
•
Investigar sobre normativas para implementar GD mayor a 10 MW, a pesar que no
existe actualmente una, la solución que se está estudiando a nivel internacional es una
adaptación de la normativa IEEE Std 1547 a mayor capacidad, de 10 MW a 20 MW,
propulsada por la entidad estadounidense IREC (“Consejo Interestatal de Energía
Renovable” por sus siglas en inglés), analizando los mismos mecanismos de conexión
y cómo se comportan las variables ya establecidas por la norma y así lograr crear otro
estándar. [15] Por tanto se puede adoptar esta normativa cuando este definida por la
IEEE y entre en vigencia, cuando sea mayor la GD y no se disponga de normas
regulatorias según lo solicite las autoridades.
•
Promover la inclusión en más cantidad de la GD a pequeña y mediana escala para
solventar el consumo, debido a la saturación de las líneas de transmisión y distribución
desde los puntos de generación.
•
Definir diseños estratégicos en cantidad y ubicación de las líneas como respuesta a las
futuras condiciones del sistema eléctrico nacional.
•
Realizar estudios de impacto de la penetración de la GD en el país, por medio del uso
de programas de simulación computacional especializado en el análisis de flujos de
potencia, tales como ETAP® y DigSilent Power Systems®, los cuales poseen módulos
para integrar GD por simulación, y son utilizados en países como España, Chile,
50
Argentina, entre otros. En el capítulo 5 se muestran varios ejemplos que realizan otros
países en materia del comportamiento de la red eléctrica ante la inclusión de diferentes
tecnologías de GD en el sistema y las posibles soluciones que brindan.
•
Facilitar el acceso a los resultados técnicos obtenidos en estos estudios de impacto de la
GD por parte de las empresas distribuidoras para que puedan decidir sobre que
tecnología de generación eléctrica (solar FV, eólica, biomasa) desean fomentar entre
sus clientes y sus beneficios y perjuicios, además de las medidas de control y
protección a tomar en cuenta.
•
Definir normativas técnicas claras y precisas en materia ambiental, que sean aplicables
a cada una de las tecnologías de fuente solar, eólica y biomasa.
•
Fomentar la capacitación en las distintas tecnologías de GD aplicables a nuestro medio.
El ICE ya se encuentra realizando distintas capacitaciones a sus técnicos para mejorar
el conocimiento.
4.3.4
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo geográfica
•
Estimar el crecimiento de la demanda eléctrica; hoy en día con la futura inserción de la
GD en la red, las distribuidoras deben optar por realizar sus inversiones considerando el
aumento de la demanda en contraparte a la generación.
•
Incorporar a las empresas distribuidoras en programas de GD para el interés de los
clientes en establecer interconexiones con las redes de distribución de estas empresas y
ampliar la oportunidad de participación en cualquier ubicación geográfica (área de
cobertura eléctrica de cada empresa distribuidora).
51
4.3.5
Propuestas para desbloquear las barreras de tipo financiero
Para superar estas barreras mencionadas, se describe una solución propuesta por el BCIE sobre
el financiamiento de proyectos de GD [15] y otra por el Ing. Fabrizzio Chinchilla sobre métodos
de tarifación aplicados en otros países [34]:
1. Existe programas de apoyo financiero impulsados por el BCIE para la región
centroamericana, donde ofrece un crédito a los proyectos interesados en participar. Así
por ejemplo, el programa describe como “… meta del proyecto, según su marco lógico,
es apoyar directamente la implementación de por lo menos 12 proyectos pequeños y
medianos en la región. El BCIE participará en el financiamiento de proyectos
específicos, a través de préstamos directos de 25 millones de dólares que ha estimado
para apoyar esta iniciativa, y 600 mil dólares para la asistencia técnica.”
Además como los estudios de pre factibilidad suponen un riesgo considerable para los
desarrolladores de pequeños proyectos de GD en cuanto a afrontar los costos de la
preparación de tales estudios debido a su alto costo y al alto nivel de riesgos técnicos e
institucionales, también el BCIE dispondrá de fondos de financiamiento para pre
inversión por el orden de U$ 600,000 los que bajo el supuesto de que el costo promedio
era entre $40,000 y $60,000 podría significar financiar entre 10 y 12 estudios de pre
inversión.
2. Para el problema de definir incentivos con tarifas claras, se plantean dos formas de
incentivos económicos que podrían ser utilizados a futuro en el país y practicados en
el mundo. El Ing. Fabrizzio Chinchilla explica de una forma clara y concisa estos
52
modelos de tarifación que son de sumo interés para el país y la región. Se está
hablando del Net Metering (medición neta) y el Feed in tariff.
Por tanto, ante estas situaciones se pueden tomar las siguientes medidas para reducir y eliminar
estas barreras de tipo de mercado y financiamiento:
•
Considerar la solución planteada por el BCIE en el aspecto financiero. Debe ser
analizada por entidades estatales y privadas de la banca costarricense para su aplicación
desarrollando y definiendo programas específicos de apoyo crediticio a los proyectos a
pequeña y mediana escala de GD.
•
Establecer medios de reconocimiento económico aplicando los métodos de tarifación
sugeridos en el anexo 3, para fomentar la generación eléctrica y motivar a los clientes y
personas interesadas en conectar su GD a la red eléctrica.
•
Estudiar los modelos de tarifación utilizados en otros países como Italia, Inglaterra,
Alemania, Puerto Rico y el estado de California, pues es importante para tenerlos como
referencia y analizar su utilización en el país.
•
Brindar capacitación sobre temas relacionados con la fijación de tarifas en mercados
abiertos.
•
Evaluar las inversiones en GD teniendo en cuenta las inversiones evitadas y los costos
sociales de la generación marginal.
53
5 La GD y la calidad en el suministro de energía
5.1
Calidad de Energía, Generalidades
El término calidad de energía adquiere cada vez más importancia en los últimos años y está
relacionada con la calidad de la onda de tensión y la continuidad del servicio.
Incluye todo lo referente a las perturbaciones generadas en los sistemas eléctricos que causan
desviaciones de las condiciones nominales de tensión, corriente o frecuencia, dando como
resultado una falla en el sistema o mala operación de los equipos.
La tensión suministrada a una carga se caracteriza por los cinco parámetros básicos: frecuencia,
magnitud, forma de onda, desbalance y continuidad [18] de la corriente y la tensión, cualquier
disturbio que afecte estos parámetros se ve reflejado en los equipos más sensibles a las
variaciones, siendo estos mismos equipos (variadores de velocidad, bancos de capacitores y los
equipos de computo, UPS, PLC, entre otros) los que provocan el incremento de armónicas en la
red.
Por otro lado la industria también adquiere maquinaria más rápida, para mejorar la producción,
pero es este equipo el más sensible a los cambios de las variables eléctricas en la red. [19].
Las definiciones de calidad de energía son muchas y muy variadas dependiendo del marco de
referencia desde el cual se analice. Para la empresa distribuidora, la calidad de energía se podría
definir como el grado de confiabilidad del servicio; por otro lado, para los usuarios la calidad se
mide desde el punto de vista de la utilización, ya que las perturbaciones en la red pueden
ocasionar daños en los equipos provocando pérdidas de información, que conllevan a pérdidas
de tiempo y por último pérdidas económicas.
54
Para los fabricantes de equipo, la calidad de energía podría definirse como las características
que permiten al equipo trabajar apropiadamente sin dañarse.
Una definición general podría ser:
“Cualquier perturbación en los sistemas de energía eléctrica, que se manifiesta en desviaciones
de las condiciones adecuadas de tensión, corriente o frecuencia, lo cual resulta en una falla o
una mala operación de equipos.” [19]
La empresa de electricidad debe proveer una adecuada calidad del servicio de acuerdo con las
normas y expectativas del usuario, pero algunos tipos de generación de energía eléctrica tienen
un impacto importante sobre la calidad de energía, como el caso del incremento en la GD que se
interconecta a la red, provocando una serie de perturbaciones que sufre el sistema eléctrico
debido a la interconexión de este tipo de generación a la red [1].
5.2
Tipos de perturbaciones en el sistema eléctrico
Es importante analizar las perturbaciones que pueden suceder en el sistema eléctrico nacional y
así poder brindar soluciones de acuerdo a las experiencias que han sucedido en otros países con
mayor penetración de la GD. Dentro de estas perturbaciones se encuentran:
•
Fluctuaciones de tensión
•
Caídas permanentes de tensión en estado estacionario
•
Elevaciones permanentes de tensión
•
Flicker de tensión
•
Huecos de tensión (Sags)
•
Elevaciones momentáneas de tensión (Swells)
•
Armónicos
55
•
Interrupciones de energía
•
Componente de CC
Estas son explicadas a más detalle en el Anexo 1.
5.3
Estudios sobre el Impacto de la GD en la red eléctrica
El efecto de las perturbaciones de calidad de suministro eléctrico asociadas a generadores
basados en energías renovables debe tenerse en cuenta, en particular, en escenarios con una
elevada tasa de penetración de generación eléctrica distribuida de este origen. Una mayor
integración de instalaciones de GD en la red puede conllevar un deterioro de la calidad de
suministro en estas redes. Por tanto, garantizar la calidad de suministro asociada a las energías
renovables es de crucial importancia para el futuro desarrollo del sector. [23]
Los estudios de la estabilidad en los sistemas eléctricos sirven para determinar la capacidad de
éstos para alcanzar un punto de estabilidad funcional tras la ocurrencia de una perturbación.
Estas afectaciones influyen en la planificación y explotación de los sistemas eléctricos de cierta
medida, dependiendo de las características de los mismos.
Ante este hecho, se indagan distintos estudios de análisis realizados en otros países sobre el
impacto de la GD en la red del sistema eléctrico y qué medidas se han realizado para mitigar el
efecto de distintas tecnologías en aspectos de frecuencia y tensión para garantizar la estabilidad
ante una mayor penetración de la GD. Este trabajo se desarrolló de forma investigativa a base de
análisis hechos en otros países, debido que a nivel nacional no se tienen experiencias en
implementar GD de forma masiva.
A continuación se brinda una breve descripción de cada estudio y los resultados obtenidos:
56
5.3.1
Interconexión semi-rígida: solución ante huecos de tensión en la red originados por
una falla de cortocircuito.
Las empresas eléctricas exigen que la GD sea desconectada inmediatamente que se produzca
una perturbación, para recuperar la condición radial. Al indicar perturbaciones, se incluye el
hueco de tensión, que hoy representa del 75% al 85 % de los reclamos de los usuarios a la
empresa por perturbaciones transitorias. Se desaprovecha la posibilidad de “soporte de la
tensión” que brindan los GD frente al hueco de tensión, especialmente si la GD se encuentra
cerca de las instalaciones del usuario.
En algunos países europeos, la empresa eléctrica aduce que la GD no mejora la confiabilidad
del sistema ni de los demás usuarios, pero el usuario con la GD en su circuito, ve mejoras frente
a huecos de tensión. Puede alcanzarse una solución de compromiso al utilizar la conexión semirígida, permitiendo conexión entre GD y sistema de forma rígida bajo condiciones normales,
luego pasando a semi-rígida en caso de fallas externas al circuito de la GD. Este esquema
soporta a la tensión y limita el aporte de cortocircuito, durante el tiempo en el cual la GD puede
funcionar con las cargas conectadas, pasando gradualmente a un esquema de descarga
programada.
Según este estudio, el esquema de conexión semi-rígida reduce el déficit de energía en los
equipos sensibles en un 70%. [23]
El análisis realizado por J.C Gómez muestra una solución importante a la GD conectada a la red
y su relación en huecos de tensión (llamados sags), pues éstos son originados por fallas en el
sistema y dependen de la profundidad de la intensidad de la falla e impedancia asociada y en
duración es función de la velocidad de operación de las protecciones.
57
Este consiste en la figura 5.1 donde se muestra un diagrama de coordinación de protecciones
ante la inclusión de GD en la red, llamada conexión semi-rígida de la cogeneración. [23]
Figura 5.1: Red de distribución con GD integrado. [23]
En el estudio, antes de la falla, el interruptor S se encuentra cerrado, luego se supone que sucede
una falla como se muestra en la figura 5.1, S abre y opera la impedancia Zv, limitando la
corriente de cortocircuito; se observó por simulación que se produce un hueco de tensión al
30%, que aumenta al 80% al accionarse el interruptor e intercalar la impedancia, seguido de un
incremento pasajero de tensión al 110% por la liberación de carga (figura 5.2). Se detalla que el
interruptor requiere de 40 ms para detectar la corriente de falla, siendo eliminada a los 160 ms.
[23]
58
Figura 5.2: Efecto de la reducción de hueco de tensión por aplicación de la conexión semirígida. [23]
Por ende, por medio de esta aplicación de conexión semi-rígida al sistema de distribución con
GD conectado, se obtuvo que el efecto de hueco de tensión es reducido en un 26%, permitiendo
una mayor posibilidad de que los equipos sensibles tengan más soporte ante esta perturbación.
Este análisis del impacto de la GD en cuanto a los huecos de tensión permite dar una buena
solución ante una falla en la red, donde se requiere de una buena coordinación de protecciones
tanto en el generador como en la red de suministro, realizando una conexión semi-rígida en el
sistema de distribución para aminorar la corriente de cortocircuito aportado por la GD.
En el medio local costarricense, este estudio debe ser considerado cuando se quiera
interconectar cualquier tipo de tecnología para GD, analizando su capacidad de potencia y
cuánta es su contribución de corriente de cortocircuito, si la empresa eléctrica distribuidora
desea que sus niveles de tensión se recuperen en el menor tiempo posible y sin afectar
severamente a los equipos eléctricos y electrónicos de sus clientes y así evitar en lo posible
someterse a demandas por el servicio eléctrico.
59
5.3.2
Ubicación óptima de una GD en una red de distribución
Este trabajo, realizado por el Ing. Fernando Magnago [24] estudia el efecto que produce el
incorporar GD sobre las pérdidas de energía eléctrica en sistemas de distribución. Además,
propone una metodología que permite seleccionar la ubicación más conveniente de las unidades
generadoras de forma tal de minimizar las pérdidas del sistema.
Los datos de las líneas se brindan en el Anexo 2.
El estudio es dividido en 2 casos:
Caso 1: Sistema anillado IEEE de 6 barras
Figura 5.3: Sistema de potencia de 6 barras. [24]
De las simulaciones realizadas en este estudio, se obtuvieron los siguientes resultados:
60
Tabla 5.1: Resultados de la simulación Caso 1. [24]
Nodo
Pérdidas (MW)
2
0,324778
3
0,223021
4
0,321758
5
0,506801
6
0,516376
Figura 5.4: Comportamiento de las pérdidas con el incremento de GD. [24]
Caso 2: Sistema radial de 7 barras
Ahora se simula la configuración mostrada en la figura 5.5, en donde se plantea 3 distintos
escenarios de la ubicación de una GD con cargas distribuidas uniformemente.
61
Figura 5.5: Sistema radial de 7 barras estudiado. [24]
Los resultados de integrar una GD en distintos puntos del esquema anterior se plantean en la
tabla 5.2 con las distintas distribuciones de carga especificadas en el Anexo 2.
Tabla 5.2: Resultados de la simulación Caso 2. [24]
Distribución
de Carga
Uniforme
Central
Creciente
Número de
barra con
menor
pérdidas
4
4
5
Pérdida de Potencia Total
(MW)
Sin GD
Con GD
0.23262
0.01966
0.05602
0.054914
0.002358
0.007666
Tamaño de la
GD (MW)
3.5
1
1.4
Para el Caso 1: se visualiza en la tabla 5.1 que las pérdidas obtenidas son mínimas cuando la
GD es ubicada en la barra 3, mientras que las mayores pérdidas se dan en la barra 6. La
reducción de pérdidas que se alcanza con la GD ubicada en la barra 3 es del 53%. [24]
En la figura 5.4 se indica que como dan las pérdidas en las líneas de acuerdo a la ubicación de la
GD en la red, aumentando la generación en un 1 MW.
Se observa que la GD ubicada en la barra 3 minimiza las pérdidas y que el mínimo se da para 10
MW de generación, denotando así como se debe regular la penetración de la GD en una misma
zona de distribución eléctrica.
62
Para el Caso 2: de la tabla 5.2 se deduce que la utilización de GD cuando la las cargas
presentan una distribución uniforme se reducen las pérdidas en 75%, con una distribución
centralizada aminoran en 87% y una distribución creciente bajan en un 86%. [24]
Los resultados muestran que una correcta ubicación de la GD depende principalmente de la
distribución de la carga en el sistema. El análisis muestra que las pérdidas térmicas varían
grandemente dependiendo de su ubicación en el sistema y a demás se deben tener en cuenta la
influencia que produce el sistema de distribución cuando se determina la ubicación apropiada de
la GD.
Además, el investigador del estudio plantea que este trabajo se utilizará como base para
desarrollar un algoritmo que permita la ubicación óptima de la GD en forma automática, además
incluirá otras restricciones que se deben tener en cuenta cuando se analiza el impacto en las
pérdidas del sistema con la ubicación de la GD tales como capacidad de transporte en las líneas,
límite de generación a ser inyectada en el nodo y tamaño de la GD.
Teniendo en cuenta que la tensión se conserve dentro del ± 5% establecido por las normativas
de calidad exigidas por ARESEP, en este caso en nuestro país la mejor opción de colocar GD es
en las zonas más pobladas como el gran área metropolitana, en ciudades de San José, Cartago,
Heredia y Alajuela, ubicando en zonas de mayor industria como la zona franca de Belén, entre
otras con mayor demanda eléctrica. Así el colocar GD en las proximidades en estas zonas
contribuye a mantener una mejor regulación de los niveles de tensión en las líneas de
distribución. Sin embargo, para determinar estos puntos, las empresas distribuidoras deben
realizar las respectivas simulaciones de diagramas de flujo de potencia para lograr las posiciones
63
óptimas e incentivar a los clientes en los puntos estratégicos determinados por medio de la
aplicación de tarifas que les motiven, como se menciona en este trabajo.
5.3.3
Control de armónicos y potencia reactiva en la red eléctrica
Ante la necesidad de evaluar si existen equipos de control que puedan ayudar en el manejo de
señales armónicas generadas por las cargas no lineales conectadas a la red de distribución y
como estos dispositivos electrónicos asociados a la GD pueden colaborar con el flujo de
potencia.
Un estudio realizado por un grupo de ingenieros de la India [25] brinda una opción relevante de
cómo un equipo de inversor monofásico para GD, con ciertas características de funcionamiento,
puede ayudar en la compensación de armónicos y potencia reactiva en la red mediante un
control de filtro de potencia activa proveniente de la fuente de ER.
Tal esquema, por ejemplo, se muestra en la figura 5.6
64
Figura 5.6: Experimento con inversor monofásico de una GD conectada a la red. [25]
En este caso se tiene un sistema de control manejado por software computacional donde se hace
lectura de las variables de interés como la tensión en la línea (VPCC), la corriente proveniente del
inversor (iF) y la corriente de la carga no lineal (iF) conectada a la red.
Los resultados de los experimentos realizados originaron un control eficiente de las distorsiones
de corrientes armónicas producidos por la carga no lineal, como se muestra en la figura 5.7 [25]
65
Figura 5.7: Control realizado por el inversor de la GD en corrientes armónicas. [25]
El inversor monofásico utilizado fue un prototipo de 4 KVA, diseñado por este grupo de
ingenieros, donde presentan una solución técnica a base de electrónica de potencia.
En aplicación al país, resulta interesante para el suministro de calidad de la energía eléctrica ante
la posible penetración de la GD y su afectación a la red de distribución; así con el uso de estos
equipos de control, se puede lograr un mejor manejo de perturbaciones ocasionadas, esta vez,
66
por la misma carga de tipo no lineal, que cada vez van siendo mayores en el país. Sin embargo,
la implementación de este equipo está aún en proceso de desarrollo, pues solo se ha utilizado en
un experimento con la red de distribución en la India, pero se espera se perfeccione para llevarlo
a producir masivamente en el mercado eléctrico y adaptarlo a la norma UL 1741, aunque la
posible barrera para implementarlo será su costo monetario, pues superará el valor actual de los
inversores comunes utilizados debido a su complejidad de funcionamiento; por ende se deberá
realizar un estudio de costo-beneficio para incorporarlo al país.
5.3.4
Transformador para la interconexión de la GD a la red eléctrica
Un análisis importante realizado por J.C Gómez [26] sobre los distintos tipos de conexión de un
transformador en diferentes combinaciones estrella-delta (Y-∆).
Debido a que la GD involucra el uso de máquinas de generación síncronas y asíncronas (de
inducción) en fuentes de ER como la biomasa y eólica, se estudia su aporte de corriente de
cortocircuito en fallas, y aquí se menciona las formas de conexión del transformador de la GD
con el sistema de red eléctrica y se presenta la mejor opción para este tipo.
El estudio realizó una investigación de las características más importantes de cada una de las
combinaciones que se describen en el estudio [26]:
a) ∆ del lado del GD - Y aislada de tierra del lado del sistema.
b) ∆ del lado del GD - Y puesta a tierra rígida en el otro.
c) ∆ del lado del GD - Y puesta a tierra semi-rígida del lado del sistema.
d) ∆ en ambos lados.
e) Y puesta a tierra del lado del GD - ∆ del lado del sistema.
67
f) Y puesta a tierra en ambos lados.
g) Y del lado del GD - Y puesta a tierra rígida del lado del sistema.
Del documento expuesto [26] se describe que las mejores características de operación de un
transformador que conecta la GD con la red eléctrica la presenta la conexión c). Esto se debe a
que la puesta a tierra del transformador de interconexión ofrece un camino a la corriente de
secuencia cero, sea de falla o de desbalance, por lo que según su impedancia relativa puede
absorber un alto porcentaje del desbalance del sistema y su relé abrir por sobrecarga, aunque sea
solo de secuencia cero, lo que se soluciona con una impedancia que se oponga a esa secuencia,
que no debe arriesgar a los equipos por sobretensión.
Figura 5.8: Transformador conectado ∆-Y aterrizada.
Este esquema de la figura 5.8 se considera como el mejor para GD menores o igual a 30 kW.
Las ventajas de la conexión ∆-Y aterrizada son [26]:
•
Esquemas de protección bien conocidos por parte de usuarios y empresas distribuidoras.
•
Las armónicas producidas por el GD son bloqueadas por el triángulo.
•
Facilita la detección de las fallas a tierra en el sistema desde el transformador de
interconexión, ya que colabora en la medición de su corriente y en caso de operar en isla
la puesta a tierra impide la ferroresonancia.
Entre sus desventajas, se pueden citar:
68
•
Las armónicas del sistema tienden a introducirse al transformador calentándolo.
•
Contribuye a las corrientes de falla a tierra lo que puede dañarlo.
•
Puede causar el disparo de los relés de otros alimentadores no fallados.
•
Requiere modificaciones de mayor costo en los esquemas de relés como intercomunicaciones.
•
Por último el transformador puede resultar dañado por sobrecorrientes si su tensión de
cortocircuito es mayor al 5 %.
La impedancia del neutro puede ser calculada según se muestra en la ecuación 5.1 [26]:
ܺே ≤ ்ܺଵ + ܺீଵ −
்ܺ଴ൗ
3
(5.1)
Donde:
ܺே = Reactancia del neutro
்ܺ଴ = Reactancia de secuencia cero del transformador
்ܺଵ = Reactancia positiva transformador
ܺீଵ = Reactancia positiva generador
En CR, según el Ing. Jeffrey Cordero, encargado del área de mantenimiento de subestaciones
del ICE, la conexión que se utiliza en los transformadores es Y-Y en aterrizamiento del neutro
para interconectar generadores de alta potencia con la red, debido a que el ∆ no se acostumbra
ya que provocará tensiones flotantes en generadores grandes. En industrias si se acostumbra,
para dar continuidad al servicio, en caso de falla monofásica a tierra.
Entonces es importante considerar este estudio para implementar una conexión de transformador
a nivel de GD a pequeña escala, ya que al haber menor capacidad de generación, el tipo de
conexión sea conveniente y sus ventajas superen a las desventajas del tipo de conexión.
69
5.3.5
Sistema de fuente solar FV de 200 kWp conectado a la red eléctrica en la
Universidad de Jaén, España
El objetivo del análisis de este estudio ha sido evaluar y presentar los parámetros de calidad de
suministro eléctrico de un SFCR de 200 kWp localizado en las instalaciones de la Universidad
de Jaén, España.
En este estudio se analizan variaciones de tensión, huecos de tensión, intervalos de sobretensión,
flicker, armónicos, desequilibrios, etc.
La instalación del sistema FV analizado está constituido por tres grupos subgeneradores, 2 de
ellos conectados a la red por medio de inversores trifásicos de 70 kW y el tercero de ellos
conectado a la red mediante 40 inversores monofásicos de 2,5 kW (figura 5.9).
Figura 5.9: Distribución del sistema solar FV. [22]
70
Los resultados brindados fueron divididos en los siguientes puntos:
Fluctuaciones de tensión, huecos de tensión, intervalos de sobretensiones, interrupciones y
desequilibrios de tensión:
Este estudio dice que las perturbaciones asociadas con la variación de la amplitud de la tensión
son las mayores fuentes de eventos de mala calidad de suministro. Suceden más de 1000 eventos
(huecos e intervalos de sobretensión) en la red, como se observa en la figura 5.10 [22]
Figura 5.10: Huecos y sobretensión de la red con la GD solar FV conectada. [22]
Según el estudio de J. Hernández, este número elevado de sucesos ha sido originado por un
ajuste muy sensible en la protección de la planta. Como consecuencia, ante cualquier suceso
menor de fluctuación de tensión, la planta era desconectada de la red y posteriormente
conectada. Así, la combinación de fluctuaciones provenientes de la red con las causadas por la
planta FV y los ajustes de protección severos causan los numerosos eventos observados.
71
Para aminorar este impacto a la red, se realizó la modificación de los ajustes en la protección de
la planta; por ende, muchos menos eventos asociados con la magnitud de la tensión fueron
observados estando dentro de límites normativos españoles. [22]
En cuanto a desequilibrios de tensión, el 95% de los valores medidos son inferiores al 0,5%
manteniéndose en niveles muy bajos.
Armónicos:
En cuanto al estudio por armónicos, la figura 5.11 presenta los armónicos individuales de
tensión y corriente a lo largo de un día soleado. [22]
Figura 5.11: Armónicos en corriente y tensión generados por el sistema FV. [22]
El mayor armónico en corriente está por debajo de 1 A. La distorsión total en corriente relativa a
la corriente asignada de los inversores máxima ha sido de 4,1%. La distorsión total en tensión
máxima ha sido de 3,8%. Estos valores son inferiores al 5% para corriente y tensión
especificado en IEEE Std 929 [22]
Además, en el caso de nuestro país, estos valores son inferiores al 5% para tensión especificado
en la norma de Aresep AR-NTCVS (calidad de tensión de suministro), por ende es una opción
viable para implementar en la inserción masiva de GD por fuente solar FV.
72
Así también, del estudio se explica que cuando el generador FV utiliza inversores con
tecnología PWM, caso de la planta analizada, el contenido de armónicos de la corriente es tan
pequeño que el efecto sobre la calidad de suministro puede ser excluido.
Flicker:
Las medidas realizadas en la planta FV realizadas por este estudio tratan de determinar si existe
una correlación entre la potencia inyectada por el generador y la medida de flicker en el PCC
con la red de distribución. [22]
Los datos obtenidos determinaron que los índices de flicker rondan entre 0,3 y 0,4 por debajo
del valor de 1 establecido por las normas españolas. De este modo el impacto es pequeño y no
se ve afectada significativamente la red de distribución ante una GD solar FV en materia de
flickers.
Aporte de CC:
Actualmente el nivel permitido de inyección de corriente continua de una GD en la red de
corriente alterna varía significativamente dependiendo de la normativa considerada (menor al
0,5% de la tensión nominal según IEE Std 1547).
Aunque el empleo de inversores con tecnología PWM típicamente lleva asociado la presencia de
CC en la parte de alterna, en la planta analizada emplearon un transformador de aislamiento al
lado del inversor, eliminando la posibilidad de inyección de este tipo de corriente.
Del análisis realizado en el estudio se concluye que: [22]
•
Los generadores FV que tienen inversores con tecnología PWM inyectan corrientes
armónicas a la red mínimas, siendo poco probable que afecten a la calidad de
73
suministro. Esta conclusión se aplica incluso a generadores FV con un número
importante de inversores como es el caso analizado.
•
Flicker y desequilibrios de tensión son comparables a los existentes en la red eléctrica
(baja tensión) sin generación FV.
•
La desconexión del generador FV ante un hueco de tensión no siempre es el mejor
planteamiento. Si existe una gran integración FV su desconexión puede originar
problemas en el balance P-f y Q-V.
•
El inversor FV juega el papel fundamental en la operación del generador en relación
con los parámetros de calidad de suministro.
A pesar de que en Costa Rica no existen sistemas solares FV de gran potencia, es importante
considerar que la integración de un parque solar como el descrito en este estudio no significaría
problemas mayores a la calidad de suministro de energía y sería necesario tomarlo en cuenta si
se llegara a establecer un sistema solar FV con una capacidad similar en el país. Pero para
resolver dudas, se puede evaluar el impacto de una GD semejante por medio de la simulación
por software computacional y verificar si se cumple de forma similar el comportamiento real
expuesto, considerando las medidas implementadas en este estudio como la regulación de
control de los inversores PWM.
5.3.6
Inserción de GD con energía solar FV en la provincia de San Juan, Argentina
En este estudio realizado por los ingenieros Marcos Facchini y Federico Morán, se presenta un
caso real de un barrio constituido por 117 viviendas residenciales en la provincia de San Juan en
Argentina. La red es operada en los niveles de tensión de 380/220 V y se vincula al resto del
74
sistema mediante una subestación Media/Baja tensión de 13.2/0.38 kV respectivamente, similar
a la red de distribución de Costa Rica en algunos sectores.
La figura 5.12 muestra el esquema unifilar de distribución de la red y las cargas, además de los
posibles puntos de conexión de la GD. La red de referencia utilizada en las simulaciones para la
evaluación del estudio técnico del impacto de la inserción de generación FV sobre las pérdidas
de potencia y la regulación de tensión es una red de distribución trifásica de media tensión de
13,2 kV, un transformador Media/Baja de 160 kVA, una barra monofásica de baja tensión de
380V, un total de 36 tramos de líneas (cada tramo con su sección y longitud real
correspondiente) y 117 cargas distribuidas en la red. [29]
Figura 5.12: Diagrama Unifilar de la red de Referencia [29]
75
El sistema de simulación computacional utilizado en el análisis se llama DigSilent Power
Systems ®, para un total de 700 casos simulados por el programa sobre las distintas posiciones
de la GD y tomando en cuenta la variación del consumo de la carga durante el día.
Dentro de éstos 700 casos simulados, se marcan varios escenarios [29]:
•
Potencia instalada: 0.5, 1, 1.5, 2, 3 y 3.8 kWp
•
Grupo de viviendas residenciales: 6, 12, 23 y 47 viviendas
Con respecto a las pérdidas en las líneas de distribución se obtuvo la gráfica de la figura 5.13
Figura 5.13: Pérdidas de potencia activa anuales. [29]
De la figura 5.13, el estudio determina que la combinación más adecuada es utilizar un sistema
FV de 1,5 kWp por cada grupo constituido por 47 viviendas residenciales, de este modo, al año
se ahorran 1212,37 kWh con la implementación de GD, lo que significa un 35% en disminución
de las pérdidas en las líneas.
En relación al nivel de tensión de la red, la figura 5.14 se muestra el resultado de cómo mejora
la tensión de la red al introducir el sistema FV.
76
Figura 5.14: Nivel de Tensión sin y con GD. [29]
El estudio concluye que la implementación del sistema solar FV representan una gran
oportunidad para la localidad y en especial para la empresa distribuidora, ya que las pérdidas
activas en las líneas se ven reducidas en un 35% anual y el nivel de tensión se mejora en
momentos de mayor carga en la red, como se aprecia en la figura 5.14
En otros países se observa que los estudios de la implementación masiva de GD son
considerados de distintas formas de distribución de cargas, como se analizó en el estudio
anterior. En el país, se deduce que se pueden tomar distintos puntos de interés para la empresa
distribuidora con una repartición de cargas semejante y verificar el comportamiento de los
resultados dados por este estudio. De ser así, se puede tomar como referencia para explicar la
importancia de la GD en distintas áreas donde los problemas de tensión sean frecuentes o se
desee mejorar los niveles de tensión.
77
6 Conclusiones y Recomendaciones
•
La GD surge como una nueva alternativa para la producción de energía eléctrica en
todo el mundo, comenzando por países con mayor desarrollo como en Europa y
Norteamérica.
•
En los países con mayor penetración de la GD, los beneficios se dividen tanto para la
empresa distribuidora eléctrica como para los clientes. Para la empresa distribuidora le
permite mejorar los niveles de tensión en sus líneas y reducir
inversiones en
generación, mientras que para los consumidores tienen la capacidad para convertirse en
productores.
•
El aumento en el uso de energías de fuentes renovables por la GD, además de
incrementar la eficiencia, disminuir las pérdidas de energía en las líneas de transmisión
y distribución, la reducción del uso de combustibles fósiles, entre otras, convierten a la
GD en un componente muy importante en la disminución de los impactos ambientales.
Esto hace que la GD sea propulsora de la utilización de ER y la eficiencia en el
transporte de energía, colaborando en el control de las emisiones de los gases de efecto
invernadero y aportando un mejor desarrollo sostenible.
•
Los países con menor desarrollo están estudiando los modelos de GD que se han
aplicado en otros países, y realizando programas pequeños de GD para analizar sus
efectos en la red, así evaluar gradualmente la introducción de mayor capacidad de GD
al sistema.
•
En el país existe gran potencial de fuentes de ER. En cuanto a la energía solar, las
distintas zonas presentan buena intensidad de radiación solar para implementar paneles
78
solares FV. Con respecto a la energía eólica, las velocidades promedio del viento son
ventajosas en distintas zonas geográficas, con mayor potencial en las regiones
mencionadas en el trabajo. Estas dos fuentes han sido bien estudiadas por el ICE. El
potencial biomásico es alto en el país, según el estudio del CATIE, sin embargo su
mayor concentración es en áreas protegidas, o cual hace que su mayor
aprovechamiento se limite a la generación por residuos agrícolas, industriales y
animales.
•
Las principales barreras encontradas para la introducción de la GD
son del tipo
normativo y financiero, ya que no existe legislación que establezca reglas claras para la
GD y la promoción de ésta ha sido mínima y limitada a los consumidores del ICE en el
área de distribución de energía.
•
Se debe agregar que la motivación de generar electricidad por GD es un aspecto que
depende del capital disponible por parte de la(s) persona(s) y su financiamiento, y las
ganancias no superan la inversión inicial en las condiciones políticas actuales en el
país, donde no existe un mercado de tarifación al respecto que le retribuya el costo de
la tecnología de GD en un periodo corto.
•
En la actualidad, los únicos beneficios de la GD para el consumidor es el autoabastecimiento de su propia energía eléctrica para disminuir la factura eléctrica y dar
una imagen “verde” con el medio ambiente al producir electricidad por fuentes limpias
y renovables.
•
Al ser un trabajo investigativo, son bastantes y recientes los estudios realizados en otros
países con mayor desarrollo sobre el impacto de la GD en la redes de distribución y en
79
este trabajo se presentaron algunos de ellos. Éstos demuestran que la inserción de la
GD trae consigo mejoras en los niveles de tensión en zonas donde presenta problemas,
además de la disminución de las pérdidas en las líneas.
•
La ubicación de la GD es importante para optimizar la eficiencia y la tensión en las
redes de distribución. Por tanto es importante la utilización de software computacional
para la simulación de la implementación de GD y su impacto en la red. Dos de los
programas de simulación recomendados en el estudio de flujos de potencia son ETAP®
y DigSilent Power Systems®, los cuales poseen módulos que permiten la integración
de GD en una zona determinada.
•
La aplicación de los estudios realizados en el presente trabajo pueden ser tomados
como referencia para explicar la importancia de la GD en el país.
•
Se debe motivar a los bancos estatales y privados a crear programas de financiamiento
específicos al costo de la inversión inicial en tipo de tecnología y capacidad a pequeña
escala, que permitan incentivar a las personas interesadas en invertir en GD a partir de
ER.
•
Las autoridades encargadas del sector energía del país deben considerar modelos de
tarifación como los mencionados en el trabajo y explicados en el Anexo 3, donde
motiven a los consumidores a producir energía eléctrica y aportar a la red. De este
modo, por medio de la implementación de la GD por fuentes de ER, se contribuye con
el avance del Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2010-2021.
80
7 Bibliografía
Libros:
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11. BP. “Statistical Review of World Energy June 2010”.
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82
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26. Gómez, J. “Generación Distribuida: Tipo de Conexión del Transformador de
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83
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28. Sepulveda G, J. “La Generación Distribuida en España”. 2010.
http://earchivo.uc3m.es/bitstream/10016/10866/PFC_FJavier_Sepulveda_Gonzalez.pdf
29. Facchini, M. Morán, F. “Valoración Técnica y Económica del Impacto de la
Penetración de la Generación Distribuida a través de Energía Solar Fotovoltaica”.
http://sg.cier.org.uy/Publicaciones/revista.nsf/0a293b20eacdf8a903257133003ea67d/77e
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30. Watts, D; Kipreos, N. “Resumen Experiencia Internacional en Medición Neta.”
http://smartgridchile.com/Documents/Medici%C3%B3n%20Neta%20V16%20DW%20
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31. López R, M. “Instalaciones de Generación, Transporte y Distribución. Calidad de la
Energía Eléctrica. Medidas de Seguridad a Implantar en las Instalaciones”.
http://www.adegua.com/archivos/curso_energias/instalaciones_transporte_calidad.pdf
32. 3TIER. “Informe Final: Mapa Eólico de Costa Rica”. Obtenido de la Dirección
Sectorial de Energía, MINAET. Costa Rica, 2007.
33. Coto, O. “Valoración de los residuos biomásicos en Costa Rica usando Sistemas de
Información Geográfica”. Obtenido de la Dirección Sectorial de Energía, MINAET.
Costa Rica, 2005.
34. Chinchilla, F. “Aerogeneradores de pequeña potencia, una opción viable en
la introducción de la Generación Distribuida en Costa Rica”. Costa Rica, 2011.
84
8 Anexos
Anexo 1
8.1
Perturbaciones en el sistema eléctrico
Fluctuaciones de tensión
Se define como fluctuación de tensión la disminución o aumento momentáneo en la magnitud
del tensión eficaz, cuya duración va desde 10 ms hasta 2,5 s, se pueden deber a la desconexión
de cargas de gran tamaño o a periodos de sobrecarga, las sobretensiones también pueden ser
causadas por fallas en el sistema.
Las variaciones en el nivel de tensión pueden tener como consecuencia el envejecimiento de
componentes electrónicos. Además, produce errores en la lectura o almacenamiento de
información en sistemas digitales.
Caídas permanentes de tensión en estado estacionario
Puesto que la caída de tensión es proporcional a la magnitud de la corriente de carga que fluye a
través de la impedancia del sistema de potencia completo, el consumidor que se encuentra más
alejado del punto de alimentación recibirá la tensión más baja.
La figura 8.1 muestra un perfil de tensión para un sistema de distribución.
85
Figura 8.1: Perfil de tensión en un sistema de distribución. [18]
Elevaciones permanentes de tensión
Como su nombre lo indica son elevaciones en el valor de la tensión, puede durar desde unos
segundos hasta varias horas, una manera de compensarlo es colocando reguladores o bancos de
capacitores que contrarresten el valor de la tensión en los momentos que hayan problemas. La
figura 8.2 muestra una forma de onda con elevación de tensión permanente.
86
Figura 8.2: Elevación mantenida de tensión. [18]
Flicker de tensión
El parpadeo (flicker) es el resultado de fluctuaciones en el valor de la tensión en la red, cuya
amplitud es inferior al 10% de la tensión nominal (figura 8.3).
Un problema de flicker también puede ser causado por una variación en la frecuencia, de
duración suficiente que permite ser observada visualmente como un cambio en la intensidad
luminosa de las lámparas incandescentes (frecuencias de 15hz hasta 30hz).
La variación en la tensión o en la frecuencia, pueden estar provocados principalmente por:
•
Variación de la potencia que absorben cargas como: máquinas soldadoras eléctricas,
hornos de arco eléctrico, motores eléctricos.
•
Colocación de cargas con bajo factor de potencia.
•
Energización de motores eléctricos, bancos de capacitores, etc.
Las empresas deben cumplir con valores de referencia de tensión como los siguientes [2]:
•
De ± 10% de tolerancia para tensiones nominales en baja tensión (menores de 1000
V).
87
•
De ± 3% para tensiones de 440V y 220V.
Figura 8.3: Flickers en la onda de tensión. [18]
Los flickers no afectan el buen funcionamiento de los aparatos conectados a las instalaciones
eléctricas, siempre que los valores de tensión estén dentro del rango establecido.
Huecos de tensión (Sags)
Los sags son disminuciones de corta duración en el valor de la tensión, pueden durar desde 0,5
ciclos hasta 30 ciclos o más (figura 8.4). Dependiendo del grado de disminución de la tensión
pueden afectar cargas sensibles (disminuciones menores al 20% de la tensión nominal), si la
reducción de tensión supera el 50% del valor nominal puede causar tantos daños como un corte
de energía.
La principal causa de las caídas de tensión son las fallas en el sistema de potencia, si se presenta
una, el consumidor experimenta una disminución en el nivel de tensión y luego una pequeña
interrupción cuando el interruptor abra y cierre para despejar la falla, si la operación de recierre
fue exitosa la interrupción sería temporal, pero el equipo sensible se habrá disparado por la
interrupción.
88
La caída de tensión depende del punto donde ocurre la falla, ya que una falla cerca de la
subestación es más significativa que una que ocurra en un punto alejado de ésta.
Figura 8.4: Hueco de tensión. [18]
Sobretensiones
Las elevaciones de tensión se deben a un fallo de fase a tierra, donde las fases no falladas
aumentan su tensión respecto a tierra. La duración de la sobretensión depende de la protección
del sistema y puede durar desde medio ciclo hasta minutos (figura 8.5).
La máxima magnitud de las sobretensiones cuando hay una falla de línea a tierra, para algunos
sistemas de distribución se muestran en la tabla 9.1 de acuerdo a la IEEE [4]:
Tabla 8.1: Sobretensiones según IEEE. [4]
Para sistemas no puestos a tierra
Para sistemas de 4 hilos con múltiples puestas a tierra
(spacer cable)
Para sistemas de 3 ó 4 hilos con una puesta a tierra
(cable desnudo)
Para sistemas de 4 hilos con múltiples puestas a tierra
(cable desnudo y pararrayos
de carburo de silicio)
Donde: EL-T = Tensión nominal línea-tierra del sistema.
89
1,82 E L-T
1,5 E L-T
1,4 E L-T
1,25 EL-T
Figura 8.5: Elevaciones momentáneas de tensión. [4]
Armónicos
La presencia de armónicos en la red significa que la forma de onda de la tensión o corriente ha
sufrido una alteración y no es una onda senoidal pura. Se producen por la adición de ondas a la
onda fundamental pero con una frecuencia diferente a la fundamental
(60Hz), lo que se conoce como distorsión armónica de la onda.
Cuando apareció este problema alrededor de 1920 fue provocado por la conexión al sistema de
distribución de cargas no lineales. En los últimos años, el interés ha aumentado con el uso de
electrónica en casi todas las cargas eléctricas, en los diferentes sectores: en el sector industrial,
comercial y residencial.
Actualmente siguen siendo producto de la operación de cargas no lineales en el sistema de
distribución las cuales pueden provocar, aumento en la temperatura en equipos, sobre esfuerzo
en aislamientos y perturbaciones por interferencia en circuitos de control de protecciones y en
sistemas de telecomunicaciones.
Las fuentes de armónicos se pueden dividir así:
90
•
Dispositivos involucrados con la conmutación electrónica. Como la conmutación no
está necesariamente sincronizada con la tensión de línea puede generar armónicos
enteros o interarmónicos (señales senoidales que afectan la onda fundamental cuya
frecuencia no es un múltiplo entero de la frecuencia natural).
•
Dispositivos con relación tensión-corriente no lineal: reactores con núcleo de hierro y
cargas que puedan producir un arco eléctrico.
Algunas fuentes de armónicos son las siguientes:
•
Equipos de cómputo: computadoras personales, mini computadoras, disk drivers,
•
impresoras láser.
•
Fotocopiadoras.
•
Sistemas de potencia ininterrumpida (UPS).
•
Sistemas cargadores de baterías.
•
Alternadores electrónicos.
•
Accionamientos de frecuencia variable.
•
Controladores electrónicos de ascensores.
•
Convertidores de frecuencia para motores síncronos y de inducción
•
Rectificadores.
•
Accionadores de estado sólido.
•
Hornos de arco y de inducción.
•
Lámparas de encendido electrónico.
•
Lámparas fluorescentes.
•
Circuitos magnéticos saturables (transformadores, etc).
91
Figura 8.6: Suma de señales con diferente frecuencia.
Interrupciones de energía
Se definen como una pérdida temporal de la alimentación, donde la tensión cae a cero (figura
8.7). Ocurren por perturbaciones en el sistema eléctrico debido a fallas en el sistema de
potencia, como por ejemplo fallas de transformadores o generadores. La duración de las
interrupciones va desde algunos milisegundos hasta varias horas.
Figura 8.7: Interrupciones temporales. [2]
92
Las interrupciones se pueden caracterizar de acuerdo a los ciclos de duración de la siguiente
manera:
Tabla 8.2: Clasificación de las interrupciones. [2]
Tipo de Interrupción
Duración
Instantánea
0,5 a 30 ciclos
Momentánea
30 ciclos a 2s
Temporal
2s a 5min
Sostenida
≥ 5 min
Componente de CC
Es la presencia de corriente continua en un sistema de corriente alterna, el origen de esta
corriente continua puede ser la presencia de rectificadores de media onda y aparatos que
incluyen diodos, en la red eléctrica.
Los equipos generalmente usan baterías para amortiguar las perturbaciones en el sistema de
distribución, de esta manera las perturbaciones de corta duración no tienen ningún efecto o
causan el mínimo daño a los equipos, sin embargo la mayoría de los dispositivos se conectan
directamente a la red pública y se ven afectados directamente.
93
Anexo 2
Figura 8.8: Datos de las líneas y distribución de cargas para el estudio
5.3.2 Ubicación óptima de una GD en una red de distribución. [24]
94
Anexo 3
8.2
Tarifas para la GD: Net Metering y Feed in tariff [34]
Net Metering
En español se puede llamar “neteo” que es una medición de energía bidireccional. Es
un concepto muy importante cuando se está conectado a la red y en un marco de
Generación Distribuida ya que puede hacer de un sistema de generación a nivel residencial o
comercial un sistema muy factible económicamente.
Se puede decir que la medición neta es un esquema de utilidad general para el uso y pago
del recurso en el cual un cliente que genera su propia energía, por métodos renovables,
es compensado de alguna forma monetaria. Ésta medición fue impulsada y generada por
varias compañías eléctricas como manera de incentivar a los consumidores para que se dé la
inversión en fuentes de energías renovables. El net metering funciona con un medidor
bidireccional a la entrada de la residencia o comercio, este sistema permite conectarse a la
red de generación eléctrica local e inyectar energía. De esta forma, cuando el consumidor
inyecta energía, el medidor eléctrico gira en sentido inverso. Al final del período de
facturación, el cliente
sólo paga por su consumo neto: el total de recursos consumidos menos el total de
recursos generados. Esto se daría siempre y cuando exista el marco legal en el país para
poder realizar este sistema de medición.
95
Tipos de Net Metering en el mundo:
Este mecanismo se está usando desde hace ya bastante tiempo en zonas como Europa, Japón,
Canadá y los Estados Unidos en donde ha sido muy eficiente y ha dado un gran apoyo en
la GD para cumplir con la demanda. En países como Argentina y Brasil se está empezando a
probar dicha política e impulsarla a todas formas.
•
Canadá, específicamente en las regiones de British Columbia, Ontario, Québec,
Nova Scotia y Manitoba se cuenta con leyes
y regulaciones aprobadas por sus
senados sobre Medición Neta.
•
En Dinamarca: Medición neta para sistemas FV pequeña escala. El precio de compra
de la energía es el mismo que el de venta es decir se aplica el llamado “costo
medio evitado”.
•
En EEUU: 40 estados utilizan
alguna variante del Net Metering, sistema que se
rige por la Energy Policy Act 2005, esta ley señala que todas las operadoras
públicas deben ofrecer
Medición Neta a requerimiento de sus clientes: New
Jersey y Colorado son considerados como los estados que tienen mejores políticas
de Medición Neta en el país del norte.
En muchos casos cuando se genera mucho más de lo que se consume en
una residencia
o consumidor se hace un reintegro económico al usuario, ya sea al final del mes o al final del
año, esto siempre y cuando exista una legislación y regulación sobre estos apartados, esto
puede ir muy ligado a otro sistema de tarifación llamado FiT (Feed in Tariff).
96
Feed in Tariff
Sistema en donde se asigna una tarifa determinada a la energía generada por los usuarios en
modalidades
de Generación Distribuida, siempre y cuando sea generado mediante energías
renovables. Esto difiere de la medición neta ya que en lugar de tener un medidor
bidireccional se tendrá dos medidores por aparte uno que mide lo consumido por el usuario
y otro que mide la energía inyectada a la red de forma independiente.
El usuario paga lo consumido y la empresa distribuidora pagaría lo inyectado en cuentas
completamente por aparte. Según la tarifa que se asigne esto se puede volver un negocio
muy rentable. Ya que se podría hacer instalaciones que generen por encima de lo que
se consume con el fin de venderla a la empresa distribuidora y tener réditos económicos
extras. Estos sistemas se están usando mucho en Alemania, España y otros países
alrededor del mundo. Por ejemplo en Alemania hay personas de negocios que alquilan
techos de residencias o comercios para instalar paneles solares y mediante un medidor,
venderle energía a la empresa distribuidora teniendo muy buenas ganancias.
97
Anexo 4
8.3
IEEE Std 1547-2003. IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with
Electric Power Systems
Esta norma establece criterios y requerimientos para la interconexión de GD a una red eléctrica
de potencia. [31]
•
Estos requerimientos deben cumplirse en el punto de conexión común (PCC), aunque
los dispositivos empleados para lograrlo pueden localizarse donde sea oportuno.
•
Estamos ante unos requerimientos tecnológicos y especificaciones universales, ya sean
máquinas síncronas, asíncronas o convertidores electrónicos de potencia.
•
Son requerimientos funcionales, no están ligados a ningún equipo en particular.
•
Esta norma tiene su aplicación en sistemas eléctricos de potencia (SEP) de 60 Hz.
Requerimientos generales
Máxima potencia.
Aplicable a cualquier sistema de GD cuya capacidad agregada en el PCC ≤ 10 MVA.
Variación en la tensión.
El GD no debe regular activamente la tensión en el PCC y debe operar satisfactoriamente dentro
de los límites de tensión establecidos por la normativa vigente.
Puesta a tierra
El sistema de puesta a tierra del GD no debe causar sobretensiones que excedan las permitidas
por los equipos conectados al SEP y no debe modificar los sistemas de protección del área del
SEP.
98
Sincronización
Durante la sincronización del GD, éste debe conectarse al área del SEP sin producir
fluctuaciones de tensión superiores al 5% en el PCC.
Monitorización
Cada GD individual o conjunto agregado ≥ 250 kVA debe monitorizar su estado de conexión,
potencia activa, reactiva y tensión en el punto de conexión.
Interruptor de aislamiento.
Cuando sea requerido por las prácticas operativas del SEP, debe incluirse un dispositivo de
aislamiento visible y accesible.
Integridad de la interconexión
Debe tener la capacidad de soportar EMI según la normativa vigente.
Debe tener la capacidad de soportar sobretensiones transitorias según la normativa vigente.
Requerimientos de seguridad y protección
Respuesta ante faltas.
El GD debe cesar de alimentar la red del SEP a la que está conectada ante las faltas que se
produzcan en ésta.
Perturbaciones en tensión
Cuando cualquier tensión se encuentre entre los rangos especificados en la figura 8.9, el GD
debe cesar la alimentación de la red del SEP en el tiempo especificado.
Para GD ≥ 30kW estos valores de tensión pueden ser ajustables.
99
Figura 8.9: Especificaciones de tiempo para tensiones anormales en la red. [31]
Perturbaciones en frecuencia
Cuando la frecuencia del sistema se encuentre entre los rangos especificados en la figura 8.10, el
GD debe cesar la alimentación de la red del SEP en el tiempo especificado.
Para GD ≥ 30 kW estos valores de frecuencia pueden ser ajustables
Figura 8.10: Especificaciones de tiempo para frecuencias anormales en la red. [31]
100
Reconexión
Después de una perturbación o una falta en la red del SEP, la reconexión del GD será
automática una vez que la tensión y la frecuencia han vuelto y se mantienen en su rango normal
especificado por la normativa vigente. Se incluirá un retraso fijo o ajustable de no más de 5
minutos.
Funcionamiento en isla no intencionado
En funcionamiento en isla es una condición en la cual una parte de la red eléctrica, con sus
cargas y generadores, permanece energizada y a la vez aislada del resto del sistema eléctrico. Si
la generación es centralizada y solamente hubiera cargas, digamos que no sería un problema en
nuestro contexto. Pero en el caso que nos ocupa, generación y cargas quedan aisladas.
La generación en isla sin el control de la compañía eléctrica debe ser evitada porque:
•
La compañía eléctrica no puede controlar la tensión y la frecuencia en la isla, con el
posible daño que esto puede causar a los equipos y a los usuarios.
•
Puede crear una situación de peligro para los trabajos en una línea que tiene corriente,
cuando se suponía que estaba desconectada de cualquier fuente.
Ante un funcionamiento en isla no intencionado en el que el GD alimenta una porción de la red
del SEP en el PCC, el sistema de interconexión debe detectar la situación de isla y cesar la
alimentación en menos de dos segundos.
Requerimientos de calidad de suministro
Inyección de CC
El GD no debe inyectar una corriente continua superior al 0.5% de la corriente total de salida en
el punto de conexión del GD.
101
Armónicos
Cuando el GD alimenta carga equilibrada la inyección de armónicos de corriente en la red,
medida en el PCC, no debe superar los valores de la figura 8.11
Figura 8.11: Cantidad de armónicos permitidos para una GD. [31]
8.4
IEEE Std 929-2000 IEEE Recommended Practice for Utility Interface of
Photovoltaic (PV) Systems
Esta recomendación práctica se aplica a los sistemas FV conectados a red operando en paralelo
con la misma y empleando convertidores electrónicos de potencia (inversores) para la
conversión CC-CA. [31]
Va dirigida a todos los profesionales implicados en estos sistemas: desde el personal de las
compañías eléctricas, como el ingeniero de diseño, el instalador y el propietario.
Pretende establecer guías prácticas para que el sistema FV responda como se espera de él y
pueda ser instalado con un coste razonable si que comprometa la seguridad y la operatibilidad.
Este estándar contiene guías acerca del equipamiento como de las funciones que se precisan
para asegurar un funcionamiento adecuado de la interconexión de un sistema FV a la red
eléctrica
102
Los sistemas pequeños deben usar inversores normalizados, como los que aparecen en la norma
UL 1741, con la que esta norma tratada aquí ha hecho un gran esfuerzo de coordinación.
Requerimientos generales
Máxima potencia.
Se clasifican como:
•
Sistemas pequeños ≤ 10kW
•
10kW ≤ Sistemas intermedios ≤ 500 kW
•
Grandes sistemas ≥ 500 kW
Se especifican recomendaciones muy concretas para sistemas pequeños con el propósito de
estandarizar su diseño para facilitar el trabajo de ingeniería y de instalación.
En los otros niveles, es de esperar que aunque se sigan estas directivas, se incremente la
presencia de diferentes características a la medida de cada caso.
Variación en la tensión.
El sistema FV conectado a red (SFCR) no debe regular activamente la tensión en el PCC,
solamente inyecta corriente en la red. Por lo tanto, el rango de operación del inversor se
seleccionará como una función de protección ante condiciones anormales, no como una función
de regulación de la tensión.
Como lógicamente la inyección de gran cantidad de corriente puede potencialmente influir en la
tensión de la red, si la inyección de corriente en la línea supera la carga de esa línea, se
necesitarán tomar medidas correctoras, ya que los dispositivos tradicionales de regulación de la
tensión de la red no contemplan la bidireccionalidad de la corriente.
103
La ventana de trabajo es:
•
Sistemas pequeños: 88-110% Vnom
•
Sistemas intermedios y Grandes: 88-110% Vnom, ajustable.
Cuando la tensión en el PCC se encuentre fuera de los rangos especificados, el SFCR debe cesar
la alimentación de la red.
Puesta a tierra.
El sistema de puesta a tierra debe regirse por la normativa vigente.
Sincronización
El SFCR debe operar en sincronía con la red.
Interruptor de desconexión.
Cuando sea requerido, debe incluirse un dispositivo de aislamiento visible y accesible a los
operarios de la compañía eléctrica, de manera que puedan manualmente desconectar el sistema
cuando sea necesario garantizando la seguridad del trabajo en la línea.
Los sistemas fotovoltaicos no asociados a edificios suelen tener interruptores para desconectar la
zona de continua y la de alterna. En muchos casos este último puede servir como interruptor de
desconexión.
Los sistemas asociados a edificios también deben tener estos interruptores. Si el de alterna
cumple con las características indicadas más arriba, puede cumplir con esta misión.
Hay casos en los que no es necesario este interruptor:
•
Cuando la compañía eléctrica no lo precisa.
•
Cuando se usen inversores con protección ante funcionamiento en isla.
104
Requerimientos de seguridad y protección
Perturbaciones en tensión
Esta norma, de aplicación a Costa Rica, supone una tensión base de 120V. Para su aplicación en
otros ámbitos se proveen los límites en porcentaje. Esta adaptación debe observarse
específicamente cuando se trate de sistemas conectados a media tensión.
Cuando el inversor detecte que la tensión en el PCC se encuentre entre los rangos especificados
en la figura 8.12, debe responder en el tiempo especificado.
El propósito de estos tiempos de retraso es soportar las perturbaciones de corta duración.
Figura 8.12: Tiempo de cierre para sistemas FV ante distintos niveles de tensión. [31]
Perturbaciones en frecuencia
Cuando la frecuencia del sistema se encuentre fuera del rango 59.3-60.5 Hz. el inversor debe
cesar la alimentación de la red en menos de 6 ciclos de señal.
El propósito de estos tiempos de retraso es soportar las perturbaciones de corta duración.
105
Para sistemas intermedios y grandes la compañía eléctrica puede requerir que estos valores de
frecuencia puedan ser ajustables.
Reconexión
Después de cualquier evento fuera de los límites que haya llevado al SFCR a dejar de alimentar
la red, una vez que la tensión y la frecuencia han vuelto y se mantienen en su rango normal
especificado anteriormente durante al menos 5 min, la reconexión del inversor será automática.
Funcionamiento en isla no intencionado
En funcionamiento en isla es una condición en la cual una parte de la red eléctrica, con sus
cargas y generadores, permanece energizada y a la vez aislada del resto del sistema eléctrico. Si
la generación es centralizada y solamente hubiera cargas, digamos que no sería un problema en
nuestro contexto. Pero en el caso que nos ocupa, generación y cargas quedan aisladas.
La generación en isla sin el control de la compañía eléctrica debe ser evitada porque:
•
La compañía eléctrica no puede controlar la tensión y la frecuencia en la isla, con el
posible daño que esto puede causar a los equipos y a los usuarios.
•
Puede crear una situación de peligro para los trabajos en una línea que tiene corriente,
cuando se suponía que estaba desconectada de cualquier fuente.
Ante un funcionamiento en isla no intencionado en el que el SFCR alimenta una porción de la
red en el PCC, el sistema de interconexión debe detectarlo y cesar la alimentación en menos de
10 ciclos.
Es posible que se presenten las circunstancias oportunas para que la sección de una línea se
encuentre en isla de la red pero contenga un equilibrio entre las cargas y la generación del
SFCR, de tal modo que los valores de tensión y frecuencia se mantengan dentro de los márgenes
tolerables por el sistema de protección. Es un evento muy poco probable.
106
Para evitar esta situación se utilizará un inversor con protección contra funcionamiento en isla
(non-islanding inverter) que deberá cumplir lo siguiente.
Desconectará su salida de la red en 10 ciclos o menos si ésta cae y está en presencia de una
carga típica en la cual al menos una de las siguientes condiciones se cumpla.
•
Haya al menos una diferencia del 50% entre la potencia real consumida por la carga y
la generada por el inversor.
•
El factor de potencia de la carga sea <0.95
Si la diferencia entre la potencia real consumida por la carga y la generada por el inversor es
<50% y el factor de potencia >0.95, la desconexión ha de producirse en ≤ 2 s.
Requerimientos de calidad de suministro.
Inyección de CC
El Sistema fotovoltaico no debe inyectar una corriente continua superior al 0.5% de la corriente
total de salida del inversor en el punto de conexión, ya sea en condiciones normales o anormales
de funcionamiento. Para mayor detalle, el anexo B de la norma.
Parpadeo
Cualquier parpadeo (flicker) que resulte de la conexión del inversor a la red en el PCC no debe
superar los límites establecidos en la norma IEEE Std 519-1992.
Armónicos
La corriente de salida de un sistema fotovoltaico debe tener bajos niveles de distorsión armónica
para que no provoque efectos adversos a otros equipos de la red. Se debe cumplir en el PCC con
los requerimientos de la cláusula 10.5 de norma IEEE Std 519-1992, entre ellas la distorsión
armónica total de la corriente debe ser ≤ 5% de la corriente fundamental.
107
Factor de potencia
El sistema fotovoltaico debe operar con un factor de potencia >0.85 (con adelanto o retraso)
cuando trabaje a >10% de su capacidad. Aunque la mayoría de los inversores operan con un
valor cercano a la unidad.
108
Anexo 5
8.5
Situación Energética de Costa Rica
En este capítulo se hace un desarrollo de la importancia de la implementación de la GD, debido
al encarecimiento de los recursos no renovables como el petróleo y sus derivados, así como su
respectivo agotamiento, a la vez de la creciente demanda de energía eléctrica a nivel mundial y
local costarricense. Razón por la cual se estudiaron las ventajas y desventajas de las diferentes
tecnologías descritas en el capítulo 2, considerando que para el desarrollo de la GD se impulsa
que sea por fuentes de ER (solar, eólica, biomasa) y disminuir la dependencia de las fuentes no
renovables (gas natural, Diesel, Bunker, etc).
Aspectos a nivel mundial
La energía es un bien fundamental para el desarrollo económico y social de un país. Disponer de
ella en las cantidades requeridas, con oportunidad, calidad y al menor precio posible, es
determinante para garantizar el desarrollo sostenible.
A nivel mundial, el petróleo ha ido perdiendo participación en la matriz de consumo, pero
continúa siendo el principal recurso utilizado (35% del consumo de energía primaria). Al ritmo
actual de descubrimientos y producción de petróleo, se estima que sus reservas se agotarán en
menos de 50 años [11].
Esta disminución del crudo provocará una crisis de abastecimiento y precios que tendrá
repercusiones graves en el mundo, en especial en los países importadores y altamente
dependientes de esta fuente energética como es el caso de Costa Rica.
109
Esta realidad se agrava con acontecimientos como los recientemente ocurridos. Por un lado, los
conflictos sociopolíticos en el medio oriente (donde se ubican la mayor parte de reservas y
explotaciones petroleras) han generado una nueva subida en los precios internacionales del
petróleo y derivados que sobrepasan los $100 por barril; y por otro lado, eventos de naturaleza
fortuita como el terremoto y tsunami acontecidos en Japón, ponen de manifiesto la
vulnerabilidad de los sistemas energéticos basados en fuentes nucleares, cuya utilización está
siendo revaluada.
Al no poder utilizarse los recursos de este tipo, se incrementará la demanda de combustibles
fósiles derivados de petróleo, presionando sobre la oferta y poniendo en riesgo el abastecimiento
mundial.
Aspectos a nivel local costarricense
Costa Rica es un país rico en recursos renovables, sin embargo, es a la vez altamente
dependiente de los hidrocarburos importados y en consecuencia, endeble a eventos
internacionales como los mencionados que provocan inestabilidad y presión sobre la oferta y los
precios, lejos del alcance del poder regulatorio de la nación. El incremento de la factura
petrolera influye negativamente sobre la economía y se requiere cada vez una mayor cantidad de
recursos económicos para su financiamiento. La factura petrolera ha pasado de $455 millones en
el 2000 a $1.604 millones en 2010, exigiendo al estado a dedicar un porcentaje cada vez mayor
de sus ingresos por exportaciones al pago de la factura petrolera. [12]
Se estima que para finales del 2011, la factura petrolera sobrepasará los $2.000 millones, esto si
los precios se mantienen por debajo de los $100 por barril. Cualquier incremento en los precios
110
internacionales del petróleo se reflejará en los precios de la energía a nivel local poniendo en
riesgo la competitividad de nuestro país.
El consumo de energía comercial en el país se incrementa continuamente. Al ritmo de
crecimiento actual, la demanda de electricidad se duplicará en 13 años y la de los hidrocarburos
en 15 años. La dependencia de los combustibles fósiles en la nación ha venido aumentando
hasta alcanzar, en el 2010 el 64% de la energía comercial (figura 8.13); la electricidad por su
parte, atiende el 22% de la demanda de energía, según informes del DSE (Dirección Sectorial de
Energía).
Figura 8.13: Estructura del consumo final de energía comercial, según fuente.
111
La energía eléctrica constituye una línea trascendental para el desarrollo del país, el cual debe
mejorar sostenidamente en calidad, eficiencia y seguridad en el suministro, a la misma vez que
se respetan los principios fundamentales de conservación de los recursos, desarrollo sostenible,
solidaridad, competitividad, innovación y viabilidad ambiental, social y económica.
Una buena labor realizada por las empresas e instituciones del subsector electricidad, ha
alcanzado una amplia cobertura eléctrica y una buena situación tanto en la generación, como en
la transmisión y distribución de electricidad en todo el país (el ICE y demás empresas
distribuidoras). Sin embargo, este subsector enfrenta riesgos y retos para resolverlos, por lo que
se considera necesario desbloquear las barreras que representa el marco legislativo vigente, de
forma tal que garantice, en el corto y mediano plazo, a los habitantes del país una energía
accesible para todos; de calidad y con precios estables y a la vez que sean razonables.
A una tasa media de crecimiento del 5,4% anual, deberá adicionarse al sistema
aproximadamente 2.400 MW para el año 2021, lo que implica inversiones del orden de los
$9.000 millones. [12]
En la figura 8.14 se observa la evolución deseada en el sector eléctrico, en especial la
disminución del rol de uso del petróleo. Hasta el 2021, la hidroelectricidad continuará siendo el
principal recurso, aunque es claro que la geotermia, eólica y otras fuentes renovables irán
ganando participación en el sistema de generación, y sustituirán paulatinamente la generación
térmica con combustibles fósiles.
112
Figura 8.14: Evolución estimada de electricidad en CR para el 2021, según fuente.
El sector energía afrontará en el futuro dos retos de suma importancia: el cambio climático y el
agotamiento de los hidrocarburos. Estos dos fenómenos alterarán las condiciones de la oferta de
energía, pues el primero afectará directamente a los recursos renovables, mientras que el
segundo impactará el suministro del petróleo y sus derivados. Todo esto aumentará la
vulnerabilidad del país ante eventos de índole natural y geopolítica.
Una primera acción que debe emprenderse es dejar de consumir en lo posible derivados de
petróleo para generar electricidad. El Plan de Expansión de la Generación, elaborado en
setiembre de 2009 por el ICE, como responsable del suministro de electricidad a nivel nacional,
113
incorpora fundamentalmente proyectos de energía renovable y un componente térmico que se
mantendría como margen de reserva del sistema. Sin embargo, el desarrollo de este plan ha
sufrido problemas de retrasos y en una última revisión realizada por las autoridades
competentes, proyectos clave como el Reventazón y El Diquís, se han pospuesto 2 años, lo cual
podría poner en riesgo el suministro eléctrico, en particular si la demanda crece a tasas mayores
que las observadas en periodos normales de crecimiento económico, aumentando en
consecuencia las probabilidades de racionamientos como los sucedidos en el 2008.
Con el fin de fortalecer y modernizar la industria eléctrica y garantizar un suministro eléctrico
confiable y en las menores condiciones de precio y calidad, una comisión especial de la
Asamblea de Legislativa, estudia el proyecto de Ley General de Electricidad y la propuesta del
proyecto de Ley de Contingencia Eléctrica (este proyecto de ley promueve la incorporación en
el corto plazo, de un mayor número de proyectos de generación sustentados en energías
renovables.).
En concordancia con lo escrito anteriormente, y con el fin de garantizar en el corto y mediano
plazo el suministro de energía en beneficio del consumidor, es necesario tomar acciones que
permitan incorporar al sistema eléctrico nacional una mayor capacidad de generación con
energías renovables mediante una participación más activa del sector privado en el desarrollo de
proyectos; la puesta en marcha de proyectos de generación distribuida en pequeña escala con
acceso a la red (iniciativa tomada por el ICE en su programa de Plan Piloto de Generación
Distribuida para Autoconsumo) y el desarrollo de proyectos de eficiencia energética, ahorro y
uso racional de la energía.
La ventaja del desarrollo eléctrico nacional se ha basado principalmente en la utilización de
fuentes renovables de energía. El uso de energías limpias tiene grandes beneficios económicos,
114
ambientales y sociales para el país; sin embargo, la dependencia del petróleo para generar
electricidad, en conjunto con otros factores como el cambio climático, coacciona la
sostenibilidad y el desarrollo del sector electricidad, de ahí la necesidad apremiante de realizar
reformas legales para enfrentar los retos a nivel local y regional que se presenten, de manera que
se fomenten el uso de las fuentes de energía no convencionales y renovables como
hidroelectricidad, geotermia, eólica, solar y biomasa.
115