Download Oct-2011 Análisis de las normativas requeridas para la

UNIVERSIDAD CENTROAMERICANA
―JOSÉ SIMEÓN CAÑAS‖
ANÁLISIS DE LAS NORMATIVAS REQUERIDAS PARA LA
INTERCONEXIÓN EFECTIVA DE PEQUEÑAS CENTRALES DE
ENERGÍAS RENOVABLES EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. CASO
ESPECÍFICO: MINI CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA CHÁCARA.
TRABAJO DE GRADUACIÓN PREPARADO PARA LA
FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
PARA OPTAR AL GRADO DE
INGENIERO(A) ELECTRICISTA
POR:
CARLOS MAURICIO MAGAÑA SALDAÑA
RICARDO EMANUEL MORÁN SÁNCHEZ
STEPHANIE TATIANA ORELLANA RIVERA
OCTUBRE 2011
ANTIGUO CUSCATLÁN, EL SALVADOR, C.A.
RECTOR
ANDREU OLIVA DE LA ESPERANZA, S.J.
SECRETARIA GENERAL
CELINA PÉREZ RIVERA
DECANO DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
CARLOS GONZALO CAÑAS GUTIÉRREZ
COORDINADOR DE LA CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
OSCAR ANTONIO VALENCIA MONTERROSA
DIRECTOR DEL TRABAJO
ENRIQUE ANDRÉS MATAMOROS LÓPEZ
LECTORA
CARMEN ELENA TORRES
DEDICATORIA
A Dios todo poderoso por llenarme de su amor, iluminarme, cuidarme durante todos los
días y permitirme lograr esta tan anhelada meta, a mi madre la virgencita que intercede a
diario por mí, a mis padres Alejandro y Haydee que me han dado todo su cariño y han
estado conmigo en todo momento, gracias por apoyarme en todas mis decisiones, confiar
en mí y regalarme el estudio universitario. Gracias por mostrarme que en la vida luchando
es como se alcanzan los objetivos, los amo con todo mi corazón.
A Paco, Tony Y Loly por sus consejos y su comprensión en los años que hemos vivido
juntos, los quiero mucho mi sangre. A mi tío Edgardo por sus buenos consejos y mi prima
Brenda que aunque lejos se que celebra este logro que he alcanzado.
A mis compañeros de tesis Tatiana y Ricardo por ser unos excelentes amigos y haber
hecho un buen equipo de trabajo. A Marce y Silvia por su buena amistad. A mis amigas
Aida y Rocío por su afecto y apoyo junto a mis demás amigas de economía. A mis amigos
Hugis y Maloso por echarme la mano cuando lo he necesitado y a todos mis demás
amigos, compañeros de carrera, del grupo de la Iglesia y del pueblo que aunque no los
nombro les agradezco porque de alguna u otra manera han colaborado conmigo y me
han llenado de alegría, les agradezco mucho.
Carlos Mauricio Magaña Saldaña
DEDICATORIA
Le dedico el presente trabajo de graduación primeramente a Dios, por darme la
inteligencia, la salud y la voluntad que me permitieron terminar mi carrera.
A mi padre: Ricardo Antonio Morán y a mi madre: María Josefina Sánchez, por todo su
esfuerzo y sacrificio. A mi hermana: Kenny Lucía Morán, por su constante apoyo durante
todos mis estudios, y a mi hermana menor: Gabriela María Morán.
A mi abuela: Dorotea Flores, por darme un hogar cuando lo necesite, a mi abuela: Juana
Lucía Morán por su apoyo durante toda mi vida; y en general, a toda mi familia: abuelos,
tías, tíos, primos, primas.
A mis dos amigos y compañeros de este esfuerzo final: Stephanie Tatiana Orellana y
Carlos Mauricio Magaña, por su esfuerzo y dedicación; y al resto de compañeros de mi
carrera y en general, de mi etapa universitaria.
A mis amigos de infancia y juventud, y a todas las personas que de una u otra manera
fueron parte de este proceso.
Ricardo Emanuel Morán Sánchez
DEDICATORIA
Dedico este trabajo de graduación, en primer lugar al Señor Jesucristo, por ser mi Rey y
Señor. Por ayudarme a terminar mi carrera universitaria, por darme sabiduría, inteligencia,
fe y las fuerzas necesarias para seguir adelante.
A mi padre: Oscar William Orellana, Le agradezco su apoyo incondicional, y por darme
por herencia siempre el estudio. A mi madre: Clara Luz Rivera, Por estar a mi lado, por
darme apoyo, comprensión y hacer el sacrificio por sacarme adelante. A mi hermana:
Gabriela Orellana, por ser comprensiva.
A mis abuelos paternos y maternos: Por su apoyo, por proveerme de un techo para vivir, y
por ayudarme cuando más lo he necesitado. Y a mis demás familiares, que han estado
para apoyarme a lo largo de mi vida.
A Mario E. Figueroa, iglesia y grupo ―Vencedores en Cristo‖ por ayudarme en todos estos
años, por formar en mí una persona cristiana y de bien, por darme aliento y darme
siempre el buen consejo para dirigirme en la vida.
A mis amigos, y compañeros de la universidad, por compartir años de estudio y amistad.
Y en especial a Carlos Magaña y Ricardo Morán, por llegar hasta este momento, unidos,
y apoyándonos en las buenas y las malas.
Y por último, pero no menos importante, a mi tía Elizabeth Rivera, por su esfuerzo de
seguir viviendo, y a pesar del cáncer que ha vivido, sigue siendo un ejemplo de
perseverancia y valentía.
Stephanie Tatiana Orellana Rivera
RESUMEN EJECUTIVO
Con la utilización de la generación eléctrica por medio de recursos renovables, el tema
que surge es la integración de esta energía a los sistemas de distribución y transmisión.
Esta temática se concentra en integrar la energía renovable a través de un nuevo
concepto llamado generación distribuida y dar un mejor servicio a la demanda en la
distribución eléctrica. Dicha integración está dirigida a aprovechar los momentos de
generación de cada tecnología específica, el manejo de pequeñas ofertas de generación
teniendo la más alta eficiencia posible y ofertas de nuevos equipos que permitan tener
calidad de potencia diferenciada para las necesidades de su utilización.
La generación distribuida, busca integrar pequeñas centrales de generación que están
dispersas y buscan integrarse a puntos de red cercanos en los sistemas de distribución.
Con este enfoque diferente a los sistemas de potencia tradicionales, se está planteando
un nuevo concepto de flujo de potencia, y la generación deja de ser exclusiva de las
grandes centrales.
La integración de fuentes de generación distribuida renovable a la red de distribución
eléctrica posee un número de desafíos tanto técnicos como comerciales, para la industria
eléctrica. Así mismo, el estudio de impacto ambiental es otra barrera, que se debe
enfrentar aminorando dicho proceso y hacerlo menos engorroso.
En este trabajo de graduación se ha buscado introducir este tema, comparando el sistema
actual con el posible nuevo enfoque de interconexión. Además se ha realizado un análisis
de cada tecnología renovable a considerarse (hidroeléctrica, eólica y solar). Se analizan
los aspectos técnicos involucrados en todo sistema de interconexión, incluyendo los
estudios técnicos que pueden ser necesarios y de manera teórica se han descrito las
implicaciones positivas o negativas sobre la calidad de la energía de un sistema de
distribución en el punto de interconexión.
Se han considerado los aspectos que conlleva una interconexión en cuanto al equipo de
instalación, equipo de monitoreo, equipo de maniobras, etc. Haciendo uso de normas y
estándares internacionales.
i
Como solución práctica a la necesidad de aplicar todo lo mencionado anteriormente, se
han analizado normas técnicas para la interconexión de pequeños generadores de varios
países, y así desarrollar una propuesta de normativa técnica para pequeños generadores
renovables que sea aplicable en El Salvador, hablando específicamente de generación
con energía hidroeléctrica, eólica y solar.
Esta norma técnica será aplicada para aquellos generadores renovables menores o
iguales a 5MW, y que venden su producción en el mercado minorista, el cual es regulado
por la SIGET y entran solamente a comercializar con las distribuidoras. De las temáticas
a tratar se encuentran: autorización, conexión y operación y control. Se han creado
categorías de acuerdo a la capacidad instalada y así aplicar los estudios técnicos según
correspondan.
Por último esta norma realizada, se ha implementado a un caso práctico que consiste en
la interconexión de una minicentral, de tipo hidroeléctrica llamada La Chácara, ubicada en
San Miguel, con capacidad de 35kVA. Además se presenta un plan de negocios, para
determinar si es rentable o no su interconexión.
En conclusión, se ha enfrentado una temática importante en el sector eléctrico nacional,
dando como solución el desarrollo de una normativa, que respalde todo proceso técnico
de interconexión a la red de distribución, que debe realizar el generador con las
distribuidoras involucradas. Así mismo hacer uso de los recursos renovables, que están
disponibles y crear un nuevo enfoque a través de la generación distribuida y diversificar la
matriz energética.
ii
ÍNDICE
RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................... i
ÍNDICE DE FIGURAS ....................................................................................................... ix
ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................................... xi
SIGLAS ............................................................................................................................ xiii
SIMBOLOGÍA................................................................................................................... xv
PRÓLOGO ...................................................................................................................... xvii
CAPÍTULO 1. SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA EN EL SALVADOR, SITUACIÓN
ACTUAL. ............................................................................................................................ 1
1.1
Introducción ......................................................................................................... 1
1.2
Concepción Tradicional de los Sistemas de Potencia e Interconexión ................. 2
1.3
Re-estructuración del sector eléctrico en El Salvador .......................................... 5
1.4
Matriz Eléctrica Actual .......................................................................................... 7
1.4.1
Mercado mayorista........................................................................................ 7
1.4.2
Inyección por recurso .................................................................................... 7
1.4.3
Pequeñas centrales o mercado minorista ..................................................... 8
1.5
Política Energética en El Salvador y su Enfoque en Generación Renovable ...... 10
1.5.1
Expansión del Sistema de Generación...................................................... 11
1.5.2
Matriz Eléctrica Proyectada ......................................................................... 11
1.6
Nuevo esquema de Generación Distribuida ....................................................... 12
1.6.1
Definición de Generación Distribuida (GD) .................................................. 13
1.6.2
Tecnologías de Generación Distribuida ....................................................... 14
1.6.3
Ventajas y Desventajas de la Generación Distribuida ................................. 15
1.6.4
Clasificación ................................................................................................ 16
1.6.5
Aplicaciones de la GD ................................................................................. 16
CAPITULO
2.
TECNOLOGÍAS
DE
PEQUEÑAS
CENTRALES
DE
ENERGÍA
RENOVABLE. .................................................................................................................. 19
2.1
Introducción ....................................................................................................... 19
2.2
Tecnologías de Energías Renovables en estudio............................................... 19
2.2.1
Pequeñas centrales hidroeléctricas ............................................................. 19
2.2.2
Pequeños Sistemas Fotovoltaicos............................................................... 31
2.2.3
Pequeñas Centrales Eólicas ....................................................................... 37
2.3
Pequeños Sistemas interconectados a la red ..................................................... 44
2.4
Planeamiento ..................................................................................................... 45
2.4.1
Planeamiento Hidroeléctrico........................................................................ 45
2.4.2
Planeamiento solar ..................................................................................... 46
2.4.3
Planeamiento Eólico ................................................................................... 48
2.5
Economía de pequeñas centrales ...................................................................... 50
2.5.1
Costos de Capital ........................................................................................ 50
2.5.2
Costos de Operación................................................................................... 52
2.5.3
Factor de planta .......................................................................................... 53
2.5.4
Comparación de Costos de Generación ...................................................... 54
2.6
Consideraciones Ambientales ............................................................................ 55
2.7
Potencial renovable en El Salvador .................................................................... 57
2.8
Desarrollo de Proyectos Renovables ................................................................. 60
CAPITULO 3. ASPECTOS TÉCNICOS DE LA INTERCONEXIÓN DE PEQUEÑAS
CENTRALES A LA RED DE DISTRIBUCIÓN. ................................................................. 65
3.1
Introducción ....................................................................................................... 65
3.2
Descripción de una red de distribución ............................................................... 66
3.3
Definición de un sistema de interconexión ......................................................... 68
3.4
Aspectos técnicos de interconexión ................................................................... 73
3.4.1
Regulación de voltaje .................................................................................. 74
3.4.2
Integración con la puesta a tierra del sistema ............................................. 75
3.4.3
Sincronización ............................................................................................. 75
3.4.4
Tecnología de conversión de potencia ........................................................ 76
3.4.5
Monitoreo .................................................................................................... 78
3.4.6
Aislamiento ................................................................................................. 79
3.4.7
Manejo de perturbaciones del voltaje .......................................................... 79
3.4.8
Manejo de perturbaciones de la frecuencia ................................................. 80
3.4.9
Desconexión por fallas ................................................................................ 81
3.4.10
Pérdida de Sincronismo .............................................................................. 81
3.4.11
Coordinación de los reconectadores de alimentación ................................. 83
3.4.12
Flicker de Voltaje......................................................................................... 84
3.4.13
Armónicas ................................................................................................... 85
3.4.14
Capacidad de Sobrevoltajes ....................................................................... 85
3.4.15
Formación de Islas ...................................................................................... 86
3.5
Componentes de un Sistema de Interconexión .................................................. 86
3.5.1
Interruptores de acoplamiento ..................................................................... 87
3.5.2
Sincronizador .............................................................................................. 88
3.5.3
Relevadores y protecciones ........................................................................ 89
3.5.4
Conversión de potencia............................................................................... 91
3.5.5
Control del generador ................................................................................. 92
3.5.6
Medición y monitoreo .................................................................................. 93
3.5.7
Despacho, comunicaciones y control .......................................................... 94
3.6
Estudios técnicos de un sistema de interconexión ............................................. 94
3.6.1
Estudio de Flujo de Potencia ....................................................................... 95
3.6.2
Estudios de cortocircuito ............................................................................. 97
3.6.3
Estudio de Coordinación de Protecciones ................................................. 101
3.6.4
Estudio de estabilidad transitoria............................................................... 105
CAPITULO 4. PROPUESTA DE NORMATIVA PARA LA INTERCONEXIÓN DE
PEQUEÑAS CENTRALES DE ENERGÍA RENOVABLE EN EL SALVADOR ................ 111
TÍTULO I: CONDICIONES GENERALES Y DEFINICIONES ...................................... 111
CAPÍTULO I: ABREVIATURAS, SIGLAS Y DEFINICIONES ................................... 111
CAPÍTULO II: GENERALIDADES ........................................................................... 115
TÍTULO II: AUTORIZACIÓN ....................................................................................... 119
CAPÍTULO I: FACTIBILIDAD .................................................................................. 119
TÍTULO III: CONEXIÓN .............................................................................................. 120
CAPÍTULO I: SOLICITUD DE INTERCONEXIÓN ................................................... 120
CAPÍTULO II: EXIGENCIAS TÉCNICAS PARA LA CONEXIÓN ............................. 122
CAPÍTULO III: PRUEBAS ....................................................................................... 130
TÍTULO IV: OPERACIÓN Y CONTROL ...................................................................... 134
CAPÍTULO I: OPERACIÓN EN ESTADO NORMAL ................................................ 134
CAPÍTULO II: OPERACIÓN EN ESTADO DE ALERTA .......................................... 138
TÍTULO V: COMERCIALIZACIÓN .............................................................................. 140
CAPÍTULO I: DEL REGLAMENTO ESTABLECIDO ................................................ 140
CAPÍTULO 5. CASO PRÁCTICO: ESTUDIO DE INTERCONEXIÓN DE UNA PEQUEÑA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA CHÁCARA. .............................................................. 141
5.1
Introducción ..................................................................................................... 141
5.2
Descripción del Proyecto .................................................................................. 141
5.3
Selección del punto de interconexión ............................................................... 142
5.4
Cálculos ........................................................................................................... 143
5.4.1
Cálculo de las corrientes nominales .......................................................... 144
5.4.2
Cálculo de las impedancias ....................................................................... 145
5.4.3
Cálculo de falla trifásica a 240 V ............................................................... 146
5.4.4
Cálculo de falla monofásica a 240 V ......................................................... 147
5.4.5
Cálculo de falla trifásica a 13200 V ........................................................... 148
5.4.6
Cálculo de falla monofásica a 13200 V ..................................................... 149
5.4.7
Cálculo de los sobrevoltajes Vb y Vc......................................................... 150
5.5
Selección del equipo para la interconexión de la minicentral La Chácara ........ 151
5.5.1
Transformador principal ............................................................................ 151
5.5.2
Protecciones ............................................................................................. 152
5.5.3
Equipos de operación ............................................................................... 159
5.5.4
Instalación de conexión ............................................................................. 161
5.6
Presupuesto eléctrico de la instalación ............................................................ 164
5.7
Plan de Negocios ............................................................................................. 165
5.8
Recursos Humanos.......................................................................................... 169
5.9
Recomendaciones del caso práctico ................................................................ 169
5.10
Conclusiones del caso práctico ........................................................................ 170
CAPITULO 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 171
6.1
Conclusiones ................................................................................................... 171
6.2
Recomendaciones ........................................................................................... 171
GLOSARIO .................................................................................................................... 173
BIBLOGRAFÍA ............................................................................................................... 177
ANEXO A. DIAGRAMAS ESQUEMÁTICOS DEL CASO PRÁCTICO: MINICENTRAL LA
CHÁCARA.
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Concepción tradicional de los sistemas de potencia. Adaptado de González
[2008: p.22] ........................................................................................................................ 2
Figura 1.2 Mapa del sistema de generación y transmisión de El Salvador [CNE, 2011] .... 4
Figura 1.3 Representación del sector eléctrico salvadoreño en la década de los noventas.
........................................................................................................................................... 5
Figura 1.4 Desintegración vertical y transformación del sector. Adaptado de Contreras
[2004: p.15] ........................................................................................................................ 6
Figura 1.5 Participación por recurso en el mercado mayorista. SIGET [2009, 2010] ......... 8
Figura 1.6 Proyección de la matriz eléctrica por recurso al 2015. CNE [2010, p.19] ........ 12
Figura 1.7 Nuevo esquema de generación distribuida. Adaptado de González [2008, p.22]
......................................................................................................................................... 14
Figura 2.1 Contribución de la energía hidroeléctrica en Centroamérica. Adaptado de BunCa [2002: p.5]................................................................................................................... 20
Figura 2.2 Ilustración descriptiva de una central de agua fluyente. .................................. 22
Figura 2.3 Parte de la canalización de una central de agua fluyente. .............................. 23
Figura 2.4 Diagrama de turbina Mitchell-Banki ................................................................ 26
Figura 2.5 Turbina Gorlov................................................................................................ 27
Figura 2.6 Diagrama de una central hidroeléctrica con turbina tipo bulbo ........................ 28
Figura 2.7 Campo de utilización de los diferentes tipos de turbinas. IDAE [2006: p.53] ... 30
Figura 2.8 Ilustración de un sistema fotovoltaico interconectado con sus distintos
componentes.................................................................................................................... 33
Figura 2.9 Formación de una corriente tubular. Burton [2001: p. 42] ............................... 40
Figura 2.10 Componentes de una turbina eólica. Focus [2009: p.440] ............................ 42
Figura 2.11 Ejemplo de una grafica de Radiación Solar durante un año. ........................ 47
Figura 2.12 Ejemplo de un registro de velocidades de viento durante un día. ................. 48
Figura 2.13 Costos de inversión de sistemas fotovoltaicos según el tamaño. Kaltschmitt
[2007] ............................................................................................................................... 51
Figura 2.14 Rangos de consideración de los factores de planta de las tecnologías en
estudio. NREL .................................................................................................................. 54
Figura 2.15 Rangos de costos normalizados de generación de las tecnologías en estudio.
NREL ............................................................................................................................... 55
Figura 2.16 Mapa de radiación solar de El Salvador. SWERA [2005] .............................. 58
Figura 2.17 Mapa de brillo solar de El Salvador. SWERA [2005]..................................... 59
Figura 2.18 Mapa eólico de El Salvador. SWERA [2005] ................................................ 59
Figura 3.1 Esquema de un sistema de interconexión. Friedman [2002: p.1-2]................. 69
Figura 3.2 Interruptor de acoplamiento con protección de generador. ............................. 88
Figura 3.3 Dispositivo sincronizador. ............................................................................... 89
Figura 3.4 Relevador de protección de la interconexión. ................................................. 91
Figura 3.5 Inversor .......................................................................................................... 92
Figura 3.6 Control del generador ..................................................................................... 93
Figura 3.7 Medidor .......................................................................................................... 94
Figura 3.8 Diagrama de una desconexión falsa. Adaptado de Kauhaniemi. .................. 104
ix
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
5.1 Ubicación geográfica de la minicentral La Chácara. ..................................... 143
5.2 Red de secuencia positiva a 240V ................................................................ 146
5.3 Red de secuencia positiva a 240V ................................................................ 147
5.4 Thévenin de Red de Secuencia Positiva a 240V .......................................... 147
5.5 Red de Secuencia Cero a 240V ................................................................... 148
5.6 Red de Secuencia Positiva a 13.2 kV ........................................................... 148
5.7 Red de Secuencia Positiva a 13.2 kV ........................................................... 149
5.8 Thevenin de Red de Secuencia Positiva a 13.2 kV....................................... 149
5.9 Red de Secuencia Cero a 13.2 kV................................................................ 150
5.10 Transformador ABB 25 kVA........................................................................ 151
5.11 Conexión del banco de transformadores .................................................... 152
5.12 Interruptor termomagnético SIEMENS ........................................................ 153
5.13 Fusible y cortacircuito Hubbell .................................................................... 153
5.14 Pararrayo SIEMENS 240V ......................................................................... 154
5.15 Pararrayo MacLean 13.2 kV ....................................................................... 155
5.16 Transformador de corriente ABB ................................................................ 156
5.17 Medidor de energía .................................................................................... 157
5.18 Transformador de potencial ABB ................................................................ 158
5.19 Transformador de corriente ABB ................................................................ 159
5.20 Contactor SIEMENS ................................................................................... 159
5.21 Dispositivo sincronizador y relé de protección ............................................ 160
5.22 Tablero ABB ArTu ...................................................................................... 161
5.23 Poste eléctrico ............................................................................................ 163
5.24 Diagrama de un aislador tipo suspensión ................................................... 163
5.25 Diagrama de un crucero ............................................................................. 164
5.26 Curva de recuperación del capital ............................................................ 1647
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1-1 Capacidad instalada y disponible de generadores no mayoristas. SIGET [2010,
p.88] .................................................................................................................................................... 9
Tabla 3-1 Porcentajes de incidencia de las fallas según su tipo. ........................................... 98
Tabla 3-2 Niveles típicos de cortocircuito según el tipo de generador. Barker [2000] ...... 100
Tabla 4-1 Categorización de las pequeñas centrales. ........................................................... 116
Tabla 4-2 Límites permitidos para los niveles de tensión máximo y mínimo ...................... 137
Tabla 4-3 Tiempos de desconexión para los rangos de voltaje señalados ........................ 139
Tabla 4-4 Tiempos de desconexión para los rangos de frecuencia señalados ................. 139
Tabla 5-1 Categorización de las pequeñas centrales renovables según la normativa
técnica ............................................................................................................................................ 144
Tabla 5-2 Selección del interruptor termomagnético. Catálogo SIEMENS 3VL................. 153
Tabla 5-3 Selección del fusible. Catálogo Hubbell ................................................................. 154
Tabla 5-4 Selección del cortacircuito. Catálogo Hubbell ...................................................... 154
Tabla 5-5 Selección del pararrayo a 240V. Catálogo SIEMENS .......................................... 155
Tabla 5-6 Selección del pararrayo 13.2 kV. Catálogo MacLean .......................................... 156
Tabla 5-7 Selección de los transformadores de corriente. Catalogo ABB .......................... 157
Tabla 5-8 Selección del transformador de potencial. Catálogo ABB ................................... 158
Tabla 5-9 Selección del transformador de corriente 13.2 kV. Catálogo ABB ..................... 159
Tabla 5-10 Selección del contactor. Catálogo SIEMENS ...................................................... 160
Tabla 5-11 Selección de los conductores de BT ..................................................................... 163
Tabla 5-12 Selección de los conductores a 13.2 kV............................................................... 164
Tabla 5-13 Presupuesto de la inversión inicial ........................................................................ 164
Tabla 5-14 Condiciones bancarias. Banco Agrícola ............................................................... 165
Tabla 5-15 Desarrollo de la anualidad ...................................................................................... 166
Tabla 5-16 Costos continuos ...................................................................................................... 166
Tabla 5-17 Tabla de Ingresos .................................................................................................... 166
Tabla 5-18 Flujo de caja ............................................................................................................ 1668
xi
xii
SIGLAS
ANSI:
American National Standards Institute (Instituto Nacional Estadounidense de
Estándares)
BT:
Baja Tensión
BUN-CA:
Biomass Users Network- Centroamérica (Red de Usuarios de BiomasaCentroamérica)
CNE:
Consejo Nacional de Energía
EEO:
Empresa Eléctrica de Oriente S.A. de C.V
GD:
Generación Distribuida
IEEE:
Institute of Electrical and Electronic Engineers (Instituto de Ingenieros
Electricistas y Electrónicos)
ISO:
International Organization for Standardization (Organización Internacional
para la Estandarización)
MARN:
Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales
MRS:
Mercado Regulador del Sistema
MT:
Media Tensión
NEC:
National Electric Code (Código Eléctrico Nacional)
NFPA:
National Fire Protection Association (La Asociación Nacional de Protección
contra Incendios)
NREL:
National Renewable Energy Laboratory (Laboratorio Nacional de Energías
Renovables)
OLADE:
Organización Latinoamericana de Energía
PCR:
Pequeña Central Renovable
SABES:
Asociación de Saneamiento Básico, Educación Sanitaria y Energías
Alternativas
SIGET:
Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones
SWERA:
Solar and Wind Energy Resource Assessment (Evaluación de Recursos de
Energía Solar y Eólica)
UL:
Underwriters Laboratories
xiii
xiv
SIMBOLOGÍA
A :
Amperio
AC :
Corriente Alterna
Art.:
Artículo
Cp :
Coeficiente de Potencia dependiente del tipo de máquina
DC :
Corriente Directa
e :
Factor de Eficiencia de la Central
Eg:
Voltaje del generador
Esist. :
Voltaje del sistema
Fig.:
Figura
FV:
Fotovoltaica
Hn :
Salto Neto
In :
Corriente Nominal
If1 ϕ :
Corriente de falla monofásica
If3ϕ:
Corriente de falla trifásica
kWh:
Kilo vatio por hora
Wp/m2 :
Vatio pico por metro cuadrado
MCOV :
Voltaje máximo de operación continua
MP :
Margen de Protección
Nivel GD:
Nivel de Penetración, medido en porcentaje
Pdemanda :
Carga total del sistema que es servida por la Generación Distribuida
PGD:
Potencia producida por la Generación Distribuida
xv
P:
Potencia Real
PQ:
Barra de carga, potencia activa y reactiva es conocida
Q:
Caudal
SLCOE:
Costo normalizado de electricidad
U$/kW:
Dólar por kilo vatio
U:
Velocidad del Viento
V :
Nivel de Voltaje
VAR:
Voltamperios reactivos
Wp :
Vatio pico
Z%
:
Impedancia en porcentaje
ρ :
Densidad del aire
Ω :
Ohmios
xvi
PRÓLOGO
El propósito principal de la presente tesis es desarrollar una propuesta de normativa para
la interconexión de pequeñas centrales, específicamente de energías renovables, en
sistemas de distribución, y además exponer su implementación con un caso práctico.
Dicha normativa es realizada en base a las características propias de las centrales de
pequeña capacidad, y los aspectos técnicos de todo sistema de interconexión.
El primer capítulo detalla la situación actual de los sistemas de potencia en El Salvador,
su matriz energética y las características de la re-estructuración del sector eléctrico. Se
presenta la reorganización del mercado eléctrico utilizado para la comercialización, tanto
de centrales con pequeña capacidad, como las de mayor inyección. Se continúa con las
nuevas propuestas en base a una política energética nacional que pretende diversificar e
incrementar la generación a partir de energía renovable, utilizando fuentes dispersas y un
nuevo esquema de generación distribuida. Todo lo anterior con el fin de dar a conocer al
lector el escenario energético dentro del cual se ha propuesto la normativa.
El capítulo dos busca dar a conocer al lector las características más importantes de las
tres tecnologías en estudio (hidroeléctrica, eólica y solar), desde el comportamiento del
recurso utilizado, hasta los componentes que conforman estos tipos de centrales. Por otro
lado, se describe la metodología básica que comprende el planeamiento de proyectos de
energía renovable. Un análisis de los principales costos, es también presentado, el cual
es de utilidad para la evaluación de la factibilidad económica de su desarrollo. Para
terminar con el capítulo, se presentan los resultados de ciertos estudios realizados en el
país para evaluar el potencial solar y eólico, y el procedimiento que involucra el desarrollo
de estos tipos de proyectos en el país.
En el desarrollo del capítulo tres se profundiza en los aspectos técnicos que normalmente
implica realizar una interconexión de un punto de generación a un sistema de distribución.
Se presenta un esquema de un sistema de interconexión y los principales componentes
que son utilizados para cumplir con los requerimientos que garantizan la confiabilidad de
la interconexión. Además, se señalan los códigos y estándares internacionales más
importantes que han sido tomados en cuenta en la realización de la presente tesis. Por
último, se explican los estudios técnicos que pueden ser realizados, previa evaluación,
para garantizar el buen desempeño del sistema de distribución, en un escenario postinterconexión.
xvii
El capítulo cuatro contiene la propuesta de normativa para la interconexión de pequeñas
centrales, la cual está dividida en cinco títulos. El primero de ellos abarca las
generalidades, abreviaturas, siglas y ciertas definiciones utilizadas en dicha normativa. El
segundo establece los puntos más importantes sobre la autorización. El título tres
comprende todos los requisitos técnicos que el solicitante debe cumplir, y ciertos
componentes que debe comprender el sistema de interconexión cuando sea necesario,
además, las características que deben tener los equipos para garantizar la seguridad de
las personas, equipos e instalaciones, y la aplicación de los estudios técnicos
dependiendo de la categoría de una central. Todo lo relacionado con la operación y
control de una pequeña central renovable, está comprendido dentro del título cuatro. Y la
comercialización esta referenciada en el quinto título.
El capítulo cinco consta de una evaluación de la factibilidad técnica de la interconexión de
la minicentral La Chácara, tomando como referencia la propuesta de normativa de
interconexión de pequeñas centrales renovables del capítulo cuatro. La implementación
de la normativa involucró la selección
del punto de interconexión, la resolución de
estudios técnicos, la selección del equipo, el diseño de la instalación y la operación de la
instalación.
xviii
CAPÍTULO 1. SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA EN EL SALVADOR,
SITUACIÓN ACTUAL.
1.1
Introducción
En la última década del siglo pasado el sector eléctrico nacional vivió una gama de
reformas, las cuales abrieron campo a la competitividad para mejorar el suministro de
energía eléctrica eliminando el monopolio estatal (integrado verticalmente). Como primer
punto apareció el ente regulador para el sector eléctrico y de telecomunicaciones, como
segundo se reestructuró el sector eléctrico que consistía en que las actividades de
operación de generación, transmisión y distribución se harían de forma independiente.
Quedaron establecidas diversas empresas distribuidoras, la empresa transmisora estatal
se dividió en dos sociedades independientes: una encargada de la transmisión y
mantenimiento de líneas, y la que velaría por la operación del sistema de transmisión y la
administración del mercado mayorista (UT).
Se cuenta con un mercado que satisface la mayor porción de la demanda (mercado
mayorista) el cual se subdivide en mercado de contratos y uno regulador del sistema. En
el tema de generación se cuenta con pocos recursos que contribuyen a saldar la
demanda, los cuales aportan al mercado mayorista y en una menor proporción al mercado
minorista (solo le aportan pequeñas centrales).
El sistema eléctrico nacional está estructurado en el esquema tradicional de los sistemas
de potencia en el que grandes centrales alimentan desde una posición lejana a grandes
cargas, trabaja interactuando con los sistemas eléctricos de países vecinos y consta con
normas propias para la regulación de dicho sistema. Se está dando la implementación de
pequeñas centrales cerca de las cargas para mejorar la calidad del suministro de energía
y ahorrar en los sistemas de transmisión, además de permitir la participación de pequeños
empresarios en el sector energético.
Debido al deseo de defender y preservar los recursos naturales, se hace hincapié en las
políticas energéticas que se fundamentan en seis grandes objetivos, de los cuales nos
enfocaremos solamente en uno. Por la dependencia energética del exterior se ve obligado
el sistema eléctrico en apostar a las energías renovables para variar la matriz energética,
buscando disminuir la gran dependencia actual de los derivados de petróleo.
1
1.2
Concepción Tradicional de los Sistemas de Potencia e Interconexión
El sistema de potencia tradicional está unificado por grandes generadores que abastecen
la demanda energética, presentando una configuración de centrales generadoras,
alejadas de los centros de consumo y están cercanos a una fuente natural o a un puerto
marítimo. Geográficamente los puntos de generación y consumo no coinciden. Debido a
esto, la energía se trasporta por medio de líneas de transmisión hacia las subestaciones
de distribución para poder suplir las cargas, ya sean grandes (industria) o cuantiosas
cargas pequeñas (hogares).
El sistema de potencia salvadoreño está compuesto por los subsistemas siguientes:
Generación, transmisión, Subestaciones, Distribución y usuario. El esquema tradicional de
un sistema de potencia se muestra en la figura 1.1
Figura 1.1 Concepción tradicional de los sistemas de potencia. Adaptado de González [2008: p.22]
En generación se cuenta con centrales eléctricas las cuales usan fuentes primarias de
energía, que producen energía eléctrica a 13.8 kV, 4.16 kV y 2.4 kV a 60 HZ, la energía
se transporta habitualmente a distancias grandes a través de la red de trasmisión que
conecta las centrales con los puntos de consumo, mediante 23 subestaciones de
potencia. Esta red debe estar interconectada en forma mallada, consta de 38 líneas y su
2
tensión es de 115 kV. Se considera un sistema de sub-transmisión con voltajes de 34.5
kV y 46 kV.
El sistema de potencia del El Salvador no opera de manera aislada. Constituye un
sistema interconectado eléctricamente con los sistemas de potencia de Guatemala y
Honduras en el nivel de transmisión, con 2 líneas de 230 kV para poder intercambiar
fácilmente bloques de energía, para tener un sistema más confiable y económico para sus
usuarios, con el plan de expandirse y con el objetivo de crecer a la par de la demanda.
Las líneas tienen una longitud dentro del territorio salvadoreño de 14.6 km hacia
Guatemala y 92.9 km hacia Honduras. En la figura 1.2 se muestra el mapa de El Salvador
con las líneas de transmisión entre centrales generadoras y las subestaciones de
potencia, así como también la línea de interconexión con los países vecinos.
La red de distribución de zonas urbanas y rurales, presenta varios niveles de voltaje de
media tensión. En los parques industriales se encuentran disponibles los voltajes de 34.5
kV y 13.2 kV. En ciudades de 22.9 kV y en las zonas rurales de 13.2 kV. Luego el voltaje
de Media Tensión se transforma en Baja Tensión; para poder satisfacer las demandas en
los hogares o pequeñas industrias a tensiones de 480 V, 240 V y 120 V.
Para la interconexión con el sistema de red local se aplican normas técnicas de
interconexión eléctrica para pequeños generadores (de cualquier
tipo de tecnología),
establecidas por la SIGET, que tienen la finalidad de comercializar sus excedentes o la
totalidad de su generación
a las líneas de distribución, tales generadores deben de
construir o modificar sus líneas, protecciones y seccionamientos entre otros para obtener
el acceso. Se estipulan tiempos en los que el distribuidor entregará las solicitudes de
interconexión con sus respectivas deficiencias así como el tiempo en el que el pequeño
generador tendrá que superar tales deficiencias en la solicitud, luego se formaliza el
contrato de interconexión el cual tiene algunos elementos mínimos que se tienen que
cubrir.
Según el esquema del sistema de potencia con el aumento de la población y por tanto de
la demanda energética, se ha hecho necesario la ejecución e integración persistente de
nuevas centrales generadoras y la amplificación de la red de distribución y transmisión.
3
4
Figura 1.2 Mapa del sistema de generación y transmisión de El Salvador [CNE, 2011]
1.3
Re-estructuración del sector eléctrico en El Salvador
En la década de los noventas, dio inicio una serie de reformas del sector eléctrico en El
Salvador. Estas reformas tuvieron como fin, entre otras cosas, propiciar la competencia en
sectores tradicionalmente dominados por monopolios verticalmente integrados como se
representa en la figura 1.3
Monopolio integrado
Generación
Generación
Transmisión
Distribución
Figura 1.3 Representación del sector eléctrico salvadoreño en la década de los noventas.
En 1996, el primer componente, fue la creación de una entidad que sería la encargada de
elaborar y emitir el marco regulatorio en el sector eléctrico y telecomunicaciones, esta fue
establecida
con
el
nombre
de
Superintendencia
General
de
Electricidad
y
Telecomunicaciones, SIGET.
El segundo elemento incluyó la modificación de las empresas estatales que operaban en
el sector eléctrico, la cual dio paso a la reestructuración de este sector en un periodo de
tres años. Esto consistió que las actividades de operación, generación, transmisión y
distribución, fueran realizadas por entidades independientes. Este nuevo esquema
permitió la participación de un mayor número de operadores en las actividades de
generación, fomentando así la competitividad y mejor servicio en el suministro de energía
eléctrica.
5
Este proceso de modificación en el antiguo aparato estatal en el sector eléctrico cubrió la
privatización de las empresas distribuidoras de electricidad, quedando como establecidas:
CAESS, CLESSA, EEO, DEUSEM (hoy todas propiedad del grupo AES), DELSUR,
ABRUZZO, EDESAL Y B&D. Posteriormente, se logró un acuerdo para que una empresa
transnacional capitalizara inversiones en la generadora estatal geotérmica.
Por otra parte, la antigua empresa transmisora estatal, a cargo de la Comisión Ejecutiva
Hidroeléctrica del Río Lempa CEL, se dividió en dos sociedades independientes. La
primera encargada de las operaciones de mantenimiento y expansión de las líneas de
transmisión, fue denominada Empresa Transmisora de El Salvador, ETESAL. La otra
empresa dedicada a la operación del sistema de transmisión, garantizar la calidad del
suministro y de la administración del Mercado Mayorista de Electricidad, fue nombrada
Unidad de Transacciones, UT.
Como resultado la desintegración vertical y transformación del sector se ve reflejada en la
figura 1.4, donde: el cuadro azul representa la labor que realiza la UT de administrar las
importaciones, los generadores, la transmisión, los distribuidores y los comercializadores,
mientras
que el cuadro rojo simboliza el trabajo que hace la SIGET de regular la
transmisión, la distribución y finalmente la venta al usuario final.
Consejo
Nacional
de Energía
(Política)
)
Unidad de
Transacciones
(Administra)
Importación
Generadores
Transmisores
Comercializadores
Distribuidores
SIGET
Usuarios
Finales
Figura 1.4 Desintegración vertical y transformación del sector. Adaptado de Contreras [2004: p.15]
6
1.4
Matriz Eléctrica Actual
1.4.1 Mercado mayorista
El Mercado Mayorista de Electricidad, está basado
en la competencia a nivel de
generación y demanda a través de dos instancias: el mercado de contratos y el mercado
regulador del sistema (MRS).
En el mercado de contratos, en cual los operadores presentan sus acuerdos de
transacciones físicas establecidas libremente entre las partes que deseen vender y
comprar electricidad a través de la red de transmisión, sin necesidad de declarar los
precios de sus acuerdos. Actualmente, los contratos de largo plazo deben tener una
vigencia que no exceda los 15 años, e identificar cargos por potencia y cargos por
energía, las cuales deberán transferirse a las tarifas eléctricas para usuarios finales.
Por otro lado, el MRS son los contratos de energía negociados a corto plazo, es un
mercado tipo ―spot‖ en el que los generadores ofrecen al mercado su disponibilidad de
inyectar su generación a un precio mínimo, mientras que la demanda está facultada para
presentar sus ofertas de lo que está dispuesta a comprar y el precio máximo que desea
pagar. A través de esta negociación, el MRS es utilizado para satisfacer la mayor parte de
la demanda de energía de los usuarios regulados. Al ser los contratos de energía
negociados a corto plazo, no están aislados de los riesgos de volatilidad de costos.
1.4.2 Inyección por recurso
La inyección por recurso dentro del mercado mayorista, del país en los años anteriores,
se pueden observar en la Figura 1.5. La primera gráfica refleja la inyección por recurso en
el año 2009 y la segunda refleja la inyección del año 2010.
Los recursos que inyectan
a
la red son de tipo: hidráulico, geotérmico, biomasa y
térmico. Donde los tres primeros son fuentes renovables y el último es fuente fósil.
7
Figura 1.5 Participación por recurso en el mercado mayorista. SIGET [2009, 2010]
En el año 2009, se puede observar que la participación de fuentes renovables en el
mercado eléctrico salvadoreño fue del 55%, de fuentes fósiles fue del 42% e
importaciones del 3%. Por otra parte, en el 2010, las fuentes renovables aumentaron al
64%, las fuentes fósiles bajaron al 32% y las importaciones casi fueron las mismas del
2%.
1.4.3 Pequeñas centrales o mercado minorista
El mercado minorista de energía eléctrica está integrado por las pequeñas centrales de
generación hidroeléctrica que están conectadas directamente al sistema de distribución,
distribuidores, comercializadores y los consumidores finales de energía eléctrica. En este
sentido, existen transacciones entre generadores y distribuidores, entre distribuidores y
usuarios finales, y entre comercializadores, distribuidores y consumidores finales.
Los pequeños generadores conectados en media tensión son la Compañía Eléctrica
Cucumacayán, S.A. de C.V.; Sensunapán, S.A. de C.V.; De Matheu y Cía. y la Central
Hidroeléctrica Papaluate, éstas son pequeñas centrales hidroeléctricas que en total
reportan una capacidad instalada de 13.7 MW, la mayor parte de la producción de estos
generadores se vende principalmente a las empresas distribuidoras: CAESS, DELSUR y
AES-CLESA.
La capacidad instalada y disponible, se ve reflejado en la Tabla 1.1
8
Tabla 1-1 Capacidad instalada y disponible de generadores no mayoristas. SIGET [2010, p.88]
CAPACIDAD
CENTRALES
INSTALADA
(MW)
CAPACIDAD
DISPONIBLE (MW)
TERMOELÉCTRICAS
5.5
5.5
Egi Holdco El Salvador
5.5
5.5
PEQUEÑAS HIDROELÉCTRICAS
13.7
11.8
7.4
6.3
Central Río Sucio
2.5
2
Central Cucumacayán
2.3
2
Central Milingo
0.8
0.8
Central Bululú
0.7
0.7
0
0
San Luis I
0.6
0.5
Cutumay Camones
0.4
0.2
Central Sonsonate
0.2
0.2
2
2
2.8
2.8
Central La Calera
1.5
0.7
TOTAL
19.2
17.3
Compañía Eléctrica Cucumacayán S.A. de
C.V. (CECSA)
Central Atehuesías
Hidroeléctrica Papaluate
Central Papaluate
Sociedad Hidroeléctrica SENSUNAPAN S.A.
de C.V.
Central Nahuizalco
Empresa Hidroeléctrica Sociedad De Matheu
y Compañía
El mercado minorista está conformado por centrales que tiene capacidad menor o igual a
5 MW. Este mercado es regulado por la SIGET, y se están estudiando otros proyectos de
energías renovables para entrar en este mercado.
9
1.5
Política Energética en El Salvador y su Enfoque en Generación Renovable
El Consejo Nacional de Energía (CNE), como una división del Ministerio de Economía, en
el 2007, presentó un número de propuestas incorporadas dentro de una Política
Energética Nacional (PEN). Planteadas con el propósito de contar con un suministro
energético seguro, confiable y competitivo a precios razonables, como un elemento vital
para garantizar la calidad de vida de la población, y el desarrollo sostenible de la sociedad
y la competitividad de los sectores productivos.
Entre los objetivos específicos involucrados dentro de las propuestas involucradas se
encuentran: la diversificación e incremento de las fuentes de energía; ampliación de
cobertura del servicio de energía eléctrica y la promoción de la eficiencia energética.
En la PEN 2010-2024, el CNE sigue haciendo énfasis en un desarrollo energético
sustentable, democrático y participativo, que abra paso a una nueva relación e interacción
con la sociedad y el medio ambiente, potenciando las condiciones para la protección y
preservación de nuestros recursos naturales.
La PEN 2010 consiste en seis grandes objetivos, de los cuales, para nuestro caso, uno de
ellos es de mayor interés: La diversificación de la matriz energética y fomento a las
fuentes renovables de energía.
El Salvador, así como otros países latinoamericanos posee una gran dependencia de los
derivados del petróleo, y esa dependencia se debe en gran medida a la generación de
energía eléctrica. Por tal razón, para la diversificación de la matriz energética, con
hincapié en las energías renovables, es necesario dar a conocer el potencial nacional de
recursos a través de estudios que determinen dichos potenciales y permitan la adecuada
planificación de nuevos proyectos, en algunos casos de gran relevancia sobre todo en los
hidroeléctricos y geotérmicos.
Dichos proyectos, además de considerar la viabilidad ambiental, técnica, y financiera,
deberán ir acompañados de una política integral de participación y comunicación que
aseguren beneficios definidos al territorio, sus recursos y habitantes.
10
1.5.1
Expansión del Sistema de Generación
Con la finalidad de tomar decisiones sobre el desarrollo del sector eléctrico nacional, se
ha simulado la expansión del sistema de generación nacional en corto, mediano y largo
plazo.
Está expansión es el resultado de un proceso de planificación permanente, donde se
tome en cuenta todo el sistema. En este proceso de planificación se buscará incluir a la
empresa transmisora y al regulador del sector eléctrico, teniendo como resultado la
necesaria expansión del parque generador y de la transmisión.
Algunos proyectos de energía renovable a considerarse son: El Chaparral (66 MW),
Ampliación de 5 de Noviembre (80 MW), Expansiones en Geotermia de 60 MW entre los
años 2015 y 2016. Así mismo se ha establecido identificado el proyecto hidroeléctrico El
Cimarrón (262 MW) que posterior a su rediseño, podría considerarse su puesta en
marcha después del 2016.
Como alternativa de proyecto renovable se ha considerado en el largo plazo opciones de
una Central Solar Térmica Concentrada (2018 – 2020) o el desarrollo de proyectos a
pequeña escala que utilicen recursos como el viento y el sol. Además, se ha tomado en
cuenta otros proyectos que están en proceso de definirse como es el caso de AES Nejapa
(7 MW) y otros térmicos que suman una capacidad de 70 MW que se ha estipulado
funcionen este año.
1.5.2
Matriz Eléctrica Proyectada
Para el mediano plazo, se proyecta que en el año 2015 y 2016 se requerirá la instalación
de al menos 200 MW de nueva capacidad, por lo que es necesario definir las tecnologías
y los tipos de combustibles que se potenciarán para satisfacer dicha capacidad, sin
embargo,
para echar andar nuevos proyectos se requiere un período de mayor
maduración, debido que no solamente se deben realizar costos de inversión, sino
también, los beneficios y costos económicos, sociales, ambientales y territoriales. Ya sea
utilizando energía renovable, gas natural o carbón.
En la figura 1.6
muestra la
participación por recurso de la generación eléctrica nacional que se prevé en el 2015.
11
Figura 1.6 Proyección de la matriz eléctrica por recurso al 2015. CNE [2010, p.19]
Al comparar la figura 1.6 con la figura 1.5 observamos que se espera una disminución en
el recurso térmico y se le da un mayor porcentaje a proyectos renovables. Al igual se
observa que el 19% de la generación nacional podría cubrirse con nuevos proyectos de
generación conservando los proyectos existentes y los próximos a realizarse
mencionados anteriormente; sin embargo, si estos no estuvieran disponibles existe la
opción de satisfacer la demanda a través de intercambios en el Mercado Eléctrico
Regional.
Para lograr alcanzar la meta propuesta, la captación de nueva inversión se puede realizar
por medio de Contratos de Largo Plazo, y que sean transferibles a tarifa. Para lo cual en
julio 2010 se reformó el reglamento de la Ley General de Electricidad, donde establece un
70 % como mínimo de contratación, a más tardar en junio de 2011 y se espera un 80% en
el año 2015.
1.6
Nuevo esquema de Generación Distribuida
La generación distribuida (GD) es un nuevo enfoque de los sistemas de potencia opuesto
a la producción centralizada de la concepción tradicional, y este surge con el incentivo de
un mayor aprovechamiento de los recursos naturales que se encuentran dispersos a lo
largo del territorio de un país, y que no tienen la capacidad suficiente para una gran
generación, pero que sin embargo, pueden ser utilizados para este fin.
12
1.6.1 Definición de Generación Distribuida (GD)
No existe una definición clara, debido a que las características de la GD no son las
mismas en todos los países e instituciones privadas que han desarrollado una
investigación sobre el tema, lo que implica un mayor cuidado cuando se analizan
conceptos de algún estudio previo. Algunos conceptos ilustrativos de GD son:
a) La GD es una producción de electricidad con instalaciones que son suficientemente
pequeñas en relación con las grandes centrales de generación, de forma que se
puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico.
b) Es una generación eléctrica conectada a un área de sistemas de potencia a través de
un punto común de interconexión, un subconjunto de los recursos distribuidos.
(Definición IEEE)
c) Es una generación dispersa por medio de pequeñas fuentes de energía, es decir
generación en pequeña escala. Se trata de la instalación de cuantiosas pequeñas
centrales en puntos cercanos al consumo, dicha energía se conecta al sistema de
distribución interactuando con ella (compra o venta) o trabajar aisladamente, su origen
data de los inicios de la generación eléctrica.
Lo relevante en el concepto de GD es el planteamiento de un nuevo esquema de flujo de
energía dentro de los sistemas de potencia (figura 1.7), donde la generación deja de ser
exclusiva de las grandes centrales. La mayor parte de la demanda energética sigue
siendo satisfecha por los grandes generadores convencionales y otra mínima porción es
satisfecha por las unidades de la GD interconectadas en el sistema de distribución. A
esta porción se le conoce como nivel de penetración de la GD, y es definido como la
fracción, en porcentaje, de la carga total del sistema (Pdemanda) que es servida por la GD:
(Ec. 1.1)
Donde PGD representa la potencia producida por la generación distribuida.
Un escenario de baja penetración es aquel que considera un nivel de 10 al 30%.
13
Flujo de energía
Figura 1.7 Nuevo esquema de generación distribuida. Adaptado de González [2008, p.22]
Otra relación importante es el nivel de dispersión, este se define como el indicador que
permite establecer el número de nodos en los cuales hay integradas unidades de GD, en
función del total de nodos en los cuales existe consumo. Un escenario con baja dispersión
se considera a aquel con un nivel menor al 30%.
1.6.2 Tecnologías de Generación Distribuida
Existen diferentes tecnologías utilizadas en GD. Un número de ellas aun están siendo
puestas a prueba, y se consideran tecnologías en desarrollo. Actualmente en un
panorama global, las tecnologías de generación, que se consideran apropiadas para GD,
incluyen centrales con fuentes renovables, así como también, con fuentes convencionales
de combustible fósil. Sin embargo, como se mencionó anteriormente el principal incentivo
de la GD, es la utilización de las fuentes renovables, por lo que las principales tecnologías
utilizadas en GD son:
14

Solar fotovoltaica y Solar térmica

Eólica

Hidroeléctrica
1.6.3 Ventajas y Desventajas de la Generación Distribuida
La GD es un enfoque que desde sus inicios ha tenido muchas ventajas, pero que, a
medida que su utilización ha sido ampliada, ha tenido críticas por los problemas que
acarrea. En la actualidad existe un debate acerca de esto. Sin embargo, con el
avance de la tecnología, los expertos han ido logrando reducir sus efectos.
Dentro de las ventajas que la GD tiene, podemos mencionar:

Reduce la utilización de las redes de transmisión de energía, al ubicarse
cerca del consumo y suaviza la inversión en activos fijos en la red de
transmisión.

En los sistemas de potencia reduce las pérdidas del sistema, al tener
menor uso de las redes eléctricas para el transporte de la energía.

Promueve la conexión directa a la red de distribución de las energías
limpias, haciendo conciencia por el medio ambiente y ampliando la
inversión en segmentos más extensos para las energías renovables.

Participación en el sector energético de pequeñas y medianas empresas,
dejando atrás el modelo el cual limitaba solo a grandes empresas locales
o transnacionales de alto capital.

Generación flexible, no conlleva grandes inversiones, ni mucho tiempo
de construcción para poner a funcionar una planta.

Mejora de los perfiles de voltaje en los buses de los sistemas de
distribución con GD, y consecuentemente su calidad de energía en ese
punto.

Mayor explotación de las energías renovables, induciendo una
disminución de emisión de gases contaminantes a la atmósfera.

En algunas ocasiones disminución del costo de la energía.
Algunas de las desventajas de la GD son las siguientes.
15

El costo de la tecnología a pequeña escala es mayor. Además los
conocimientos de las tecnologías de GD son cortos.

La red de distribución presenta un diseño que no permite el flujo de energía en
ambas direcciones, como lo requiere la GD. La red esta esquematizada para el
flujo en una sola dirección.

La interconexión con la red de distribución suele ser muy costosa, ya que los
encargados de administrar la red de distribución piden requisitos extremos.

Descoordinación y mal operación del sistema de protecciones.
1.6.4 Clasificación
El rango en la capacidad instalada de GD varía mucho más que su propio concepto. Pues
es bastante relativo el criterio de calificar a sus instalaciones como pequeñas,
relativamente a las grandes centrales de generación, en los libros de texto se manipulan
distintos rangos: < 500 kW; > 1 MW y < 5 MW;< 20 MW;<100 MW, e inclusive de tan solo
unos pocos kilovatios, por ejemplo 3 kW.
En la realidad, estos rangos de clasificación de las centrales categorizadas como
generación distribuida, dependerán de las características de la matriz eléctrica de un país.
1.6.5 Aplicaciones de la GD
La aplicación de la generación distribuida de una u otra tecnología su aplicación
depende de las consideraciones propias del usuario. En el presente trabajo la
aplicación a considerar es la de generación base.
En esta aplicación se genera energía eléctrica de manera continua, estando sujeta a
la variabilidad de las fuentes de energía. Las unidades de GD operan en paralelo
con la red de distribución, pudiendo interactuar con ella, vendiendo parte o totalidad
de la energía generada. En algunos casos cuando la generación no es suficiente, el
interesado compra energía del distribuidor como un complemento de la generación
propia consumida localmente.
El resto de las configuraciones más comunes de la GD son:
16

Generación aislada o remota: genera energía eléctrica y por medio de un
arreglo trabaja en modo de autoabastecimiento, debido a que la red de
distribución está muy lejos o no tiene la capacidad suficiente el
suministrador. No es la aplicación de interés en este estudio.

Soporte a la red de distribución: periódicamente o de forma eventual.
Obligada por las altas demandas en diferentes épocas del año o por
fallas en la red, la empresa eléctrica necesita reforzar su red eléctrica
instalando pequeñas plantas, comprendiendo la subestación de potencia.

Proporcionar carga en punta: suministra energía eléctrica en periodos de
punta, para lograr disminuir la demanda máxima del consumidor, y lograr
un ahorro en la factura ya que el costo de la energía en este periodo es
el más alto. Sin embargo, esta aplicación es casi imposible de utilizar sin
almacenamiento, debido a la variabilidad de las fuentes de energía.
17
18
2
2.1
CAPITULO 2. TECNOLOGÍAS DE PEQUEÑAS CENTRALES DE ENERGÍA
RENOVABLE.
Introducción
En el presente capítulo se buscará introducir al lector a las tres tecnologías de generación
en estudio. El planteamiento de las tecnologías se ha hecho en base a pequeñas
centrales, por lo que las características de grandes centrales no se han tomado en
cuenta.
Se comienza exponiendo las características del recurso utilizado. Describiendo además,
el proceso mecánico (hidroeléctrica, eólica) o químico (solar) de conversión de energía,
que existe en cada tecnología, y cada uno de los componentes que forman parte de la
central, exponiendo el funcionamiento que cada uno de ellos tiene.
Por otra parte, se describe el planeamiento de proyectos de energía renovable; los
principales parámetros a conocer en cada tecnología específica, que servirán para
verificar la factibilidad del proyecto en el sitio propuesto, y además para obtener
resultados que serán de utilidad durante el desarrollo del proyecto. Después se presenta
un análisis económico sobre las centrales eléctricas en estudio, al conocer los tipos de
costos que se presentan en estos tipos de centrales, y además se presentan algunos
costos de capital y de operación, particularmente para cada tecnología, por cada kilowatt
instalado. Por último, se comparan costos normalizados para las tres tecnologías en
estudio, por cada kilowatt generado en una hora durante un periodo de un año.
Para finalizar se detallan ciertos estudios que se han realizado en el país para calcular el
potencial solar y eólico. Así como también, el procedimiento para el desarrollo de
proyectos renovables en El Salvador.
2.2
Tecnologías de Energías Renovables en estudio
2.2.1 Pequeñas centrales hidroeléctricas
La generación de energía a partir de una corriente de agua es la fuente de energía
renovable más usada en el mundo para generar electricidad. En 1998, la energía
hidroeléctrica proporcionó aproximadamente el 21.6% de la capacidad eléctrica mundial y
18.8% de la generación.
19
En Centro América, la generación de electricidad por medio de los aprovechamientos
hidráulicos, históricamente ha sido una excelente vía para el desarrollo de los países que
conforman el área. Por lo que dentro de los registros de generación siempre representan
un porcentaje alto. Por ejemplo en 1999, la contribución en la capacidad instalada en CA
fue según se muestra en la figura 2.1
Figura 2.1 Contribución de la energía hidroeléctrica en Centroamérica. Adaptado de Bun-Ca [2002: p.5]
La mayor parte de esta energía es producida con centrales de gran escala que utilizan
presas y grandes embalses, los cuales pueden almacenar una gran cantidad de agua
para regular la generación. Estas centrales tienen la capacidad de generar cantidades
considerables de electricidad en forma constante durante ciertos periodos; sin embargo,
pueden causar impactos ambientales y sociales significativos, tales como: la obstrucción
de la corriente de ríos, la inundación de áreas considerables y la reubicación de
comunidades.
Respecto a lo anterior, existe la alternativa de construir pequeños sistemas, que pueden
variar de unos cuantos kW hasta 5 MW, los cuales no causarían los mismos problemas
ambientales, que los de gran escala, o al menos no a una proporción tan considerable.
Además, estos sistemas pueden contribuir a brindar el servicio de electricidad a zonas no
electrificadas de manera aislada o fortalecer a la red de distribución a través de un punto
de interconexión.
20
Para la interconexión a la red nacional de una pequeña central de este tipo, se debe
contar con una serie de equipos adicionales que permitan adecuar la energía generada a
las condiciones de voltaje, frecuencia y fase del sistema interconectado. Para esto, se
necesitan equipos electromecánicos que podrían demandan una mayor inversión capital.
Lo que podría incrementar los costos por kW instalado, en comparación con el de las
grandes centrales.
Para justificar económicamente una central pequeña se debe tratar de reducir sus costos
al simplificar los diseños y a veces se realiza a expensas de la eficiencia. De igual
manera, el costo de los equipos en pequeñas centrales puede incrementar hasta alcanzar
el 50% del costo total, razón por la cual, para mantenerlas competitivas, hay que buscar la
forma de reducir el costo de las obras civiles. Es por eso que en este tipo de centrales no
se contempla la construcción de las presas de embalse sino los diseños del tipo de agua
fluyente. Aunque en algunos casos favorables y de mayor capacidad, si se considera un
pequeño embalse de regulación diaria que puede estar ubicado en el mismo río o
preferentemente al final de la conducción.
Por todo lo anterior se acostumbra a reducir al máximo todas las inversiones tratando de
utilizar hasta donde sea posible, materiales locales de poco costo, tecnología sencilla y
reducción de las exigencias técnicas que incrementarían la inversión total del proyecto.
Recurso hidráulico
El agua constantemente se mueve a través del ciclo hidrológico. En este ciclo, el agua de
la atmósfera llega a la superficie de la tierra en forma de precipitación, gran parte de esta
agua se evapora (cerca de las dos terceras partes). La parte restante de ella, o se filtra en
el suelo, o se convierte en escorrentía superficial, debido a las condiciones topográficas
de los terrenos. Esta última es la que se aprovecha. El agua de la lluvia eventualmente
alcanza
estanques,
lagos,
embalses,
u
océanos
donde
la
evaporación
está
constantemente ocurriendo.
Para aprovechar la energía hidráulica se requiere que los ríos transporten los volúmenes
de agua necesarios, y que las condiciones topográficas sean adecuadas, es decir, que
haya caídas o saltos de agua — diferencias de altura — en su trayecto.
21
Proceso de Generación
La energía hidroeléctrica procede de cómo el ciclo hidrológico funciona. Para generar
electricidad, el agua debe estar en movimiento. Esta energía cinética hace girar los álabes
de una turbina de agua, la cual cambia la energía cinética a energía mecánica. El eje de
la turbina hace girar a un generador, que a su vez convierte esta energía mecánica en
electricidad.
Para una Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH), como se mencionó anteriormente, se
usan los sistemas de agua fluyente, los cuales no requieren de grandes embalses de
almacenamiento, a diferencia de las grandes centrales. Una central de agua fluyente
como se observa en la figura 2.2, es aquel aprovechamiento en el que se desvía parte del
agua del río mediante una toma, y a través de canales o conducciones se lleva hasta la
central donde será turbinada.
Figura 2.2 Ilustración descriptiva de una central de agua fluyente.
En centrales de agua fluyente hay diversas formas de realizar el proceso de generación
de energía. La característica común es que dependen directamente de la hidrología, ya
que no tienen capacidad de regulación del caudal turbinado y éste es muy variable. Estas
centrales cuentan con un salto útil prácticamente constante y su potencia depende
directamente del caudal que pasa por el río. En algunos casos se construye una pequeña
presa en la toma de agua para elevar el plano de ésta y facilitar su entrada al canal o
tubería de derivación. El agua desviada se conduce hasta la cámara de carga, de donde
22
sale la tubería forzada por la que pasa el agua para ser turbinada en el punto más bajo de
la central. Para que las pérdidas de carga sean pequeñas y poder mantener la altura
hidráulica, los conductos por los que circula el agua desviada se construyen con pequeña
pendiente, provocando que la velocidad de circulación del agua sea baja, puesto que la
pérdida de carga es proporcional al cuadrado de la velocidad. Una vez obtenida la energía
eléctrica el agua desviada es devuelta nuevamente al cauce del río.
Componentes de pequeñas centrales hidroeléctricas
Un sistema hidroeléctrico hace uso de los siguientes elementos:
a)
Obras civiles
Antes que el agua transite por la turbina, primero es canalizada a través de una serie de
componentes que controlan el flujo y filtran los desechos. Estos componentes incluyen el
canal de alimentación, la cámara de carga y el transporte de agua (canal, tubería o
tubería de presión). Como se observa en la figura 2.3
Figura 2.3 Parte de la canalización de una central de agua fluyente.
 Estructuras de desviación
Es un tipo de represa pequeña que se coloca en forma transversal al cauce del río con el
fin de producir un remanso que facilite la derivación del agua hacia la bocatoma. También
se utiliza para asegurar que la corriente esté siempre al alcance de la bocatoma en sitios
donde el caudal se reduce mucho durante la época seca.
23
 Bocatoma
Es una vía fluvial que corre paralelo a la fuente de agua, que se encarga de introducir y
controlar el ingreso de agua al canal, el cual incluye una compuerta de toma del recurso
hídrico. La bocatoma sirve como una zona de transición entre una corriente y un flujo de
agua que debe ser controlado, tanto en calidad como en cantidad.
 Canal
Es una estructura utilizada con el fin de conducir el agua a una distancia relativamente
grande desde la bocatoma hasta la entrada a la tubería de presión, con un mínimo de
pérdida de cabeza (mínimo de pérdida del nivel) y mínimo costo. Puede ser un canal
abierto o tubería enterrada.
 Cámara de carga
Es un punto de acumulación del agua antes de entrar a la tubería de presión. Como
acumulador, puede servir para entregar agua extra al sistema durante las horas pico o
para suplir temporalmente de agua en caso de una obstrucción. Además, funciona como
un estanque de asentamiento para los desechos de gran tamaño, lo que de otra manera
estos, podrían fluir al sistema y dañar la turbina.
El agua de la pre-cámara (cámara de carga) es alimentada a través de la rejilla coladera
que es una parrilla que elimina los desechos adicionales. El agua filtrada entra por las
puertas del aliviadero, controlada por el conductor que canaliza el agua directamente a la
turbina.
 Aliviaderos
Algunas veces puede ser necesario el uso de aliviaderos en la bocatoma, canal, cámara
de carga y desfogue de la turbina para que los excesos de agua sean retirados del
sistema y debidamente conducidos hacia un cauce estable.
 Desarenador
Se utiliza para eliminar la arena y sedimentos de la corriente en el canal.
24
 Tubería de presión
Es la tubería que conduce el agua a presión (tubo lleno) hasta la turbina.
b) Sala de máquinas
 Turbinas
Es el elemento encargado de transformar en energía mecánica la energía cinética del
agua. Existen diferentes tipos de turbina utilizadas según la relación de caída y agua.
Las turbinas comúnmente utilizadas en las centrales hidroeléctricas son la Pelton, la
Francis y la Propeller, las cuales son empleadas para grandes caudales de agua; sin
embargo hay un conjunto de turbinas especialmente para las PCH. Entre las cuales se
pueden mencionar:

Turbina de flujo cruzado Mitchell Banki u Osberger
Las turbina de flujo cruzado (fig. 2.4), también conocida como de doble impulsión, Mitchel
Banki u Osberger, está constituida por un inyector de sección rectangular provisto de un
álabe longitudinal que regula y orienta el caudal que entra en la turbina, y un rodete de
forma cilíndrica, con sus múltiples palas dispuestas como generatrices y soldadas por los
extremos a discos terminales.
El primer impulso se produce cuando el caudal entra en la turbina orientado por el álabe
del inyector hacia las palas del rodete. Cuando este caudal ya ha atravesado el interior del
rodete proporciona el segundo impulso, al salir del mismo y caer por el tubo de aspiración.
Este tipo de turbinas tienen un campo de aplicación muy amplio, ya que se pueden
instalar en aprovechamientos con saltos comprendidos entre 1 y 200 metros con un rango
de variación de caudales muy grande. La potencia unitaria que puede instalar está
limitada aproximadamente a 1 MW. El rendimiento máximo es inferior al de las turbinas
Pelton, siendo aproximadamente el 85%, pero tiene un funcionamiento con rendimiento
prácticamente constante para caudales de hasta 1/16 del caudal nominal.
25
Figura 2.4 Diagrama de turbina Mitchell-Banki

Turbina de impulso Turgo
Es una turbina hidráulica de impulso diseñada para saltos de nivel medio. Fue
desarrollada en 1919 a partir de una modificación de la turbina Pelton. La turbina Turgo
tiene varias ventajas sobre la turbina Francis, y sobre la misma Pelton. En primer lugar, el
rodete es más barato de fábrica que el de una Pelton. En segundo lugar no necesita una
carcasa hermética como la Francis. En tercer lugar tiene una velocidad específica más
elevada y puede manejar un mayor flujo para el mismo diámetro que una turbina Pelton,
conllevando por tanto una reducción del coste del generador y de la instalación. Es
precisamente por el bajo costo que se utilizan principalmente en instalaciones hidráulicas
pequeñas.
La turbina Turgo es una turbina de tipo impulso. El agua no cambia de presión cuando
pasa a través de los álabes de la turbina. La energía potencial del agua se convierte en
energía cinética en la tobera de entrada o inyector. El chorro de agua a alta velocidad se
dirige contra los álabes de la turbina que lo desvían e invierten el flujo. El impulso
resultante hace girar el rodete de la turbina, comunicando la energía al eje de la turbina.
Finalmente el agua sale con muy poca energía. Los rodetes de una turbina Turgo pueden
tener un rendimiento por encima del 90%.

Turbinas Gorlov.
Entre las turbinas hidrocinéticas para pequeñas centrales se destaca la turbina de tipo
helicoidal, desarrollada por el investigador Alexander M. Gorlov también basada en la
turbina Darreus, concebida en la década de 1930. Se diferencia de la primera por el
26
formato de las paletas de la hélice. Estas asumen una forma helicoidal y tienen un mayor
rendimiento y menor vibración, estando siempre una paleta en posición de recibir el flujo
del agua.
Las primeras pruebas fueron realizadas en 1996, en el Laboratorio de Turbinas
Helicoidales de Massachusetts, Cambridge, USA. A partir de estas pruebas se verificó
que esta es una máquina que ocupa poco espacio, es leve y fácil de manejar, presenta un
costo bajo de fabricación y una pequeña vibración mecánica.
Las turbinas Gorlov son turbinas hidráulicas capaces de generar hasta unos cuantos
kilowatts de potencia, operando independiente de la dirección de la corriente del río. Esta
turbina posee rotación unidireccional manteniendo una salida libre, con un rendimiento
máximo que puede alcanzar el 35%, es fabricada en aluminio y revestida con una capa de
material antiadherente, reduciendo de esta forma la fricción en el agua y previniendo la
acumulación de crustáceos y de deshechos. Puede ser usada en posición vertical u
horizontal.
La turbina Gorlov también puede ser denominada de turbina ―ecológica‖ en función de su
aspecto constructivo, o sea, dimensión, ángulo y distancia entre sus paletas, que permiten
el paso de peces, no afectando el medio ambiente.
Figura 2.5 Turbina Gorlov
27

Turbinas bulbo
Las turbinas bulbo no más que un tipo especial de turbina hélice, capaces de aprovechar
saltos de pequeño desnivel, pero de gran caudal. Estos grupos de turbinas fueron
concebidos en un principio para ser utilizados en cuencas fluviales de grandes caudales y
posteriormente han sido empleados también por las centrales mareomotrices.
La ventaja de estos grupos, en los que el agua se desliza axialmente, es muy superior a
los tradicionales de eje vertical. En primer lugar, se produce una mejor distribución de
velocidades del agua sobre los álabes, lo que permite disminuir el diámetro de las
mismas, para una misma potencia en comparación con las de eje vertical.
Otra ventaja la constituye la disminución de las pérdidas de carga, tanto a la entrada
como a la salida de la turbina lo que implica una mejora del rendimiento, presentando al
tiempo mejores condiciones a la cavitación, lo que origina una disminución del costo de la
obra civil.
Figura 2.6 Diagrama de una central hidroeléctrica con turbina tipo bulbo
Rangos de utilización y rendimientos de las distintas turbinas
Para la optimización de los recursos disponibles en una pequeña central hidroeléctrica, es
indispensable poder seleccionar la turbina adecuada para la generación que se requiere.
28
Es por esto que se deben conocer las características de las diferentes turbinas, sus
rangos de utilización y sus rendimientos.
La altura de la caída es un factor importante en la selección de la turbina a utilizar. Una
turbina de impulso es la mejor opción cuando la altura de la caída está por encima de
30m. Una turbina de reacción, lo es para caídas más bajas. Una altura de caída que es
menor a 2.5m es difícil para explotar.
En función del salto (grande o pequeño) y del caudal (variable o constante, alto o bajo),
utilizar un tipo de turbina puede ser más conveniente sobre otro. Esto es lo que nos indica
el rango de utilización de la figura 2.3, tomando en cuenta la curva de rendimiento de
cada turbina. En general, las áreas de mejor aplicación para las turbinas anteriores son
las siguientes:
- Kaplan: Saltos pequeños y caudales variables.
- Francis: Saltos elevados y variaciones de caudal moderadas.
- Pelton: Grandes saltos, independientemente de la variación de caudal.
- Osberger: Saltos elevados y variaciones de caudales moderadas.
-Turgo: Saltos elevados y variaciones de caudales moderadas.
Como se mencionó anteriormente, el rendimiento de cada turbina también varía en
función del salto donde vayamos a instalar la pequeña central. Esta variación es menos
acusada, pero conviene analizarla, ya que para obtener una estimación correcta de la
energía producida en un aprovechamiento hay que analizar el rendimiento de la turbina en
cada régimen de funcionamiento. También es importante tener en cuenta que las turbinas
de reacción grandes ofrecen mejores rendimientos que las pequeñas, ya que el
rendimiento aumenta cuando lo hace el diámetro de salida. Las curvas de rendimiento
dadas en los apartados anteriores corresponden a un rodete de tamaño medio. Para
rodetes de gran tamaño, superiores a los 3 metros de diámetro, se produce un incremento
de rendimiento.
29
Altura (m)
Pelton
Turgo
Francis
Ossberger
Kaplan
3
Caudal (m /s)
Figura 2.7 Campo de utilización de los diferentes tipos de turbinas. IDAE [2006: p.53]
 Alternador o generador
Es la máquina que transforma la energía mecánica de rotación de la turbina en energía
eléctrica. El generador basa su funcionamiento en la inducción electromagnética. El
principio de su funcionamiento se basa en la ley de Faraday, la cual establece que al
mover un conductor eléctrico en un campo magnético se produce una corriente eléctrica a
través de él. El generador, o alternador, está compuesto de dos partes fundamentales:
rotor, su función es generar un campo magnético variable al girar arrastrado por la turbina.
Estator, contiene los devanados sobre los que se genera la corriente eléctrica
aprovechable.
En centrales menores de 500 KW normalmente la tensión de trabajo del generador es
menor a 600 voltios. Para potencias más elevadas la generación suelen ser en media
tensión.
El generador puede ser de dos tipos: síncrono o asíncrono. Siendo el más común el
primero.
30
 Regulador
Es el dispositivo encargado de controlar la turbina y el generador.
 Transformador
Se utiliza para elevar el voltaje de la potencia generada. En muchos casos se puede
prescindir del transformador, pero si se debe transportar la corriente a grandes distancias
y el generador trabaja a bajo voltaje, es necesario elevar el voltaje para disminuir las
pérdidas.
 Líneas de distribución
Se encargan de recibir la energía eléctrica inyectada por la generadora, para que pueda
ser repartida hasta los puntos finales de utilización.
2.2.2 Pequeños Sistemas Fotovoltaicos
En la actualidad, la energía solar se puede transformar de dos maneras. La primera de
ellas es utilizando una parte del espectro electromagnético de la energía de sol para
producir calor, obteniéndose energía solar térmica. La segunda forma de transformación,
utiliza la otra parte del espectro electromagnético de la energía del sol para producir
electricidad, A este tipo de energía se le llama energía solar fotovoltaica. Este tipo de
generación se basa en la captación de energía solar y su transformación en energía
eléctrica por medio de celdas fotovoltaicas. Es una energía que tiene la característica de
ser autónoma, ilimitada, renovable y no perjudica la atmósfera.
La energía solar se encuentra disponible en todo el mundo. Cada año alrededor de 1500
millones de TWh de energía solar alcanzan la tierra. Aunque no toda la energía alcanza la
superficie terrestre, sino más bien alrededor del 47% lo hace. Esto representa 14000
veces la cantidad de energía usada por la humanidad cada año. Existen algunas zonas
del planeta que reciben más radiación solar que otras. En el caso particular de América
Central, los sistemas fotovoltaicos pueden ser una alternativa energética importante,
desde las perspectivas técnicas, económicas y ambientales, pues la región dispone
durante todo el año de abundante radiación solar. Radiación que incluso puede ser
aprovechada en días nublados.
31
Desde la perspectiva ambiental, la utilización de tecnología fotovoltaica contribuiría a la
disminución de generación por recursos fósiles. Realizando una comparación con otros
tipos de tecnologías alternas, un kWh fotovoltaico evita la emisión de 1 kg de CO2
comparado con un kWh generado con carbón, y 0.4 kg de CO2 usando gas natural.
Un sistema de base o células solares normales genera una pequeña cantidad de energía.
Para producir más energía, las células solares pueden ser interconectadas para formar
paneles o módulos. La gama de módulos fotovoltaicos en la producción van de 10 a 300
W.
Los pequeños sistemas fotovoltaicos utilizan una serie de paneles interconectados,
permitiendo una generación mayor. Sin embargo, el incremento de generación se ve
obstaculizado por el espacio utilizado, particular a esta tecnología. La experiencia de
campo considera que este espacio es de aproximadamente100 Wp/m2
Los precios de los equipos fotovoltaicos se han reducido considerablemente en años
recientes. Por ejemplo, del 2008 al 2009 se produjo un descenso del 50%.
Recurso Solar
El sol lleva brillando 5.000 millones de años y seguirá haciéndolo durante otros 6000. El
sol ha sido, desde siempre, fuente de vida y energía para la Tierra. En su interior se
provocan persistentemente reacciones de fusión nuclear que liberan energía. Átomos de
helio se forman mediante la combinación de átomos de hidrógeno, mientras que a energía
fluye desde el interior hasta la superficie del sol e irradia desde allí, en todas direcciones,
su abundante energía al espacio, que es emitida en forma de radiación electromagnética.
Principio de funcionamiento de la energía fotovoltaica
La conversión fotovoltaica se da por la foto-detección cuántica, es decir, la transformación
de la energía luminosa procedente de los rayos del sol en energía eléctrica, de una
manera limpia y directa. Para esto se necesita una lámina metálica semiconductora
llamada célula fotovoltaica. Cuando los fotones provenientes del sol sobrepasan la
atmósfera y luego impactan con átomos de materiales semiconductores, estos ceden su
energía causando el movimiento de electrones (energía eléctrica).
32
Un conjunto de paneles solares generan una determinada cantidad de corriente continua,
que es llevada a un inversor, que transformará esta corriente continua (DC) en corriente
alterna (AC), adaptando la señal a la de la red.
Componentes de pequeños sistemas fotovoltaicos
Figura 2.8 Ilustración de un sistema fotovoltaico interconectado con sus distintos componentes.
Las células fotovoltaicas forman parte de un conjunto de equipos construidos e
integrados, llamado sistema fotovoltaico. Este sistema es el encargado de realizar cuatro
funciones fundamentales:
- Transformar directa y eficientemente la energía solar en energía eléctrica
- Almacenar adecuadamente la energía eléctrica generada
- Proveer adecuadamente la energía producida
- Utilizar eficientemente la energía producida
Los componentes fotovoltaicos encargados de realizar las funciones anteriores son:
a)
Paneles fotovoltaicos
La transformación directa de la energía solar en energía eléctrica se realiza en un equipo
llamado panel fotovoltaico, el cual está configurado por numerosas celdas fotovoltaicas
basadas en el efecto fotovoltaico que produce una corriente eléctrica, cuando la luz incide
sobre algunos materiales.
33
Las celdas fotovoltaicas son hechas principalmente de un grupo de minerales
semiconductores, de los cuales el silicio es el más usado. El silicio se encuentra
abundantemente en todo el mundo porque es un componente mineral de la arena. Sin
embargo, tiene que ser de alta pureza para lograr el efecto necesario, lo cual encarece el
proceso de la producción de las celdas fotovoltaicas.
Las células solares tienen características eléctricas que varían con relación a numerosas
condiciones, la principal es la intensidad de la radiación solar. Una sola célula solar de
silicio modernos puede producir entre 2 y 3 W de potencia en función de su tamaño. Esta
tiene un tamaño de 10 por 10 centímetros.
Las celdas fotovoltaicas son soportadas mecánicamente y protegidas de los efectos
degradantes de la intemperie por medio un marco de vidrio y aluminio. Todo el conjunto
de celdas fotovoltaicas y sus conexiones internas se encuentra completamente aislado del
exterior por medio de dos cubiertas, una frontal de vidrio de alta resistencia a los impactos
y una posterior de plástico EVA (acetato de vinil etileno).
Existen en el mercado fotovoltaico una gran variedad de fabricantes y modelos de
módulos solares. Según los tipos de celdas empleadas para su fabricación, se clasifican
en:
 Paneles con celdas esféricas: Están compuestas por pequeños corpúsculos de
silicio como gotas de silicio, y consisten en una matriz de pequeñas células solares
esféricas capaces de absorber la radiación solar con cualquier ángulo
 Paneles con celdas monocristalinas: Están constituidas de un solo tipo de cristal
(silicio), caros y complejos de adquirir. Presenta una alta eficiencia respecto a las
otras tecnologías (forma circular o hexagonal). Son de color negro o azul uniforme.
 Paneles con celdas policristalinas: Están formadas por silicio mezclado con Arsenio
y galio, y son de fácil obtención. Están constituidas por pequeñas partículas
cristalizadas. Poseen un rendimiento considerable, aunque no duran mucho tiempo.
Para condiciones ambientales difíciles son perfectas y su remplazo no conlleva un
gasto económico fuerte.
34
 Paneles con celdas amorfas: Tienen un costo reducido, alta durabilidad, bajo
rendimiento y decreciente con el tiempo. Su similitud en la fabricación con los
diodos hizo posible que estas celdas fueran las primeras en ser manufacturadas.
Además los paneles son delgados y ligeros, hechos en forma flexible, por lo que se
pueden instalar como parte integral de un techo o pared.
En la actualidad se presentan numerosos esfuerzos por mejorar la eficiencia de los
paneles solares fotovoltaicos, tratando de disminuir sus dimensiones y que se instalen en
el menor espacio posible pero obteniendo la misma cantidad de energía.
b) Baterías
Debido a que la radiación solar es un recurso variable, en parte previsible (ciclo díanoche), en parte imprevisibles (nubes, tormentas); se necesitan equipos apropiados para
almacenar la energía eléctrica cuando existe radiación y para utilizarla cuando se
necesite. El almacenamiento de la energía eléctrica producida por los módulos
fotovoltaicos se hace a través de las baterías. Estas baterías son construidas
especialmente para sistemas fotovoltaicos, debido a los lentos ciclos de carga y descarga,
y para la aplicación en la cual serán utilizadas.
Generalmente, la vida útil de una batería de ciclo profundo es entre 3 y 5 años, pero esto
depende en buena medida del mantenimiento y de los ciclos de carga/descarga a los que
es sometida.
Debido a que el buen estado de la baterías es fundamental para el funcionamiento
correcto de todo el sistema, y a que el costo de la batería puede representar hasta un 1530 % del costo total, es necesario disponer de un elemento adicional que proteja la
batería de procesos inadecuados de carga y descarga, conocido como regulador o
controlador de carga.
c)
Regulador o Controlador de Carga
Este es un dispositivo electrónico, que controla tanto el flujo de la corriente de carga
proveniente de los módulos hacia la batería, como el flujo de la corriente de descarga que
va desde la batería hacia las lámparas y demás aparatos que utilizan electricidad. Si la
batería ya está cargada, el regulador interrumpe el paso de corriente de los módulos hacia
35
ésta y si ella ha alcanzado su nivel máximo de descarga, el regulador interrumpe el paso
de corriente desde la batería hacia las lámparas y demás cargas. Además permite la
desconexión automática de la batería cuando el nivel de carga de ésta ha descendido a
valores peligrosos.
d) Inversor
Los paneles fotovoltaicos proveen corriente directa de 12 ó 24 voltios por lo que se
requiere de un componente adicional, que transforme este voltaje adaptándolo al de la
red. Este componente es llamado inversor, y es un dispositivo electrónico que transforma
la corriente continua de baja tensión generada por los paneles fotovoltaicos en corriente
alterna al voltaje pre-establecido, para suplir a los usuarios, ya sea en sistemas aislados
o interconectados a la red. Poseen un buscador de máxima potencia, que adapta la
impedancia de carga para poder extraer el máximo valor.
Existen 2 tipos de inversores:
a) Inversores de conmutación natural: Su aplicación es para sistemas FV conectados a
la red, por ser quien determina el fin del estado de conducción en los dispositivos
electrónicos. Actualmente están siendo desplazados por los inversores de
conmutación forzada tipo PWM, conforme se desarrollan los transistores de tipo
IGBT para mayores niveles de tensión y corriente.
b) Inversores de conmutación forzada o auto conmutados: Se usan en sistemas FV
aislados. Pueden ser de salida escalonada (onda cuadrada) o de modulación por
anchura de pulsos (PWM). Se pueden conseguir salidas prácticamente senoidales y
por tanto con poco contenido de armónicos.
La suma instantánea de las potencias individuales de cada uno de los aparatos por
emplear no debe ser mayor que la capacidad máxima en vatios (W) del inversor. Se
recomienda utilizar inversores construidos especialmente para aplicaciones fotovoltaicas y
sobredimensionar la capacidad de éstos en un 20-30 % para prevenir expansiones futuras
en la instalación.
36
e)
Soportes
Según las necesidades para su colocación, el ángulo requerido y el tipo de módulo a
instalar, se seleccionan los tipos de soportes (dimensiones y modelos). Algunos tipos de
soportes para módulos solares son:
a) Soportes tubulares.
b) Bastidores para fijación en concreto.
c) Soporte tipo escuadra.
f)
Generador de gasolina (stand-by)
Generador para respaldar la demanda cuando no haya suficiente radiación solar o si se
quieren suplir alguna carga en la noche.
g) Otros
En instalaciones fotovoltaicas pequeñas es frecuente, además de los equipos antes
mencionados, el uso de fusibles para la protección del sistema. En instalaciones
medianas y grandes, es necesario utilizar sistemas de protección más complejos y,
adicionalmente, sistemas de medición y sistemas de control de la carga eléctrica
generada
2.2.3 Pequeñas Centrales Eólicas
En la actualidad debido a los avances tecnológicos respecto al aprovechamiento del
viento para generar potencia eléctrica, la energía eólica se considera una tecnología
madura. A finales de 2010 la potencia eólica instalada era de 194.4 GW. Actualmente, la
tecnología eólica se encuentra en posición de hacer una importante contribución al
suministro mundial de energía para los próximos años, y es considerada una de las
fuentes alternativas más económicas.
Con el enfoque de pequeñas centrales de generación con recursos renovables
distribuidos, los pequeños sistemas eólicos pueden efectuar una contribución significante
a las necesidades energéticas en una nación. Además que estos sistemas cuentan con
principales incentivos tales como las bajas emisiones de CO2 que se tienen al generar
potencia eléctrica con turbinas de viento, y además el potencial de la energía eólica para
ayudar a limitar el cambio climático.
37
Las pequeñas centrales eólicas hacen uso de una turbina eólica individual que puede
tener una potencia desde 10 kW hasta un poco arriba de 5 MW. Por otro lado las grandes
centrales hacen uso de un conjunto de turbinas eólicas, agrupándolas en lo que se
conoce como parques eólicos, los cuáles podrían alcanzar una gran generación.
En el presente trabajo se han considerado turbinas trabajando de manera individual, y no
mayores a 5 MW. Esto debido a que se tratan de interconexiones a sistemas de
distribución.
Las principales diferencias entre el uso de una sola turbina o el de un conjunto de ellas
radica en lo siguiente:
1. Decisiones de compra. La decisión de instalar un parque eólico está en parte
basada por consideraciones financieras, por ejemplo el retorno de la inversión, o
el buscar tener una alta participación en el mercado eléctrico. Por el contrario, la
decisión de instalar pequeñas turbinas eólicas puede ser basada en una amplia
variedad de factores incluyendo: pequeñas contribuciones, independencia
energética, estabilidad en el precio de la energía o el deseo de contribuir a un
medio ambiente más limpio.
2. Valor de electricidad generada. El precio de la energía suministrada por los
pequeños sistemas eólicos podría ser vendida a diferente precio, utilizando
ciertos mecanismos propios de ventas al por menor, para recursos renovables.
3. Tecnología. Las pequeñas turbinas eólicas involucran diferencias en base a la
tecnología al operar una sola turbina, y no un conjunto de ellas. Naturalmente, un
proyecto a gran escala conectado a la red, requeriría de un estudio de viento más
profundo que un pequeño sistema.
4. Requerimientos de instalación. Las instalaciones de pequeños sistemas involucra
diferentes: marcos legales, tratamiento fiscal y exigencias técnicas de instalación.
Existen diferencias en términos de los requerimientos para estudios eólicos y
evaluaciones medio-ambientales, entre los dos tipos de centrales eólicas.
Además, para las pequeñas, su generación es generalmente comercializada bajo
contratos a mediano plazo.
38
Recurso eólico
El viento es el movimiento del aire en respuesta a las diferencias de presión dentro de la
atmósfera. Diferencias de presión que ejercen una fuerza causante del movimiento de las
masas de aire, de una región de alta presión a una de baja presión. Ese movimiento es el
viento. Ya que las diferencias de presión son causadas por efectos diferenciales de
calentamiento del sol en la superficie de la tierra, se puede decir que la energía del viento
es una forma de energía solar.
De la energía solar que llega a la Tierra por radiación, sólo alrededor del 0.25% se
convierte en corrientes de aire. Esta cantidad es todavía 25 veces mayor al consumo
energético total mundial.
Es de suma importancia entender la característica más notable de la naturaleza del
viento: su variabilidad, la cual es relativa tanto al tiempo, como al lugar.
Entre las variaciones relativas al tiempo, podemos mencionar variaciones en gran escala,
que se refieren a la variación de la cantidad de viento de un año a otro, con incluso
grandes variaciones durante largos periodos. A las variaciones en pequeñas escalas, de
segundos o menos, más aleatorias y menos predecibles, se les conoce como turbulencia.
Estas pueden tener efectos relevantes en el diseño y desempeño de las turbinas eólicas
individuales, así como también en la calidad de la potencia entregada a la red y sus
efectos en los consumidores.
Las variaciones relativas al lugar, normalmente se deben a que existen regiones con más
viento que otras, determinadas por razones como la geografía, las altitudes, la vegetación,
etc. La característica que mayor efecto tiene son los accidentes geográficos del lugar.
Mas viento es experimentado en la cima de colinas y montañas, que en los valles. Aunque
también, las velocidades del viento se ven significativamente reducidas por obstáculos
tales como árboles o edificios.
Funcionamiento
Una turbina eólica es un dispositivo utilizado para extraer energía cinética del viento. Al
colocar una turbina eólica en la trayectoria del viento, se extrae una parte de la energía
cinética acarreada por el viento (El mayor porcentaje de viento que se puede extraer esta
39
dado por el límite de Betz y es aproximadamente del 59%). El viento consecuentemente
deberá reducir su velocidad, pero sólo la masa de aire que pasa a través del disco del
rotor será afectada. Asumiendo que la masa de aire afectada permanece separada del
aire que no pasa a través del disco, y que además no disminuye su velocidad, una
superficie fronteriza puede ser trazada formando una corriente tubular con sección
transversal circular. (Figura 2.6)
Debido a que el aire dentro de la corriente tubular disminuye su velocidad, pero no se
comprime, el área transversal deberá expandirse para acomodar el aire que se mueve
más lento. Además, un aumento de la presión estática es dado en este punto, para
compensar el decrecimiento en energía cinética.
Figura 2.9 Formación de una corriente tubular. Burton [2001: p. 42]
La manera en que la energía extraída es convertida en energía utilizable depende del
diseño de cada turbina en particular. La mayoría de convertidores emplean un rotor con
cierto número de aspas rotando con una velocidad angular w sobre un eje normal al plano
del rotor y paralelo a la dirección del viento.
Luego, las aspas, dentro de la corriente tubular, debido a su diseño aerodinámico
desarrollan un par, que las pondrán en movimiento, causando al rotor que gire. El rotor de
una turbina es conectado a un eje, el cual es conectado a un generador eléctrico (en este
caso llamado aerogenerador). La lenta rotación del eje es normalmente incrementada con
el uso de una caja de engranes, desde la cual el movimiento rotacional es entregada al
generador. La potencia eléctrica de salida del generador es luego llevada a través de
cables al pie de la torre de la turbina, a una subestación donde es inyectada a la red.
40
Turbinas Eólicas
Las pequeñas turbinas eólicas están generalmente categorizadas como:
1. Turbinas de eje horizontal
En estos modelos, el eje es paralelo a la dirección del viento, y debe siempre
encontrarse
alineado
con
este.
Estos
tipos
de
turbinas
son
simples
mecánicamente y requieren un espacio relativamente pequeño en la superficie
donde será montada y asegurada la torre. La mayoría de turbinas montadas en la
actualidad son de este tipo.
Con un eje horizontal, el rotor gira en un plano vertical, por lo que debe ser
levantado en una torre para que las aspas estén libres del suelo y de la capa de
turbulencia de aire. Además, la caja de engranes y el generador están unidos
directamente al eje de la turbina así que estos también deben ser ubicados en la
torre, a una gran altura del suelo; esto aumenta el costo tanto de instalación como
de mantenimiento. Por último, las turbinas de eje horizontal deben incluir un
sistema de pivote para que el rotor se pueda alinear con el viento, a medida que
este cambie su dirección.
2. Turbinas de eje vertical
En estos modelos el eje es perpendicular a la superficie, Estas turbinas
típicamente requieren mayor espacio para montar y asegurar. Hay pocas turbinas
de este tipo en comercialización.
Este tipo de turbina no tiene que estar de frente al viento, siendo una de sus
ventajas, ya que opera sin importar la dirección por la cual está circulando el
viento, por lo que no necesita mecanismo de pivote, disminuyendo su costo.
Además, este sistema está sobre un soporte al nivel del suelo. Tanto, la caja de
engranes como el generador, pueden ser ubicados en tierra, facilitando así el
mantenimiento y disminuyendo aun más su costo.
Las turbinas que se encuentran en el mercado son muy confiables, con factores de
disponibilidad de más de un 98%, lo cual significa que pueden operar durante más del
41
98% del año; generalmente, apagándose sólo durante el período de mantenimiento o un
fenómeno natural. Además, las turbinas sólo requieren mantenimiento cada seis meses.
Componentes de una turbina eólica
Existen varios tipos de turbinas y cada una puede tener diferentes componentes,
dependiendo de la aplicación; sin embargo, usualmente consisten de los siguientes
componentes:
Figura 2.10 Componentes de una turbina eólica. Focus [2009: p.440]
a)
Rotor
El rotor es el elemento principal de una máquina eólica, consta del eje y de las aspas. Las
aspas del rotor pueden ser hechas por una variedad de materiales, incluyendo metal,
madera, materiales compuestos y fibra de carbono. Desde un punto de vista de diseño
práctico moderno, un peso liviano es considerado una propiedad deseable y los
materiales más comunes en uso son plástico con reforzamiento de cristal y de madera de
resina epoxídica.
Otro parámetro de diseño es el número de aspas en el rotor. Tanto peso como costo
incrementa proporcionalmente al número de aspas. Los diseños más comunes utilizan
tres aspas, a pesar de que uno, dos y cuatro aspas se han intentado. En general, una
turbina de tres aspas ofrece mejor rendimiento.
42
El diseño del tamaño de la máquina está determinado por la salida de potencia de la
máquina a desarrollar. Cuanto mayor sea el diámetro del rotor, mayor podrá ser la
cantidad de energía capturada.
El parámetro que determina la forma del rotor, es el método de control usado para
prevenir que el rotor gire demasiado rápido cuando las velocidades del viento son
demasiado altas.
b) Tren de mando y generador
El tren de mando consiste en el sistema que permite acoplar la velocidad de las aspas a
la velocidad del rotor. Está formado por un eje de baja velocidad, un eje de alta velocidad
y una caja engranes.
Como se mencionó anteriormente, la velocidad normal a la cual la turbina rota es baja, de
aproximadamente de 25-300 RPM, mientras que los generadores convencionales operan
entre 800 – 3600 RPM, por lo que una forma de aceleramiento es necesario, usualmente
a través de una caja de engranes. La velocidad del generador debe ser también
controlada de manera que permanezca sincronizada con la red.
La caja de engranes es el componente con mayor probabilidad de fallar en una turbina
eólica. Una solución a este problema es eliminar la caja de engranes en conjunto y utilizar
un sistema donde el rotor esté conectado directamente al generador. Y para esto, existe
una nueva propuesta que consiste en la utilización de generadores de velocidad variable.
Este tipo de generador produce potencia a cualquier velocidad que la turbina gire. Sin
embargo, la frecuencia variable de salida debe ser convertida electrónicamente a la
frecuencia de la red, aumentando el costo de la turbina eólica.
El sistema de orientación para el pivote está compuesto por el cojinete, los motores
eléctricos, los sensores y un freno mecánico.
c)
Chasis
Es el contenedor de los elementos claves de la turbina, como la caja de engranes y el
generador. Usualmente, se trata de una pieza metálica forjada, sobre la cual se montan
las diferentes partes del tren de conversión modularmente, al mismo tiempo que lo
43
protege del ambiente y sirve de aislante al ruido mecánico de la caja de cambios y del
generador.
d) Torre
Las torres son utilizadas como estructuras de soporte, que deben tener la capacidad de
aguantar el empuje del viento que transmiten el sistema de captación y las eventuales
vibraciones. Estas torres han sido construidas en una variedad de estilos incluyendo
diseño enrejado de acero, diseño cilíndrico de acero o diseños de concreto. El primer
estilo es el más común, pero generalmente ha sido reemplazado por diseños cilíndricos.
La altura de una torre será determinada por el diámetro del rotor y la necesidad de evitar
la capa de aire turbulento cercana a la tierra. Por ejemplo, una turbina de 750 kW suele
tener una altura típica de 63 metros. Aunque el uso de torres más altas significa un costo
mayor al inicio, este disminuye el período de la recuperación de la inversión, debido a que
la velocidad del viento aumenta con la altura y logra generar más energía.
e)
Sistema de monitoreo
El equipo de monitoreo estándar usualmente incluye un voltímetro para las mediciones del
voltaje, y un anemómetro que es el encargado de medir la velocidad del viento y transmitir
la velocidad de estos datos al controlador.
f)
Sistema de seguridad
Es el encargado de mantener a la turbina en una situación estable y segura, en caso de
que ocurran anomalías tales como pérdida de carga, velocidad de rotación o temperatura
del generador a causa de cambios demasiado altos.
2.3
Pequeños Sistemas interconectados a la red
Dentro de las aplicaciones de las pequeñas centrales renovables, existen tanto sistemas
interconectados como aislados. En relación con los sistemas aislados, las pequeñas
centrales muchas veces son la fuente de electricidad más económica para sitios retirados.
Este tipo de sistemas son independientes de la red de suministro eléctrico del lugar.
44
Por el contrario, si la legislación del sector eléctrico lo permite, existe la oportunidad de
suministrar energía a la red con pequeños sistemas renovables. Esto es aplicable en los
casos en que exista una red en las proximidades del centro de consumo.
En este esquema, la energía requerida por el usuario sería suministrada por el pequeño
sistema renovable o por la red eléctrica. Si el generador produce energía en exceso, se
entrega el excedente a la red eléctrica, y si se produce menos energía de la requerida, se
toma de la red.
En sistemas interconectados, el costo de la instalación se verá incrementado, ya que
tendrá que contar con diferentes equipos que le permitan cumplir con las normas
establecidas para la conexión con el sistema de distribución. Este equipo adicional estará
incluido en las siguientes categorías:
1. Equipo para el acondicionamiento de la potencia: es el equipo utilizado para
cumplir con las normas respecto a la calidad de la energía que debe ser
entregada, para no afectar la calidad de la potencia de la red.
2. Equipo de seguridad: este equipo servirá para proteger tanto el sistema
generador, como las instalaciones y equipo del servicio distribuidor, así como
también a los encargados de mantenimiento del mismo. Este equipo será el
encargado de tener una desconexión segura, un aterrizamiento apropiado, y
protección contra sobrevoltaje en cualquier lado del punto de interconexión.
3. Medidores e instrumentación: este tipo de instrumentos permitirán al generador
monitorear la cantidad de electricidad que el sistema produce y la cantidad que
está siendo inyectada a la red.
2.4
Planeamiento
2.4.1 Planeamiento Hidroeléctrico
La potencia de una central hidroeléctrica es proporcional a la altura del salto y al caudal
turbinado, por lo que es muy importante determinar correctamente estas variables para el
diseño de las instalaciones y el dimensionamiento de los equipos.
Lo principal es la elección de un caudal de diseño, ya que permitirá que la energía
producida sea la máxima posible en función de la hidrología. Por lo que en el caso del
45
planeamiento hidroeléctrico el conocimiento del régimen de caudales del río en la zona
próxima a la toma de agua es imprescindible.
Este se puede conocer a través de una medición del caudal durante cierto periodo. La
medición de los caudales del río se realiza en las diferentes estaciones posibles. Si no
existen estos datos medidos, se realiza un estudio hidrológico teórico, basado en datos de
precipitaciones de la zona o en datos existentes de cuencas semejantes.
Al final, en todo estudio hidrológico, sea teórico o con datos reales de caudales, se debe
obtener una serie anual lo suficientemente grande para realizar una distribución
estadística que tipifique los años en función de la aportación registrada: años muy secos,
secos, medios, húmedos y muy húmedos.
La expresión que nos proporciona la potencia instalada es la siguiente:
(Ec. 2.1)
Donde:
P = potencia en kW
Q = Caudal de equipamiento en m3/s
Hn = Salto neto existente en metros
e = Factor de eficiencia de la central
2.4.2 Planeamiento solar
La potencia de una planta fotovoltaica depende de la radiación solar e insolación, estos
valores varían muy poco con el tiempo y no se desfasan mucho de su valor entre un año y
otro. Con los datos meteorológicos obtenidos se construyen curvas comparativas entre
insolación-radiación que establecen una relación directa entre ellas. Una curva de
insolación promedio mensual indica el tiempo que se puede generar ya que muestra el
tiempo en que se recibe la radiación directa.
La gráfica de radiación solar media a lo largo de los años indica la radiación solar
promedio mensuales y la frecuencia de la radiación (distribución) dando a conocer el
tiempo que se tiene radiación con la que es viable generar.
46
Figura 2.11 Ejemplo de una grafica de Radiación Solar durante un año.
Según el
análisis de los estudios anteriores, la situación del lugar y la factibilidad
económica en un sitio determinado, se llega a una conclusión de la capacidad de potencia
pico que puede llegar a tener el sistema fotovoltaico, consecuentemente del número de
paneles, así como del tipo de tecnología.
La capacidad energética nominal de los módulos fotovoltaicos se indica en vatios-pico
(Wp), lo cual indica la capacidad de generar electricidad en condiciones óptimas de
operación.
La capacidad real de un módulo fotovoltaico difiere considerablemente de su capacidad
nominal, debido a que bajo condiciones reales de operación la cantidad de radiación que
incide sobre las celdas es menor que bajo condiciones óptimas; es decir, cuando recibe
una radiación solar de 1000 vatios por metro cuadrado (W/m2) y sus celdas poseen una
temperatura de 25 °C. En condiciones reales, un panel determinado producirá una
potencia mucho menor a la nominal.
En el mercado, se pueden encontrar módulos fotovoltaicos de baja potencia, desde 5 Wp;
de potencia media, por ejemplo 55 Wp; y de alta potencia, hasta 300 Wp. En aplicaciones
de electrificación rural suelen utilizarse paneles fotovoltaicos con capacidades
comprendidas entre los 50 y 100 Wp. La vida útil de un panel fotovoltaico puede llegar
hasta 30 años, y los fabricantes generalmente otorgan garantías de 20 o más años.
47
2.4.3 Planeamiento Eólico
En el caso del recurso eólico, conocer la variabilidad del viento es importante para la
realización de pronósticos precisos para integrar la energía eólica a una red de
distribución, permitiendo que la planta generadora inyectando a la red, este organizada
apropiadamente.
Tales pronósticos caen ampliamente en dos categorías: predicción de variaciones
turbulentas cortas y pronósticos a largo plazo.
Los primeros necesariamente dependen de técnicas estadísticas para la extrapolación del
pasado reciente; mientras que los segundos pueden utilizar métodos meteorológicos.
Las predicciones de variaciones turbulentas, minutos o segundos antes que sucedan,
serán útiles para ayudar al control operacional de las turbinas eólicas. Y los pronósticos a
largo plazo, durante periodos de horas o días, serán útiles para el planeamiento y
desarrollo de plantas eólicas.
Poder elegir la mejor ubicación de una planta eólica garantizará la optimización de su
generación, esto se debe a que la generación depende fuertemente de la velocidad del
viento, en realidad, la energía contenida en el viento varía con la tercera potencia de la
velocidad del viento, es decir, si se dobla la velocidad, entonces la energía que acarrea
incrementa ocho veces.
Por lo tanto, el punto inicial de cualquier proyecto eólico debe ser un lugar con mucho
viento. En la figura 2.8 se presenta un registro de velocidades de viento en km/hr durante
un día en un sitio específico. Registros como este son de utilidad para estimar la
velocidad promedio en un sitio.
Figura 2.12 Ejemplo de un registro de velocidades de viento durante un día.
48
Típicamente, velocidades de viento mayores que 3 m/s son necesitadas para que una
pequeña turbina comience a generar electricidad (de 6 m/s para turbinas grandes), esta
velocidad se le conoce como de corte inferior. La velocidad de corte superior, usualmente
de 20 m/s, es donde la turbina se detiene para protegerse a si mi misma de daños. En
general, una velocidad de viento no menor que 18-19.8 km/hr (5 m/s – 5.5 m/s) es
considerada económicamente explotable en un sitio en tierra.
Existen otros factores que también influyen en la decisión sobre la localización de una
turbina. Por ejemplo se considera cuando el viento pasa sobre desigualdades de la tierra
e interfiere con el flujo del viento, esto causará una cantidad significante de turbulencia. El
aire turbulento creará mayores esfuerzos en las aspas de la turbina, pudiendo ocasionar
daño.
Una vez seleccionado el sitio donde se ubicar la turbina, el siguiente paso es seleccionar
la dimensión de la turbina dependiendo de la velocidad promedio del viento que se tendrá,
el generador, y la subestación. En general, el transformador estará dimensionado por la
capacidad pico del generador de acuerdo a la capacidad disponible en la red.
Basada en la velocidad máxima esperada para una turbina eólica, y tomando en cuenta la
relación cúbica entre la velocidad del viento, se encuentra la potencia generada, a una
velocidad específica, a partir de la ecuación 2.2.
(Ec. 2.2)
Para determinar cuanta electricidad puede una turbina producir con el viento, se necesita
conocer la variación de la velocidad del viento en el tiempo, y la cantidad de electricidad
que una turbina genera a diferentes velocidades de éste. La velocidad del viento es con
frecuencia expresada como una curva de distribución de la velocidad (ecuación 3.3), la
cual describe el número de horas por año que el viento sopla a diferentes velocidades.
Por otra parte, cada modelo de turbina eólica es probado por el fabricante para medir la
salida de potencia a diferentes velocidades, y es reflejada como una curva de potencia.
La combinación de ambas curvas ofrece el valor estimado de la electricidad que la turbina
generaría, en un periodo determinado, en ese sitio.
49
2.5
Economía de pequeñas centrales
Toda central eléctrica, independientemente de la tecnología, tiene costos inherentes, y es
lo que determina la inversión necesaria y el gasto continuo que se tendrá durante la
generación. Estos gastos son los que definirán el costo específico de generación en $/kW
de cada tecnología.
Los tipos de costos que existen en una central eléctrica renovable son: costos de capital,
costos de operación y costos de mantenimiento. Se diferencia con otros tipos de centrales
eléctricas al no tener costo por combustible.
2.5.1 Costos de Capital
Los costos de capital de una central eléctrica incluyen los costos iniciales de inversión.
Entre estos están: la adquisición del terreno donde la planta será construida, costos
legales y de permisos, el equipamiento necesario para comenzar a operar la planta, el
costo de la construcción de la planta, el costo del financiamiento y el costo de la puesta en
marcha de la planta.
a) Hidroeléctrica
Los costos de capital son principalmente los gastos de componentes estructurales (casa
de máquinas, presa, bocatoma, desarenador, canaletas), de los componentes mecánicos
(válvulas, turbinas), y de los componentes eléctricos (generador, transformador,
interconexión), y algunos gastos que puedan también ser inherentes como adquisición del
terreno, proceso de autorización, etc.
Estos costos son sumamente dependientes de la localización, por lo que pautas
generales no pueden ser dadas. En muchos casos los costos por trabajos estructurales
(obra civil) forman del 40% al 50% de los costos en su totalidad. Los costos de los
componentes mecánicos son aproximadamente del 30% para pequeñas plantas
hidroeléctricas. Apenas del 5% al 10% para la dirección de obra. Y un porcentaje del 22%
para los equipos eléctricos, regulación, control y línea.
En comparación con la construcción de nuevas plantas, los costos de la rehabilitación de
antiguas centrales para su modernización son más bajos.
50
Aparte de la capacidad nominal, los costos de ejecución de las centrales de agua fluyente
son también dependientes de la altura en la ubicación potencial. Por lo tanto, en la
mayoría de los casos las centrales con la misma capacidad tienen menores costos de
capital al incrementar la altura entre el nivel aguas arriba y el de aguas abajo.
b) Fotovoltaica
Los costos de instalación de los sistemas fotovoltaicos generalmente incluyen costos de
los inversores y paneles, costos por estructuras, costos por diseño, etc. Comúnmente, los
costos específicos ($/kW) decrecen a medida que el tamaño del sistema aumenta, por
ejemplo, el costo total de inversión en un sistema de tecnología policristalino tiene los
costos promedios mostrados en la figura 2.9, para diferentes capacidades:
Figura 2.13 Costos de inversión de sistemas fotovoltaicos según el tamaño. Kaltschmitt [2007]
Además de que los precios de los paneles son reducidos para mayores capacidades,
debido a que se tienen mayores volúmenes de venta, esta digresión de precios también
se debe a la disminución de costos de los inversores para capacidades instaladas
mayores.
La mayor parte de los costos de un sistema fotovoltaico son los paneles solares. Para
paneles de tecnología monocristalinos el promedio del costo se estimaron en 2007 entre:
2900 y 4785 US$/kW. Los precios de los módulos fotovoltaicos policristalinos varían
ligeramente debajo de estas cantidades, se consideraron aproximadamente entre 2755 y
4640 US$/kW. De acuerdo con estos datos los costos de los paneles contribuyen con el
55% al 65% de las inversiones en total requeridas para un generador fotovoltaico. Los
inversores, en cambio, cuentan con una participación del 7% al 12% de la inversión total
en un sistema fotovoltaico.
51
c) Eólica
El costo de un proyecto eólico eléctrico puede variar dependiendo de varios factores,
entre los cuáles se destacan la capacidad eléctrica a instalar, la inclusión de baterías, el
uso de un inversor y aspectos relacionados con la instalación, como la distancia al punto
de interconexión y el acceso al proyecto.
Para la evaluación de los costos de inversión de una turbina eólica, varios parámetros de
diseño intervienen y evidencian las características principales dentro de una amplia
variedad de diseños actuales disponibles. Estos parámetros son: capacidad nominal,
diámetro del rotor, altura de la torre, confiabilidad, eficiencia, y vida útil.
Además del costo de la turbina, el costo de inversión abarca los costos de producción,
transporte, ensamblaje, montaje y conexión a la red, dentro de los cuáles, las condiciones
del tamaño y la ubicación tendrá una influencia considerable.
Los costos totales de un sistema eólico con una capacidad de 1.5 MW se estimaron en el
2007 de 1580.5 US$/kW. El costo de la turbina representa del 25% al 50% de la inversión
total, y pueden esperarse que operen entre 20 a 30 años.
Después de la turbina el costo de la interconexión con la red tiene el mayor porcentaje
respecto al costo total del sistema eólico.
Actualmente, los proyectos eólicos suelen financiarse a plazos relativamente cortos y a
tasas de interés comerciales, lo cual implica, generalmente una elevada carga de deuda
en los primeros diez años; por ello se busca que los arreglos financieros cuenten con un
financiamiento a largo plazo, como los de proyectos energéticos convencionales.
2.5.2 Costos de Operación
Los costos de operación incluyen el mantenimiento y costos de servicio, así como también
gastos futuros. A diferencia de los costos de capital que son invertidos una sola vez, los
costos de operación son continuos, es decir, que son costos en los que la planta incurrirá
siempre que esta esté funcionando.
52
a) Hidroeléctrica
En centrales hidroeléctricas óptimamente diseñadas y de bajo mantenimiento, los costos
de operación son muy bajos. Los costos variables se producen debido a personal,
mantenimiento, administración y seguros. Los costos de operación anual son
aproximadamente del 1% al 4% de la inversión total. Para centrales hidroeléctricas
pequeñas, los costos de operación son usualmente más altos que aquellos de las plantas
más grandes. El NREL evalúa estos costos alrededor de 18 US$/kW-año.
b) Fotovoltaica
De acuerdo al tipo de instalación y al tamaño de la planta, el NREL estima que los costos
de operación variaron en el 2006 entre: 5 y 30 US$/kW-año.
c) Eólica
Los costos de operación que incluyen los gastos de arrendamiento de tierras, seguros,
mantenimiento, reparación, se estiman del 5-8% de los costos de capital. Dentro del cual
los gastos de operación y mantenimiento incluyen un 57% y el resto son gastos de
alquiler, seguros, administración, etc. Para el ejemplo del sistema de 1.5 MW se tuvo un
estimado del costo total de operación de 137.75 US$/kW-año en el 2007.
2.5.3 Factor de planta
El factor de planta es la relación entre la energía real generada en un período
determinado, en relación con el máximo posible si el generador produce su potencia
nominal todo el tiempo. Para cada una de las tres tecnologías en estudio los factores de
planta se consideran dentro de los rangos que se muestran en la figura 2.10
53
Figura 2.14 Rangos de consideración de los factores de planta de las tecnologías en estudio. NREL
2.5.4 Comparación de Costos de Generación
Para hacer una comparación del costo de cada kW generado en cada tecnología
anteriormente expuesta, se utilizará el método del costo normalizado de electricidad,
tomando como base un período de un año de generación. Este costo normalizado será
calculado a partir de las inversiones totales, el factor de planta y los costos de operación
anuales específicos para cada tecnología.
El costo normalizado de electricidad es calculado usando la siguiente fórmula:
(Ec. 2.3)
Donde 8760 representan las horas totales en un año
Para todos los casos y para usos representativos se asumirá un financiamiento de 20
años y un descuento del 10%.
Para las tres tecnologías, los rangos dentro de los cuales se considera que varía el costo
de un kW generado en una hora, se presentan en la figura 2.11
54
Figura 2.15 Rangos de costos normalizados de generación de las tecnologías en estudio. NREL
2.6
Consideraciones Ambientales
a) Hidroeléctrica
Durante su operación, las centrales hidroeléctricas pueden tener efectos ambientales, que
dependiendo de la capacidad de la central pueden llegar a ser relevantes. En las
centrales grandes, la construcción de un embalse puede provocar efectos en los hábitats
ecológicos aguas abajo, o en el mismo embalse; así como también en las orillas de los
ríos y condiciones de vida de personas que allí viven.
Para centrales pequeñas de agua fluyente, las desviaciones de los ríos tienen efectos de
remanso o reservorios los cuales influyen en las condiciones ecológicas de las secciones
de los ríos involucrados y los hábitats fluviales adyacentes. En estas construcciones, las
velocidades del flujo de agua son significantemente reducidas y el esfuerzo provocado por
el fondo del río disminuye. Esto conduce a un incremento en la sedimentación de
pequeños materiales granizos. Además, si las desviaciones provocan obstáculos para la
libre circulación de los peces, y además reducen el hábitat acuático, podría existir una
reducción cuantitativa en el número de peces, así como también de su diversidad.
En general, los efectos ambientales y sociales de las centrales menores a 5 MW muchas
veces se podrían considerar despreciables, dependiendo de las condiciones del río y
también de sus alrededores.
55
b) Solar
La energía Solar es considerada uno de los métodos más ambientalmente benignos para
generar electricidad. Los pequeños sistemas fotovoltaicos, al no existir combustión, no
ocasionas emisiones de CO2 durante su operación. Una instalación fotovoltaica tampoco
produce ruido. Además, no asume el gasto de combustibles fósiles, y ayuda a la no
dependencia energética de países extranjeros productores de esos combustibles. A pesar
de lo anterior estas centrales si tienen un impacto ambiental.
A una gran escala, este tipo de central requiere una gran cantidad de espacio, más de la
requerida por una central tipo fósil; pero, con los pequeños sistemas, el espacio no
ocasiona mayor inconveniente. En algunos casos, los paneles solares son instalados en
los techos o incorporados a edificaciones ya existentes.
Efectos ambientales relacionados con la construcción de una central fotovoltaica ocurren
especialmente durante la producción de las celdas fotovoltaicas. En años recientes ha
existido una discusión principalmente en el contexto del consumo de recursos minerales
escasos y tóxicos. En conjunto, los efectos ambientales relacionados a la fabricación de
celdas fotovoltaicas son equivalentes a los de la industria de los semiconductores en
general.
El derrame de la solución de ácido sulfúrico de las baterías representa un peligro para la
piel de las personas y para el suelo. En la mayoría de los casos, esta contaminación se
produce cuando se abandona irresponsablemente a la intemperie, baterías que han
cumplido su vida útil. Debe existir un programa eficaz de retiro y reciclaje de baterías.
c) Eólica
Existe un amplio consenso en nuestra sociedad sobre el alto grado de compatibilidad
entre las instalaciones eólicas y la capacidad de los ecosistemas naturales. En
comparación con las fuentes de energía convencionales, los impactos ambientales de la
energía son mínimos y locales, y por lo tanto se pueden monitorear y mitigar con relativa
facilidad. Las turbinas eólicas no emiten sustancias tóxicas o gases, por lo que no causa
contaminación del aire, del agua y del suelo, y no contribuyen al efecto invernadero y al
calentamiento global. Aún así, existen ciertos impactos derivados del aprovechamiento de
la energía eólica que no deben obviarse en el diseño de un proyecto eólico.
56
El uso de los suelos a menudo es tema de discusión con respecto al desarrollo de
centrales eólicas. La experiencia de campo indica que la mayoría de los proyectos ocupan
menos de ocho hectáreas por megavatio. Sin embargo, es importante observar, cuando
se habla de las tierras usadas por la central, muy poca de ella realmente se ocupa, por lo
que se puede compartir con otras actividades.
Otro aspecto que se considera como impacto ambiental es el ruido, tanto el producido por
las máquinas, como el aerodinámico, producto de la rotación de las aspas. Pero gracias a
mejoras en el diseño de las aspas (aspas más delgadas), el ruido producido por una
turbina ha disminuido significativamente.
Respecto al consumo de agua, la energía eólica necesita mucha menos, comparada con
otras fuentes de generación. Mientras que las plantas térmicas ocupan mucha agua para
el ciclo termodinámico, las turbinas eólicas solo necesitan agua para limpiar las aspas en
áreas secas, cuando la lluvia no lo hace. Se estima que la energía eólica consume 0.004
litros por kWh, frente a 1 ó 2 litros/kWh por las plantas térmicas.
Por último, la consecuencia perjudicial a la fauna, involucra a las aves locales, que en
caso de transitar, son afectadas por el riesgo de colisión contra las aspas, torres y
tendidos eléctricos; sin embargo este riesgo no es considerable cuando se trata de
centrales pequeñas.
2.7
Potencial renovable en El Salvador
Una recopilación significativa de datos de potencial solar y eólico en El Salvador fue
realizada por la UCA en el marco del proyecto SWERA, en el año 2005. En el caso del
recurso solar, se basó en la recopilación y actualización de bases de datos de un proyecto
anterior de solarimetría, mejorando la serie de datos de un periodo de 5 a 14 años, a una
nueva serie de datos de 5 a 30 años. Los datos recopilados en ese estudio provinieron del
Servicio Meteorológico Nacional, ahora SNET. También se presentan datos de estaciones
meteorológicas de la fundación salvadoreña para investigaciones del Café (ProCafé) que
obtuvo datos de radiación solar en las principales zonas cafetaleras del país.
Respecto al recurso eólico, existían pocos estudios sobre la determinación del potencial
eólico. Para la obtención de nuevos datos, se seleccionaron varios sitios para realizar
mediciones, con sensores de velocidad y dirección del viento. Estos sitios eran
57
pertenecientes a las siguientes zonas: zona sur del departamento de Santa Ana, al este
del lago de Coatepeque; zona sur-oeste del departamento de La Libertad; y zona centrooeste del departamento de San Miguel.
En este estudio eólico se concluyó que El Salvador no cuenta con zonas de velocidades
de viento relativamente altas, y que las más altas monitoreadas (5-6 m/s) estarían en la
parte central hacia el norte. En el resto del país se observó que existen velocidades entre
4-5 m/s. Se infiere además que estas velocidades se obtendrían a una altura de 30 m.
Estudios a mayor altura se están realizando actualmente e indican posibilidad de
proyectos en algunas zonas del país.
En la documentación de este proyecto, se presentan mapas de recurso solar y del recurso
eólico, del Laboratorio Nacional de Energía Renovable de los Estados Unidos (NREL), en
su promedio anual, a lo largo del territorio salvadoreño. Estos mapas servirían para
evaluar la factibilidad de un proyecto fotovoltaico o un proyecto eólico en un sitio
especifico del país.
Recurso Solar
En el caso de recurso solar se tienen los siguientes mapas de radiación solar y de brillo
solar:
Figura 2.16 Mapa de radiación solar de El Salvador. SWERA [2005]
58
Figura 2.17 Mapa de brillo solar de El Salvador. SWERA [2005]
Recurso Eólico
En el caso de recurso eólico se tiene el siguiente mapa:
Figura 2.18 Mapa eólico de El Salvador. SWERA [2005]
59
2.8
Desarrollo de Proyectos Renovables
Con el objetivo de dar a conocer, el procedimiento para el desarrollo de nuevos proyectos
renovables en El Salvador, se presentan los aspectos principales dentro de este proceso,
así como también del marco legislativo. De los aspectos primordiales se pueden
mencionar: las concesiones y el estudio de impacto ambiental para la explotación de
recursos hidráulicos.
Los recursos solares y eólicos según la Ley General de Electricidad no requieren de
trámites de concesiones, ni de estudio de impacto ambiental para pequeños proyectos.
Concesiones
La ley General de Electricidad establece que los interesados en desarrollar proyectos de
generación hidroeléctrica, sin importar el tamaño del mismo, deben presentar una solicitud
por escrito a la SIGET para obtener concesión para la explotación del recurso.
Sin embargo, la concesión para plantas generadoras con capacidad nominal total, igual o
menor de cinco megavatios se tramitará mediante un procedimiento abreviado, según la
metodología que por acuerdo emita la SIGET.
A continuación se detalla que es lo que debe acompañar a la solicitud:
a)
Los datos del solicitante, relativos a su existencia y capacidad legal
b)
El estudio de factibilidad del proyecto
c) El estudio del impacto ambiental (si lo requiere), previamente aprobado por las
autoridades competentes en la materia, que deberá permitir la evaluación de
manera sistemática de los efectos del proyecto y de sus obras anexas, en sus
etapas de construcción, operación y abandono; la comparación de las distintas
opciones existentes; la toma de medidas preventivas, y el diseño de las acciones
para mitigar los efectos adversos
d) Cualquier otro dato que se requiera en la Ley General de Electricidad o en su
Reglamento
La Ley General de Electricidad dispone que todos los proyectos entren en una licitación
pública y competitiva. Para cada licitación en particular, la SIGET califica preliminarmente
60
a las entidades que deseen participar en la misma. Una entidad es competente cuando
así lo declara la SIGET, luego de examinar la información y documentación necesaria.
Además de los datos del proyecto, se debe publicar en dos periódicos de amplia
circulación nacional a efecto que se pronuncien quienes pudiesen tener oposición al
mismo.
El artículo 31 del Acuerdo Nº 257-E-2006 que habla de las ―NORMAS APLICABLES AL
PROCEDIMIENTO PARA EL OTORGAMIENTO DE CONCESIONES DE RECURSOS
GEOTÉRMICOS E HIDRÁULICOS CON FINES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA‖, cita
que los procesos de licitación de las concesiones, tomando en consideración la naturaleza
de las obras, equipos y servicios asociados a las concesiones hidráulicas, reciben
publicidad y convocatoria en la siguiente manera:

Para concesiones de mini centrales hidráulicas con capacidades totales inferiores
a 1 MW, las publicaciones se harán en forma notoria y destacada en al menos dos
medios de prensa escrita de la República, en los que se indicarán las obras,
bienes o servicios a contratar, el lugar donde los interesados pueden retirar los
documentos de información pertinentes, los derechos a pagar por las bases, el
plazo para recibir ofertas y para la apertura de las mismas.

Para
concesiones
de
pequeñas
centrales
hidroeléctricas,
de
tamaños
comprendidos en el rango de potencia entre 1 y 5 MW, la licitación de la concesión
será de carácter internacional haciéndose correspondientemente una convocatoria
internacional en forma notoria y destacada en al menos dos medios de prensa
nacionales y un periódico, boletín, revista u otro medio internacional de amplia
circulación y/o especializado del sector energético, tales como "Development
Business", OLADE, IGA NEWS, Geothermal Resources Council (GRC), Power
Engineering, GEA Newsletter, etc.
La concesión se adjudicará al mejor ofertante en la licitación, con una estipulación que
permite al peticionario original del proyecto, en caso éste pierda la licitación, obtener la
concesión pagando, el 90% en el caso de recursos hidráulicos y el 85% en el caso de
recursos geotérmicos, de la oferta ganadora. Una vez otorgada, las concesiones serán
permanentes y transferibles; en caso de renuncia o transferencia, para que surta efecto
estará sujeta a la aprobación de la SIGET.
61
Estudio de Impacto Ambiental
Los estudios de impacto ambiental, no serán necesarios para pequeñas centrales
hidroeléctricas que tengan capacidad menor a 1 MW ya que se encuentran dentro de la
categoría 1 delimitada por el MARN. Para este caso, las pequeñas centrales
hidroeléctricas, no requieren de una obra civil grande, y por lo general los ríos explotados
son pequeños y no hay impacto social ni ecológico alguno.
Mientras que las centrales hidroeléctricas mayores a 1 MW y menores a 5 MW, se ubican
dentro de la categoría 2 del MARN. Donde si bien, no son proyectos muy grandes; pero si
pueden tener algún tipo de impacto ambiental. Es necesario el estudio de impacto
ambiental a escala, es decir a medida sea la proporción del proyecto, así será el estudio
pertinente.
Este estudio a escala de impacto ambiental debe incluir:

Resumen ejecutivo

Descripción del proyecto propuesto, donde se describe el alcance del proyecto
para el cual se requiere la ubicación, disposición general, tamaño, capacidad,
actividades previas y durante la construcción, además se solicita de cronograma
de las actividades, contratación de personal, actividades de operación y
mantenimiento, inversiones requeridas
fuera del proyecto y la vida útil del
proyecto.

Descripción del ambiente, en el cual se detallan aspectos ambientales del medio
físico, biológico y socioeconómico, de acuerdo al área de influencia del proyecto y
sus incidencias ambientales.

Determinación de impactos ambientales prioritarios, los cuales deben ser
analizados, priorizados y hacer una distinción entre los impactos positivos y
negativos, directos e indirectos, inmediatos y de largo alcance. Además debe
identificarse los impactos ambientales irreversibles y describir cuantitativamente
los impactos en términos de costo y beneficios ambientales. Para los cuales se
deben realizar estudios especiales de acuerdo a la complejidad y al tipo de
proyecto.
62

Medidas de prevención de los impactos adversos que sean factibles y con un
costo efectivo para prevenir o reducir los impactos negativos prioritarios
detectados hasta niveles aceptables, calculando costos de estas medidas y los
requisitos para implementarlas

Programa de Monitoreo Ambiental, el cual se debe detallar para controlar tanto la
implementación de las medidas, como los impactos del proyecto durante su
construcción y operación. En el plan deberá especificar el tipo de seguimiento,
detallando quien lo hará, cuánto costará y que otros insumos son necesarios.

Bibliografía, en la que se detallan la lista de referencias y las fuentes de
información.

Apéndice, en el cual se presentan mapas, documentación técnica y la lista del
grupo ejecutor del estudio.
63
64
3
3.1
CAPITULO 3. ASPECTOS TÉCNICOS DE LA INTERCONEXIÓN DE PEQUEÑAS
CENTRALES A LA RED DE DISTRIBUCIÓN.
Introducción
Debido a las características relacionadas al tamaño y los tipos de tecnologías de las
unidades de generación en estudio, la operación de éstas se basa en una interconexión a
los sistemas de distribución, ya sea en las líneas primarias o en las líneas secundarias. Lo
anterior implica que los atributos (voltaje, topología, calidad de energía, etc.) del sistema
afectarán directamente en la interconexión de una pequeña central.
Los sistemas de interconexión en sistemas de distribución representan un desafío para la
calidad y confiabilidad del servicio de energía eléctrica ante las exigencias de un mercado
eléctrico muy competitivo, el cual no acepta un servicio con parámetros inapropiados y
variantes (voltaje, frecuencia entre otros) o interrupciones. El reto de estos sistemas es la
respuesta que deben mostrar ante el sistema dinámico formado por el generador, las
cargas privadas y la red.
Los administradores de la red establecen algunos requerimientos, dependiendo de la
compañía de distribución, para asegurar el adicionamiento de una central a su sistema,
ante las perturbaciones que le pueden causar determinados equipos de interconexión.
Los sistemas de interconexión no son comunes para todas las centrales, algunas veces
depende del tipo de central que se requiere anexar al sistema de distribución, aunque la
mayoría de aspectos, normalmente, son comunes para todas las centrales.
La selección de los componentes del sistema de interconexión está propuesta por la
compañía distribuidora, sin embargo, generalmente también se suman estándares y
códigos internacionales. Además, estos estándares también establecen lineamientos
sobre los aspectos técnicos que involucran los sistemas de interconexión, y la
sincronización, para garantizar el desempeño óptimo en cuanto a seguridad y calidad del
servicio.
65
3.2
Descripción de una red de distribución
La función principal de un sistema de distribución es conectar la mayor parte del sistema
eléctrico de potencia a usuarios que requieren servicios de voltajes menores a los de los
sistemas de transmisión y subtransmisión. El sistema de distribución es la parte del
sistema eléctrico de potencia que es fácilmente visto por el usuario y que contribuye más
directamente a la prestación del servicio eléctrico.
De las tres primeras funciones del sistema de electricidad, generación, transmisión y
distribución, el sistema de distribución desempeña el rol más grande en la calidad de
servicio recibido por el usuario.
Los componentes primarios que forman un sistema de distribución son:
a. Subestación de distribución
La subestación de distribución recibe directamente la energía eléctrica del sistema de
transmisión o subtransmisión y la convierte en una menor tensión para su uso en una
línea de distribución primaria. En una configuración común, una subestación de
distribución puede tener varios transformadores y una serie de líneas de distribución
primaria que derivan de ella.
b. Líneas primarias
Las líneas primarias derivan de la subestación de distribución principal a un voltaje
primario de distribución. El sistema primario trifásico, de cuatro hilos, es el más
ampliamente utilizado. Bajo condiciones de operación balanceadas, los voltajes de cada
fase son iguales en magnitud y desfasadas 120 grados mutuamente. El cuarto hilo en
estos sistemas conectados en estrella es usado como un neutro para las líneas primarias.
El neutro común es también aterrizado en intervalos frecuentes, a lo largo del alimentador
primario, en los transformadores de distribución, y en las entradas de los servicios de los
consumidores.
La topología de una distribución primaria puede ser de tres tipos básicos: radial, mallado,
y los sistemas de red primaria
66
 Sistemas radiales
El sistema radial es un sistema económico, ampliamente usado, que
consiste
de
un
circuito primario extendido desde una sola subestación centralizada, organizado de
manera que sirva a los usuarios interconectados en un área local específica. A menudo se
encuentra en áreas de baja densidad de carga. Para reducir la duración de las
interrupciones, los alimentadores generales pueden ser protegidos por dispositivos de
reconexión automáticos localizados en la subestación o en varios lugares sobre la línea.
Estos dispositivos re-energizan la línea, sí la falla es temporal. Para reducir aún más la
duración y el alcance de las interrupciones del usuario, las protecciones (recloser,
seccionalizadores, fusible) son instaladas sobre los ramales de los alimentadores radiales,
permitiendo que partes sin falla permanezcan en servicio.
 Sistemas de malla
El sistema de malla es usado cuando un mayor nivel de confiabilidad del servicio es
deseado. Dos alimentadores forman un circuito semi-cerrado, con un extremo abierto, de
manera que la carga pueda ser transferida desde un alimentador a otro en el evento de
una interrupción de un circuito, al cerrar el extremo abierto y abrir en el lugar de la falla.
Se pueden adicionar uno o más alimentadores a lo largo de rutas separadas para las
carga críticas. Cambiando el alimentador normal a un alimentador alternativo puede ser
hecho manual o automáticamente con interruptores de circuitos y enclavamientos
eléctricos para proveer la conmutación de un alimentador en falla a un alimentador sin
ella.
 Sistema de red primaria
Los sistemas de red primaria consisten de una red de alimentadores de líneas primarias
interconectadas que son suministradas desde una serie de subestaciones. Este sistema
ofrece un servicio de mayor confiabilidad
y calidad que un sistema radial o circuito
cerrado. Solo unas pocas redes primarias se encuentran en operación hoy en día. Por lo
general se encuentran en zonas céntricas de las grandes ciudades con una alta densidad
de carga.
67
c. Transformadores de distribución
Existen transformadores de distribución de varios tipos:
-
Monofásico o Trifásico
-
Montado en Poste o en plataforma
-
Subterráneos
Estos vienen en varios tamaños, por lo general en pequeñas unidades monofásicas, y
están llenos de un fluido dieléctrico. Pueden ser adquiridos con varias eficiencias, en
consecuencia a mayor costo.
d.
Líneas secundarias
La distribución secundaria entrega la energía que el usuario necesita, a través de
transformadores de distribución y que va directo al medidor de las instalaciones del
usuario. El servicio secundario prestado puede ser usualmente monofásico o trifásico en
áreas residenciales. Los voltajes que se encuentran en el secundario pueden ser: 120/240
V para zonas residenciales, o 208 Y/120 V para zonas residenciales o comerciales.
3.3
Definición de un sistema de interconexión
Un sistema de interconexión es el equipo que conforma el vínculo físico entre la central
generadora y la red de suministro eléctrico. El sistema de interconexión es el medio por el
cual la unidad generadora se conecta eléctricamente al sistema de energía eléctrica
externo y proporciona la protección, monitoreo, medición y despacho de la unidad.
La complejidad del sistema de interconexión depende en el nivel de interacción requerida
entre la generadora, las cargas privadas, y la red. Además, algunos sistemas de
interconexión deben ser remotamente despachados, lo que agrega otro nivel de
complejidad.
El distribuidor requiere que la interconexión sea segura para las instalaciones y su
personal, y además no afecte la calidad de potencia de la red en ese punto.
El esquema típico de un sistema de interconexión es el siguiente:
68
Cargas
Punto de
Interconexión
Distribución
de Potencia
G
Conversión y/o
Acondicionamiento
Transferencia
Protecciones
Gen.
Control
Monitoreo y
Medición
Despacho y
Control
Sistema de Interconexión
Y
Y
Medidor
Protecciones
RED
RED
Figura 3.1 Esquema de un sistema de interconexión. Friedman [2002: p.1-2]
La interconexión de pequeñas centrales renovables a la red de distribución involucra
consideraciones importantes de ingeniería, seguridad, y confiabilidad del sistema. Es por
esto que existe una regulación de los parámetros de una interconexión.
Generalmente, cada compañía distribuidora establece los requisitos técnicos que una
central debe cumplir para realizar una interconexión con sus instalaciones, normalmente
en la línea de la normativa vigente. Sin embargo, internacionalmente, existe una
regulación realizada por una serie de códigos y estándares que optimizan el desempeño,
seguridad, y la calidad de potencia. Tres organizaciones son los mayores representantes
en el área de estándares de interconexión: el Instituto de Ingenieros Electricistas y
Electrónicos (IEEE), La Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA), y
Underwriters Laboratories (UL).
Entre los códigos y estándares más importantes se pueden mencionar:
IEEE 1547
El IEEE desarrolla normas voluntarias de consenso para los equipos eléctricos y
electrónicos. Estas normas se elaboran con la participación de fabricantes de equipos,
usuarios, servicios públicos y los grupos de interés general. La mayor parte de normas de
69
servicios públicos estatales y requerimientos de interconexión hacen referencia a
estándares IEEE. Además, que la mayoría de estándares UL que se relacionan con una
interconexión, aseguran que el equipo fabricado cumpla con estándares IEEE.
El IEEE aprobó el estándar IEEE 1547, Estándar de Interconexión de Recursos
Distribuidos con Sistemas Eléctricos de Potencia, el cual establece los requerimientos
técnicos para el uso de electricidad de fuentes dispersas, incluyendo fuentes de energía
renovable. El estándar 1547 se enfoca en las especificaciones técnicas de la
interconexión en sí misma. Esto provee requisitos relacionados con el desempeño,
operación, prueba, seguridad, y mantenimiento de la interconexión. Cubre los requisitos
generales, de respuesta a condiciones anormales, calidad de potencia, aislamiento, y
además, condiciones de diseño, producción, evaluación de la instalación, y pruebas
periódicas. Los requerimientos establecidos son universalmente necesitados por las
interconexiones de recursos distribuidos, incluyendo máquinas síncronas, máquinas de
inducción, e inversores de potencia, y será suficiente para la mayoría de las instalaciones.
El alcance de este estándar son los sistemas de generación no mayores de 10 MVA en el
punto de interconexión donde están interconectados con la red local, a voltajes típicos de
distribución primarios o secundarios.
El estándar IEEE 1547 está compuesto además de 5 partes específicas principales:

IEEE P1547.1
Este estándar especifica las pruebas que deberán ser realizadas para demostrar que las
funciones y el equipo de la interconexión de una pequeña central son conforme a lo
establecido en el estándar general.
El equipo de interconexión que conecta al generador con la red loca debe satisfacer los
requerimientos especificados en la IEEE 1547. Es por esto que, pruebas estandarizadas
son necesarias para establecer y verificar la conformidad con los requisitos. Los
procedimientos deben proporcionar tanto resultados repetibles independiente de la
ubicación de la prueba, como la flexibilidad para acomodarse a la variedad de tecnologías
de generación.

P1547.2
70
Esta guía provee antecedentes técnicos y detalles de aplicación para apoyar el
entendimiento del estándar general. Este documento facilita el uso de la IEEE 1547 al
caracterizar las diferentes tecnologías de centrales renovables y los problemas de
interconexión asociados. Adicionalmente, el fondo de los requerimientos técnicos es
discutido en términos de operación de la interconexión del generador con la red. En este
documento se presentan descripciones técnicas y esquemáticas, guía de aplicación, y
ejemplos de interconexión.

P1547.3
Este documento proporciona las pautas para el monitoreo, intercambio de información, y
el control para las centrales interconectadas. Además, facilita la interacción de uno o más
generadores con la red local. Describe su funcionalidad, parámetros y metodología para el
monitoreo.

P1547.4
Este documento provee enfoques alternativos y prácticas para el diseño, operación e
integración de los sistemas aislados de recursos distribuidos con la red. Esto incluye la
habilidad de separase y reconectar parte de la red local mientras se suministra potencia a
la zona aislada.

P1547.5
Este documento plantea las directrices de acuerdo a los requerimientos técnicos,
incluyendo
diseño,
construcción,
pruebas
y
mantenimiento,
para
generadores
interconectados con una capacidad mayor a 10 MVA.
UL 1741
Underwriters Laboratories (UL) es una organización independiente, sin fines de lucro que
desarrolla normas de seguridad para proporcionar confianza, seguridad pública, mejorar
la calidad y la comercialización de productos y servicios. UL durante más de un siglo ha
venido ofreciendo su experiencia técnica y su servicio de calidad, forjándose en el camino
una reputación de integridad e independencia, esto lo ha logrado sujetándose a los
estándares legales y éticos más elevados. En Estados Unidos es el líder en seguridad y
certificación de productos eléctricos.
71
UL tiene una serie de normas de conducta comercial que se aplican a los equipos
eléctricos:
UL 1741: inversores, convertidores y controladores para
su
uso
Independiente
en
sistemas de potencia, la cual aborda el diseño de interconexión eléctrica de los equipos
de generación de diversas formas, exige determinados requisitos que se refieren a los
inversores, convertidores, controladores de carga y los controladores de salida destinada
para el uso fuera de la red o servicios interactivos con la red, conectados al sistema de
potencia. Esta norma se armoniza con los estándares IEEE 1547 de interconexión
requisitos y procedimiento de prueba IEEE P1547.1
Además la UL establece los parámetros para un ambiente seguro en las instalaciones
fotovoltaicas, afirma las exigencias de calidad técnica y el funcionamiento.
National Electrical Code (NEC)
La Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA) ha sido líder en todo el
mundo en la prevención de incendios, seguridad eléctrica, y la seguridad pública desde
1896. La misión de esta organización sin fines de lucro es reducir las consecuencias
mundiales de incendios y otros peligros sobre la calidad de vida, proporcionando y
defendiendo científicamente códigos y normativas de consenso, la investigación, la
formación y la educación. La NFPA publica El Código Nacional de Electricidad (NFPA-70),
que cubre el cableado de aparatos eléctricos y la seguridad de los clientes al lado de un
punto de interconexión. La NFPA también publica otras normas relacionadas a la
interconexión de sistemas renovables.
NFPA 70:El código eléctrico nacional,
El código eléctrico nacional abarca los
conductores eléctricos y equipo instalado dentro o fuera de los edificios públicos y
privados u otras estructuras, incluyendo casas móviles y vehículos de recreo, edificios
flotantes, e instalaciones como por ejemplo: patios, carnavales, parqueos y muchos otros
más; y en la subestaciones industriales, conductores que conectan las instalaciones para
suplir de electricidad y otros conductores y equipo fuera de las instalaciones; cable de
fibra óptica: y edificios utilizados por el servicio eléctrico, como por ejemplo edificios de
oficinas, bodegas, garajes, talleres mecánicos, edificios de recreación que no son una
parte integral de una planta de generación, subestación, o centros de control. Algunos
72
artículos del NEC
están relacionados con la interconexión
que se describe a
continuación.
Artículo 230: Servicios, este artículo incluye provisiones y requerimientos para los
servicios eléctricos. Incluyendo potencia de emergencia, respaldo y paralelo para un
edificio.
Artículo 690: Sistemas FV, este artículo menciona la interconexión a la red, pero se centra
en la descripción de los componentes y en el cableado del sistema apropiado.
Artículo 700: Sistemas de emergencia, este artículo incluye disposiciones que se aplican a
los sistemas de energía de emergencia e información sobre la interconexión (como por
ejemplo los interruptores de transferencias).
Artículo 705: Sistemas de producción de potencia eléctricamente interconectada: este
artículo cubre ampliamente la interconexión de las redes (a excepción de los sistemas
FV).
3.4
Aspectos técnicos de interconexión
Aunque, existe una tendencia a diseñar, instalar, realizar pruebas y operar cada sistema
de generación, cumpliendo los códigos y estándares internacionales para equipos de
interconexión; también deben existir normativas locales que se apeguen a la realidad local
y a la de un país, y para realizar estas normativas es importante comprender los aspectos
técnicos que involucra los sistemas de interconexión.
Los sistemas de interconexión tienen un número de características que afectan la
operación del sistema de generación, así como también su interacción con el sistema de
distribución. Estas características influyen además en el diseño, comercialización, y uso
de los sistemas de interconexión de la unidad, así como también, los componentes que
deben incluirse en el sistema de interconexión.
Un sistema de interconexión es un sistema característico de un caso particular, es decir
que no han sido predefinidos, ya que cada compañía distribuidora tendrá sus propios
requerimientos para la evaluación de estas características, y cada sistema de generación
73
posee sus propias cualidades. Todo esto, para prevenir instalaciones más costosas de lo
necesario.
Para comprender mejor un sistema de interconexión, es importante conocer los aspectos
técnicos que involucra, durante su operación y la influencia recíproca con la red.
En general, las características de todo sistema de interconexión son las siguientes:
3.4.1 Regulación de voltaje
La regulación de voltaje es un término usado para describir el proceso y el equipo usado
por un operador de la red para mantener el voltaje aproximadamente constante para los
usuarios, a pesar de las variaciones normales de voltaje causadas por los cambios de
carga. La regulación y estabilidad de voltaje son factores importantes que afectan la
operación del sistema de distribución. Si un sistema no es bien regulado o estable, las
máquinas que reciben potencia del sistema no operarían eficientemente.
El objetivo principal de la regulación de voltaje es proveer a cada usuario, interconectado
con el sistema, un voltaje que cumpla con los límites de diseño de los equipos del
consumidor. El voltaje suministrado a cada usuario es un parámetro importante de la
calidad del servicio.
El efecto de una pequeña central renovable en la regulación de voltaje de una red puede
causar cambios en el voltaje del sistema de potencia debido a:
1. La compensación de la corriente de carga por el generador. La inyección de potencia
de una pequeña central renovable al sistema de distribución compensará la corriente
de carga reduciendo la caída de tensión en el servicio.
2. El intento de la pequeña central para regular el voltaje. Muchos tipos de generadores e
inversores interactivos se esfuerzan por mantener un factor de potencia constante en
cualquier dentro de su clasificación.
A pesar de lo anterior, el equipo de interconexión no debe degradar el voltaje previsto a
los usuarios de la red afuera de los límites establecidos.
Por otro lado, además del efecto en el voltaje de la red debido a la generación de potencia
activa de la unidad, el estándar IEEE 1547 propone que la unidad no debe intentar
74
oponerse o regular los cambios en el nivel de voltaje predominante de la red en el punto
de interconexión, a excepción de generadores que utilicen regulación automática de
voltaje cuando es lograda sin perjuicio de la red.
3.4.2 Integración con la puesta a tierra del sistema
Un sistema de puesta a tierra consiste de todas las conexiones de puesta a tierra
interconectadas en un sistema de potencia específico y está definido como su aislamiento
o falta de él, con los sistemas de tierra adyacentes. El aislamiento es proporcionado por el
transformador primario y secundario que se acoplan solo por medios magnéticos.
El uso de una fuente de generación que no esté categorizada como una fuente
efectivamente a tierra, conectada a un sistema especifico, puede conducir a tener
sobrevoltajes en la línea de fallas a tierra en la red local. Esta condición es especialmente
peligrosa si el sistema se queda en isla y continúa sirviendo a un grupo de usuarios en un
sistema de distribución con fallas. Los usuarios de las fases con falla podrían, en el peor
escenario, ver aumentar su voltaje a un 173% del voltaje pre-falla por un período
indeterminado.
Dependiendo de la integración de una pequeña central renovable con la red local, podrían
existir conflictos potenciales de aterrizamiento en la configuración de la instalación.
Bajo condiciones normales, el generador de la central es una fuente aterrizada, con una
corriente de falla limitada.
La interconexión de pequeñas centrales renovables con la red necesita ser coordinada
con el método de puesta a tierra neutral en el uso de la red.
3.4.3 Sincronización
Para sincronizar una pequeña central síncrona con la red, la salida de la generadora y la
entrada de la red de distribución, deben tener la misma magnitud de voltaje, la misma
frecuencia, y el mismo ángulo de fase, en su punto de interconexión. Con máquinas
polifásicas, la dirección de rotación de las fases debe ser la misma.
El estándar IEEE P1547 requiere demostrar que el sistema de interconexión, en cada
punto donde la sincronización es necesaria, no conecte la unidad asociada a la red,
75
excepto cuando todas las condiciones adecuadas se cumplen. Si se cumplen estas
condiciones, la unidad se sincronizará con la red, y con cualquier fluctuación de voltaje
limitada al ±5% del voltaje nominal.
3.4.4 Tecnología de conversión de potencia
La energía eléctrica generada por una pequeña central debe ser directamente conectada
a la red o indirectamente conectada a través de convertidores de potencia estáticos. Los
generadores síncronos directamente conectados deben rotar a la velocidad síncrona, de
manera que la potencia eléctrica este eléctricamente en sincronismo con la red. Los
generadores de inducción conectados directamente son asíncronos (no en sincronismo);
éstos funcionan a una velocidad rotacional que varía con el primotor y es ligeramente
superior a la requerida por un generador síncrono. La conexión indirecta a través de un
convertidor de potencia estático permite que la fuente de energía eléctrica opere
independientemente del voltaje de la red y de su frecuencia.
El método elegido para interconectar cualquiera de estas fuentes de energía a la red,
depende en el tipo de generación, sus características, y su capacidad.

Generador de Inducción
Un generador de inducción es una máquina asíncrona que requiere una fuente externa
para proporcionar la corriente de magnetización (reactiva) necesaria para establecer el
campo magnético a través del entrehierro entre el rotor y el estator.
En ciertos casos, un generador de inducción puede continuar generando energía eléctrica
después de que la red se desconecta. Este fenómeno, conocido como auto-excitación,
puede ocurrir cuando hay suficiente capacitancia en paralelo con el generador de
inducción para proveer la excitación necesaria y cuando la carga conectada tiene ciertas
características resistivas. Esta capacitancia externa puede ser parte del sistema del
generador o puede consistir de capacitores de corrección de factor de potencia.
Los generadores de inducción operan a una velocidad rotacional determinada por el
primotor y que es ligeramente mayor que la exigida para sincronismo exacto. Por debajo
de la velocidad sincrónica, estas máquinas funcionan como motores de inducción y por lo
tanto se convierten en una carga para la red.
76
Un generador de inducción, independientemente de la carga, obtiene la energía reactiva
de la red local y puede afectar negativamente a la regulación de voltaje en el circuito al
que está conectado. El generador esta entonces tomando VARs del sistema, es por esto
que es importante tener en cuenta la adición de condensadores para mejorar el factor de
potencia y reducir el consumo de energía reactiva.
Algunas ventajas del generador de inducción son:

Solo necesita un sistema de control muy básico debido a que su operación es
relativamente simple.

No requiere procedimientos para sincronizar con la red debido a que esto ocurre
automáticamente.

Lo habitual es que deje de funcionar cuando se produce un corte en la red.
Una desventaja del generador de inducción es su respuesta cuando son conectados a la
red a velocidades significativamente menores a la síncrona. En este caso, corrientes de
arranque y torques asociados pueden resultar en situaciones potencialmente peligrosas.

Generador síncrono
La mayoría de generadores en servicio hoy en día son generadores síncronos. Un
generador de este tipo es una máquina AC en la cual, la velocidad normal de operación
es constante y en sincronismo con la frecuencia de la red a la cual está conectada.
Los generadores síncronos pueden trabajar ya sea de manera aislada o interconectados
con la red. Cuando están interconectados, la salida del generador está exactamente en
paso con el voltaje y la frecuencia de la red. Estos generadores tienen su excitación de
campo suministrada ya sea por un generador DC auto-excitado directamente acoplado, o
por un excitador brushless que no requiere una fuente eléctrica externa.
Notar que generadores síncronos excitados por separado pueden suministrar corriente de
falla sostenida en casi todas las condiciones de funcionamiento.
Un generador síncrono precisa un control más complejo que un generador de inducción,
tanto para sincronizarlo con la red, como para controlar su excitación. También se
77
requiere equipo especial de protección para aislar la central de una red bajo condiciones
de falla.
Mientras que algunas ventajas significantes incluyen el hecho que este tipo de máquina
puede suministrar energía durante cortes de energía desde la red, y permitir que el
propietario de la central controle el factor de potencia en su instalación mediante el ajuste
de la corriente continua de campo.

Convertidor de potencia estático
Algunas pequeñas centrales producen potencia eléctrica teniendo voltajes sin sincronismo
con los de la red a la cual serán conectadas, Los voltajes de salida de estas centrales
incluyen:

Voltajes de corriente continua, debido a generadores DC, dispositivos fotovoltaicos
o por un generador AC a través de un rectificador.

Voltajes de corriente alterna generados por, un generador síncrono que no está
rotando a la velocidad síncrona, o por un generador asíncrono.
En los casos anteriores, es necesario un convertidor de potencia eléctrica. Con el
propósito de de crear una interface entre la salida asíncrona del generador y la red, de
manera que ambas partes puedan ser adecuadamente interconectadas. Convertidores
estáticos de potencia se clasifican en rectificadores (para convertir un voltaje de corriente
alterna en una tensión continua), en inversores (para convertir una tensión continua a un
voltaje de corriente alterna), o en ciclo-convertidores (para convertir la tensión alterna de
una frecuencia a otra). Estos convertidores se ajustan perfectamente a los parámetros de
la red, y son bastante confiables. Además, la mayoría de ellos incluye su propia
protección.
3.4.5 Monitoreo
La necesidad de monitorear el estado de una pequeña central es usualmente impulsada
por la seguridad del personal de la compañía de distribución e intereses de operación.
Cuando la unidad de generación está exportando potencia a la red, el monitoreo es
esencial.
78
Cuando el monitoreo es necesario, muchos sistemas SCADA tienen la capacidad de
monitorear las operaciones de los relevadores. Muchos módulos modernos están
equipados con un sistema de control basado en microprocesadores con multi-función.
Estos sistemas generalmente tienen la capacidad de registrar datos detallados en torno a
condiciones de falla., con almacenamiento de datos en forma no-volátil.
Para pequeñas centrales, se hace uso de un monitoreo sencillo, involucrando solo los
aspectos indispensables. Lo anterior para no elevar el costo del sistema
3.4.6 Aislamiento
Donde sea requerido por las prácticas de operación de la red, un seccionador de fácil
acceso, con cerradura, y de corte visible debe ser ubicado entre la unidad y la red. Los
interruptores de desconexión estratégicamente localizados son un parte integral de
cualquier sistema de potencia eléctrico. Estos interruptores proporcionan puntos visibles
de aislamiento para
permitir prácticas de trabajo y mantenimiento seguras. En una
instalación, algún equipo y fusibles o relevadores deben ser energizados desde dos o más
direcciones. Por lo tanto, interruptores de desconexión deben ser estratégicamente
instalados para permitir la desconexión de todas las fuentes.
El NEC sugiere los requisitos para los dispositivos de desconexión, que permiten una
maniobra y un mantenimiento seguro, de los sistemas de potencia dentro de
edificaciones. Así como el NEC, otras empresas eléctricas han establecido prácticas y
procedimientos similares; pero, aunque estos pueden variar, el objetivo fundamental de
los procedimientos es establecer un área de trabajo segura para permitir al personal
trabajar sin ningún riesgo.
Por último, se deben proporcionar los medios para el reemplazo de fusibles sin que el
trabajador sea expuesto a partes energizadas.
3.4.7 Manejo de perturbaciones del voltaje
Las funciones de protección del sistema de interconexión deben medir el valor
fundamental del voltaje o el valor efectivo (rms), de cada fase al neutro, o
alternativamente, el valor de voltaje fase a fase. Cuando cualquiera de los voltajes
79
medidos esta en un rango anormal, la unidad debe cesar la energización a la red en el
tiempo de eliminación de la falla especificado.
El tiempo de eliminación es el periodo de tiempo entre el inicio de una condición anormal
y la suspensión del servicio. Para centrales menores a 30 kW en capacidad pico, los
puntos de ajuste y tiempos de eliminación pueden ser fijos o ajustables. Para unidades de
generación mayores a 30 kW, los puntos de ajuste deben ser graduables.
Un retraso de tiempo permitido se utiliza para admitir el paso de perturbaciones de corto
plazo para evitar molestias por disparos excesivos.
3.4.8 Manejo de perturbaciones de la frecuencia
Las funciones de protección contra frecuencias menores y mayores a la nominal, se
encuentran entre los medios más importantes para impedir el establecimiento de una isla.
Es deseable para estas protecciones actuar rápido, pero desconexiones innecesarias
deben ser evitadas.
En el punto de generación, la frecuencia es comúnmente estable. Sin embargo, las
oscilaciones de la fase del voltaje pueden ocurrir en las líneas de distribución debido a
cambios súbitos en las cargas.
Las pequeñas unidades menores a 30 kW potencialmente tienen menor impacto en las
condiciones del sistema y usualmente pueden desconectarse de la red dentro de un
tiempo de 10 ciclos. Unidades mayores a 30 kW pueden tener un impacto en la seguridad
de los sistemas de distribución. La propuesta IEEE 1547 toma esto a consideración al
permitir que el operador de la red, especifique el ajuste de la frecuencia y los retrasos de
tiempo para desconexiones de baja frecuencia hasta de 57 Hz.
En grandes sistemas de potencia, los cambios de frecuencia son pocos frecuentes. Sin
embargo, con generación distribuida instalada, algún cambio de frecuencia es inevitable
cuando grandes bloques de carga son conectados. Con un moderno gobernador síncrono
o un interruptor de transferencia estático usado en un sistema de distribución, estas
perturbaciones deben estar bajo el cambio de frecuencia de 5%, y menos de 5 segundos
de duración, incluso para conexión a plena carga.
80
3.4.9 Desconexión por fallas
Los tiempos de eliminación de cortocircuitos en sistemas de distribución varían
ampliamente, dependiendo en la magnitud y el tipo de equipo de protección instalado. En
general, en la mayoría de circuitos, las grandes corrientes de falla serán eliminadas en 0.1
segundos o menos. Las pequeñas corrientes de falla necesitan tiempos de eliminación de
5 a 10 segundos o más, y en algunos niveles muy bajos no es necesario que sean
eliminadas, excepto por una desconexión manual del circuito.
Una pequeña central debe ser diseñada con adecuada protección y equipo de control,
incluyendo un dispositivo de interrupción que desconectará el generador si la red que
conecta a la central o la central en sí, experimenta una falla. La pequeña central debe
tener un dispositivo de interrupción con capacidad suficiente para interrumpir la corriente
de falla máxima en ese punto.
El interruptor principal debe tener, al menos, las siguientes características:
1. Suficiente capacidad para interrumpir la máxima corriente de falla disponible
en su ubicación.
2. De tamaño suficiente para satisfacer todos los estándares ANSI e IEEE
aplicables.
3. Instalado para cumplir con todas las normativas locales.
Una falla del sistema de protección y del equipo de control de la central, incluyendo
pérdida del control de la potencia, deben automáticamente abrir el interruptor.
3.4.10 Pérdida de Sincronismo
Un generador síncrono usualmente emplea un devanado de estator trifásico, el cual,
cuando la red está conectada, crea un campo magnético rotatorio dentro del estator y
atravesando al rotor. El rotor es excitado con corriente DC que crea un campo fijo. El
rotor, si gira a la velocidad del campo del estator, ―sujetará‖ su campo fijo en sincronismo
con el campo rotatorio del estator. La fuerza (torque) aplicada al rotor en este estado
causará que exista una generación de potencia siempre y cuando la fuerza no sea lo
suficientemente grande para sacar al campo del estator fuera de paso.
81
Una isla es formada cuando una desconexión de un relé, causa que una sección de la red
conteniendo a la pequeña central, se separe de la sección principal. La sección principal
de la red y la isla operarán entonces, fuera de sincronismo. Si una zona aislada es
reconectada a la sección principal de la red, un transiente de voltaje y corriente ocurrirá
mientras que la isla es puesta en sincronismo con el resto de la red. La gravedad de este
transiente dependerá de la medida de la separación de los ángulos de fase del voltaje
entre el aislamiento cuando el evento de reconexión se produce. Debido a esto, es que la
reconexión no es recomendada para pequeñas centrales síncronas, ya que de reconectar
fuera de sincronismo, ocasionaría daño en el generador.

Operaciones del Generador fuera de sincronismo

Generador Síncrono
La operación de un generador fuera de sincronismo con excitación, sitúa un tipo de
imposición perjudicial en la unidad. Esta operación produce fuertes elevaciones de
corriente en los devanados de armadura, de una magnitud que pueden exceder los
límites de cortocircuito asociados con la máquina.
La operación fuera de sincronismo también puede producir inversiones de torque, que
crean en muchas partes de la unidad, altas tensiones mecánicas que pueden ser de
magnitudes varias veces mayores a la del torque nominal. Además, altas magnitudes
de voltaje y corriente inducida en el circuito de campo, que pueden ocasionar
combustión en los anillos colectores, y en el conmutador de un excitador asociado.
Por todas estas razones, el estado fuera de sincronismo se debe identificar con
prontitud, así como también la condición de remediar, posiblemente a través de la
eliminación de la interconexión de la unidad con la red y de la prohibición de
reconexión, hasta que existan condiciones seguras.

Generador de Inducción
Generadores no requieren normalmente el mismo nivel de relés de protección de una
máquina síncrona.
82
Sin embargo, cuando es posible la auto-excitación, relés similares a los instalados
para un generador síncrono son requeridos. En tales casos, la función de protección
de sobre-voltaje debe ser instantánea para minimizar el daño potencial por el alto
voltaje. Para determinar el potencial para que exista auto-excitación, y la necesidad de
relés adicionales, es necesario evaluar los capacitores en servicio en la línea de
distribución de inyección, así como también los capacitores de la central que puedan
ser usados para la corrección de factor de potencia.
3.4.11 Coordinación de los reconectadores de alimentación
La experiencia muestra, que del 70% al 95% de las fallas de línea son temporales, si el
circuito en falla es rápidamente desconectado del sistema. Muchas fallas en la línea son
causadas por rayos. Si el arco resultante de la falla no continúa el tiempo suficiente para
dañar a los conductores o aislantes, la línea puede volver a funcionar rápidamente.
Modernos alimentadores de distribución reconectan (re-energizan el alimentador)
automáticamente luego de una desconexión resultante de una falla en la alimentación.
Esto permite una prueba inmediata de una porción de la alimentación antes de la falla, y
hace posible la restauración del servicio si la falla ya no está presente.
La respuesta de una pequeña central debe estar coordinada con la estrategia de
reconexión de los seccionadores dentro de la red, esto para prevenir posible daño al
equipo del sistema de distribución y al equipo conectado a él. La estrategia de reconexión
de la pequeña central y la red será coordinada si una o más de las siguientes condiciones
son cumplidas para todos los eventos de reconexión:
1. La pequeña central es diseñada para suspender la energización de la red antes
del evento de reconexión.
2. El dispositivo de reconexión está diseñado para retrasar el evento hasta que el
generador ha suspendido la energización a la red.
3. La pequeña central es controlada para asegurar que la magnitud del desfase del
voltaje a través del aislamiento es menor que un cuarto de ciclo cuando el evento
de reconexión ocurre.
4. La pequeña central es controlada para asegurar que todas las condiciones de
sincronismo (cuando aplique), no han sido perdidas.
83
5. El dispositivo de reconexión es controlado para asegurar que la magnitud del
desfase del voltaje a través del aislamiento es menor que un cuarto de ciclo
cuando el evento de reconexión ocurre.
6. La capacidad de la central es menor al 33% de la carga mínima en el alimentador.
3.4.12 Flicker de Voltaje
La generación distribuida puede causar flicker de voltaje notable. El flicker puede ser tanto
un asunto simple, como un problema complejo, respecto a su análisis y mitigación. Desde
una simple perspectiva, puede ser el resultado del arranque de una máquina (un
generador de inducción) o cambios graduales en la salida de la generación distribuida la
cual resulta en un cambio significante de voltaje en el alimentador. Si un generador
arranca, o su salida oscila lo suficientemente frecuente, el parpadeo de las luminarias
puede ser notable para los usuarios.
La determinación del riesgo de los problemas de flicker debido a estas condiciones de
arranque básicas del generador o fluctuaciones de salida, es muy sencillo usando el
enfoque de la curva de flicker. Este enfoque se basa en determinar la magnitud y número
de cambios de voltaje ocurriendo por unidad de tiempo, y observar si estos están encima
de los límites de visibilidad e irritación. De ser así, o si quejas de usuarios ocurren, una
mitigación debe ser considerada.
Los enfoques de mitigación incluyen reducción de voltaje de arranque en generadores de
inducción así como igualamiento de velocidades. Los generadores síncronos podrían
requerir sincronización más estrecha e igualamiento de voltajes. Los inversores pueden
estar controlados para limitar las corrientes de irrupción y cambios en los niveles de
salida. Un enfoque menos técnico para reducir flicker involucra ubicar limitaciones en
cuando y que tan a menudo los operadores de la generación distribuida podrán arrancar y
cambiar la salida de sus unidades. En el caso de sistemas solares y eólicos, las salidas
oscilarán significativamente a medida que la intensidad del sol y del viento cambie.
Afortunadamente, estas fluctuaciones tienden a ser más suaves que los cambios
graduales asociados con la curva de flicker.
El comportamiento dinámico de las máquinas y sus interacciones con reguladores de
voltaje y los generadores más arriba pueden complicar los asuntos considerablemente.
Por ejemplo, es posible que las fluctuaciones de una pequeña central afecten a un
84
regulador a niveles jerárquicamente superiores, y aunque las fluctuaciones de la central
no pueden crear flicker visible, el regulador afectado puede hacerlo.
3.4.13 Armónicas
La distorsión armónica es una forma de ruido eléctrico, las armónicas son señales
eléctricas con frecuencia múltiples de la frecuencia fundamental de la línea. Las corrientes
armónicas causan sobrecalentamiento de transformadores, y a la vez sobrecalentamiento
de los conductores neutros que pueden causar desconexiones erróneas de los
interruptores y mal funcionamiento de otros equipos.
La distorsión de la tensión creada por las cargas no lineales puede crear distorsión del
voltaje más allá de la premisa del cableado del sistema, a través de la red a otro usuario.
El tipo y la severidad de las contribuciones armónicas a la central dependerá en la
tecnología de conversión de potencia, sus capacidades de filtrado, y su configuración de
la interconexión.
En general, las contribuciones armónicas de las pequeñas centrales no son un gran
problema en los problemas asociados con otros equipos en el sistema de distribución. En
algunos casos, el equipo en el sitio de generación puede necesitar ser reducido debido al
incremento de calentamiento causado por armónicas en otra parte del sistema. Filtros y
otro tipo de métodos de mitigación son algunas veces requeridos.
Cuando una pequeña central está sirviendo cargas lineales balanceadas, la inyección de
corriente armónica a la red en el punto de interconexión no debe exceder los límites
establecidos en el estándar IEEE 1547, o en las normativas locales.
3.4.14 Capacidad de Sobrevoltajes
El sistema de interconexión debe tener la capacidad de resistir elevaciones de voltaje y de
corriente en conformidad con los entornos definidos en la norma IEEE/ANSI C62.41 o
IEEE C37.90.1 según corresponda.
Los transientes de elevaciones de voltaje que ocurren en los sistemas de potencia pueden
ser la causa de una mala operación o producto de una falla en los sistemas y equipos
industriales y residenciales.
85
3.4.15 Formación de Islas
La formación de una isla ocurre cuando una pequeña central renovable (o un grupo de
ellas) continúa la energización, a través del punto de interconexión, de una porción de la
red, que ha sido separada del resto. Esta separación puede ser debido a la operación de
un interruptor, fusible, o seccionalizador automático. En general, la formación de una isla
puede ocurrir solo si la pequeña central continúa sirviendo a la carga en la sección
aislada. En este caso, la central debe cesar la energización a la porción de la red
remanente, en no más de 10 segundos después de la formación de una isla.
En la mayoría de los casos, no es deseable para una central aislarse con una parte de la
red, de manera no planificada; esto puede conllevar problemas de seguridad y de calidad
de potencia. La formación de islas puede exponer a trabajadores a circuitos energizados,
que de otra manera estarían sin servicio.
3.5
Componentes de un Sistema de Interconexión
Como se menciono anteriormente, cada uno de los aspectos anteriores afecta el proceso
de interconexión. A su vez, estos aspectos técnicos han contribuido grandemente en la
manera en la cual las pequeñas centrales han sido generalmente interconectadas hasta la
fecha (como instalaciones particulares). Son estos aspectos los que definen los
componentes que serán instalados en el sistema. De acuerdo a su influencia en cada
caso especifico, ciertos componentes deben ser utilizados para construir un sistema de
interconexión.
Debido a que cada proyecto de generación tiene sus propios requerimientos para
satisfacer las características anteriores, los sistemas de interconexión no han sido
prediseñados para evitar instalaciones más costosas de lo necesario.
La selección de los componentes, a su vez, está impulsada por requisitos del distribuidor,
características técnicas, códigos, y estándares discutidos en este trabajo.
Cualquier categorización de los componentes usados es de alguna manera arbitraria, esto
debido a que los componentes pueden ser diseñados, ensamblados, y vendidos en
diferentes configuraciones. No obstante como el esquema que fue mostrado en la figura
86
3.1, los componentes que forman un sistema de interconexión se pueden clasificar de la
siguiente manera:
1. Interruptor de transferencia (acoplamiento)
2. Tablero de sincronismo
3. Relevadores y protecciones
4. Conversión de potencia (incluyendo inversores)
5. Control del generador
6. Mediciones y monitoreo
7. Despacho, comunicaciones y control
Se procederá a describir cada una de las categorías citadas arriba.
3.5.1 Interruptores de acoplamiento
Los interruptores de acoplamiento son los encargados de realizar el vínculo físico o
empalme entre la central y la red donde se desea interconectar. Pueden ser manuales,
automáticos o estáticos. Una variedad de interruptores son fabricados para cubrir un
rango de amperajes, voltajes, configuraciones de polo, y mecanismos de interrupción.
Estos interruptores pueden proporcionar un medio fiable y seguro de transferencia entre
dos conexiones, por ejemplo, la unidad de generación y la red a la cual se quiere
interconectar.
Muchos interruptores son programables para funciones alternativa se incluyen pantallas
integradas de diagnóstico. Existen además interruptores completamente automáticos que
utilizan un microprocesador para controlar el acople.
En el caso de las pequeñas centrales, este interruptor estará controlado por el
sincronizador, el cual monitoreara las variables del sistema, y determinará cuando existen
condiciones óptimas para la interconexión.
87
Figura 3.2 Interruptor de acoplamiento con protección de generador.
3.5.2 Sincronizador
Para sincronizar una pequeña central, es importante que el generador este girando a la
misma frecuencia eléctrica de la red. Hasta que la unidad no alcance la frecuencia
deseada, no debe existir interconexión con la red, ya que la conexión podría dañar la red.
Por otra parte, el generador también debe tratar de proteger la unidad de generación
contra cualquier posible exceso o defecto de frecuencia de la red eléctrica. En caso de la
existencia de cambios drásticos en la frecuencia en su potencia de salida, los
generadores no querrán interconectar la unidad a la red, debido a que una conexión
podría causarle daño a su sistema. Como resultado de ellos, es importante el monitoreo
de la frecuencia de tanto la unidad de generación, como del sistema de distribución, para
asegurar el sincronismo antes de ser interconectados.
Lo mismo puede decirse de los voltajes. Dependiendo del voltaje en el punto de
interconexión para el sistema de generación, es importante que la tensión entregada por
el generador, esté dentro de los rangos de tolerancia del voltaje de la red en ese punto.
Para evitar el daño del equipo del generador, el voltaje entregado y el voltaje de la red
debe ser monitoreado para asegurar la sincronización de los dos voltajes antes de la
interconexión.
Con todos estos requisitos para el seguimiento y control, la importancia de la detección
remota y las funciones de control se convierten eminentes. Ofertas de proveedores en
equipos de conmutación en paralelo y control de la sincronización son de gran interés
cuando se interconectan pequeñas centrales distribuidas.
88
Figura 3.3 Dispositivo sincronizador.
3.5.3 Relevadores y protecciones
Es importante asegurar suficiente protección para ambas partes, el generador y la
compañía de distribución, cuando se interconecta una pequeña central al sistema de
potencia. Estas utilidades pretenden garantizar la seguridad dinámica e integridad del
sistema eléctrico de potencia, así como la seguridad de la cuadrilla que podría
encontrarse trabajando en las líneas donde la central esta interconectada. Los clientes
necesitan proteger su propia unidad y asegurar la sincronización con la red.
Los relevadores son normalmente usados para garantizar la protección necesaria. Los
dispositivos relevadores de protección interpretan condiciones de entrada (las cuales
reflejan el estado de otro equipo) en una manera prescrita, y luego de que se cumplen
condiciones especificas, responden controlando la operación de la central para proteger el
circuito eléctrico. Estos relevadores son diseñados para asegurar que el equipo opere
normalmente al permitir el paso de cantidades apropiadas de corriente, al valor normal de
voltaje, con la corriente que fluye en la dirección correcta y sin perdidas por fugas. Los
relevadores de protección pueden ser electromecánicos, de estado sólido, o multifunción.
Los relevadores de protección típicos incluidos en un sistema de interconexión de
pequeñas centrales son mostrados a continuación:
1. Verificación de sincronismo
Es un dispositivo de sincronización que produce una salida que causa el cierre, de
un interruptor de acoplamiento, cuando ocurre una diferencia cero entre los
voltajes, frecuencias, y ángulos de fase de dos circuitos. Puede o no incluir control
de voltaje y de velocidad. Un relé de verificación de sincronismo permite el
89
paralelismo de dos circuitos que están dentro de los límites establecidos de la
magnitud del voltaje, ángulo de fase, y frecuencia.
2. Sub/Sobre Voltaje
Es un dispositivo que opera cuando su voltaje de entrada es menor que un valor
predeterminado y excede a un valor predeterminado.
3. Potencia Inversa
Es un dispositivo que opera en un valor predeterminado de flujo de potencia, en la
dirección contraria resultante de la motorización de un generador en caso de
pérdida de energía primaria.
4. Corriente de secuencia de fase negativa
Un dispositivo en circuito polifásico, que funciona sobre un valor predeterminado
de corriente polifásica en la secuencia de fase deseada, cuando la corriente de
secuencia de fase negativa excede un valor pre-establecido.
5. Voltaje de secuencia de fase negativa
Un dispositivo en circuito polifásico, que funciona sobre un valor predeterminado
de voltaje polifásico en la secuencia de fase deseada, cuando el voltaje de
secuencia de fase negativa excede un valor pre-establecido.
6. Sub/sobre voltaje del neutro
Es un dispositivo que opera cuando su voltaje de entrada es menor que un valor
predeterminado, y supera un valor predeterminado.
7. Sobrecorriente direccional
Es un dispositivo que funciona a un valor deseado de corriente alterna que fluye
en una dirección predeterminada.
8. Sobrecorriente de fase instantánea
Un dispositivo que funciona a un valor deseado de sobrecorriente alterna en
corriente que fluye en una dirección predeterminada.
9. Sobrecorriente del neutro
Un dispositivo que opera con un retraso de tiempo coordinado cuando la corriente
sobrepasa un valor pre-establecido.
10. Sobrecorriente de fase
Un dispositivo que funciona cuando la corriente de entrada AC supera un valor
predeterminado y en el cual, la entrada de corriente y el tiempo de operación son
inversamente proporcionales a través de una parte sustancial del rango de
funcionamiento.
90
11. Sub/sobre frecuencia
Es un dispositivo que responde a la frecuencia de una cantidad eléctrica, operando
cuando la frecuencia excede o es menor que un valor predeterminado.
12. Transformador diferencial
Es un dispositivo que opera en un porcentaje, ángulo de fase, u otra cantidad
diferencial cuantitativa de dos o más corrientes u otras cantidades eléctricas.
Dependiendo del tamaño de la unidad y el número de fases, algunas o varias de las
anteriores características son necesarias.
Una central con un generador de inducción, y una con inversores no requieren el mismo
nivel de protección que las que operan con síncronos.
Figura 3.4 Relevador de protección de la interconexión.
3.5.4 Conversión de potencia
La función de un subsistema de conversión y acondicionamiento de potencia, es la de
tener una entrada de potencia de un generador eléctrico, ya sea de una fuente rotativa o
no rotativa, y adaptarla a la frecuencia y al voltaje requerido.
Si el generador suministra potencia DC o potencia AC de alta frecuencia, un inversor
(dispositivo electrónico utilizado para convertir DC a AC) es requerido.
Si el generador suministra potencia AC, es posible que un transformador sea requerido.
Los transformadores son dispositivos eléctricos estáticos que consiste de un devanado (o
devanados) usados para transferir potencia por inducción electromagnética entre
circuitos, usualmente con diferentes valores de voltaje y corriente pero a la misma
frecuencia. Un transformador de aislamiento es un dispositivo que contiene armaduras
91
electrostáticas entre los devanados primario y secundario para reducir el ruido eléctrico no
deseado.
Los inversores son fabricados para convertir potencia de una variedad de voltajes DC,
incluyendo: 24 V, 36 V, 48 V, y 120 V. Los inversores pueden producir potencia AC
bifásica o trifásica. Algunas unidades ofrecen protección automática integrada contra
sobrecarga y cortocircuito. Sistemas de interconexión basados en inversores puede
también ofrecer funciones de hardware y software tales como protección, regulación de
voltaje, y compensación de reactivos.
Figura 3.5 Inversor
3.5.5 Control del generador
El control del generador incluye al control del gobernador de velocidad y al regulador de
voltaje. Estas funciones pueden ser cumplidas utilizando la electrónica para asegurar que
la salida de potencia y voltaje se mantenga dentro del rango especificado de valores. Los
controles pueden ser análogos o digitales. El controlador digital podría permitir al módulo
de control del generador, enviar y recibir señales, hacia o desde otros sistemas para
control coordinado.
Existen varias filosofías de diseño básicas expuestas por expertos. La filosofía actual de
diseño se basa en que el control y regulación de las unidades de generación, son
inherentes al generador, y por lo tanto realizadas por los fabricantes de la máquina, ya
que ello son los que conocen el diseño interno de sus propias máquinas mejor que nadie,
92
por lo que están en la mejor posición de desarrollar el control que optimizaría el
desempeño del generador.
Es importante que el módulo de control sea capaz de comunicarse con el módulo de
gestión de potencia para que este pueda regular el funcionamiento de la unidad, para la
coordinación con las otras unidades en la red.
Figura 3.6 Control del generador
3.5.6 Medición y monitoreo
Cuando pequeñas centrales son interconectadas con la red, los productores quieren
medir la energía que ellos generan a diferentes horas del día. Usando esta información,
podrán determinar la cantidad de ingresos que recibirán de los compradores de energía.
De igual manera, la compañía distribuidora necesitará medir la energía recibida de los
generadores. Dependiendo del contrato, el medidor deberá monitorear algunos de los
siguientes datos: corriente, voltaje, o potencia real y reactiva – todas en diferentes
momentos del día. La recolección de datos podrá ocurrir en intervalos de 15 minutos para
calcular la energía entregada o generada (de nuevo dependiendo del contrato). De que
tan frecuente son los datos recolectados dependerán los requerimientos de capacidad de
memoria, que a su vez afecta el costo del dispositivo de medición.
Los parámetros monitoreados también incluyen la salida de potencia después del
transformador, la cual será usada para facturación, lo cual requiere una precisión de
medición del grado de servicio público.
93
En adición al hardware, el sistema de monitoreo debe tener, en algunos casos, un
software apropiado, que tenga la habilidad de procesar los datos, y calcular los
información apropiada como: demanda máxima, periodos picos y valles. Así como
también los transformadores de corriente y de potencial necesarios para convertir los
valores de voltaje y corriente a niveles adecuados para los medidores a utilizar.
Figura 3.7 Medidor
3.5.7 Despacho, comunicaciones y control
Esta categoría incluye los dispositivos y equipos de comunicación que sirvan de interfaz
de la unidad y para su gestión. De alguna manera, equipos diferentes son necesitados
para el despacho, la comunicación, y el control. Algunos de los equipos se encuentran
localizados en la unidad de generación, o cerca de ella.
Sin embargo, equipos de acción remota no son necesarios para las pequeñas centrales
debido a que no se requerirá un control y despacho del nivel de participante del mercado
mayorista, sino que únicamente de manera local.
3.6
Estudios técnicos de un sistema de interconexión
Para garantizar el buen desempeño del sistema de distribución, así como también la
seguridad de las instalaciones y los equipos, posterior a la interconexión de una pequeña
central renovable, es necesario, en algunos casos, realizar diferentes estudios técnicos.
Estos estudios serán útiles para conocer de antemano el escenario que se presentaría
con la potencial interconexión, de esta manera tomar la decisión respecto a la aprobación
o no de dicha interconexión. Además, son útiles para conocer posibles modificaciones que
serían necesarias para permitir la interconexión.
94
En el caso de las pequeñas centrales, existen cuatro estudios técnicos importantes que
definirían el nuevo escenario post-interconexión. De estos cuatros estudios, se debe
evaluar para cada caso especifico los que serán necesarios. Esto último para evitar
inversiones más costosas de lo necesarias.
3.6.1 Estudio de Flujo de Potencia
El primero de estos estudios es el cálculo de flujo de potencia en las redes de energía
eléctrica, que tiene como propósito determinar las condiciones de operación en régimen
permanente de la red.
Mediante un flujo de potencia, se puede verificar problemas de caída de tensión,
sobrecargas, pérdidas en la línea, etc.
Los principales métodos utilizados en el cálculo de flujo de potencia usado son el de
Gauss- Seidel y Newton-Raphson. Sin embargo, estos métodos fueron desarrollados para
las redes de transmisión, considerando: despreciable los desequilibrios en las fases, y
que la reactancia de las líneas es mucho mayor que la resistencia.
Los métodos antes mencionados, son inadecuados para las redes de distribución debido
a la presencia de cargas desbalanceadas, la distribución radial de la red y la resistencia
de las líneas que son semejantes en magnitud con la reactancia. El método de GaussSeidel presenta una convergencia muy lenta debido a la matriz de admitancia que es
dispersa; y el método de Newton Raphson tiene la desventaja de tener que convertir en
cada iteración la matriz Jacobiana, que es cuatro veces mayor que la matriz de
admitancia. Y los métodos desacoplados no son adecuados para la red de distribución.
Por lo tanto en redes de distribución se ha desarrollado métodos especiales para resolver
el problema de flujo de potencia los cuales son: modificaciones de los métodos utilizados
en sistemas de potencia y métodos extendidos.
Dentro de los métodos extendidos se encuentran: el método de la suma de corrientes, el
método de la suma de potencia y el método de la suma de impedancias. El método
mayormente utilizado es el que está basado en la suma de corrientes donde se ha
modificado para trabajar con Generación Distribuida (GD).
95
Impacto de la generación distribuida (GD) en los flujos de potencia
Los sistemas de distribución son tradicionalmente pasivos y diseñados para operar con
una sola dirección de flujo de potencia, en contraste con el sistema de transmisión, que es
diseñado para flujos de potencia de dos direcciones. En operación y planeamiento, se
asume que la potencia eléctrica siempre fluye desde los devanados secundarios del
transformador, en la subestación, a la terminal de la línea.
La expansión de la GD tiene el potencial para modificar considerablemente la naturaleza
del sistema de distribución y el problema de acople PQ. El sistema de distribución con
GD lo lleva a convertirse en un sistema activo con generación de energía, a la par del
consumo en los nodos, antes exclusivos de carga. Ahora con flujos de potencia
bidireccionales podrían ser incorporados en la red jerárquica diseñada y tener un criterio
de operación.
Tradicionalmente la GD se conecta en paralelo a la red para servir cada vez mayor
demanda de la carga o para satisfacer las necesidades de la red eléctrica. Varios
esquemas han sido propuestos en los textos que muestran como varios tipos de GD
comparten potencia en un modo paralelo con la red para servir a la demanda de la red.
Además de servir como fuente de energía, la GD ha sido cada vez más usada para la
regulación de voltaje en el punto de interconexión, en el sistema de distribución.
En todos los estudios teóricos en este tema, se ha logrado observar que al ubicar en un
nodo un generador distribuido, se puede apreciar como ocurre una reducción neta del
consumo de la subestación de distribución, disminuyendo consecuentemente las pérdidas
en esa línea.
Otra observación relevante es la elevación de las tensiones cuando GD es conectada,
especialmente los nodos donde las pequeñas unidades inyectan potencia, esto ocasiona
un respaldo a la regulación de voltaje, y mejora los perfiles de tensión en estos nodos, y
los de su alrededor.
Se puede concluir que las diferencias entre los estudios de flujos de potencia con y sin
GD, radican en los métodos de modelado utilizados. Y que además, la GD puede
contribuir positivamente a la red de distribución, tomando en cuenta siempre las
condiciones específicas de operación de dicha red.
96
Por último, para centrales mayores a 1MW pero menores a 5 MW, aunque estudios
teóricos muestran que no afecta la operación de la red de distribución. Sin embargo,
quedaría a criterio de la compañía distribuidora debido a características del punto de
interconexión. Por lo tanto, de requerirse un estudio de flujo de carga, sería utilizando el
método de suma de corrientes, en un software como Matlab o similar.
3.6.2 Estudios de cortocircuito
Una corriente de cortocircuito es el incremento en la corriente por el inesperado descenso
en la resistencia o impedancia de un circuito concreto, entre un número determinado de
puntos de un circuito, que habitualmente están a tensiones distintas. Comúnmente esta
corriente llega a ser varias veces el valor de la corriente nominal y lo logra prácticamente
de manera instantánea.
Estas corrientes pueden tener diferentes causas, entre ellas podemos mencionar:

Por problemas presentados en el aislamiento como desgastes o perforaciones. Por
causas de los aumentos prolongados de temperatura, condiciones naturales
corrosivas, la finalización del tiempo de vida útil.

Problemas mecánicos como roturas ocasionas en los conductores o aisladores por
animales, ramas de árboles u otros objetos.

Las descargas atmosféricas que provocan sobretensiones, circunstancias
generadas por los humanos como instalar un material inadecuado, falsas
maniobras, los incendios, fuertes lluvias, la delincuencia etc.
La duración del cortocircuito es el tiempo en segundos o ciclos durante el cual, la corriente
de cortocircuito circula por el sistema. El fuerte incremento de calor generado por tal
magnitud de corriente, puede destruir o desgastar los aislantes del sistema eléctrico, por
lo tanto, es de vital importancia reducir este tiempo al mínimo posible, mediante el uso de
las protecciones adecuadas.
Los estudios de cortocircuito se realizan para conocer las corrientes de cortocircuito o de
falla en puntos específicos del sistema. Dichas corrientes son esenciales para la selección
de los equipos nuevos, y el ajuste o sustitución de las respectivas protecciones
previamente instaladas.
97
Los resultados obtenidos del cálculo de cortocircuito son:
1. La corriente de cortocircuito en los diferentes componentes del sistema.
2. Las sobretensiones durante la falla.
3. Las tensiones después de la falla en todas las barras del sistema eléctrico.
En sistemas eléctricos trifásicos se pueden producir distintos tipos de fallas:
a) Falla simétrica trifásica
b) Falla asimétrica monofásica a tierra
c) Falla asimétrica bifásica
d) Falla asimétrica bifásica a tierra
Cada una de estas fallas origina características propias, con amplitudes definidas. El
porcentaje de incidencia de cada de una de los tipos de falla anterior es variante (Tabla
3.1). En los sistemas de distribución solo se consideran los cálculos de las fallas trifásica y
monofásica a tierra.
Tabla 3-1 Porcentajes de incidencia de las fallas según su tipo.
Tipos de Falla
Incidencia (%)
Monofásicas
80 %
Bifásicas
15 %
Trifásicas
5%
Impacto de la generación distribuida en las corrientes de cortocircuito
Aunque la GD tiene efectos positivos en el sistema de distribución tales como el respaldo
en los niveles de voltaje de la red; y en algunos casos, hasta puede evitar o posponer
inversiones en la red. Por otro lado, se predice que la alta capacidad de instalación de
pequeñas unidades puede causar conflicto en la operación del sistema especialmente
debido a que las unidades de GD están diseñadas como sistemas de distribución radial.
98
Dos de los mayores problemas de la GD pueden ser los niveles de los voltajes y las
corrientes de falla, así como también, la operación de los dispositivos de protección
durante las fallas en la red.
Algunos estándares internacionales recomiendan que las unidades de GD deben ser
automáticamente desconectadas de las redes de distribución en caso de ocurrir cualquier
falla en dichas redes.
Los requisitos técnicos del servicio que justifican la desconexión automática de estas
unidades de la red de distribución son los siguientes:

Preservar el nivel de selección de las protecciones de la red usando relevadores
de sobrecorriente.

Las corrientes de falla en la red frente a generadores síncronos y asíncronos de
las unidades instaladas pueden desconectar toda la red de distribución, incluso
áreas no involucradas con la falla.

Las fallas serían alimentadas a través de las unidades de GD instaladas en la red,
aunque el interruptor de la red principal este desconectado resultando en un
incremento del nivel de la falla.

La precisión de la predicción de ubicaciones de futuras fallas, podría decrecer a
medida que unidades de GD son instaladas.

La seguridad del personal podría correr peligro durante el mantenimiento y
reparación de la red con el interruptor principal de la subestación desconectado,
pero las unidades distribuidas inyectando a la red.
La presencia de GD puede causar varios problemas en la operación del sistema de
protección. Los conflictos entre la GD y los esquemas de protección son usualmente
relacionados a incremento en las corrientes de corto circuito.
Los estudios teóricos del impacto de la GD en las corrientes de falla de la red indican que
ésta puede invalidar las protecciones de sobre corriente. La GD puede afectar la
operación de las redes de distribución existentes al proporcionar contribuciones de
corrientes de falla, las cuales no fueron consideradas cuando las protecciones fueron
originalmente diseñadas. En la práctica, las contribuciones de la presencia de GD en las
99
corrientes de falla dependerán de la capacidad, inyección, tecnología, y el voltaje del
sistema pre-falla.
La contribución a la falla de una pequeña unidad en solitario no es grande, sin embargo,
las contribuciones agregadas de múltiples unidades, o unas cuantas unidades grandes,
pueden alterar los niveles de cortocircuito lo suficiente para causar una descoordinación
de fusibles e interruptores. Esto podría afectar la confiabilidad y seguridad de los sistemas
de distribución.
Niveles típicos de cortocircuito de convertidores de potencia de GD están caracterizados
en la tabla 3.2 Para inversores, las contribuciones de falla dependerán en el nivel de
corriente máxima y la duración para los cuales los fabricantes de inversores han preestablecido. En algunos inversores las contribuciones de falla pueden durar menos de un
ciclo, y en otros casos puede durar mucho más. Para generadores síncronos, las
contribuciones de corriente dependen del voltaje pre-falla, las reactancias subtransitorias
y transitorias de la máquina, y las características del excitador. Los generadores de
inducción pueden también contribuir a las fallas siempre que estos se mantengan
excitados por un voltaje residual en el alimentador. Para la mayoría de generadores de
inducción, la corriente principal solo duraría unos cuantos ciclos y serían determinados al
dividir el voltaje pre-falla por la reactancia transiente de la máquina. Aunque unos cuantos
ciclos es un período corto de tiempo, es lo suficientemente extenso para impactar en la
coordinación de los fusibles e interruptores.
Tabla 3-2 Niveles típicos de cortocircuito según el tipo de generador. Barker [2000]
Tipo de generador
Corriente de falla como un porcentaje
de la corriente de salida nominal
Inversor
100%-400%
Generador síncrono excitado
Iniciando a 500-1000% para los primeros
separadamente
ciclos y decayendo a 200-400%
Generador de inducción o generador
500-1000% para los primeros ciclos y
síncrono auto-excitado
decayendo a una cantidad despreciable
dentro de los 10 ciclos.
100
Cuando un generador solitario es agregado al sistema, un cálculo manual de las
corrientes picos de falla basados en los datos de fabricantes puede ser desarrollado para
determinar la existencia de un impacto serio en los niveles existentes de cortocircuito.
Para múltiples dispositivos de generación dispersos a lo largo del sistema o grandes
generadores, el único método preciso es el desarrollar un análisis de cortocircuito basado
en software el cual modela correctamente el comportamiento de los generadores.
3.6.3 Estudio de Coordinación de Protecciones
La introducción de generadores distribuidos implica redistribución de la corriente de carga,
incremento de corrientes de falla, y pueden también causar problemas de sobrevoltaje.
Por lo que un requisito fundamental para aprobar su conexión es una buena coordinación
entre los esquemas de protección de los generadores independientes y la red de
suministro eléctrico.
La coordinación de los dispositivos de protección apunta a mantener la selectividad entre
los dispositivos involucrados en varias posibilidades de falla, con el objetivo de asegurar la
operación segura y la confiabilidad del sistema eléctrico. En un sistema de protección
eficiente y coordinado, las fallas son eliminadas en el menor tiempo posible, aislando la
parte más pequeña posible del sistema, que contiene a la falla.
La coordinación de las protecciones determina los ajustes respecto a los tiempos de
respuesta de los interruptores y los relevadores. Para la selección de estos dentro de un
esquema jerárquico en el sistema eléctrico de potencia.
De esa manera, el análisis de coordinación de protecciones permite la comparación de
diversos escenarios. Esta comparación puede definir límites para la inserción de tales
generadores, su localización, y su capacidad de potencia máxima.
Una forma de evaluar la coordinación de protecciones es a través del análisis de las
curvas de tiempo vs corriente de los dispositivos involucrados, en la parte de la red donde
la falla ocurre.
Se llama protección primaria a la protección más cercana al punto de falla y la protección
de respaldo es la siguiente entre la falla y la fuente. El principal aspecto de la coordinación
de protecciones es que el dispositivo primario deba actuar antes que los de respaldo. La
101
protección de respaldo debe interrumpir la falla, solo en los casos cuando la primaria falla
en operar.
Es importante recordar que el objetivo del servicio es mantener el suministro a la carga, el
mayor tiempo posible, pero el generador independiente tiene como objetivo el proteger su
equipo de daños causados por el sistema externo, por lo que deben llegar a un acuerdo
en cuestiones relacionadas con las situaciones de baja frecuencia/carga o de las
operaciones de reconexión.
Impacto de generación distribuida en la coordinación de protecciones
Tradicionalmente las redes de distribución han sido diseñadas para operar radialmente de
manera que la potencia circule de niveles superiores de voltaje hacia los consumidores
situados a lo largo de los alimentadores radiales. Esto ha permitido una estrategia de
protección relativamente sencilla. Los sistemas de distribución radiales, usualmente
emplean
relevadores
de
sobrecorrientes
no
direccionales,
reconectadores
y
seccionadores en sus sistemas de protección, ya que ha sido posible asumir que la
corriente de falla puede tener una sola dirección. Sin embargo, esto no es siempre cierto
si hay unidades de GD en la red. A medida que estos dispositivos no consideran la
dirección del flujo, estos pueden fallar en casos cuando los generadores distribuidos
contribuyen a la falla.
En orden de analizar los efectos de la GD en los requisitos para la protección de las redes
de distribución, estudios de simulación son requeridos. El modelado dinámico de varios
tipos de tecnologías de GD.
Estudios de simulación y modelado han mostrado que la GD causa varios desafíos a las
protecciones. Los problemas más comúnmente mencionados son los siguientes:

Falsas desconexiones de los alimentadores

Disparos intempestivos de las unidades de producción.

Aumento o disminución de los niveles de falla

Creación de islas no deseadas

Prohibición de la reconexión automática

Reconexión no sincronizada
102
La aparición de estos tipos de problemas dependen de tanto las características de la red y
de la GD. En fallas de cortocircuito una planta eólica genera corrientes de falla que
depende fuertemente tanto del aerogenerador y la configuración de la red. Los
generadores síncronos son capaces de alimentar una corriente bastante grande de falla
sostenida, mientras que los sistemas basados en inversores pueden ser controlados de
manera que la salida esté limitada a la corriente nominal. Desde el punto de vista de la
coordinación de protecciones, la localización de la falla en relación al generador y los
dispositivos de protección determina el resultado de la situación de la falla.
Algunos problemas críticos de coordinación relacionados con GD que deben ser
evaluados son:
1. Falla de la protección
Cuando varias pequeñas unidades son conectadas a una red de media tensión, la
corriente de falla vista por el relé de protección localizado en el alimentador puede ser
reducida, lo que puede llevar a la imposibilidad de la operación de los relevadores de
sobrecorriente. Esto es también llamado como protección inalcanzada.
2. Desconexión falsa
El principio básico esta mostrado en la figura 3.7. El cortocircuito ocurre en un
alimentador, pero también el alimentador es desconectado debido a la sobrecorriente
inyectada por la unidad de GD. Desconexión falsa es típicamente causada por
generadores síncronos, los cuales son capaces de proveer corriente cortocircuito de
manera sostenida.
3. Protección anti-islas
En el caso de pérdida súbita de la conexión a la red, una parte de la red puede quedarse
en operación como una ―isla‖. En la mayoría de los casos esto no es deseable por las
siguientes razones:

La reconexión de la parte aislada se vuelve complicada, especialmente cuando un
reconectador automático es usado. Esto puede llevar a dañar el equipo y puede
disminuir la confiabilidad de la red.
103

El operadores es incapaz de garantizar la calidad de potencia en la isla, por lo que,
podrían existir niveles anormales de voltaje o fluctuaciones de frecuencia. Además,
el nivel de falla puede también ser muy bajo, resultando en que la protección
contra sobrecorriente no trabaje, de la manera que fue diseñada.

Problemas de seguridad para el personal de mantenimiento surgen cuando los
circuitos sin servicio son nuevamente energizados.
Figura 3.8 Diagrama de una desconexión falsa. Adaptado de Kauhaniemi.
4. Auto-reconexión
En redes de media tensión aéreas, la reconexión automática es una manera muy efectiva
para esclarecer las zonas con fallas. La GD parece ser realmente incompatible con las
prácticas de reconexión en la actualidad. En condiciones apropiadas, la GD puede
prevenir las extinciones del arco y las fallas momentáneas pueden convertirse en falla
permanente. Durante el periodo de apertura del cortacircuito de la secuencia de
reconexión, los generadores en la red usualmente tienen a salirse de sincronismo con
respecto a la red; por lo que la reconexión realizada sin sincronización, que es lo más
104
común, puede causar serios daños a los generadores distribuidos, así como también altas
corrientes y voltajes en las redes cercanas.
Los estudios de simulación han confirmado el alto riesgo de la reconexión fuera de fase.
Puede ser establecido con seguridad que protección rápida y confiable es necesitada. Las
unidades de GD deben ser desconectadas muy rápido durante el periodo de apertura del
interruptor principal y la secuencia de reconexión.
3.6.4 Estudio de estabilidad transitoria
La operación exitosa de un sistema de potencia está basada en la capacidad de proveer
un servicio confiable e interrumpido a las cargas. La confiabilidad implica mucho más que
la disponibilidad de la energía eléctrica. Idealmente, las cargas deben estar alimentadas
con un voltaje y frecuencia constante en todo momento. En términos prácticos, esto
significa que tanto voltaje como frecuencia deben ser mantenidas dentro de rangos de
tolerancia cercanos, de manera que el equipo del consumidor opere satisfactoriamente.
La estabilidad de un sistema de potencia puede ser ampliamente definida como la
propiedad de este sistema, que le permite mantenerse en estado de operación en
equilibrio, bajo condiciones de operación normales, y de recuperar un estado aceptable de
equilibrio, luego de ser sujeto a una perturbación.
La estabilidad de un sistema de potencia será definida en términos de la condición inicial
de operación y la naturaleza y magnitud de la perturbación. La definición aplica a un
sistema de potencia interconectado en conjunto. Por la mayor parte, el interés de
estabilidad es para un generador en particular o un grupo de generadores.
Es importante tomar en cuenta que un sistema de potencia típico consistirá de un gran
número de dispositivos con sus respectivas características dinámicas, entres estas
podemos mencionar: generadores, AVRs, gobernadores de velocidad, dispositivos
FACTS, OLTC, transformadores, etc. Por lo que este consiste de un gran sistema
dinámico multivariable con características cambiantes y diferentes índices de respuesta.
105
Impacto de la generación distribuida en la estabilidad
Entre las diferentes cuestiones relacionadas a los sistemas de potencia que incluyen GD,
y de los cuáles se necesita investigación, el análisis de estabilidad y la evaluación del
amortiguamiento adecuado del comportamiento oscilatorio es de mayor interés.
Un enfoque convencional es basado en la representación de las unidades de GD en
conjunto con las cargas pasivas de manera agregada y omitiendo su efecto, en la
actualidad, cuando se analiza la estabilidad de los sistemas de potencias, este enfoque ha
cambiado. Los sistemas de potencia modernos en su mayoría operan cerca de sus límites
de estabilidad, por razones económicas. Esta situación requiere un modelado adecuado
de los sistemas de potencia, tomando en consideración los diferentes niveles de inyección
de las unidades de GD, para evaluar adecuadamente su impacto en la estabilidad.
El objetivo de algunos estudios teóricos ha sido el investigar el impacto de las unidades
de GD, seleccionadas con diferentes niveles de inyección, en las diferentes
clasificaciones de la estabilidad.
a)
Estabilidad transitoria del ángulo del rotor
Los problemas de estabilidad transitoria, están entre las preocupaciones prácticas más
importantes en la operación de los sistemas de potencia y los estudios de planeación. La
evaluación de la estabilidad transitoria, donde el ángulo de estabilidad bajo grandes
perturbaciones es investigado, es definida como la habilidad del sistema de potencia para
mantener el sincronismo, cuando es sujeto a severas perturbaciones, tales como
cortocircuitos o grandes pérdidas de carga o de generación.
La estabilidad transitoria depende de las condiciones iniciales de operación de los
sistemas, así como el tipo, la severidad y la localización de la perturbación.
Estudios de simulación basados en software muestran que al existir una falla, esta se ve
reflejada como una variación en las gráficas de estabilidad. Al observar las gráficas,
resulta evidente que la utilización de unidades de GD reduce la magnitud de la desviación
del máximo ángulo de potencia. Esto indica que la existencia de las unidades de GD
mejora significativamente la estabilidad transitoria del sistema. Esto también significa que
el incremento de los niveles de inyección de las unidades de GD con sistemas de
106
potencia, proporciona la oportunidad de manejar mayores perturbaciones. En algunos
casos críticos y con las fallas más severas, el uso de unidades de GD puede mantener
sincronismo debido a la reducción de la desviación máximo del ángulo de potencia entre
los generadores.
En otras simulaciones se presentan la pérdida de algunas unidades generadoras, lo cual
obliga a la red a operar en un nuevo punto de operación, y por lo tanto, el ángulo de
potencia entre los generadores, alcanza un nuevo valor de estado estable luego del
despeje de la falla, dependiendo en la contribución de cada generador convencional para
compensar la pérdida de la potencia debido a la desconexión de unidades de GD.
Las respuestas muestran mayor frecuencia y de alguna manera incrementa la
amortiguación cuando más potencia desde las unidades de GD son utilizadas. Esta
amortiguación adicional de las oscilaciones lograda cuando se utilizan las unidades de GD
reflejan una mejora en el desempeño post-falla de la red.
b) Estabilidad de la frecuencia
La estabilidad de la frecuencia se refiere a la habilidad de los sistemas eléctricos de
potencia para mantener la frecuencia constante después de haber sido sujetos a una
perturbación severa. La frecuencia no causará un problema de estabilidad si el equilibrio
entre generación y carga es restaurado. Esto requiere suficiente generación de reserva y
una respuesta adecuada de parte del control y los dispositivos de protección. Si la
perturbación resulta en oscilaciones sostenidas de la frecuencia, entonces algunas
unidades de generación serán desconectadas de la red y la estabilidad se perderá.
En los estudios teóricos, se ha observado que la red logra mantener nuevas frecuencias
estables luego del cambio en la carga. En el caso de de suministrar la carga totalmente
por los generadores síncronos, los generadores proveen mayor potencia de reserva
absoluta a la red.
Es por lo tanto recomendable incrementar el porcentaje de reserva rodante de los
generadores síncronos, cuando las unidades de GD son utilizados, para mantener la
potencia rodante absoluta de la red a niveles aceptables.
107
Por otro lado, la constante de inercia disminuye con el incremento de unidades GD debido
al decrecimiento de la potencia nominal de los generadores rotatorios síncronos. En
consecuencia, una respuesta de frecuencia más rápida puede ser obtenida en el período
transiente cuando unidades GD son usadas, por lo que el nivel de frecuencia mínima
puede ser alcanzado más rápido, que en el caso sin unidades GD.
c)
Estabilidad de voltaje
La estabilidad de voltaje es definida como la habilidad del sistema de potencia para
mantener los voltajes en todos los buses dentro de límites aceptables luego de ser sujetos
a perturbaciones. La inestabilidad del voltaje resulta de un colapso progresivo del
aumento de voltajes en los buses de la red, lo cual puede causar la pérdida de algunas
cargas o líneas de transmisión. La tendencia de los motores de inducción para restaurar
la potencia después de las perturbaciones ajustando sus deslizamientos de operación,
incrementaría el consumo de potencia reactiva, causando mayor reducción de voltaje. Si
el consumo de potencia requerida por las cargas es superior a la capacidad de los
generadores o sistemas, una decadencia toma lugar causando inestabilidad de voltaje.
La estabilidad de voltaje de la red también ha sido puesta a prueba en ciertos estudios
teóricos, al simular algunas perturbaciones en ambos lados de un punto de interconexión.
Resultados muestran que cuando las unidades, están localizadas cerca de los centros de
la carga, logran algunas mejoras en el rendimiento, especialmente para la carga durante
el cortocircuito. Además se observó que el incremento de nivel de inyección de las
unidades de GD, causan mayor amortiguamiento al voltaje en ambas partes de la red.
Además, desviaciones de voltaje más bajas en estado estable, son alcanzadas en los
terminales de carga cuando las fuentes de GD son usadas cerca de éstas. Sin embargo,
las desviaciones de voltaje de estado estable en las terminales del generador son más
bajas cuando ninguna unidad de GD es utilizada. Debido a la mayor capacidad de los
generadores síncronos sin las unidades de GD, estos pueden alcanzar mejor apoyo en el
voltaje local en sus terminales. Por lo tanto, los generadores síncronos compensan la
conmutación carga-reactiva con menores desviaciones del voltaje terminal.
Por otra parte, resultados han mostrado que las desviaciones de voltaje en los buses de
carga cuando una gran carga es conectada, una gran caída de voltaje ocurre en el punto
108
de conmutación cuando las unidades de GD no son utilizadas. Este decrecimiento de
voltaje es significativamente reducido cuando un nivel intermedio de penetración es
considerado. Las otras terminales de carga en el sistema de distribución, presentan
también mejoras en los perfiles de voltaje cuando las unidades de DG son usadas. La
disminución del voltaje y las mejoras relativas en los perfiles de voltaje en estas
terminales varían dependiendo en las ubicaciones relativas respecto al punto de
conmutación.
Generalmente, el análisis del rendimiento del sistema con respecto a la estabilidad de
voltaje muestra que la GD puede respaldar y mejorar los perfiles de voltaje en las
terminales de las cargas. Esto puede extender el margen de estabilidad de cargas
dinámicas, por ejemplo, motores de inducción, lo cual puede hacer perder su punto de
operación estable con una gran caída de voltaje.
109
110
4
CAPITULO 4. PROPUESTA DE NORMATIVA PARA LA INTERCONEXIÓN DE
PEQUEÑAS CENTRALES DE ENERGÍA RENOVABLE EN EL SALVADOR
TITULO I
CONDICIONES GENERALES Y DEFINICIONES
CAPITULO I
ABREVIATURAS, SIGLAS Y DEFINICIONES
Art 1 Abreviaturas y siglas
BT
Baja Tensión
IEEE
Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos
IEC
Comisión Electrotécnica Internacional
ISO
Organización Internacional para la Estandarización
MARN
Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales
MT
Media Tensión
NCSSD Norma de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución
NEC
Código Nacional Eléctrico
NFPA
Asociación Nacional para la Protección contra Incendios
NT
Norma Técnica
NTIE
Norma Técnica de Interconexión Eléctrica y Acceso de Usuarios Finales a la red
de transmisión
PCR
Pequeña Central Renovable
PEN
Política Energética Nacional
RLGE
Reglamento de la Ley General de Electricidad
SD
Sistema de Distribución
SIGET
Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones
UL
Laboratorios Aseguradores
111
Art 2 Definiciones
Concesión
Contrato por el cual la SIGET otorga a empresas o a particulares la gestión y la
explotación de recursos hidráulicos
Distribuidor
Es la persona, individual o jurídica, titular o poseedora de instalaciones destinadas a
distribuir comercialmente energía eléctrica.
Estado de Alerta
Se considerará como estado de alerta a todas aquellas situaciones de operación anormal
del sistema que podría ocasionar que las variables eléctricas excedan los límites de las
bandas de tolerancia, y poner en riesgo la seguridad de las instalaciones, el equipo y las
personas.
Estado Normal
Estado del Sistema de Distribución caracterizado por suficiente disponibilidad de
instalaciones para realizar el Control de Tensión y durante el cual no se presentan
interrupciones de suministro a clientes.
Estudio de Impacto Ambiental
Procedimiento técnico-administrativo que sirve para identificar, prevenir e interpretar los
impactos ambientales que producirá un proyecto en su entorno en caso de ser ejecutado,
todo ello con el fin de que el MARN pueda aceptarlo, rechazarlo o modificarlo
Generación Distribuida Renovable
Es la modalidad de generación de electricidad producida por unidades de tecnologías de
generación con recursos renovables, que se conectan a instalaciones de distribución cuyo
aporte de potencia neto es inferior o igual a 5 MW.
112
Instalación de Conexión
Conjunto de equipos necesarios para permitir la conexión de una PCR a la red de media
tensión, y que como mínimo este constituida por un equipo de corte visible, un interruptor
y sus respectivos equipos de protección y control.
Interesado
Es la persona, individual o jurídica, que realiza gestiones ante el Distribuidor para obtener
la autorización de conexión a un SD para inyectar energía eléctrica proveniente de una
PCR.
Ley
Es la Ley General de Electricidad.
Operador de la PCR
Propietario o encargado de operar una instalación de la PCR conectada a un SD
Pequeña Central Renovable (PCR)
Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 5000
kilowatts, conectados a instalaciones de una empresa concesionario de distribución, o a
instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que
utilicen bienes nacionales de uso público.
Punto de Interconexión
Punto de las instalaciones de distribución de energía eléctrica en la que se conecta una
PCR a un sistema de distribución (SD).
Punto de repercusión
Es el punto del SD, más cercano a una PCR, en que están conectados otros clientes o en
que existe la posibilidad real y pronta de que se conecten otros clientes. Es el punto de
referencia para juzgar las repercusiones sobre el SD por parte de la PCR. La distancia
desde la PCR al punto de repercusión se medirá a través de las líneas eléctricas.
113
Red de Baja Tensión
Es aquella red cuya tensión nominal es menor a 600 V, sin incluirla.
Red de Media Tensión
Es aquella red cuya tensión nominal está comprendida entre 600 V y 115 kV, sin incluir
este último.
Relación Cortocircuito-Potencia
Es el cociente entre la potencia aparente de cortocircuito de la red en el punto de la
interconexión (SkVA) y la potencia aparente máxima de una PCR (SPCRmáx), empleada para
una verificación aproximada de la factibilidad de incurrir en obras adicionales para permitir
la conexión de una PCR, que se expresa en la siguiente fórmula:
(Ec. 4.1)
Servicios Auxiliares
Equipos que participan en el funcionamiento de las unidades generadoras y
subestaciones, actuando en la alimentación de los equipos de mando y control de los
mismos.
Sistemas de Distribución (SD)
Conjunto de instalaciones de tensión nominal inferior a 115 kV, destinadas a dar
suministro a usuarios finales ubicados en zonas de concesión, o bien a usuarios ubicados
fuera de zonas de concesión que se conecten a instalaciones de una concesionaria
mediante líneas propias o de terceros.
Sistema de Medición
Grupo de equipos (medidores de energía eléctrica, transformadores de potencia y
corriente, cableado de la medición, etc.) utilizados conjuntamente para la medición y
registro de la energía y potencia transferida a través de la interconexión.
114
Solicitud de Factibilidad
Solicitud que hace el interesado a la distribuidora para estudiar si es factible donde se
ubica el proyecto, y si tiene la capacidad necesaria para poder entregar energía a la red
de distribución.
Superintendencia
Es la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones.
Usuario Autoproductor con Excedentes de Energía
Es el usuario del SD que inyecta energía eléctrica a dicho sistema, producida por
generación con fuentes de energía renovable, ubicada dentro de sus instalaciones de
consumo, y que vende sus excedentes de energía.
CAPITULO II
GENERALIDADES
Art. 3 Objeto
3.1
La presente norma técnica (en adelante NT) establece las disposiciones generales
que deben cumplir las pequeñas centrales renovables, para poder conectarse en
redes de media y baja tensión, de aquellas empresas que posean instalaciones de
distribución de energía eléctrica, para la conexión, operación y comercialización de
energía eléctrica producida con recursos renovables. Esta normativa además
establece obligaciones de los mismos distribuidores.
Art. 4 Aplicación
4.1
La presente NT es de aplicación obligatoria para Distribuidores y Pequeñas
Centrales Renovables, dentro de la República de El Salvador.
4.2
En la presente NT se clasifican a las pequeñas centrales renovables de la
siguiente manera, para usos de aplicación:
115
Tabla 4-1 Categorización de las pequeñas centrales.
4.3
Nombre
Capacidad
Categoría 1
PCR < 10 kW
Categoría 2
10 kW < PCR < 1 MW
Categoría 3
1 MW < PCR < 5 MW
Las exigencias que se plantean en la presente NT deben ser cumplidas en el punto
de interconexión asociado a cada PCR. Dichas exigencias serán aplicables
independiente de que la energía eléctrica sea producida por unidades generadoras
sincrónicas o asincrónicas, con o sin convertidor de frecuencia, o por unidades
generadoras de corriente continua con inversor.
4.4
Las exigencias señaladas en la presente NT son de carácter funcional, de manera
que no se vinculan ni contienen especificaciones de ningún tipo con equipos o
marcas comerciales en particular.
Art. 5 Normas aplicables
5.1
Las exigencias tanto de diseño como de conexión, pruebas y operación de una PCR
se establecerán en conformidad con las normas vigentes y, en ausencia de
disposiciones nacionales sobre tales materias, se aplicarán analógicamente, para
fines interpretativos, normas internacionales emitidas por los siguientes organismos:
IEEE, ISO, UL y NFPA/NEC.
Art 6 Confidencialidad
6.1
Se le está expresamente prohibido, tanto al propietario de la PCR como al
Distribuidor, la utilización total o parcial de cualquier información intercambiada, para
cualquier otro fin que no sea el cumplimiento estricto de esta NT, del marco
regulatorio y de otras disposiciones legales que les sean aplicables.
Art. 7 De la responsabilidad del Distribuidor
7.1
Cumplir con la normativa vigente en la República de El Salvador que permita la
efectiva y segura conexión y operación de las PCR a su SD.
116
7.2
Cumplir lo que la Superintendencia establezca en la resolución de autorización,
tanto para la debida conexión como para la operación de las instalaciones de la
PCR.
7.3
Poner a disposición del acceso público, los formularios y procedimientos técnicos
señalados en la presente NT y sus actualizaciones serán únicas para todas las
empresas Distribuidoras. Lo anterior, mediante los medios de publicación de que
dispongan las referidas empresas, en forma permanente y gratuita para todos los
interesados.
7.4
Facilitar la información técnica que requiera la comisión o el interesado, necesaria
para el desarrollo del proyecto de generación, del adecuado diseño y de la
evaluación de la conexión.
7.5
Remitir a la Superintendencia la copia de la solicitud que el interesado le entregue,
con información requerida en esta NT, para la conexión a su SD, con el debido
registro de recepción.
7.6
Determinar la resolución de la solicitud de interconexión, y notificársela al solicitante.
7.7
El distribuidor al que se le solicita la interconexión, con previo acuerdo podrá
construir, modificar o adecuar toda la infraestructura eléctrica necesaria tal como
líneas eléctricas, equipos de seccionamiento y protección, sistema de medición,
entre otros, para garantizar el acceso al sistema de distribución. Los costos
derivados de las ampliaciones o modificaciones estarán a cargo de la PCR.
7.8
En caso que sea la PCR que construya la infraestructura para llegar al punto de
interconexión, cuando sea conveniente, los distribuidores podrían tomar dicha
instalación bajo donación, de modo que sean los encargados de su mantenimiento.
7.9
Los distribuidores estarán en la obligación de permitir la interconexión, siempre y
cuando, la misma no represente un peligro para la operación, tal y como se
establece en el Art. 27 de la LGE.
7.10 Deberán garantizar el acceso de la PCR a su sistema de Distribución con la misma
calidad de servicio aplicable a los clientes finales sometidos a regulación de precios,
o la que se haya pactado en los contratos de suministro suscritos por empresas con
instalaciones de distribución, según corresponda.
7.11 No podrán imponer al propietario de una PCR, condiciones técnicas de conexión u
operación diferentes a las dispuestas en la presente NT o en la normativa vigente.
7.12 Instalar los sistemas de protección y de desconexión que le correspondan, para
protección de sus instalaciones y las de las PCR.
117
7.13 Dar a sus instalaciones el mantenimiento preventivo y correctivo necesario para que
la PCR puede inyectar energía a su SD.
7.14 Disponer de la información necesaria y de personal capacitado para atender a todo
interesado en conectar proyectos de la PCR a su SD.
7.15 Elaborar y someter a consideración de la Superintendencia, para su aprobación, los
formularios de solicitud de interconexión.
7.16 Entregar la información que la Superintendencia requiera, para efectos de dar
cumplimiento a lo dispuesto en la LGE, el RGLE y la presente NT.
7.17 Cumplir otros requerimientos que le mande la LGE, el RLGE, esta NT y la SIGET.
Art. 8 De la responsabilidad del Solicitante
El solicitante de la interconexión tendrá la obligación de:
8.1
Presentar el estudio de factibilidad, la solicitud de concesión y la resolución del
estudio de impacto ambiental, según se aplique la presente NT.
8.2
Presentar ante el distribuidor la solicitud de interconexión, utilizando el formulario
respectivo y adjuntando la información requerida en el artículo 10 de esta Normativa.
8.3
Entregar la información técnica de sus instalaciones, solicitada por el Distribuidor o
la SIGET, para la adecuada evaluación de la información del interconectado,
relacionada con el proyecto que se desea conectar.
8.4
Presentar los estudios técnicos que se requieran, dependiendo del tipo de
tecnología a utilizar y la cantidad de potencia a inyectar, conforme a lo establecido
en el artículo 24 de esta Normativa. Estos estudios deberán realizarse de manera
precisa, utilizando la información específicamente brindada por la compañía
distribuidora, y el software adecuado.
8.5
Construir y cubrir los costos de las líneas y equipamiento necesario para la
interconexión en el punto especificado, incluyendo el último elemento de maniobras,
entre las instalaciones de la PCR y las existente del Distribuidor, tal y como se indica
en el artículo 30 de la LGE.
8.6
Cubrir los costos de las modificaciones o ampliaciones de las instalaciones de
distribución, adyacentes al punto de interconexión, y que la Superintendencia,
considerando la información en la solicitud de interconexión, determine y autorice,
después de la evaluación pertinente de dichos costos.
118
8.7
Cumplir las condiciones que la Superintendencia establezca en la resolución de
autorización, tanto para la debida conexión como para la operación de sus
instalaciones.
8.8
Instalar sistemas de protección y de desconexión para la seguridad de las personas
y sus instalaciones, para evitarle daños al SD y a otros usuarios.
8.9
Cumplir con las tolerancias permitidas para los indicadores de calidad, establecidos
en la Norma de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución (NCSSD)
vigente, que le sean aplicables.
8.10 Cumplir otros requerimientos que le mande la LGE, el RLGE, esta NT y la SIGET.
TITULO II
AUTORIZACIÓN
CAPÍTULO I
FACTIBILIDAD
Art. 9 Del procedimiento de Solicitud de Factibilidad. El procedimiento que debe
seguir el interesado, en conectar una pequeña central renovable a la red de distribución,
para obtener la aprobación de la solicitud de factibilidad de parte del distribuidor es el
siguiente:
9.1
El interesado presentará al distribuidor la solicitud de factibilidad, según el contenido
indicado en el artículo 10 de esta norma.
9.2
En caso de existir deficiencias, el distribuidor puede pedir ampliación o aclaración a
la información presentada, dentro del plazo de cinco días a partir del día de
recepción.
9.3
Cuando la resolución de la solicitud de factibilidad sea favorable, el distribuidor dará
a conocer al solicitante el resultado, y a la vez le proporcionará la información
necesaria para que el interesado prepare estudios posteriores de interconexión.
9.4
Dentro del plazo de diez días, a partir de la notificación de la solicitud de factibilidad,
el distribuidor y el solicitante de la interconexión elaborará un informe donde
indiquen los escenarios de referencia y condiciones de operación que serán
utilizados para la realización de estudios. Posteriormente el distribuidor en un plazo
de dos días, remitirá a la SIGET copia de dicho informe en forma impresa y digital.
119
Art. 10 De la Solicitud de Factibilidad. El interesado en interconectarse al sistema de
distribución, deberá presentar como mínimo la siguiente información:
a) Nombre o razón social y domicilio del solicitante.
b) Descripción general de las instalaciones para las cuales solicitará el acceso al sistema
de distribución.
c) El punto de las instalaciones de distribución para el cual solicita la interconexión.
d) Declaración de la potencia que inyectará.
e) Fecha estimada de puesta en operación de la interconexión.
f) Toda otra información relevante para evaluar la solicitud.
Art. 11 De la información que el distribuidor otorga al solicitante.
Luego de la
resolución de la solicitud de factibilidad. El distribuidor debe proporcionar la siguiente
información:
a) Parámetros y curvas de coordinación del equipo de protección que se encuentre aguas
arriba del punto en donde se solicita la interconexión.
b) Corriente de corto circuito en el punto para el cual se solicita la interconexión.
c) El equivalente y parámetros del circuito al cual pertenece el punto para el que se
solicita la interconexión.
d) Indicadores globales de calidad del servicio técnico TTIK, FMIK, SAIDI y SAIFI del
circuito en el cual se realizará la interconexión.
e) En caso de ser necesario, el equivalente de la red de distribución con todos los
elementos y parámetros necesarios para realizar los estudios correspondientes.
La información antes enumerada, deberá ser entregada en forma impresa y en formato
digital, previa suscripción de un convenio de confidencialidad de la información entre las
partes involucradas.
La base de datos y el modelo necesarios para realizar los estudios, así como el resto de
información antes descrita, será entregada sin costo alguno para el solicitante.
TITULO III
CONEXIÓN
CAPÍTULO I
SOLICITUD DE INTERCONEXIÓN
120
Art. 12 Del procedimiento para la solicitud de interconexión
El procedimiento que debe seguir todo interesado, en conectar una pequeña central
renovable, a un sistema de distribución, es el siguiente:
12.1 Un interesado en conectar una PCR a la red de media y baja tensión de un SD,
informará por escrito su intención a la respectiva empresa distribuidora, a través de
una solicitud de interconexión, según el contenido indicado en el artículo 13de esta
Normativa, para su revisión y análisis de parte del Distribuidor.
12.2 En caso de existir deficiencias en la solicitud de interconexión, el distribuidor podrá
requerir
al
interesado que
la
información sea
ampliada
o
completada,
comunicándole al solicitante dichas deficiencias, dentro del plazo máximo de diez
días, de acuerdo a lo establecido en el art. 45 de la NTIE, a partir de la recepción
de la solicitud de interconexión. Por su parte, el solicitante dentro del plazo máximo
de quince días, a partir de la notificación, deberá subsanar lo observado.
12.3 Recibida la solicitud de interconexión con toda la información requerida, el
distribuidor dispondrá de treinta días, de acuerdo a lo establecido en el art. 46 de la
NTIE, para notificar la aceptación o no de dicha solicitud de interconexión. La
notificación de no aceptación de la interconexión deberá llevar adjunto el informe
respectivo, sobre la justificación técnica, así como también, las alternativas
propuestas.
12.4 El Distribuidor podrá solicitar información adicional, técnicamente justificada, a fin
de realizar los estudios que permitan establecer las condiciones de seguridad y
operatividad de sus instalaciones. Dicha información deberá ser presentada dentro
del plazo máximo de diez días, de acuerdo a lo establecido en el art. 47 de la NTIE,
a partir de la notificación.
12.5 Una vez obtenida una resolución favorable sobre la solicitud de interconexión a las
instalaciones del distribuidor en el punto requerido, el solicitante presentará el
programa de ejecución de las obras de interconexión. El distribuidor notificará sobre
la aceptación o rechazo de dicho programa, dentro del plazo máximo de diez días,
de acuerdo a lo establecido en el art. 49 de la NTIE.
12.6 La notificación de aceptación del proyecto tendrá una vigencia de sesenta días, de
acuerdo a lo establecido en el art. 50 de la NTIE, a partir de la fecha de recepción
de la notificación de aceptación del programa de ejecución.
121
12.7 El contrato de interconexión deberá ser formalizado y suscrito dentro de los sesenta
días contados a partir de la fecha en que fue aprobado el acceso al sistema de
distribución por parte del distribuidor.
Art. 13 De la solicitud de interconexión
13.1 La solicitud de interconexión será entregada por el interesado al distribuidor, la cual
deberá estar acompañada de la información siguiente:
a) Copia de la resolución de la solicitud de factibilidad de la interconexión, emitida por
el distribuidor.
b) Nombre o razón social, el domicilio legal y la actividad principal del solicitante
c) Formulario de solicitud de la interconexión, debidamente completado y firmado por
un ingeniero electricista.
d) Copia de los documentos que demuestren la existencia legal de la persona que
solicita la interconexión.
e) En el caso de operadores, deberá anexar copia de la boleta de inscripción como
tal en el Registro de Electricidad y Telecomunicaciones adscrito a la SIGET.
f) En el caso de personas jurídicas, copia del Documento Único de Identidad (DUI)
del Representante Legal o Apoderado; o en su caso, de cualquier documento que
posibilite la identificación inequívoca como pasaporte o carné de residente
permanente.
g) Declaración de la potencia que inyectará en kVA o KW
h) Estudios conforme a lo establecido en el Art 24 de la presente NT, según la
potencia a inyectar.
i)
Diseño de la instalación en el punto de interconexión con el sistema de distribución
y los criterios utilizados en el mismo
j)
En caso se solicite que la interconexión sea construida por el distribuidor,
presentar solicitud de elaboración de presupuesto.
k) Parámetros del dispositivo de protección y medición que se propone instalar en la
interconexión
l)
Fecha estimada para la puesta en operación de la interconexión
m) Toda otra información relevante para evaluar la solicitud
CAPITULO II
EXIGENCIAS TÉCNICAS PARA LA CONEXIÓN
122
Art. 14 De las exigencias generales
14.1 Una PCR conectada a las instalaciones de una Empresa Distribuidora adquiere la
calidad de usuario del SD, y le serán aplicables los derechos y obligaciones
establecidas en la normativa de interconexión vigente.
14.2 Las exigencias establecidas en la presente normativa, deben cumplir en el punto de
interconexión, cuando aplique, aunque los equipos estén ubicados en otro lugar.
14.3 Las exigencias del presente capítulo se aplican tanto a la conexión de una PCR con
una sola unidad generadora, en base a la capacidad de esa unidad; como a la de
una PCR constituida por varias unidades generadoras, en este caso, en base a la
capacidad agregada de las unidades.
14.4 La instalación de PCR con generadores rotativos, que pertenezcan a la categoría 1
y 2, debe realizarse con unidades asíncronas, sujeto a excepciones.
14.5 Por otra parte, la Compañía Distribuidora podrá solicitar a la PCR, que efectúe el
mantenimiento y/o reparaciones que sean necesarias sobre el empalme y/o
equipamiento, en el caso que se detecten anormalidades, debiendo remitirse esta
solicitud con copia a la Superintendencia.
14.6 La conexión trifásica de una PCR se hará siempre a través de transformadores con
uno de sus devanados en conexión delta. Se implementará una conexión Δ-Y (delta
en voltaje primario de distribución) en el caso en que exista flujo bidireccional de
potencia con el SD, y conexión GRDY-Δ (estrella aterrizada en voltaje primario de
distribución) en los casos que exista únicamente inyección.
14.7 Para el caso de PCR asíncronas, la velocidad de partida debe estar entre el 95% y
105% de su velocidad de sincronismo. Si la PCR solo pudiese partir como motor,
deberá convenir con la empresa correspondiente las condiciones de conexión a la
red de MT.
14.8 Para controlar la energía reactiva suministrada a la red, las PCR sincrónicas
dispondrán de un control de excitación que permita regular la energía reactiva
suministrada a la red.
Art. 15 De la compensación de reactivos
15.1 Cuando se requiera instalar compensación, se deberá acordar con la Empresa
Distribuidora o con la Empresa con Instalaciones de Distribución, en su caso la
potencia, conexión y forma de control de ella.
123
15.2 La compensación de reactivos asociada a una PCR deberá ser consistente con la
banda de regulación de tensión establecida en la presente NT para el punto de
interconexión respectivo.
15.3 Si la potencia reactiva inyectada por la PCR presenta oscilaciones que generan
variaciones superiores o iguales al 5% de la tensión suministro en el punto de
interconexión asociado, la compensación de reactivos deberá ser regulada
automáticamente.
15.4 Las maniobras de conexión y desconexión de equipos de compensación reactiva se
deberán realizar en conformidad con el mecanismo de coordinación acordado con
la empresa respectiva.
Art. 16 De los criterios para seleccionar un punto de interconexión
16.1 La interconexión de una PCR se hará siempre a una red de MT; a excepción de
aquellas comprendidas dentro de la categoría 1 que se harán en BT.
16.2 El punto de interconexión deberá estar lo más cerca posible a la PCR, para requerir
el mínimo de recursos de instalación.
16.3 Se deberán determinar los efectos sobre la red que produciría la operación del
generador renovable en el punto de repercusión asociado al punto de conexión
seleccionado. Dichos cálculos y simulaciones se efectuarán según lo establecido en
el artículo 24 de la presente NT. Además de las características eléctricas y
dinámicas de la red de MT en el punto de interconexión, de la potencia a conectar,
y del tipo y forma de operación del generador.
16.4 La conexión de una PCR a un alimentador de distribución no requerirá obras
adicionales si la relación cortocircuito-potencia es mayor a 20. Sin embargo, este
cálculo deberá ser sustentado adjuntando las simulaciones correspondientes,
según lo establecido en el artículo 24 de la presente NT.
Art. 17 Del interruptor de acoplamiento
17.1 El interruptor de acoplamiento debe permitir la desconexión automática de la PCR
bajo corrientes de falla cuando actúen sobre él las protecciones del mismo. Por lo
tanto, para la conexión de la PCR con el SD, este equipo de maniobras deberá
contar con capacidad de interrupción antes las corrientes de falla previstas en el
punto de conexión seleccionado.
124
17.2 El interruptor de acoplamiento será adicional al interruptor propio de la unidad
generadora, aunque existiendo la posibilidad de ser un solo interruptor realizando
las dos funciones, en los casos que así se determine.
17.3 La instalación de conexión deberá contar con este elemento de maniobra, sobre el
que actuarán las protecciones de desacoplamiento descritas por el artículo 22 de la
presente NT.
17.4 El interruptor de acoplamiento debe asegurar separación galvánica de todas las
fases.
17.5 En el caso de una PCR con convertidor de frecuencia o con inversor, el equipo de
maniobra deberá estar entre el SD y el convertidor o inversor, según corresponda.
Si el interruptor está en la misma ubicación del convertidor o inversor, no deberá
ser afectado en su funcionamiento como elemento de maniobra por un cortocircuito
en el convertidor o en el inversor.
Art. 18 De la instalación de la conexión
18.1 La conexión se hará a través de una serie de maniobras compuestas por un
interruptor, un equipo de corte visible, los equipos de control y las protecciones de
desacoplamiento. Dicha instalación permitirá la separación galvánica completa,
esto es en las tres fases, y será accesible en todo momento al personal de la
Compañía Distribuidora.
18.2 Las partes de la Instalación de Conexión que están unidas galvánicamente con la
red de MT del SD deberán disponer de protección contra descargas atmosféricas y
sobretensiones.
18.3 La conexión de una PCR en un SD, no debe ser causa de que se sobrepase la
capacidad de las líneas y equipos existentes en el SD, ni la capacidad de
interrumpir cortocircuitos en ella. La conexión de una PCR no debe causar la
operación de interruptores o desconectadores existentes en el SD, ni impedir su
cierre o recierre.
18.4 Las características del transformador deberán ser informadas a la empresa
correspondiente,
incluyendo
conexión,
ajustes
de
taps,
impedancias
de
cortocircuito, máxima corriente de conexión, entre otras. La conexión del neutro del
lado de MT de todos los transformadores conectados galvánicamente con el SD
deberá ser determinada por la empresa respectiva.
125
18.5 La ejecución de estas instalaciones, así como de la totalidad de la subestación de
conexión, se realizarán conforme a lo establecido en el artículo 5 de la presente NT.
Art. 19 De la puesta a tierra
19.1 El esquema de puesta a tierra de la instalación de conexión de una PCR no debe
originar sobretensiones que excedan la capacidad de los equipos conectados al
Sistema de Distribución, ni tampoco alterar la coordinación de la protección contra
fallas a tierra de la red de MT.
19.2 En las PCR eólicas, la puesta a tierra de protección contra descargas atmosféricas
de la torre, y el equipo montado en ella, será independiente del resto de las tierras
de la instalación, pero interconectadas entre sí.
19.3 Los demás requisitos aplicables a la puesta a tierra de una PCR, deberán cumplir lo
dispuesto por el artículo 5 de la presente NT.
Art. 20 Del dispositivo de sincronización.
En el caso de PCR con generadores síncronos directamente conectadas a la red de
MT del SD, el dispositivo de sincronización requerido para cumplir con las
condiciones de sincronización deberá contener un equipamiento de medición,
consistente en un doble medidor de frecuencia, un doble medidor de tensión y un
medidor de tensión cero. Se exigirá un dispositivo de sincronización automático.
Art. 21 De las instalaciones de control y medición
21.1 Una PCR deberá contar con los equipos de medida y facturación suficientes, que
permitan las lecturas de energía y potencia suministradas al sistema. Uno de
medición a la salida del generador provisto por el propietario de la PCR, y otro para
facturación provisto por la compañía distribuidora.
21.2 Los medidores de energía se implementarán trifásicamente, (a excepción de la
categoría 1 que podrá ser monofásica) y deberán poder almacenar durante un
período no inferior a 40 días, las lecturas de potencia activa y reactiva inyectadas al
Sistema de Distribución integradas en períodos de 15 minutos.
21.3 La precisión mínima aplicable a los equipos de medida de la PCR, para facturación
será Clase 0.3, y será provisto por la compañía distribuidora; y para medición de la
generación será Clase 1, de acuerdo a lo dispuesto en la NCSSD que se encuentre
vigente.
126
21.4 Los
medidores
destinados
a
facturación,
y
los
aparatos
de
control
correspondientes, deberán estar ubicados en el punto de conexión. Sin embargo, si
las condiciones técnicas del SD no lo permitieran, la ubicación de los equipos se
acordará entre la empresa respectiva y el propietario de la PCR.
21.5 La instalación de conexión dispondrá de una alimentación de consumos propios
desde el SD, así como de un abastecimiento de servicios auxiliares independiente
del Sistema de SD, normalmente baterías. La capacidad deberá estar
dimensionada para operar durante ocho horas, con todos los elementos
secundarios, protecciones, iluminación y auxiliares, cuando falte el apoyo desde la
red de MT.
21.6 No estará permitido operar la instalación de conexión, si la tensión medida en
bornes de las baterías está por debajo de los niveles mínimos recomendados por el
fabricante.
21.7 Para el caso de autoproductores, se deberán realizar mediciones tanto de las
inyecciones como de los consumos del auto-productor.
Art. 22 De las protecciones
22.1 Las medidas de protección para una PCR tales como protección contra
cortocircuitos, sobrecargas y descargas eléctricas, deberán ser implementadas
respetando las normas vigentes. En instalaciones con riesgo de operación en isla,
la protección deberá estar garantizada también bajo esta forma de operación.
22.2 Para la protección del transformador, se acepta el uso de fusible en voltajes
primarios de distribución menores o iguales a 13.2kV, y en casos especiales a
22.9kV.
22.3 En caso de desviaciones inaceptables de la tensión o de la frecuencia, deberán
implementarse medidas adicionales, con protecciones que abran el interruptor de
acoplamiento definido en el artículo 17 de la presente NT, mediante el empleo de
relés de frecuencia y de voltaje. Adicional a ello, la PCR contará con una protección
de potencia inversa.
22.4 La protección de desacoplamiento puede ser realizada tanto mediante una
instalación de protección separada, o del control integrado, y deberá producir la
inmediata apertura del interruptor de acoplamiento
22.5 Las funciones de protección de la instalación de conexión contra variaciones de la
tensión deberán ser implementadas trifásicamente. La tensión medida en el nivel de
127
BT o en el de MT, se medirá entre fases. Las protecciones contra caída o subida de
la frecuencia pueden ser implementadas monofásicamente.
22.6 Se deberá acordar con la Empresa Distribuidora, que las protecciones deberán ser
selladas o aseguradas de alguna manera contra eventuales modificaciones.
22.7 La forma de operar de la protección deberá ser garantizada por un certificado o
protocolo de pruebas entregado por el fabricante.
22.8 Para la ejecución de la prueba de las instalaciones de protección de
desacoplamiento, deberá instalarse, como límite de separación, una regleta de
bornes con separación longitudinal y provista de bornes de pruebas, la que deberá
quedar ubicada en un lugar de fácil acceso.
Art. 23 De los estudios técnicos
23.1 El solicitante deberá identificar, de común acuerdo con el distribuidor los escenarios
que servirán como referencia para los estudios.
23.2 Los estudios estarán orientados a verificar que la interconexión con el generador,
no producirá efectos adversos en el sistema de distribución y en caso de
producirlos, se deberán evaluar las medidas de mitigación a ejecutar.
23.3 Los estudios serán realizados por la compañía distribuidora o por un agente externo
cuando así se requiriese.
23.4 Se deberán realizar los estudios técnicos correspondientes, según el artículo 24,
para la condición actual y para la condición que incluya el nuevo punto de
interconexión, con el fin de:
a)
Evaluar los requerimientos de equipos de protección, seccionamiento y control
para obtener una operación segura y confiable de las instalaciones.
b)
Evaluar los requerimientos en materia de filtros de armónicas, con el fin de
reducir o controlar el flujo de las corrientes armónicas hacia la red de distribución,
en caso se superen los niveles máximos admisibles en las Normas de Calidad del
Servicio de los Sistemas de Distribución, y el artículo 5 de la presente NT.
c)
Definir los ajustes de los equipos de regulación de tensión instalados en la red
de distribución.
23.5 Los estudios presentados por el solicitante deberán considerar los aspectos
siguientes:
a) El adecuado funcionamiento del sistema de protección en el punto de
interconexión
128
b) Los cambios en los niveles de corriente de cortocircuito u otros factores que
vuelvan no adecuado el equipo existente
c) En caso de existir, los niveles de contenido armónico introducidos en la red de
distribución, verificando el cumplimiento de los niveles máximos establecidos en
las Normas de Calidad de Servicio de los Sistema de Distribución emitidas por la
SIGET.
d) Capacidad de líneas de distribución, equipos de protección y seccionamientos
instalados.
e) Niveles de tensión producidos por efecto de la entrada en operación del
generador.
f)
Flujo de potencia en las horas de mínima demanda.
23.6 Los estudios posibles a realizar para interconectarse a las instalaciones del
distribuidor son:
a) Estudio de Flujo de Potencia
b) Estudio de cortocircuito
c) Estudio de Coordinación de protecciones
d) Estudio de estabilidad transitoria
23.7 El distribuidor y el solicitante de la interconexión, analizarán y acordarán, los
estudios a efectuar en función del impacto que podría generar la nueva instalación
en la red de distribución, utilizando como base lo establecido en el artículo 24 de la
presente NT.
23.8 Dichos estudios serán documentados y presentados en un informe técnico que
acompañará a la solicitud de interconexión y deberán contener los resultados,
conclusiones y recomendaciones, incluyendo:
a) Escenarios e hipótesis aplicadas en los estudios
b) Datos, parámetros y modelos utilizados
c) Detalle de las características técnicas, planos y esquemas de las instalaciones del
generador y del punto de interconexión.
d) Variación de la condición de operación actual como resultado de la conexión del
generador
e) Medidas de mitigación e inversiones a realizar a causa de la interconexión del
generador
f)
Toda información relevante al estudio.
Art. 24 De los estudios técnicos aplicables
129
24.1 Para la aplicación de los estudios técnicos se tomarán en cuenta las condiciones
específicas de cada punto de interconexión, la categoría de la PCR a interconectar y
el nivel de penetración de la generación distribuida en ese punto.
24.2 Las PCR pertenecientes a la categoría 1 y a la categoría 2 deben realizar,
únicamente, los estudios de corriente de cortocircuitos.
24.3 Las PCR pertenecientes a la categoría 3 deben realizar estudios de flujos de
potencia, corriente de cortocircuitos y coordinación de protecciones.
24.4 Las PCR, independiente de su categoría, a interconectar en un punto con un nivel
de penetración de GD mayor al 30% deberá realizar los cuatro estudios diferentes,
establecidos en el artículo 23.5 de la presente NT.
CAPITULO III
PRUEBAS
Art. 25 De las pruebas de diseño
25.1 Las verificaciones de los requisitos de conexión, establecidos en la presente
Normativa, se realizarán a través de pruebas señaladas en el artículo 25.3. Estas
pruebas serán aplicables a cualquier esquema de conexión, y para potencias
instaladas dentro de la categoría 3. Los resultados de estas pruebas deberán ser
documentados formalmente por el propietario u operador de la PCR. Dicha
documentación deberá estar disponible para la compañía distribuidora respectiva y
la Superintendencia.
25.2 Las especificaciones y exigencias tendrán validez cualquiera que sea la
característica de la PCR, es decir: máquina sincrónica, máquina asincrónica,
inversor estático o convertidor de frecuencia.
25.3 Las pruebas de diseño serán aplicadas, según corresponda, a los equipos de la
instalación de conexión. Las pruebas de diseño se aplicarán a un mismo equipo, en
el siguiente orden:
a) Respuesta a tensión y frecuencia anormal
b) Sincronización
c) Prueba integral a la conexión
d) Prueba de formación fortuita de isla
e) Limitación de la inyección DC
f)
Armónicas
130
25.4 La prueba de respuesta a tensión y frecuencia anormal debe demostrar que la PCR
dejará de energizar la red de MT del Sistema de Distribución, cuando la tensión o la
frecuencia sobrepasan los límites especificados en los artículos 30.7 y 30.8 de la
presente NT. Las protecciones provistas de ajustes modificables en terreno deberán
ser probadas también en mínimo, punto medio y máximo del rango de ajuste. Estas
pruebas se harán ya sea usando una red simulada o el método de inyección
secundaria.
25.5
Las pruebas de sincronización, deberán demostrar que se cumple con las
exigencias establecidas en el artículo 20 de la presente NT. Según tecnología se
realizarán las siguientes pruebas:
a)
Conexión de una PCR síncrona, a una red de MT de un Sistema de Distribución:
Esta prueba debe demostrar que al momento de la conexión, los 3 parámetros
señalados en el artículo 20 de la presente Normativa, están dentro del rango
exigido. También debe demostrar que el equipo de sincronización no permite el
cierre, si alguno de estos parámetros está fuera de rango.
b)
Conexión de una máquina asincrónica: en el caso de generadores de inducción
auto-excitados se debe determinar la máxima corriente de partida, o ―inrush‖,
tomada por la máquina. Los resultados de la prueba, junto con la información
sobre impedancias de la red de media tensión del Sistema de Distribución en la
localidad propuesta, permiten estimar la caída de tensión en la partida, y verificar
que la unidad no excede las exigencias de sincronización, ni las exigencias de
flicker establecidas en el artículo 26.4 de la presente Normativa.
c)
Conexión de instalación de inversores: una instalación de conexión basada en
inversores, que produce tensión fundamental antes de la conexión, deberá ser
probada en forma similar a los generadores síncronos.
d)
Otras instalaciones basadas en inversores: se deberá determinar la máxima
corriente de partida. Los resultados de la prueba, junto con la información sobre
impedancias de la red de MT del Sistema de Distribución en la localidad
propuesta, permiten estimar el cambio de tensión en la partida, y verificar que la
unidad no excede las exigencias de sincronización, ni las exigencias de flicker del
artículo 26.4 de la presente NT.
25.6
La prueba de formación fortuita de isla deberá verificar que se cumple con lo
establecido en el artículo 30.10 de la presente NT, cualquiera sea el método usado
para detectar aislamiento.
131
25.7 En la prueba de limitación de la inyección DC, las unidades que operan con
inversores, serán probadas para confirmar que no inyectan corrientes continuas
mayores que los límites prescritos en el artículo 28.7 de la presente NT.
25.8 La prueba de armónicas en la instalación de conexión tiene por finalidad verificar
que, bajo un grupo controlado de condiciones, la unidad cumple con los límites
armónicos especificados en el artículo 28.6 de la presente NT.
25.9 El operador de la PCR o su propietario, deberá realizar una inspección visual del
sistema de interconexión y de los planos de la PCR, a fin de verificar que la realidad
corresponde a los planos y acuerdos previos.
25.10 El operador de la PCR o su propietario deberá realizar pruebas a la integración de
la puesta a tierra, que permitan verificar el diseño y la ejecución del sistema de
interconexión.
25.11 El operador de la PCR o su propietario deberá realizar pruebas al interruptor de
acoplamiento, que permitan verificar el diseño del sistema de interconexión, para
asegurar que se cumplen las exigencias del artículo 17 de la presente NT. Además
deberá verificar la accesibilidad del interruptor de acoplamiento.
25.12 El operador de la PCR o su propietario verificará la concordancia de las
instalaciones de medida y facturación con los acuerdos operacionales y técnicos
previos. Los medidores de consumo e inyección de energía deberán ser sometidos
a pruebas de arranque.
25.13 El operador de la PCR o su propietario deberá verificar el diseño del sistema de
interconexión, para asegurar que se cumplen las exigencias del artículo 18 de la
presente Normativa.
25.14 El operador de la PCR o su propietario deberá probar el funcionamiento de las
protecciones del Sistema de Interconexión. Para ello, se deberán inyectar a la
protección, mediante una instalación adecuada, valores simulados a través de una
prueba de carga externa. Se deberá demostrar que las protecciones disparan con
los valores ajustados y que se cumplen los tiempos previstos.
25.15 Si existe un informe estandarizado sobre resultados de pruebas de tipo de las
protecciones, es posible reducir las pruebas de puesta en servicio a una
comprobación del funcionamiento de la protección. En el caso de centrales eólicas,
lo anterior se realizará conforme lo establecido por el artículo 5de la presente NT.
132
25.16 El operador de la PCR o su propietario deberá verificar el diseño del sistema de
interconexión, para asegurar que este, está coordinado con las prácticas de
reconexión de la empresa que corresponda.
Art. 26 De las pruebas de puesta en servicio
26.1 Antes de las pruebas señaladas en el presente título, el operador de la PCR o su
propietario realizará las siguientes inspecciones visuales:
a) Inspección para asegurar el cumplimiento de las exigencias establecidas en el
artículo 19 de la presente NT, en cuanto a que la coordinación de la puesta a tierra
ha sido efectuada.
b) Inspección para confirmar la existencia del interruptor desacoplador, en
concordancia con lo establecido en el artículo 17 de la presente NT.
26.2 Una vez realizadas las inspecciones señaladas en el artículo anterior, antes de la
conexión de toda PCR a un Sistema de Distribución, el operador de la PCR
efectuará las siguientes pruebas:
a) Prueba de operatividad del interruptor desacoplador.
b) Funcionamiento de la formación no intencional de isla, según lo especificado en el
artículo 30.10 de la presente NT y pruebas correspondientes al artículo 25.6 de la
presente NT que no hayan sido realizadas previamente o no estén documentadas
formalmente. Dichas pruebas deberán ser repetidas si:
i.
Se han efectuado cambios en el software o en los equipos de la instalación de
conexión;
ii. Cualquier componente de la instalación de conexión ha sido modificado en
terreno, reparado o reemplazado con partes distintas a las de la configuración
probada.
c) Además, lo estipulado en el artículo 30.10 de la presente NT y las pruebas
correspondientes al título 25.6 de la presente NT, deberán ser repetidas si:
i.
Se han modificado los ajustes de las protecciones con posterioridad a las
pruebas en fábrica;
ii. Se han ajustado las funciones de protección después de las pruebas iniciales
de puesta en servicio.
26.3 Una vez conectado la PCR, el operador o propietario de la PCR deberá llevar a
cabo las siguientes pruebas de puesta en servicio
133
a) Prueba de potencia inversa o de potencia mínima: si se emplea una función de
potencia inversa, o de potencia mínima. Se deberá probar su funcionamiento,
usando técnicas de inyección o ajustando la entrega de la PCR y algunas cargas
locales.
b) Prueba de funcionamiento de la formación y no formación de isla: si el sistema de
interconexión no considera la operación en isla, basta con las pruebas
especificadas en el literal d) del presente artículo. Si por el contrario, se contempla
la operación en isla deberán realizarse las pruebas descritas en el literal f) del
presente artículo.
c) Otras pruebas de funcionamiento de la no formación de isla: si las pruebas
especificadas en el artículo 25.4 y artículo 25.5 de la presente NT, no son
aplicables a la instalación de conexión, dicha instalación será probada siguiendo
procedimientos establecidos por el fabricante.
d) Prueba de funcionamiento de la separación del sistema de distribución: comprobar
el funcionamiento de la separación del Sistema de Distribución, operando un equipo
que interrumpa la carga. Verificar que la instalación de conexión deja de energizar
sus terminales de salida, y no reconecta o no recomienza su operación dentro del
rango de tiempo requerido. La prueba deberá ser ejecutada individualmente para
cada fase. Esta prueba verifica concordancia con las exigencias sobre desconexión
de la red de MT del Sistema de Distribución, en el capítulo II, título III, de la
presente normativa.
e) Prueba de instalación compensadora de reactivos: de existir una instalación
compensadora de reactivos, se deberá comprobar que esta es conectada y
desconectada junto con la PCR.
26.4 Todas las pruebas de puesta en servicio señaladas en el presente artículo serán
realizadas siguiendo los procedimientos elaborados por las empresas respectivas,
conforme lo establecido en la presente NT. Dichos procedimientos deberán contar
con un informe favorable de la comisión.
TITULO IV
OPERACIÓN Y CONTROL
CAPÍTULO I
OPERACIÓN EN ESTADO NORMAL
134
Art. 27 De las generalidades
27.1 Los propietarios de la PCR son los responsables de la operación de todas sus
instalaciones y de mantenerlas en óptimas condiciones técnicas, para la operación
coordinada con la Empresa Distribuidora.
27.2 La distribuidora sin previo aviso podrá en casos de emergencia o perturbaciones
que afecten sus instalaciones, ordenar la desconexión de una PCR, dichas
situaciones tendrán que ser argumentadas a la PCR, esto también es válido para el
caso en el cual la potencia inyectada complique la operación del sistema de
distribución. Entiéndase caso de emergencia cualquier situación que conlleve una
acción inmediata. La operación se repondrá únicamente si el voltaje está dentro los
límites establecidos en el art. 26.4 De la presente NT.
27.3 El propietario de la PCR debe realizar pruebas periódicas, para verificar el
funcionamiento correcto de las protecciones, el interruptor de acoplamiento y el
sistema de interconexión en general, cuyos resultados deberán estar siempre
accesible a la Superintendencia. Los intervalos de tiempo para las revisiones se
harán en un máximo de 12 meses o sujetas a lo que recomiende el fabricante del
equipo.
Art. 28 De la operación normal del sistema
28.1 En el punto de interconexión, no debe existir regulación activa de parte de la PCR.
En el caso necesario, que el Distribuidor necesite que la PCR regule tensión, deberá
ser acordado por las partes referidas.
28.2 Cuando la red se encuentre sin energía, la PCR no podrá energizar la red de MT del
SD, o parte de este, salvo aprobación y coordinación previa de la Empresa
Distribuidora.
28.3 En caso de existir compensación de reactivos, la PCR no podrá conectar el equipo
de compensación a la red, sin antes sincronizar el generador; y su desconexión se
hará al mismo tiempo que al desconectar el generador. Para la manipulación del
equipo de compensación se deberá proceder en concordancia a lo conciliado con la
distribuidora.
28.4 La sincronización de la PCR se debe dar sin ocasionar oscilaciones de tensión que
superen el ±6% en el punto de interconexión, y sin ocasionar flickers que
sobrepasen lo establecido en el Art. 41 de la Norma de calidad de Servicio.
135
28.5 La instalación de la conexión deberá ser capaz de resistir ondas de tensión y
corriente, de acuerdo a lo establecido por el artículo 5 de la presente NT.
28.6 El equipo de cierre de la instalación de conexión deberá ser capaz de resistir un
220% de la tensión de suministro.
Art. 29 De las desconexiones
29.1 Las instalaciones de la PCR podrán ser desconectadas por orden de la distribuidora,
bajo los siguientes escenarios:
a) Mantenimiento preventivo a la red de distribución.
b) Por condiciones peligrosas en la red desencadenadas por la PCR.
c) Por no cumplir con calidad de energía exigida en la NCSSD.
d) A solicitud de la PCR.
29.2 Con la finalidad del mantenimiento a la red de distribución, la distribuidora solicitará
la desconexión del generador con una anticipación de 48 horas, excluyendo los
casos de emergencia.
29.3 Cuando se desconecte una PCR por dificultades técnicas, la distribuidora deberá
enviar un informe detallado a la PCR y a la Superintendencia en un plazo de 8 días
calendario iniciando el conteo el día de la desconexión.
29.4 La PCR debe poseer, instalar y mantener equipo necesario para poder
desconectarse de las instalaciones de la distribuidora. El equipo de desconexión
tendrá acceso visible a su posición, para corroborar si está en posición de abertura
o de cierre, este debe de tener un seguro para la posición de abertura.
29.5 Las instalaciones de conexión deberán estar disponibles para la distribuidora en
todo momento para la verificación del interruptor y las protecciones, ante cualquier
circunstancia no prevista en la red la distribuidora podrá justificadamente ajustar
valores para las protecciones.
Art. 30 De la calidad de la energía
30.1 La compañía distribuidora debe cumplir con las normas establecidas en la NCSSD
vigente, en el punto de interconexión.
30.2 La distribuidora en el punto de interconexión monitoreará la calidad de la energía y
los resultados notificarlos a la superintendencia, si un parámetro está fuera de los
rangos establecidos en la norma IEEE 1547, la distribuidora tendrá el trabajo de los
correspondientes análisis para identificar la fuente u origen del problema, si resulta
136
ser la PCR, hacer saber el problema por medio de un informe sugiriendo las
medidas a tomar para corregir el problema. Si la distribuidora es la responsable ella
tendrá que llevar a cabo las acciones pertinentes para su corrección.
30.3 Con el efecto de darle seguimiento a la solución del problema la distribuidora emitirá
una copia del informe que elabore al respecto a la superintendencia, este último
aplicará las sanciones si se determina que no se cumplen las medidas para
solucionar el problema.
30.4 Los límites permitidos para los niveles de tensión máximo y mínimo, según la zona
de servicio o el punto de suministro son los que se revelan en la norma de calidad
de servicio indicados en la siguiente tabla.
Tabla 4-2 Límites permitidos para los niveles de tensión máximo y mínimo
∆Vk
NIVEL DE TENSIÓN
Baja Tensión (≤ 600)
Urbano
Rural
Aislado
±7
±8
±8.5
±6
±7
±8.5
Media Tensión ( 600 V < V > 115
kV)
30.5 La PCR no podrá crear una severidad de flickers que perjudiquen las instalaciones
de los usuarios del sistema de distribución ni podrá superar el valor estipulado en el
Art. 41 de la NCSSD.
30.6 Las corrientes y tensiones armónicas ocasionadas por inversores o convertidores
de frecuencia, se deben certificar con pruebas a un prototipo. Estas corrientes y
voltajes no podrá superar los límites de la norma IEEE 1547.
Art. 31 Del mantenimiento de la instalación
31.1 La distribuidora y la PCR
serán responsables del mantenimiento de sus
instalaciones, el distribuidor coordinará el mantenimiento con la PCR para no tenerlo
fuera de línea tanto tiempo y no perjudicar al usuario.
31.2 El distribuidor tiene la facultad de revisar las instalaciones previas a la conexión
después de un mantenimiento en la PCR para verificar el cumplimiento de los
requerimientos de interconexión contemplados en la NTIE. La PCR debe tener un
137
registro de mantenimiento a sus instalaciones los cuales se le brindaran al
distribuidor y a la superintendencia cuando así lo requieran.
CAPITULO II
OPERACIÓN EN ESTADO DE ALERTA
Art. 32 De la operación en estado de alerta
32.1 Frente a una falla en la red la PCR debe desconectarse y podrá conectarse con la
red de distribución por medio del interruptor de acoplamiento, cuando la PCR
cumpla con lo establecido en el artículo 20 de la presente NT. Prohibiéndose el uso
de reconectadores automáticos.
32.2 Cuando la PCR esté conectado a una red de media tensión de un SD en el que
existe reconexión, el tiempo de despeje de la protección de desacoplamiento deberá
ser lo suficientemente breve como para garantizar que la PCR se separe de la red
de MT, durante el período sin tensión, antes de la reconexión.
32.3 La conexión o cierre del interruptor de acoplamiento deberá ser impedida mientras
la tensión de la red de MT del SD se mantenga por debajo del valor de operación de
la protección contra caídas de la tensión, según se especifica en el artículo [3.31] de
la presente NT.
32.4 Cuando se requiera reconectar la PCR al sistema interconectado al cual compete,
debe estar previamente apartada de la red.
32.5 La PCR deberá contar con una protección en contrariedad a la pérdida de
sincronismo para no llegar a ocasionar una severidad de flickers, sobrepasando los
límites establecidos en el Art. 41 de la NCSSD.
32.6 Si cualquiera de las tensiones entre fases medidas alcanza uno de los rangos
indicados en el presente artículo, la PCR deberá separarse de la red de MT del SD,
en el tiempo de despeje señalado. Se entenderá como tiempo de despeje, como el
tiempo que transcurre entre el inicio de la condición en Estado de Alerta y la
separación de la red de MT del SD.
138
Tabla 4-3 Tiempos de desconexión para los rangos de voltaje señalados
% Rango de Tensión
Tiempo de desconexión
(segundos)
V < 50%
0.16
50% ≤ V ≤ 90%
2.00
110% < V < 120%
1.00
V ≥ 120%
0.16
32.7 Si la frecuencia nominal de la red se encuentra en los rangos indicados en la tabla,
la PCR deberá desconectarse de la red en los tiempos que se indican.
Tabla 4-4 Tiempos de desconexión para los rangos de frecuencia señalados
Tamaño de la PCR
≤ 30 kW
> 30 kW
% Frecuencia
Nominal
Tiempo de desconexión
(segundos)
>60.5
0.16
<59.3
0.16
> 60.5
0.16
< 59.8 – 57.0
Ajustable 0.16 a 300
< 57.0
0.16
32.8 La PCR no podrá ser conectada a la red de MT del SD, luego de ocurrida una
perturbación en la red de MT, hasta que la tensión y la frecuencia en el punto de
conexión estén en los rangos de 0.94 a 1.06 VC y 59.6 a 60.4 Hz, respectivamente.
La reconexión de la PCR a la red deberá hacerse en conformidad con el
mecanismo de coordinación acordado con la empresa respectiva.
32.9 En el caso de presentarse una operación en isla de manera involuntaria debido a
una falla en el SD, la instalación de conexión de la PCR deberá detectar la situación
y desconectarse de la red de MT del SD en un tiempo máximo de 2 segundos.
139
TITULO V
COMERCIALIZACIÓN
CAPÍTULO I
DEL REGLAMENTO ESTABLECIDO
Art. 33 De los requerimientos de la norma.
establecido
La PCR debe cumplir con todo lo
en la norma técnica presente, para poder comercializar la energía que
produce a la red de distribución.
Art. 34 De la comercialización según Reglamento de Energía Eléctrica.
podrá comercializar con la distribuidora, siguiendo
La PCR
el reglamento aplicable a las
actividades de comercialización de energía eléctrica del país. Y así poder establecer un
contrato entre ambas partes.
140
5
CAPÍTULO 5. CASO PRÁCTICO: ESTUDIO DE INTERCONEXIÓN DE UNA PEQUEÑA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA CHÁCARA.
5.1
Introducción
En este capítulo se presenta una aplicación de la norma técnica de interconexión de
pequeñas centrales de energías renovables, (NT de ahora en adelante) realizada en el
capítulo 4. El caso evaluado es una minicentral con capacidad de 35 kVA, situada en la
Comunidad La Chácara, municipio de Carolina, San Miguel.
La implementación de la NT involucró la selección del punto de interconexión, la
resolución de estudios técnicos, la selección del equipo, el diseño de la instalación y la
operación de la instalación. También se presenta el estudio de factibilidad y el estudio de
interconexión, tal y como lo menciona el artículo 12.1, y según el contenido del artículo 13
de la NT, pero con limitaciones debido a la falta de documentación de la propiedad.
Además se presentan los cálculos de corrientes de falla acorde al estudio exigido, de
acuerdo a la NT.
Este estudio se realiza para evaluar la contribución que la interconexión tendrá durante la
ocurrencia de fallas trifásicas o monofásicas, siendo de utilidad para diseñar las
protecciones del sistema de interconexión.
Por último, se presentan los planos necesarios para la descripción gráfica del proyecto:
Un plano de vista en planta de la casa de máquinas, con la subestación aérea y el resto
de los equipos en media tensión. Una vista frontal del tablero con los componentes de
baja tensión, y sus respectivas conexiones. Una vista frontal y lateral del poste cercano a
la casa de máquinas que sostiene la subestación aérea. Una vista frontal y lateral del
poste en un punto intermedio del trayecto al punto de interconexión, que sostiene a los
transformadores de instrumentación y sus respectivas protecciones.
5.2
Descripción del Proyecto
El proyecto ―Minicentral Hidroeléctrica Comunidad la Chácara‖ se origina cuando la
ASOCIACIÓN DE SANEAMIENTO BÁSICO, EDUCACIÓN SANITARIA Y ENERGÍAS
ALTERNATIVAS (SABES), en 1996 implementó un proyecto de agua potable en la
comunidad la Chácara y luego de esto se interesan por realizar un estudio de factibilidad.
141
En 1999 se procesa el estudio de impacto ambiental y en el 2001 la SIGET otorga la
concesión del recurso a explotarse.
Luego de los permisos exigidos, se lleva a cabo la construcción del proyecto en el año
2001. Siendo en este mismo, que empezó a funcionar. La Minicentral se diseño para
generar energía eléctrica en baja tensión 120/ 240 V, con un caudal de agua del cauce de
un pequeño río, conocido también como río Las Vegas, En un principio la capacidad de la
Minicentral es de 17 kW generando al mes 130-140 kWh, para suministrarle a 53
viviendas que conforman la comunidad, con el fin de cubrir solamente un servicio básico.
Luego de varios años de funcionar la Minicentral, los habitantes de la comunidad
mejoraron su calidad de vida, y es por tal razón en el año 2009, como parte del aumento
de la demanda de los usuarios, se llevó a cabo un incremento de la capacidad instalada a
25 kW. El proyecto se utilizó para el autoconsumo de los miembros de la comunidad,
estando aislado del sistema eléctrico nacional.
La minicentral estuvo en funcionamiento hasta este año 2011. Debido a que todas las
viviendas del caserío se trasladaron a la red de la Empresa Eléctrica de Oriente (EEO),
principalmente por
la calidad de energía que últimamente recibían
y por falta de
capacidad instalada, que no lograba abastecer la carga, que aumentó significativamente
en 10 años desde que el caserío obtuvo el servicio de energía por parte del proyecto.
Por hoy la minicentral está fuera de servicio, pero se desarrollará el estudio técnico para
la interconexión a la red de distribución EEO, basados en la norma de interconexión para
pequeños generadores renovables.
5.3
Selección del punto de interconexión
El artículo 16 define los criterios para seleccionar un punto de interconexión.
Principalmente, el numeral 16.2, establece que el punto de interconexión debe estar lo
más cerca posible a la PCR. Lo anterior, para requerir el mínimo de recursos de
instalación.
La minicentral está ubicada entre las coordenadas 302 650 y 302 200 de Latitud Norte, y
573 900 y 574 150 de Longitud Este, a elevaciones entre 478 y 498 msnm. Municipio de
Carolina, depto. de San Miguel. El punto más cercano se encuentra a 100 m de la casa de
142
máquinas, y forma parte del circuito 309-1-42 que proviene de la subestación de Ciudad
Barrios.
Figura 5.1 Ubicación geográfica de la minicentral La Chácara.
Se prosigue con determinar los efectos que una potencial interconexión en ese punto,
puede tener sobre la red. Tal y como lo establece el art. 16.3 de la NT.
El numeral 16.4 establece el no requerimiento de obras adicionales si la relación
cortocircuito-potencia es mayor a 20. Para el punto de interconexión seleccionado lo
anterior es cumplido, ya que esta relación es de: 326.5.
5.4
Cálculos
Los cálculos realizados para evaluar el efecto de la operación del generador renovable, en
ese punto, han sido según lo incluido en el artículo 24.
El art. 24, establece los estudios técnicos obligatorios para las PCR dependiendo de la
categoría en la cual es incluida. Según la categorización del numeral 4.2, (tabla 2.1), La
Chácara es categoría 2.
143
Tabla 5-1 Categorización de las pequeñas centrales renovables según la normativa técnica
Nombre
Capacidad
Categoría 1
PCR < 10 kW
Categoría 2
10 kW < PCR < 1 MW
Categoría 3
1 MW < PCR < 5 MW
Según el numeral 2 del art. 24, las PCR categoría 2 deben realizar solamente estudios de
corrientes de cortocircuito, siempre y cuando no exista un nivel de penetración de GD
mayor al 30%, como es el caso.
El cálculo de las corrientes de cortocircuito se realizó por el método de las redes de
secuencia, formadas a partir de las reactancias sub-transitorias proporcionadas por los
fabricantes, y a partir de la corriente de falla trifásica en el punto de interconexión: 499.8
A, provista por el distribuidor.
5.4.1 Cálculo de las corrientes nominales
Los valores nominales de los equipos deberán ser acorde a las corrientes nominales
calculadas a continuación:

Generador
Datos: S = 35 kVA; VLL= 240 V
(Ec. 5.1)

Banco de Transformadores
Datos: S = 25 kVA; VLN= 7620 V
3.281 es la corriente de cada transformador.
144
5.4.2 Cálculo de las impedancias
Para los cálculos de las corrientes de falla por medio del método de las redes de
secuencia se necesitan conocer todas las impedancias de los equipos involucrados,
referenciadas a cada nivel de voltaje.

Sistema
Datos: If3= 499.8 A; kVLL= 13.2 kV. (Proporcionado por la compañía distribuidora)
(Ec. 5.2)

Banco de Transformadores
Datos: Z% = 3

Generador
Datos: Z+g= 14.4%; Z0g= 3.4%; kVA = 35 kVA
145
Encontrando Zn
(Ec. 5.3)
Se procede a encontrar un valor de impedancia de neutro que limite la corriente a 5 A
5.4.3 Cálculo de falla trifásica a 240 V
Se refiere a los cálculos realizados para una posible ocurrencia de una falla trifásica a
240V, y las corrientes de cortocircuitos que se presentarían. Dichas corrientes se
encuentran a partir de la red de secuencia positiva y las impedancias referenciadas a este
voltaje.
En el circuito de baja tensión

Red de Secuencia Positiva
Figura 5.2 Red de secuencia positiva a 240V
146
Figura 5.3 Red de secuencia positiva a 240V
(Ec. 5.4)
(Ec. 5.5)
5.4.4 Cálculo de falla monofásica a 240 V
Se refiere a los cálculos realizados para una posible ocurrencia de una falla monofásica a
240V, y la corriente de cortocircuito que se presentaría. Dichas corrientes se encuentran a
partir de la red de secuencia positiva y cero, con las impedancias referenciadas a este
voltaje.

Red de Secuencia Positiva
Figura 5.4 Thévenin de Red de Secuencia Positiva a 240V
147

Red de Secuencia Cero
Figura 5.5 Red de Secuencia Cero a 240V
(Ec. 5.6)
Comparando los resultados anteriores de las ecuaciones 5.4, 5.5 y 5.6, se infiere que, a
240V, la máxima corriente de falla posible es de 3500 A.
5.4.5 Cálculo de falla trifásica a 13200 V
Se refiere a los cálculos realizados para una posible ocurrencia de una falla trifásica a
13.2 kV, y la corriente de cortocircuito que se presentaría. Dichas corrientes se
encuentran a partir de la red de secuencia positiva, con las impedancias referenciadas a
este voltaje.

Red de Secuencia Positiva
Figura 5.6 Red de Secuencia Positiva a 13.2 kV
148
Figura 5.7 Red de Secuencia Positiva a 13.2 kV
(Ec. 5.7)
(Ec. 5.8)
5.4.6 Cálculo de falla monofásica a 13200 V
Se refiere a los cálculos realizados para una posible ocurrencia de una falla monofásica a
13.2 kV, y la corriente de cortocircuito que se presentaría. Dichas corrientes se
encuentran a partir de la red de secuencia positiva y cero, con las impedancias
referenciadas a este voltaje.

Red de Secuencia Positiva
Figura 5.8 Thévenin de Red de Secuencia Positiva a 13.2 kV
149

Red de Secuencia cero
Figura 5.9 Red de Secuencia Cero a 13.2 kV
(Ec. 5.9)
Comparando los resultados anteriores de las ecuaciones 5.7, 5.8 y 5.9, se infiere que, a
13.2 kV, la máxima corriente de falla posible es de 529 A.
5.4.7 Cálculo de los sobrevoltajes Vb y Vc
Se refiere a los cálculos realizados para conocer el máximo sobrevoltaje que podría
ocurrir durante una falla.

Media tensión
(Ec. 5.10)
150
(Ec. 5.11)
V
Observando la igualdad de los resultados de las ecuaciones 5.10 y 5.11, a 13.2 kV, se
deduce que el máximo sobrevoltaje a 13.2 kV, es de 7478.8 V.

Baja tensión
Debido a la conexión delta en el lado de BT, el máximo sobrevoltaje posible a este voltaje
es el de línea a línea: 240V.
5.5
Selección del equipo para la interconexión de la minicentral La Chácara
Se selecciona el equipo tanto del lado de generación (120/240 V) como del voltaje de
media tensión (13200/7620 V), acorde a lo establecido en la NT. Dicho equipo se muestra
en el anexo A-2.
5.5.1 Transformador principal
Figura 5.10 Transformador ABB 25 kVA
Se ha diseñado un banco de dos transformadores monofásicos, de 25 kVA cada uno, con
una capacidad total suficiente para el generador.
151
La conexión de dicho banco será acorde lo establecido en el artículo 14.6: delta abierta en
BT, y estrella abierta aterrizada en MT. (Figura 5.16). Las conexiones abiertas se deben a
que la interconexión se realizará solo a 2 fases existentes.
Los transformadores seleccionados son marca ABB, con un voltaje primario de 13.2 KV y
un voltaje secundario 240-120V. Impedancia máxima de 3%, tipo standard, con
refrigeración de aceite.
Figura 5.11 Conexión del banco de transformadores
5.5.2 Protecciones
Como cumplimiento del art 22.1, se seleccionan protecciones contra sobrecargas y
cortocircuitos. Estos dispositivos deberán tener valores nominales de acuerdo a los del
circuito, y una capacidad interruptiva mayor a la máxima corriente encontrada en los
estudios, en sus respectivos voltajes.
Además se utilizarán pararrayos para las descargas eléctricas a cada lado del
transformador, con un voltaje de ruptura aproximado al sobrevoltaje calculado en los
estudios de cortocircuito. (Art. 22.1).

Interruptor termomagnético 240V
Como cumplimiento del art 22.1, en BT se selecciona un interruptor termomagnético como
protección contra sobrecargas y cortocircuitos, marca Siemens, tipo VL160X/ 3VL1 N,
152
serie 3VL1710-1DA330AA0, 3 polos con una corriente nominal de 100 A y capacidad
interruptiva de 40 kA, tal como se muestra en la tabla 5.1
Figura 5.12 Interruptor termomagnético SIEMENS
Tabla 5-2 Selección del interruptor termomagnético. Catálogo SIEMENS 3VL

Fusible y cortacircuito 13.2 kV
Según el artículo 22.2 se acepta el uso del fusible para una tensión de trabajo de 13.2 kV
como protección del transformado, por esto se ha escogido un fusible tipo K marca
Hubbell, modelo M6K23, con un cortacircuito tipo C de la misma marca, modelo CP71011,
como protección a 13.2 kV.
Figura 5.13 Fusible y cortacircuito Hubbell
153
La selección del fusible se realiza por medio de la corriente que pasa a través de cada
transformador, la cual es de 3.28 A y aplicándole un factor de 1.5 se obtiene una corriente
de 4.92 A, entonces se elige el fusible de 6 A ya que es el próximo valor a 4.92 A
Tabla 5-3 Selección del fusible. Catálogo Hubbell
El respectivo cortacircuito se ha elegido una capacidad de 100 A, un máximo voltaje de 15
kV y una capacidad interruptiva de 10 kA.
Tabla 5-4 Selección del cortacircuito. Catálogo Hubbell

Pararrayo 240/120 V
Figura 5.14 Pararrayo SIEMENS 240V
Como protección contra descargas eléctricas a 240V, se selecciona un pararrayo marca
SIEMENS, modelo SPD, de 3 polos. El voltaje entre fases es de 240, y como el sistema
está en delta este es el voltaje máximo. Su MCOV, por lo tanto, debe ser
aproximadamente de:
154
Por lo anterior se escoge un modelo con un MCOV de 320V.
Tabla 5-5 Selección del pararrayo a 240V. Catálogo SIEMENS

Pararrayo 10kV
Como protección por descargas eléctricas en el voltaje de distribución, se ha seleccionado
un pararrayo MacLean, modelo ZHP para un voltaje nominal de 13.2 kV.
Figura 5.15 Pararrayo MacLean 13.2 kV
Para el diseño del pararrayo el voltaje máximo es de 7478.8V por lo que su MCOV es el
siguiente:
= 7852.74
Se calcula el margen de protección, es decir los KV máximos de descarga a 20 kA, lo cual
da como resultado:
155
Por lo tanto el MP ≥ 0.2, es decir que el pararrayo es aceptable. Para un MCOV de 8.4 kV
se ocupará un pararrayos de 10 KV
Tabla 5-6 Selección del pararrayo 13.2 kV. Catálogo MacLean

Instrumentos de medición
Como lo establece la NT en el artículo 21.1, una PCR deberá contar con los equipos que
permitan las lecturas de energía y potencia suministradas al sistema. Estos equipos
además de incluir a los medidores, comprenden los transformadores de corriente y de
potencial, para reducir las variables eléctricas a valores que puedan ser manipulados por
dichos medidores, en los casos que sea necesario.

Transformador de Corriente
Figura 5.16 Transformador de corriente ABB
El artículo 21.3 establece que el equipo de medición del lado de generación tenga como
precisión 1%, acorde a esto se han elegido transformadores de corriente marca ABB tipo
SCV para interior, de Vn=600 V, 10 kV de BIL y precisión de 1.2%.
156
Tabla 5-7 Selección de los transformadores de corriente. Catalogo ABB

Medidor de Energía
Figura 5.17 Medidor de energía
El artículo 21.1 establece que la PCR debe proveer un equipo de medición, que permita
visualizar la energía producida en cualquier momento.
Para cumplir con la función anterior, se escogió un medidor de energía marca ABB DZ
3100. La interfaz permite la lectura remota de los daos del medidito para la facturación,
optimización de la energía, visualización y la instalación de efectos de control.
Las funciones posibles que realiza son las siguientes:
1. Lectura del consumo de energía, potencia instantánea (activa y reactiva) y fallo.
2. Control automático de la conexión (instalación de auto-test).
3. Las variables eléctricas medidas se pueden indicar en la pantalla LCD.
4. Control de hasta 4 tarifas.3 hilos, redes polifásicas, cargas simétricas y
asimétricas.3 x 110 V, 3 x 400 V, 3 x 500 v.
157
 Transformador de Potencial
Según el artículo 21.4 los aparatos correspondientes a la facturación estarán ubicados en
cerca del punto de conexión. Para conectar el medidor se ha escogido el transformador
de potencial para exterior, marca ABB, tipo VOZ-11, Vn=13.2 kV, 110 kV BIL, relación
63.5:1 y precisión: 0.3%.
Figura 5.18 Transformador de potencial ABB
Tabla 5-8 Selección del transformador de potencial. Catálogo ABB

Transformador de Corriente
Parte del equipo de facturación que se detalla en el artículo 21.4, incluye transformadores
de corriente. Para este caso se ha elegido transformadores de corriente ABB, tipo KOR11 7524A12G01, Vn= 15 kV, 110 kV BIL, relación 5:5 y precisión: 0.3 %
158
Figura 5.19 Transformador de corriente ABB
Tabla 5-9 Selección del transformador de corriente 13.2 kV. Catálogo ABB
5.5.3 Equipos de operación

Contactor
Como cumplimiento del art. 17.1 se selecciona un contactor como interruptor de
acoplamiento, el cual será el encargado de ser el vínculo físico sobre el cual actuará el
sincronizador y el relevador de protección, para la conexión y desconexión automática de
la red.
Figura 5.20 Contactor SIEMENS
Se selecciona un contactor marca Siemens, tipo 3RT10-46 tensión 230 V para 95 A.
(Tabla 5-10).
159
Tabla 5-10 Selección del contactor. Catálogo SIEMENS

Sincronizador y Relé de Protección de la Interconexión
Como lo establece el art. 20, debe existir un equipo de sincronización, cuando el sistema
cuenta con un generador síncrono.
Figura 5.21 Dispositivo sincronizador y relé de protección
Conforme a los artículos, 22.3 y 22.5 de la protección contra potencia inversa y de la
protección contra variaciones de tensión respectivamente, se ha elegido un sincronizador
con relé de protección de la interconexión marca SEL, modelo 547 para generación
distribuida (fig. 5.14), que cuenta con las siguientes características:
Elementos de protección según la norma ANSI 1547 y elementos de control
-
Protección contra subvoltajes, sobrevoltajes, sobre/sub frecuencia y elemento de
potencia direccional.
Elementos para la desconexión respecto a problemas del sistema y para supervisar la
restauración del sistema
-
Elementos por sub/sobre voltaje o por sub/sobre frecuencia encargados para la
eliminación de islas en un sistema local o perturbaciones en todo el sistema
160
-
Elemento de potencia direccional que opera para evitar violaciones en la
exportación de potencia o cuando el generador funciona como motor
-
Elemento de verificación de sincronismo que detecta voltaje/ frecuencia/ ángulo
apropiado y supervisa la conexión u operación del interruptor
Interfaz de comunicación SEL y Modbus.
-
El protocolo de interfaz de comunicaciones Modbus de la SEL 547 para redes de
comunicación exteriores. Integración con procesadores de comunicaciones SEL
utilizando Medidor Rápido SEL y mensajes de operación rápido.
5.5.4 Instalación de conexión
Para el montaje del banco de transformadores, pararrayo, fusible y cortacircuito en MT, se
hará uso de un poste ya instalado a aproximadamente 10 metros de la casa de máquinas.

Tablero
Dentro de la casa de máquinas se contará con un tablero que contendrá los equipos de
BT:
pararrayo,
medidor
de
energía,
transformadores
de
corriente,
interruptor
termomagnético y dispositivo sincronizados. Todo lo anterior con fácil acceso para el
operador.
Figura 5.22 Tablero ABB ArTu
161
Se ha seleccionado un tablero marca ABB, tipo Artu M, SM1462 en pavimento con
longitud 1400mm, ancho 600mm y profundidad 195mm, para 240 Vc.a. con corriente
nominal de 250 A y una resistencia mecánica al cortocircuito de 25 kA

Conductores
Los conductores eléctricos en baja tensión se colocarán de manera subterránea. Para el
diseño de los conductores eléctricos, se considera que la temperatura de servicio
admisible es de 90º C debido a la zona donde se encuentra La Minicentral. La
temperatura del suelo es de 35° C, la resistencia térmica del suelo es de 1.5 km/ W y un
factor de carga de 0.85.
Para la selección de los conductores es en base a los factores a aplicar: f1, f2 y f3. El
factor f1 depende de la resistencia térmica del suelo, el factor f2 depende de cómo se
trasladan los conductores; en este caso, el cable es un solo conductor en un sistema de
corriente trifásica, y f3 es el factor de carga.
F1: 0.8
F2: 0.93
F3: 0.85
Ftotal = f1x f2 x f3 = 0.6324
Ahora para aplicar este factor total, se ha elegido conductores marca Phelps Dodge, cable
THHN PVC-NYLON a 90°C 600 V. Despreciando la caída de tensión, se aplica el factor
total a la corriente seleccionada según tabla y se compara con la corriente nominal.
La corriente encontrada es mayor que la corriente nominal de 84.20 A. Por lo que se
ocupará cable 4x1/0 AWG, desde la salida del generador a la entrada del tablero.
162
Tabla 5-11 Selección de los conductores de BT

Poste
Por otro lado, como se mencionó anteriormente, el punto de interconexión seleccionado
se encuentra a 100 metros del lugar, por lo que se requiere una instalación de un segundo
poste para acercar la conexión a dicho punto.
El segundo poste será de concreto con 10 m de longitud.
Figura 5.23 Poste eléctrico
Se seleccionan aisladores tipo suspensión de 13.2 KV, clase ANSI 52-1, para cada fase
Figura 5.24 Diagrama de un aislador tipo suspensión
Se ha escogido un crucero angular de hierro de 94’’ (2388 mm) para líneas de 13.2 kV.
163
Figura 5.25 Diagrama de un crucero

Líneas para la interconexión
Se extenderán 2 líneas, desde la subestación aérea hasta el punto de interconexión. Se
ocupará cable marca Phelps Dodge, calibre 6AWG, ACSR.
Tabla 5-12 Selección de los conductores a 13.2 kV
5.6
Presupuesto eléctrico de la instalación
Tomando en cuenta la selección anterior de los equipos en las secciones anteriores se
desprende la inversión inicial mostrada en la tabla 5-13. Dicha inversión considera solo el
equipo nuevo a adquirir para realizar la interconexión, sin tomar en cuenta la inversión
original, ni modificaciones a la obra civil.
Tabla 5-13 Presupuesto de la inversión inicial
Descripción
Transformador 25 KVA ABB
Relevador de Interconexión SEL 547
Medidor de energía ABB 240V
Transformador de corriente 240V
Transformador de potencial 13.2 kV
Tablero Ar Tu Siemens
Inversión Inicial
Precio Unitario
N° Unidades
$1,313
$1,130
$274
$32.66
$2,254.35
$1,000.00
164
2
1
1
3
2
1
Total
$2,626
$1,130
$274
$98
$4,509
$1,000
Fusible a 13.2 kV
Pararrayos MacLean 10 kV
Pararrayo trifásico Siemens TPS 240 v
Cortacircuito de 7.2kv-15kv
Poste Metálico 35 ft
Crucero 94''
Aisladores tipo suspensión
1/0 AWG THHN
6 AWG ASCR
Contactor y contacto auxiliar
Transformador de corriente 13kV
Interruptor Termomagnético VL
$6.00
$38
$272
$66.16
$362
$66
$10.74
$7.80
$0.57
$311
$746
$270
4
4
1
4
1
1
9
20
115
1
2
1
$24
$154
$272
$265
$362
$66
$97
$156
$65
$311
$1,492
$270
$13,169
5.7
Plan de Negocios
Para realizar la inversión anterior se presenta la opción de un préstamo bancario de
$11,000 y el resto a través de capital propio. Las condiciones bancarias reales
consideradas se muestran en la tabla 5-14.
Tabla 5-14 Condiciones bancarias. Banco Agrícola
Inversión
$13,169
Capital propio (C)
$2,168.57
Préstamo
$11,000.00
Interés bancario (i)
11%
Número de años del préstamo (P)
5
Anualidad
$2976.27
El cálculo de la anualidad durante el período del préstamo fue realizo por medio de la
ecuación 5.11 y los cálculos son presentados en la tabla 5-15.
=
= $2976.27
165
(Ec. 5.11)
Tabla 5-15 Desarrollo de la anualidad
Año
0
1
2
3
4
5
Anualidad
Desarrollo de la anualidad
Intereses
Pago a capital
$2976.27
$2976.27
$2976.27
$2976.27
$2976.27
$1210.00
$1015.71
$800.05
$560.66
$294.95
Saldo
$11,000.00
$9,233.73
$7,273.16
$5,096.94
$2,681.33
$0.00
$1766.27
$1960.56
$2176.23
$2415.61
$2681.33
Como parte del análisis se consideran los costos continuos mostrados en la tabla 5-16
Tabla 5-16 Costos continuos
Mensual
Anual
$263.37
$180
$2,160
$500
$3,923.37
Depreciación (0.02% anual)
Sueldo del operario
Mantenimiento y reparación
Total
Para el detalle de los ingresos por la generación se considera la energía estimada en el
reporte original entregado a SIGET y un precio de venta considerado, sujeto a cambios.
Tabla 5-17 Tabla de Ingresos
Energía generada anual estimada [kWh]
84120
Precio del kWh
$0.12
Ingresos anuales
$12,618
Con toda la información anterior se procede a generar el flujo de caja, mostrado en la
tabla 5-18, con el que se analizará la inversión mediante la Tasa Interna de Retorno. El
análisis se ha hecho para un período de 10 años.
La Tasa Interna de Retorno (TIR) fue determinada de 137% por lo que se considera un
proyecto rentable.
El periodo de recuperación del capital invertido dependerá del precio de venta de la
energía generada según la gráfica de la figura 5-26
166
167
168
Años
Ingresos
Venta de energía
Total de Ingresos
Egresos
Intereses
Costos continuos
Total de Egresos
Utilidad bruta
Porcentaje
Impuestos
Utilidad Neta
Pago a Capital
Depreciación
Inversión
Prestámo
FLUJO NETO
TIR
VAN
$13,169
$11,000.00
$2,168.57
0
137%
$40,069.98
$2,919.30
$2,865.38
800.05
$2,923.37
$3,723.42
$6,370.98
25.00%
$1,592.75
$4,778.24
2176.23
$263.37
1015.71
$2,923.37
$3,939.08
$6,155.32
25.00%
$1,538.83
$4,616.49
1960.56
$263.37
1210.00
$2,923.37
$4,133.37
$5,961.03
25.00%
$1,490.26
$4,470.77
1766.27
$263.37
$2,967.87
10094.4
10094.4
10094.4
$5,641.64
$5,641.64
$5,641.64
$5,641.64
$5,641.64
0.00
$2,923.37
$2,923.37
$7,171.03
25.00%
$1,792.76
$5,378.27
0.00
$263.37
0.00
$2,923.37
$2,923.37
$7,171.03
25.00%
$1,792.76
$5,378.27
0.00
$263.37
0.00
$2,923.37
$2,923.37
$7,171.03
25.00%
$1,792.76
$5,378.27
0.00
$263.37
0.00
$2,923.37
$2,923.37
$7,171.03
25.00%
$1,792.76
$5,378.27
0.00
$263.37
0.00
$2,923.37
$2,923.37
$7,171.03
25.00%
$1,792.76
$5,378.27
0.00
$263.37
294.95
$2,923.37
$3,218.32
$6,876.08
25.00%
$1,719.02
$5,157.06
2681.33
$263.37
560.66
$2,923.37
$3,484.03
$6,610.37
25.00%
$1,652.59
$4,957.77
2415.61
$263.37
$2,739.11
10094.4
10094.4
10094.4
10094.4
10094.4
10094.4
10094.4
$2,805.54
10
10094.4
9
10094.4
8
10094.4
7
10094.4
6
10094.4
5
10094.4
Tabla 5 18 Flujo de caja
4
3
10094.4
10094.4
2
10094.4
1
10094.4
5.8
Recursos Humanos
— Organización Funcional: La junta directiva de la comunidad, será la encargada de
velar por el buen funcionamiento de la Minicentral la cual nombrará a una persona
que estará a cargo del mantenimiento de la Minicentral, de las obras civiles y de la
limpieza del contorno de la casa de máquinas, así como tener sin maleza el poste
de interconexión.
— Condiciones de trabajo y Remunerativas: La directiva de la comunidad cumplirá su
respectiva responsabilidad sobre las funciones que le compete bajo el cargo que
se le nombre a cada persona que comprenda la directiva, dicha directiva acordará
el pago para la persona bajo la cual estará a cargo la central y de la forma en que
se repartirán las ganancias.
— Plan de Recursos Humanos: La persona que trabajará en la Minicentral deberá
tener conocimiento básico de electricidad además de recibir capacitaciones sobre
generación hidráulica en un futuro.
5.9
Recomendaciones del caso práctico
— Por ser una Minicentral de 35 kVA, y poseer un generador síncrono, se debe
evaluar el costo de las protecciones y equipo de sincronización. Se propone
cambiar este generador, por un asíncrono, y ahorrarse todos estos equipos.
— Se necesita reorganizar este proyecto con nuevos empleados, con el
mantenimiento del equipo, el mantenimiento de la subestación, y de las líneas.
Debe existir una mejor organización, para el buen desempeño de la Minicentral, ya
sea por parte de SABES, o de la comunidad según sea el acuerdo entre ambos.
— Debe tener señales de peligro de ―Alta Tensión‖, tanto en la subestación, como en
la casa de máquinas. Así como también, un aislamiento del área de la turbina y el
generador.
— Proporcionar capacitación, a los empleados, acerca de todo el equipo nuevo a
adquirir. Fomentar la seguridad que se debe tener al acercarse a la casa de
máquinas.
— Con el espacio, que sobra en la casa de máquinas, emplearlo de una manera
productiva, ya sea para poner una oficina, o almacén del equipo de
mantenimiento.
169
5.10 Conclusiones del caso práctico
— Para impulsar el aprovechamiento de energía renovable a pequeña escala se
deben requerir las menores autorizaciones posibles, para que los proyectos se
agilicen y no se tarden mucho tiempo en funcionar.
— Los estudios pertinentes a la interconexión de la Minicentral Hidroeléctrica La
Chácara deberían estar a cargo de la distribuidora de una manera gratuita ya que
ella cuenta con todos los datos y software necesario para los respectivos análisis.
— La segura interconexión de la Minicentral Hidroeléctrica La Chácara mejorará el
servicio de calidad de energía, ya que está situada en lugar que es punta de red y
el voltaje presenta una caída notable.
— La Minicentral Hidroeléctrica La Chácara al no presentar peligros técnicos a la
distribuidora, se debería interconectar lo más pronto posible, siempre y cuando se
haya superado un acuerdo comercial basado en la normativa de interconexión.
— La Minicentral La Chácara, con una tasa interna de retorno de 137%, resulta muy
factible económicamente.
— La disminución de estudios técnicos requeridos se tradujo en un ahorro sobre la
inversión inicial, permitiendo que la interconexión fuese factible económicamente.
170
6
6.1
CAPITULO 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
— La introducción de un nuevo esquema de generación distribuida, a pesar de
tener muchas ventajas, presentará un desafío de ingeniería debido a las
características actuales de un sistema convencional.
— Las tecnologías renovables más comunes se han visto más competentes en
los mercados eléctricos debidos a los avances tecnológicos en el área y a una
disminución de sus costos.
— Los requisitos técnicos de un sistema de interconexión son fácilmente
cumplidos al utilizar equipo especial que cumple con los códigos y estándares
internacionales.
— El aumento de inyección por medio de recursos renovables, y el seguimiento
de la Política Energética Nacional impulsada por el CNE, ayudará a la
independización de los precios internacionales del petróleo.
— La normativa técnica propuesta va encaminada a respaldar el desarrollo de
pequeñas generadoras que se interconectan a la red de distribución y al
hacerlo no lleve muchas dificultades.
— Para la implementación de la norma técnica propuesta, se necesita un mayor
apoyo por parte de las instituciones involucradas, y la realización de nuevas
leyes para energía fotovoltaica y eólica.
— Los pequeños generadores son una alternativa económicamente factible.
— La reducción de los estudios técnicos a realizar significan un gran ahorro para
la interconexión de una pequeña central.
6.2
Recomendaciones
— Realizar mayor investigación sobre los efectos
que se podrían tener al
fomentar la generación distribuida sobre los niveles de cortocircuito, el flujo de
potencia, la coordinación de protecciones y la estabilidad transitoria, de los
sistemas de potencia actuales.
— Promover las ventajas de la utilización de fuentes de energía renovable
dispersas para la generación a pequeña capacidad.
— Utilizar métodos de simulación para predecir el comportamiento que ciertos
niveles de generación dispersa pueden tener en los sistemas de distribución.
171
Identificar las condiciones beneficiosas o perjudiciales que se puedan
presentar.
— Elaborar una ley especial de comercialización a futuro para energías
renovables, en especial para la energía fotovoltaica. Donde se venda y compre
justamente.
Así mismo se retome que esta comercialización tenga
posibilidades que el pago sea según el promedio de los precios del MRS.
— Eliminar por completo los estudios de impacto ambiental para generadores
renovables menores a 1 MW y se reduzcan en gran manera los estudios, para
generadores menores a 5 MW.
— Para un proyecto menor a 100 kW, se puede implementar que el equipo de
facturación sea instalado en baja tensión. Lo anterior con el fin de que la
generadora se ahorre al menos una tercera parte de la inversión de la
interconexión a la red de distribución.
172
GLOSARIO
Capacidad Disponible: Es la capacidad del sistema de generación para producir una
cantidad de potencia en un período de tiempo específico.
Capacidad Instalada: Cantidad Máxima de potencia que puede obtenerse de las plantas
generadoras
Concesión: Es el otorgamiento del derecho de explotación, por un periodo determinado
de bienes y servicios por parte de una empresa a otra, generalmente privada.
Coordinación de Protecciones: Sistema de protección eficiente y coordinado, las fallas
son eliminadas en el menor tiempo posible, aislando la parte más pequeña posible del
sistema, que contiene a la falla.
Corriente de Cortocircuito: Incremento en la corriente por el inesperado descenso en la
resistencia o impedancia de un circuito concreto, entre un número determinado de puntos
de un circuito, que habitualmente están a tensiones distintas.
Demanda Energética: Energía consumida en un país o región
Energía Renovable: Energía que se obtiene de fuentes naturales virtualmente
inagotables, ya sea por la inmensa cantidad de energía que contienen, o porque son
capaces de regenerarse por medios naturales
Empresa Distribuidora: Empresa encargada de suministrar la energía eléctrica a los
consumidores finales.
Estabilidad Transitoria: Se refiere a las influencias de perturbaciones grandes. Estas
perturbaciones se deben normalmente a averías de las cuales las más graves son el corto
circuito de las tres fases que es lo que gobierna los límites de la estabilidad transitoria.
Estudio Técnico de Interconexión: Es un sistema característico de un caso particular,
es decir que no han sido predefinidos, ya que cada compañía distribuidora tendrá sus
propios requerimientos para la evaluación de estas características, y cada sistema de
generación posee sus propias cualidades
Estudio de Impacto Ambiental: Es un estudio técnico, objetivo, de carácter pluri e
interdisciplinario, que se realiza para predecir los impactos ambientales que pueden
173
derivarse de la ejecución de un proyecto, actividad o decisión política permitiendo la toma
de decisiones sobre la viabilidad ambiental del mismo
Factor de Planta: Es la relación entre la energía real generada en un período
determinado, en relación con el máximo posible si el generador produce su potencia
nominal todo el tiempo.
Flujo de Potencia: Calcula con precisión los voltajes (tensiones) de estado estacionario
en todos los buses de una red, y a partir de ese cálculo los flujos de potencia real y
reactiva en cada una de las líneas y transformadores, bajo la suposición de generación y
carga conocidas.
Fuente Renovable: Fuentes de energía primaria respetuosas con el medio ambiente.
Generación Distribuida: Producción de electricidad con instalaciones que son
suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de generación, de forma
que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico.
LCOE: Son los Costos de electricidad nivelados.
Mercado Mayorista: Está basado en la competencia a nivel de generación y demanda a
través de dos instancias: el mercado de contratos y el mercado regulador del sistema
(MRS).
Mercado Minorista: Está integrado por las pequeñas centrales de generación
hidroeléctrica
que
están
conectadas
directamente
al
sistema
de
distribución,
distribuidores, comercializadores y los consumidores finales de energía eléctrica.
Nivel de Penetración de la GD: Porción de la demanda que es cubierta con la
generación distribuida.
Pequeñas Centrales: Centrales conectadas al sistema de distribución directamente con
una capacidad menor o igual a 5 MW.
Red Primaria:
Consisten de una red de alimentadores de líneas primarias
interconectadas que son suministradas desde una serie de subestaciones
Red Secundaria: Entrega la energía que el usuario necesita, a través de transformadores
de distribución y que va directo al medidor de las instalaciones del usuario.
174
Reactancia Subtransitoria: Limita la amplitud de la corriente de falla en el primer ciclo
después de ocurrido el cortocircuito
Sistema de Distribución: Conjunto de instalaciones desde 120v hasta 34.5 kV
encargadas de entregar la energía eléctrica a los usuarios a los niveles de tensión
normalizados y en las condiciones de seguridad exigidas por los reglamentos
Sistema de Generación: Sistema que produce la energía eléctrica, por medio de las
centrales generadoras, las que representan el centro de producción.
Sistema de Interconexión: Es un sistema característico de un caso particular, es decir
que no han sido predefinidos, ya que cada compañía distribuidora tendrá sus propios
requerimientos para la evaluación de estas características, y cada sistema de generación
posee sus propias cualidades.
Sistema de Potencia: Conjunto de centrales generadoras, de líneas de transmisión
interconectadas entre sí y de sistemas de distribución esenciales para el consumo de
energía eléctrica.
Sistema de Puesta a Tierra: Consiste de todas las conexiones de puesta a tierra
interconectadas en un sistema de potencia específico y está definido como su aislamiento
o falta de él, con los sistemas de tierra adyacentes.
Sistema Eólico: La energía cinética generada por efecto de las corrientes de aire es
transformada en otras formas útiles para las actividades humanas.
Sistema Fotovoltaico: Conjunto de dispositivos cuya función es transformar la energía
solar directamente en energía eléctrica.
Sistema Hidroeléctrico: Transforma la energía hidráulica de una masa de agua situada a
cierta altura H, en energía eléctrica.
Sistema Mallado: Es usado cuando un mayor nivel de confiabilidad del servicio es
deseado.
Sistema Radial: Es un sistema económico, ampliamente usado, que consiste de un
circuito primario extendido desde una sola subestación centralizada, organizado de
manera que sirva a los usuarios interconectados en un área local específica
175
Sistema Tipo Isla: Modalidad de generar su propia electricidad sin interactuar con la red
eléctrica de la empresa distribuidora, es un sistema de autogeneración para lugares
donde no hay
Subestación: Instalación destinada a modificar y establecer los niveles de tensión de una
infraestructura eléctrica, con el fin de facilitar el transporte y distribución de la energía
eléctrica. Su equipo principal es el transformador.
Suministro Eléctrico: Comprende el conjunto de medios y elementos útiles para
la generación, el transporte y la distribución de la energía eléctrica. Este conjunto está
dotado de mecanismos de control, seguridad y protección.
Voltaje de Baja Tensión: Servicio que se suministra en niveles de tensión menores o
iguales a 600 V.
Voltaje de Media Tensión: Servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a
600 V, pero menores o iguales a 34.5 kV.
176
BIBLOGRAFÍA
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distribución, El Salvador.
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Afinidad
Eléctrica,
http://www.afinidadelectrica.com.ar/articulo.php?IdArticulo=161,
2007.
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ANEXO A
Diagramas esquemáticos del caso práctico:
minicentral La Chácara
A-1
A-2
A-3
A-4
A-5