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Información tecnológica

versión On-line ISSN 0718-0764

Inf. tecnol. v.15 n.6 La Serena  2004

http://dx.doi.org/10.4067/S0718-07642004000600007 

 

 

Información Tecnológica-Vol. 15 N°6-2004, págs.: 43-49

ENERGÍA ELÉCTRICA

Influencia de la Cogeneración en laOperación de la Red de Distribución de Energía Eléctrica

Effects of Cogeneration Plants on the Operation of Distribution Networks

E. Quiles, A. Correcher, E. García y F. Morant
Univ. Politécnica de Valencia, Dpto. de Ingeniería de Sistemas y Automática, Apdo. Postal 22012, 46071 Valencia-España


Resumen

Se ha  avaluado la influencia de los cogeneradores interconectados sobre la operación y planificación de las redes de distribución de energía eléctrica en media tensión, para lo cual se describe una serie de aspectos a tomar en cuenta en la explotación de la red de distribución, para permitir la óptima integración de las plantas de cogeneración. Para tal efecto, se analiza su impacto en la planificación de la red, la coordinación de protecciones, la seguridad de los operarios, la calidad y continuidad del suministro y la rentabilidad del servicio, variables a ser consideradas en el planteamiento de medidas correctoras. Del análisis efectuado se concluye que la presencia de cogeneradores interconectados exige cambios importantes en la metodología tradicional de operación y planificación de la red de distribución y se proponen medidas para abordar tales cambios.


Abstract

Different aspects of the influence of interconnected cogenerators on distribution network operation and planning have been evaluated. The objective of the paper is to describe a series of aspects to be       considered which allow for the optimal integration of cogeneration plants into the operation of the distribution network. To this effect, an analysis is made of the impact of these plants in planning of the       network, protection system coordination,  maintenance crew safety,  quality and reliability of supply, and the profitability of the distribution company; these are variables to be considered for planning corrective measures. From the analyses carried out, it was concluded that the optimal cogeneration integration   requires important changes in the traditional operation and planning of the distribution network and    several measures are proposed to deal with these changes.

Keywords: power grids, cogeneration plants, operation and planning, reliability of supply


 

INTRODUCCIÓN

Un centro consumidor de energía eléctrica y térmica puede cubrir sus necesidades energéticas, en determinadas proporciones, a un menor coste mediante un sistema de cogeneración. Sólo en algunos casos resulta rentable para un cogenerador autoabastecerse energéticamente, por lo que normalmente mantienen la conexión a la red eléctrica y combinan su condición de productores y consumidores, comprando y vendiendo energía eléctrica según sus necesidades.

La cogeneración también aporta ventajas desde un punto de vista comunitario o de interés general de la sociedad (ahorro de combustible, disminución de la contaminación, etc.). Como consecuencia de estas ventajas, la Administración potencia la implantación de plantas de cogeneración (PC). Así, se contempla la posibilidad de que la industria venda sus excedentes de energía eléctrica a la red de distribución en media tensión (RD), siempre que cumpla determinadas condiciones de eficiencia y seguridad (Bhowmik et al., 2003; Brahma y Girgis, 2004).

La red de distribución operada típicamente en forma radial con una única fuente de alimentación en la subestación transformadora pasa, debido a la presencia de PC, a presentar fuentes energéticas distribuidas que inciden de manera importante en diversos aspectos de su operación (Soudi y Tomsovic, 2001) y planificación (Shih-Ming et al., 1994; Hatziadoniu et al., 2002).

El objetivo de este artículo es una adecuada consideración de los aspectos afectados y el planteamiento de medidas correctoras de manera que se optimice la integración de las PC en la RD (Figura 1).

 

INFLUENCIA EN LA PLANIFICACIÓN DE LA RED

La aparición de los cogeneradores en la red eléctrica ha supuesto que el proceso de planificación tenga que adaptarse a la nueva situación. Los entes reguladores en los distintos países recogen unas prescripciones y normas generales que van en la línea de preservar a la red eléctrica de los riesgos que pueden introducir los cogeneradores en su funcionamiento, velando por su seguridad e intentando evitar alteraciones perjudiciales de la red (Saint y Friedman, 2002).

 

Fig.1: Efectos de la Cogeneración sobre la Red de Distribución.

 

Para determinar el nivel de tensión y la acometida necesaria, además de aplicar la legislación vigente, hay que considerar los cálculos eléctricos habituales en base a la capacidad libre de la línea, la caída de tensión, la potencia de cortocircuito y las perturbaciones. La presencia de cogeneradores interconectados hace que para dicho cálculo eléctrico ya no sea suficiente la hipótesis habitual de condiciones de "carga máxima", que se daba cuando los consumos de los clientes de la red son máximos (hora punta). Es necesario considerar el efecto de la cogeneración, pudiendo plantearse las siguientes hipótesis de cálculo:

Máxima generación y mínimo consumo: En este caso todos los cogeneradores están vertiendo a la red el máximo de la potencia que técnicamente pueden exportar y para el resto de consumidores se tiene en cuenta un consumo mínimo razonable, que correspondería a las horas valle de menos carga. Con esta hipótesis se pueden obtener las intensidades máximas con sentido de circulación de la energía hacia la subestación (origen de línea).

Mínima generación y máximo consumo: En este caso se tiene en cuenta la demanda máxima y se considera a todos los cogeneradores sin exportar energía y conectados a la red como consumidores. En esta hipótesis la energía fluye desde la subestación hacia los puntos de consumo.

En ambos casos, a la vista del resultado se comprueba para cada tramo la capacidad de la línea. Si es menor que la admitida sería necesario considerar una línea de capacidad mayor, o la construcción de una línea "dedicada" de capacidad suficiente sólo para el cogenerador o considerar una tensión de conexión superior.

 

Es clara la necesidad de disponer de nuevas herramientas de cálculo (flujos de carga en redes no radiales, evaluación de la fiabilidad, etc.) que tengan en cuenta la cogeneración (Figura 2) (Quiles, 1997).

 

Fig. 2: Influencia de la cogeneración en la planificación de la RD

 

La previsión de la evolución futura de la demanda es un elemento clave en la planificación de los refuerzos de la red. Esta labor resultará influida por la presencia y evolución futura de la cogeneración (Wang y Billinton, 1999). La previsión está sujeta a la incertidumbre de que se produzca la conexión-desconexión de los grupos, al no tener la empresa eléctrica la responsabilidad directa sobre esos equipos. La venta de los excedentes de energía eléctrica no es la actividad fundamental de la industria cogeneradora, que está envuelta en un mercado altamente competitivo y no tiene la tradición de "servicio público prioritario" asumido por las compañías eléctricas. Este riesgo puede limitarse a nivel contractual, con el concepto de energía garantizada, pero debe considerarse.

Otro riesgo es que la industria cogeneradora pueda primar la autogeneración y la venta de energía eléctrica frente a su actividad fundamental. De esta forma se desvirtúan los principios de la cogeneración y se pueden crear problemas locales en la red.

 

EXPLOTACIÓN DE LA RED

Se recogen aquí diversos aspectos relacionados con la explotación de la red eléctrica con cogeneración entresacados de la experiencia disponible.

 

Configuración de la red

La presencia de cogeneradores conectados a la red, especialmente si son numerosos y de potencia unitaria elevada, complica enormemente la operación de la red. El operador debe vigilar constantemente la situación de las cargas de los cogeneradores, que por su condición de productor-consumidor, pueden estar en cualquiera de las dos situaciones y el salto de potencia al pasar desde generar energía a consumirla es mucho mayor que en cualquier otro cliente.

Para poder determinar la configuración de red óptima se pueden conjugar las dos hipótesis comentadas anteriormente: máxima generación mínimo consumo y mínima generación máximo consumo. De esta forma el operador debe mantener una reserva suficiente de capacidad de transmisión en la red para poder pasar de una situación a la otra sin variar la configuración. Se debe vigilar que se mantenga la carga en las instalaciones dentro de los límites admisibles, en los dos sentidos de circulación de la energía, lo cual es novedad. Se puede dar el caso de instalaciones de la red trabajando con un grado de carga muy pequeño, y pasar de repente a su grado de carga nominal, por cambiar la situación de una planta de generador a consumidor.

Aunque a simple vista parezca que la situación de funcionamiento de los cogeneradores puede ser estable y que sus generadores tengan tasas de fallo reducidas, en la práctica no ha sido así debido a su sensibilidad a perturbaciones de la red. En cuanto hay incidencias en la red pueden actuar las protecciones de los cogeneradores conectados eléctricamente y la red puede sufrir variaciones de carga al desconectarse los mismos.

En algunas subestaciones AT/MT (Alta Tensión / Media Tensión) se ha producido una inversión en el sentido de la energía en determinados periodos horarios de menor consumo (noche, fines de semana), e incluso en algunos casos la inversión es permanente. Se ha dado el caso de tener que ampliar potencia en algún transformador para poder absorber toda la potencia que precisan verter los cogeneradores conectados al alimentador.

La figura 3 recoge la curva de carga en un día festivo de la potencia vertida en la RD por varios cogeneradores que vuelcan sobre el mismo transformador. Se observa como a las 19 h cae la curva de potencia, pasando la energía vertida de 16 MW a cero. La causa fue una avería en una de las líneas de MT que confluyen en el mismo embarrado. Esto provocó un hueco de tensión que hizo actuar las protecciones de todos los cogeneradores. La energía vertida en red se compara con el consumo del resto de clientes y con la carga neta del transformador. Puede apreciarse como la carga neta es negativa, ya que el transformador está suministrando energía hacia la AT. En el momento de la incidencia (debido a la ausencia de la energía aportada a la red por los cogeneradores) el transformador invierte el sentido del flujo, pasando a suministrar energía hacia la MT.

Otro ejemplo se recoge en la figura 4, para curvas de carga similares, en un domingo de enero. En este caso una desconexión de uno de los cogeneradores repercute en menor medida en la curva de carga neta. Sin embargo, se observa como la potencia máxima de generación supera en algunas horas la capacidad del transformador, lo cual conduciría a su saturación si el consumo mínimo fuese cero.

 

Reposición del servicio

La reposición del servicio al mayor número posible de usuarios afectados por un fallo en la red, implica una serie de operaciones (localización y aislamiento del fallo, reconfiguración), que se verán dificultadas y consumirán mayor tiempo debido a la presencia de cogeneradores interconectados. Este hecho afecta negativamente a la fiabilidad del suministro.

Las protecciones específicas instaladas (relés de sobreintensidad, de frecuencia, de tensión, etc.) que desconectan la planta cogeneradora de la red ante la aparición de cualquier incidencia, no eximen al personal de mantenimiento de la compañía eléctrica de comprobar la desconexión efectiva.

Una de las conclusiones que se deducen de todos estos hechos es que es imprescindible para el explotador de la red conocer en cada momento la circulación real de potencias, especialmente en los cogeneradores de elevada potencia. En general, las empresas eléctricas ya disponen de telecontrol y telemedida en sus subestaciones y en otros puntos neurálgicos de la RD.

 

Gestión de la demanda

La influencia de los cogeneradores en la gestión de la demanda es variada y cabe distinguir dos casos:

Los procesos no continuos, que habitualmente funcionan en horas punta, benefician a la curva de carga al aportar su potencia en las horas de mayor demanda y dejar de consumir sus propias necesidades cubiertas por el cogenerador.

 

Fig. 3: Relación de potencia entre transformadores y cogeneradores un domingo de enero. Los registros son parciales cada hora y de 15 minutos a las 5, 8, y 23 horas.

 

Fig. 4: Relación de potencia entre transformadores y cogeneradores un domingo de enero. Los registros son parciales cada hora y de 15 minutos a las 5, 8, y 23 horas.

 

Los procesos continuos benefician la gestión en horas punta por las mismas causas anteriores mientras que, en horas valle, no proporcionan beneficio a la curva de carga, ya que el Sistema Eléctrico respecto a la gestión de la demanda no lo necesita. Cabe también destacar que, en algunos casos, es incluso superior la aportación en horas valle. En alguna situación muy particular esto puede ser un problema a nivel del Sistema de Generación si, por ejemplo, hay energía hidráulica fluyente excedente, de muy bajo coste, y se está en un horario de consumo mínimo pequeño. En este caso el interés global general puede aconsejar parar los grupos de cogeneración para poder aprovechar los excedentes de energía hidráulica sobrante.

 

Seguridad

Desde el punto de vista de la seguridad, los cogeneradores se convierten en fuentes de tensión distribuidas por la red eléctrica, ajenas a las subestaciones y generadores de la empresa distribuidora. En las redes con explotación radial los operadores no están acostumbrados a esta circunstancia y no esperan recibir tensión más que con el interruptor de línea cerrado. La apertura del interruptor de cabecera del alimentador no implica ahora necesariamente ausencia de tensión, debido a la presencia de las plantas cogeneradoras interconectadas. El peligro posible es que, ante la apertura del interruptor de cabecera, el cogenerador no quede aislado, sino que se mantenga parte de la red alimentada a través del mismo (Jang y Kim, 2004). Para soslayar este problema hay varias soluciones simultáneas:

·  Las protecciones reglamentarias que deben hacer actuar al interruptor de interconexión ante una falta.

·  El teledisparo que abre ante cualquier actuación de cabecera de línea y permite además las aperturas manuales.

·  La señalización de la situación del cogenerador (telecontrol y telemedida).

·  La documentación referente a las PC para los operadores de la red (representación en los esquemas unifilares y planos cartográficos, indicando su ubicación, potencia instalada, etc.).

·  La buena práctica del personal que antes de manipular o maniobrar la red debe seguir una serie de reglas: Comprobar la situación de la red con el Centro de Control, medir ausencia de tensión, poner tierras, etc.

Todo lo dicho corrobora la necesidad de que se instale el teledisparo y de realizar periódicamente un mantenimiento y revisión del estado de las protecciones así como evitar su manipulación indebida.

 

INFLUENCIA EN LA CALIDAD DE SERVICIO

La calidad del servicio con sus componentes de continuidad del suministro (fiabilidad) y forma de la onda (calidad) también resulta afectada (Roldán et al., 1995).

 

Continuidad en el suministro

Desde el punto de vista de la continuidad en el suministro en régimen permanente (cortes prolongados) los cogeneradores no deberían influir en la red, en tanto en cuanto la instalación de las protecciones sea correcta y se desconecten inmediatamente ante cualquier incidencia. No obstante, la actuación de las protecciones debería ser acorde con la función asignada a la energía eléctrica de la PC. Si se destina al uso exclusivo por parte de la industria propietaria, la PC debe quedar rápidamente desconectada de la red, permitiendo su funcionamiento aislado si el fallo ha ocurrido en la red. Si se trata de un exportador importante de energía eléctrica, las protecciones de la rama de unión a la red deben coordinarse con las demás protecciones existentes, de modo que se mantenga la conexión tanto como sea posible. Si la planta cogeneradora debe alimentar a otros consumos de la red, tras una avería en ésta, permitiendo un funcionamiento en isla, es necesario un estudio detallado de posibles situaciones de fallo, estabilidad del sistema y seguridad de operación.

La instalación de protecciones en la RD es función de su modo de operación radial. La energía exportada desde algunos cogeneradores puede ocasionar la inversión del flujo eléctrico, lo que afectaría al correcto funcionamiento de las protecciones (fusibles, reconectadores, detectores de falta), principalmente si existen elementos direccionales.

 Por otra parte, tras la aparición de una avería en la red, los generadores síncronos de las PC, según su tamaño, pueden suponer una contribución importante a la corriente de falta. Este hecho debe analizarse detenidamente para que no afecte a la coordinación de las protecciones de la red y, si se requiere, proveer los elementos necesarios para minimizar su influencia (transformadores de aislamiento, reactancias).

Otro aspecto es la continuidad de servicio percibida por el propio productor-consumidor y su comportamiento frente a las incidencias en la red. En general dependerá de la disposición de sus propias instalaciones y de su proceso productivo. Se pueden distinguir dos efectos. Por un lado, ante una interrupción en la red, el cogenerador puede quedar en isla y mantener su generación, lo que le permitirá mantener su proceso productivo en parte o en su totalidad. Esto supone una mejora considerable, sobre todo si se trata de un proceso continuo y la coordinación de protecciones permite pasar de red a isla sin tener corte breve. En ciertos casos, la continuidad en el suministro eléctrico es crítica para el proceso productivo. La cogeneración puede permitir al usuario garantizar esta continuidad, generándose ahorros importantes (Quiles et al., 2003). Por otro lado, al tener un sistema de protecciones mucho más sofisticado, el cogenerador ve muchas más incidencias, lo cual provoca que se quede en isla un número superior de veces que las interrupciones de su propia línea de alimentación. Si su sistema general de protecciones es selectivo y evita que los generadores se desconecten, sus cargas podrán seguir teniendo servicio. Por contra, si sus protecciones, su distribución interior de cargas o su proceso productivo no lo permiten, y no consigue mantenerse en isla autoalimentándose, evidentemente notará un empeoramiento en su calidad de servicio.

 

Tensiones

La tensión en régimen permanente debe tener una regulación de forma que no se sobrepasen los límites reglamentarios (+ 7%). En el nivel de MT la regulación se hace por el método de "gobierno de la tensión en principio de línea". Se parte en barras de subestación, donde está el regulador, con una tensión próxima a la nominal más el 7%, para ir disminuyendo aguas abajo por el efecto de la caída de tensión, ya que la red se explota radialmente y la carga mayoritaria es inductiva.

En el caso de inversión del sentido de circulación de la energía, es decir, cuando el cogenerador vierte a la red más energía que la solicitada por otros clientes de la línea, la intensidad fluye hacia la subestación. Es ese caso, si se mantuviera el mismo factor de potencia, podría dar lugar a una tensión en el generador superior a la de barras, y con mucha probabilidad superior a la reglamentaria, con el consiguiente perjuicio para los clientes próximos y para él mismo.

Se hace necesario otro método de regulación de la tensión. Por un lado se instala un relé de máxima tensión tarado al valor de la tensión nominal más el 7%, con el fin de evitar que se alcancen tensiones no reglamentarias. Por otro, el cogenerador debe regular su tensión de salida actuando sobre el factor de potencia, lo que supone generación de energía capacitiva por parte del generador.

 

Perturbaciones

Los cogeneradores conectados a la red pueden afectar a la calidad de la onda. Deben controlarse aspectos tales como los transitorios ocasionados por el arranque y parada de los generadores, la introducción de armónicos, la distorsión de la onda, corrientes y tensiones inversas, corrientes de neutro, etc. La modificación del carácter senoidal de la onda de tensión perjudica, especialmente, a los usuarios que trabajan con equipos electrónicos sensibles.

Es necesario minimizar la influencia de la cogeneración en la calidad del suministro a otros consumidores, con prácticas operativas adecuadas (control de reactiva, regulación de los procesos de arranque) y la instalación de dispositivos de control y protección (reguladores de tensión, relés de sobre-baja tensión).

Las PC deben funcionar en todo instante en sincronismo con la red. La compañía eléctrica dispone de unos mecanismos de regulación y sincronismo para el control de la frecuencia. Además, la normativa exige a los cogeneradores con grupos síncronos de potencia superior a 1 MVA que instalen un sincronizador automático. Los fallos de corta duración pueden acarrear la pérdida de sincronismo de las PC. Ante la aparición de una falta en la red, el sincronismo de los cogeneradores debe mantenerse tras la eliminación del transitorio, evitando en todo caso una reconexión inadecuada. 

 

INFLUENCIA EN LA RENTABILIDAD

La compañía eléctrica se ve afectada en factores que inciden en la rentabilidad, tales como:

Facturación: La facturación de la energía eléctrica a la industria que instale cogeneración se reduce en función de las características de la instalación. Además, la compañía se ve obligada a comprar los excedentes de energía de las plantas a precios legislados, que en ocasiones no implican una rentabilidad adecuada.

Reserva de capacidad: Los cogeneradores pueden mantener contratada la misma potencia por razones de seguridad en el suministro propio. El operador de red debe mantener una reserva de generación y una reserva de capacidad de transporte en las redes eléctricas suficiente para el caso de máxima demanda y mínima generación de los cogeneradores, lo que puede implicar un sobredimensionamiento o infrautilización de su inversión.

Pérdidas: Cabe considerar que el flujo energético por las líneas que unen las PC a la red invertirá su dirección en función de las necesidades de cada parte. Como consecuencia, las pérdidas por efecto Joule variarán, aumentando o disminuyendo en función del tamaño del cogenerador y su ubicación, la impedancia de las líneas y las cargas horarias existentes.

 

DISCUSIÓN Y CONCLUSIONES

Los efectos de las PC discutidos en los epígrafes anteriores afectan de manera importante a la explotación y planificación de la RD. La tendencia creciente del número de instalaciones de cogeneración en diversas industrias hace que la problemática discutida en el presente artículo sea de obligada consideración para los gestores de las RD en las compañías eléctricas.

Los aspectos comentados son directamente generalizables a otras fuentes de generación distribuidas y directamente conectadas a la red de distribución por su bajo nivel de generación individual (minicentrales hidráulicas, solares o aerogeneradores). Es el efecto agregado de varias de estas generaciones lo que resulta en un impacto importante en la RD tal y como se ha discutido en el presente artículo.

Del análisis de los resultados mostrados, se puede obtener entre otras las siguientes conclusiones:

 
1. Aparecen mayores incertidumbres en la demanda energética que complican la planificación de la red.

2. Cambia el flujo unidireccional de energía en la red desde las subestaciones a los consumos afectando a la operación de la red, gestión de la demanda, coordinación de protecciones y seguridad de los operadores.

3. La calidad y continuidad del suministro al resto de consumos en la red puede resultar afectada.

4. La rentabilidad de la compañía eléctrica resulta directamente afectada.

Se deduce lo importante que es la consideración, en forma explícita, de las fuentes de generación distribuidas ajenas a la compañía eléctrica, por su potencial impacto en todos los aspectos comentados de la explotación de las RD.

 

REFERENCIAS

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