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INTRODUCCIÓN
Hoy día la red eléctrica tradicional se encuentra en un proceso de transformación a una red eléctrica moderna, eficiente y sostenible: la Smart Grid1-3. Para lograr esta transformación, la gestión de recursos energéticos distribuidos DER (Distributed Energy Resources) como la Generación Distribuida (GD), las Fuentes Convencionales y Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FCE y FNCER), el almacenamiento distribuido DS (Distributed Storage), la gestión de la demanda, la toma de mediciones en tiempo real, el control, entre otras, se constituyen en respuestas tecnológicas adecuadas, ya que ofrecen mejoras en aspectos técnicos, ambientales y sociales en lo concerniente a flexibilidad, escalabilidad energética, reducción en la emisión de gases contaminantes, electrificación de áreas remotas entre otras 4-6.
Una visión general sobre la transición hacia las Smart Grid y uso eficiente de la energía se apoya en la implementación de micro-redes, caracterizadas por presentar cargas controlables, generación y almacenamiento distribuido de energía, las cuales utilizan tecnologías de la información y comunicación para la gestión de los recursos energéticos en su interior, incluidos los de la demanda, y que pueden operar de manera autónoma o conectada a la Power Grid o Sistema Interconectado Nacional (SIN) 7-10. En Colombia, más allá que la producción actual de energía provenga principalmente de la hidroelectricidad con el 63% de la capacidad efectiva neta 11, se ha emprendido la búsqueda de soluciones reales de diversificación de la canasta energética y uso eficiente de la energía 12.
En muchos países se desarrollan estudios y casos piloto de micro-redes para evaluar sus fortalezas y debilidades con respecto a las redes tradicionales con generación centralizada 13-15. Se espera que estas tendencias energéticas permitan la descentralización de las operaciones de Generación, Transmisión y Distribución (GTD), ahorros en las reservas de combustibles fósiles y reducción en materia de emisiones contaminantes, cuando para la generación de electricidad se utilizan fuentes limpias de energía.
No obstante, la implementación de este tipo de redes puede llevar a grandes retos en su diseño y concepción, así como a situaciones problemáticas durante su operación, dado que involucra aspectos relacionados con la valoración del potencial energético de una región, estado de la topología de los circuitos de media y baja tensión, selección de tecnologías de generación, priorización de la demanda eléctrica, gestión de potencia eléctrica de GD, entre otros aspectos necesarios para la consolidación de un entorno energético sostenible, accesible, confiable y de calidad para los usuarios 16,17.
A razón de lo anterior, en este trabajo se presenta un modelo conceptual para la concepción técnica de micro-redes conectadas a Sistemas de Distribución Local (SDL) en Colombia, el cual incluye el aporte de DERs, principalmente las FNCER. Como región de estudio se seleccionó al municipio de Palmira en el departamento del Valle del Cauca, Colombia, el cual presenta áreas urbanas y agroindustriales adecuadas para la investigación, con cerca de 500.000 habitantes y niveles aceptables de radiación solar.
La red eléctrica seleccionada se basó en el sistema de prueba IEEE 34 Nodos 18. Posteriormente ésta fue ajustada como una micro-red, por medio del modelo conceptual propuesto en este trabajo.
Con el propósito de evaluar el impacto de la presencia de GD sobre el perfil de tensión de la micro-red, se utilizó el Índice de Regulación de voltaje IREG propuesto en 19, el cual mide el nivel de desviación del voltaje de operación de cada nodo, respecto al voltaje nominal o de referencia. Por su parte, para evaluar la capacidad de gestión sobre los GD de la micro-red, se realiza un despacho óptimo de potencia que busca lograr los objetivos minimización de pérdidas de energía de la microred y maximización de la generación. Para ello se utilizó la herramienta computacional de análisis de sistemas de potencia Neplan.
PROPUESTA METODOLÓGICA
El modelo conceptual para la concepción técnica de micro-redes tiene la estructura presentada en la Figura 1. Dicho modelo está orientado a SDL de las zonas urbanas de Colombia 20, en donde existe potencial de generación a partir de DERs.
El modelo conceptual para la concepción técnica de micro-redes, requiere del desarrollo de cuatro fases, estas son:
- Fase 1: Consiste en el levantamiento de la topología de la red eléctrica de media tensión del sitio donde se encuentra la demanda que será atendida, y la preselección de DERs: fuentes convencionales y fuentes de energía renovable aptas para ser incorporadas a la micro-red. Para el levantamiento de la topología de la red eléctrica, se tomó como referencia la red de prueba IEEE 34N (red base sin GD), la cual fue adaptada a las condiciones técnicas, físicas y geográficas de la región de estudio: Palmira, Valle del Cauca, Colombia.
- Fase 2: Se define la topología de la micro-red considerando para ello los criterios: priorización de la demanda eléctrica, límites de potencia, localización y estrategias para la operación de los GD de la micro-red.
- Fase 3: Consiste en modelar eléctricamente los recursos energéticos distribuidos que serán incorporados, para análisis posteriores en estado estable de la micro-red.
- Fase 4: Mediante análisis del perfil de tensión y gestión de potencia de GD se evalúa el desempeño en estado estable de la micro-red.
DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA
El modelo conceptual propuesto fue aplicado para la concepción de una micro-red, adaptada a las condiciones técnicas, físicas y geográficas del municipio de Palmira en el Valle del Cauca, Colombia. El municipio cuenta con cerca de 500.000 habitantes, zonas agroindustriales y niveles de radiación solar promedio de 4 kWh/día adecuados para la investigación. La red de media tensión se basó en el sistema de prueba IEEE 34N.
Identificación de la topología de la red de media tensión
Las redes de media tensión conforman circuitos rurales y/o urbanos cuya tensión de operación es, generalmente, 13,2 kV 21. Estas redes deben contar con elementos que garanticen seguridad y confiabilidad en la operación eléctrica.
Inventario de componentes: La red IEEE 34N cuenta con 18: 34 nodos de 29,4 kV, 32 líneas asimétricas con longitudes entre 3 m - 14.700 m, 25 cargas monofásicas y trifásicas con potencia entre 2 kVA y 515 kVA, 2 transformadores de 500 kVA y 2.500 kVA, 2 bancos de condensadores para compensación de reactivos de 300 kvar y 450 kvar y 2 reguladores de tensión.
Adecuación y asignación de parámetros: Para ajustar la red IEEE a la topología más representativa de una micro-red en la región del Valle del Cauca, se realizaron modificaciones en los niveles de voltaje, relación de tensiones de transformadores, longitud y tipo de líneas, y por último el tipo de cargas (monofásicas por trifásicas balanceadas).
El nivel de voltaje de la micro-red fue ajustado a los valores típicos de redes de baja y media tensión de Palmira (440 V, 13,2 kV y 34,5 kV). Del mismo modo se cambió la relación de tensiones de los transformadores conservando su potencia nominal. Los reguladores de tensión fueron excluidos del análisis y los capacitores fueron reubicados en la red eléctrica, además de ajustar su potencia nominal. Respecto a la longitud de las líneas, ésta se redujo en 90% su longitud, de acuerdo a la capacidad de carga (relación R/X), considerando para la micro-red líneas simétricas con longitudes que oscilan desde 8,5 m hasta 1.500 m aproximadamente. Finalmente, todas las cargas fueron clasificadas como trifásicas balanceadas cuya capacidad no cambió respecto a la red base sin GD. El análisis llevado a cabo para la incorporación de DERs en la micro-red se presenta en la sección Localización de Generadores Distribuidos.
Preselección de tecnologías de generación DER
Se realiza en términos de: i) Potencial de DERs (principalmente solar y eólica) identificado por medio de información que suministran las utilities de la región de estudio, y ii) Características técnicas de las tecnologías existentes de generación.
Identificación de características geográficas: Las características geográficas y climáticas del lugar de estudio corresponden a 22: ocupación masiva del cultivo de caña de azúcar al occidente, brillo solar de 10 horas/día, velocidad media del viento 1,5 m/s, caudales de las cuencas principales 4 m3/s y 7 m3/s.
Identificación del potencial de tecnologías de generación: Según los datos suministrados por utilities de la región, los DERs de mayor aprovechamiento para el estudio son: la energía solar y biomasa. Sin embargo, en virtud de enriquecer la investigación realizada, también se incorporaron tecnologías a partir de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) y la energía eólica.
Identificación de características de las tecnologías de generación: La elección de un tipo de tecnología de generación DER frente a otra se realizó teniendo en cuenta sus ventajas técnicas, ambientales y eléctricas para la región seleccionada.
En el caso de la tecnología solar fotovoltaica su elección obedeció a características técnicas como modularidad y escalabilidad. Para el caso de la tecnología de generación eólica, su selección se produjo de acuerdo a la flexibilidad en el control de potencia activa y reactiva. La elección de la tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica PCH se encuentra supeditada a la topografía del terreno del lugar donde ésta será ubicada. Por su parte, la elección de micro-turbinas como tecnología de generación a ser incorporada en la micro-red, marca una tendencia en la utilización de combustibles no contaminantes como el biogás, siendo una alternativa para reducir las emisiones de gases contaminantes en la atmosfera.
Priorización de la demanda eléctrica
En situaciones de contingencia como la pérdida de generación en una micro-red cuando opera en modo isla, surge la necesidad de clasificar la demanda en crítica y no crítica 23,24. Para ello, el modelo conceptual de concepción considera: variables cualitativas relacionadas con la función que desempeña la carga y su ubicación en la red, y variables cuantitativas correspondientes a la potencia de la carga.
Definición de criterios: Los criterios utilizados para la priorización de la demanda son: potencia, función y ubicación de la carga en la red eléctrica. La potencia de la carga es un criterio cuantitativo relacionado con la capacidad de la carga (potencia activa). La función o desempeño es un criterio de tipo cualitativo relacionado con el rol que desempeña la carga. La ubicación de la carga en la red eléctrica es un criterio utilizado para identificar el nivel de desviación del voltaje del usuario respecto al valor nominal de la red.
Inventario de cargas: La red modificada cuenta con 25 cargas que han sido agrupadas en nueve categorías (Tabla 1), teniendo en cuenta la distribución de usuarios del mapa geográfico del suroriente de Palmira en el Valle del Cauca (3°31'48" de latitud norte y 76°81'13" de longitud al oeste de Greenwich).
Tabla 1 Inventario de cargas de la red IEEE 34N modificada contextualizada al municipio de Palmira.
Fuente: Elaboración propia.
Asignación de prioridades y cálculo de prioridad absoluta: Consiste en la asignación de los valores de prioridad a los criterios y a las cargas a través de la escala de importancia del proceso analítico jerárquico (AHP, por sus siglas en inglés) 25, y la ponderación final, obteniendo matemáticamente la clasificación de las cargas que son críticas y las que son diferibles.
Por medio del juicio de tres expertos y utilizando el proceso citado, se asignaron las prioridades a los usuarios de la red. En el diagrama de jerarquías de la Figura 2 se muestra el nivel de prioridad de las demandas que arrojó el proceso de evaluación.
El criterio con mayor prioridad (70%) es la función que desempeña la carga. Los demás criterios suman el 30% de prioridad. De acuerdo a lo anterior, se priorizó la demanda en dos grupos principales: cargas críticas (centros de salud e industrias: 54% de prioridad) y cargas no críticas (otros usuarios: 46% de prioridad).
Localización de Generadores Distribuidos
La idea de encontrar la ubicación óptima para los generadores distribuidos de la micro-red, tiene como fin el mejoramiento de perfiles de voltaje y la reducción de pérdidas de energía, principalmente. En este trabajo se propone utilizar el Índice de Estabilidad de voltaje SI, definido en 26 y que se expone en (3).
A partir de la Figura 3 se obtienen las ecuaciones (1) y (2):
(1)
(2)
Donde n i y n j son los nodos de envío y recibo i - j; I ij es la corriente a través de la rama i - j; V i y V j son la magnitud del voltaje en n i y n j ; P j y Q j son la demanda de potencia activa y reactiva en nj; R ij y X ij son la resistencia y reactancia de la línea entre n i y n j .
Al despejar Iij de la ecuación (2) e igualar con la ecuación (1), se obtiene el índice SI de la ecuación (3):
(3)
Flujo de carga: Para localizar los GD en la red, se realiza previamente un flujo de carga en donde se obtiene el perfil de tensión de los nodos de la red (Figura 4), el cual se encuentra dentro de los límites establecidos por norma (NTC 1340-13). Sin embargo, con un aumento progresivo de la carga o la ocurrencia de una contingencia, el voltaje podría situarse fuera del límite mínimo (0,9 p.u) en nodos desde N18 a N34.
Evaluación del índice de estabilidad de voltaje SI: El valor del índice SI de cada nodo se obtiene al evaluar en la ecuación (3) el perfil de tensión de la Figura 4 y los datos de impedancia de las líneas, potencia activa y potencia reactiva de las cargas de la red IEEE 34N modificada. Estos datos pueden ser consultados en 27. Al término de la evaluación en la ecuación (3) se determinan los nodos con menor índice. Dichos nodos se toman como candidatos para la localización de las unidades de GD.
En la Figura 5 se muestran los nodos candidatos de generación y el valor de su índice SI.
Límite de potencia de los Generadores Distribuidos
El límite máximo de potencia activa y reactiva de los GD es definido a través del diagrama de flujo presentado en la Figura 6 en donde se modela matemáticamente el problema. Las variables involucradas son los voltajes nodales (magnitud y ángulo) y las potencias (activa y reactiva) que entregan los generadores distribuidos.
Fuente: Elaboración propia
Figura 6 Diagrama de flujo con la metodología para el dimensionamiento de GD.
El resultado de la metodología de dimensionamiento entregó las siguientes potencias para los nodos de GD: N14 (47 kW, 471 kvar), N18 (43 kW, 122 kvar), N22 (180 kW, 0 kvar), N24 (655 kW, 4 kvar), N28 (287 kW, 444 kvar) y N32 (565 kW, 0 kvar).
Estrategias para la operación de Generadores Distribuidos
Las estrategias de operación de micro-redes están ligadas a la arquitectura de control implementada en su interior. Son diversas las razones por las cuales las estrategias de control son requeridas: regulación de fuentes de energía variables e intermitentes como las energías solar y eólica, conexión y desconexión de la micro-red de la red principal, calidad de potencia para ciertos tipos de cargas, entre otras razones. Por tal razón, la estrategia de control de una micro-red debe enfocarse en regular frecuencia y voltaje, tanto en modo isla como en modo conectado a la red, al igual que se debe ocupar de regular la potencia activa y reactiva, y de realizar una conexión y desconexión exitosa de la micro-red a la red principal (28,29.
Algunos autores dan a conocer una jerarquía de control de micro-redes de tres niveles (30-32: control primario, secundario y terciario. El control primario utiliza la información local para regular los voltajes, las corrientes y frecuencia de la red en cada unidad de generación durante eventos transitorios, considerando las potencias activa y reactiva. El control secundario lleva a cabo tareas que permiten la gestión de la potencia eléctrica, también realiza trabajos relacionados con las decisiones globales de exportación o importación de energía hacia y desde otras redes. El tercer nivel corresponde a la coordinación de múltiples redes por parte de un agente operador.
A razón de lo anterior y de acuerdo a las normas IEEE 1547-03 e IEEE 1547.2-08 33,34, los generadores de la micro-red propuesta en este trabajo que utilizan DERs a partir de fuentes renovables de energía, deben operar con factor de potencia constante y según los requerimientos de potencia activa y reactiva de los usuarios de la red, los demás generadores pueden operar como generadores de voltaje controlado y/o de carga. Durante el modo de operación conectado a la red, la energía a partir de las FNCER debe ser utilizada tanto como sea posible para alimentar las cargas. Por su parte, durante el modo de operación en isla las fuentes de energía y el sistema de almacenamiento deben ser capaces de suministrar la potencia activa y reactiva a las cargas críticas.
Propuesta para el modelado de DERs y otros componentes
Utilizando la herramienta computacional para análisis de sistemas de potencia Neplan®, se modelan eléctricamente los siguientes componentes de la micro-red: generadores distribuidos, sistemas de almacenamiento, cargas, líneas y transformadores. En la Figura 7 se presenta el diagrama esquemático completo de los circuitos ramales de GD que posteriormente se incorporan en la red IEEE 34N modificada. Cada Circuito Ramal (CR1 A CR5) consta de un convertidor de electrónica de potencia y un transformador que se conecta al SDL.
Fuente: Elaboración propia
Figura 7 Diagrama esquemático completo de los circuitos ramales de los GD de la micro-red.
Además del suministro de potencia activa a las cargas de la micro-red, los GD pueden ayudar en labores como: suavización de picos de carga, disminución de pérdidas eléctricas en la micro-red, compensación de reactivos para el control de voltaje, estabilidad de frecuencia y ajuste del factor de carga. Las variables y parámetros de los modelos de los GD se describen en (35,36y37.
Modelo de carga y líneas
En el software de análisis de sistemas de potencia Neplan, la carga es modelada a través del elemento "Carga de AC". La micro-red incluye un total de 25 cargas cuya potencia total equivale a 1.765 kW y 1.044 kvar. El modelo obedece a cargas de impedancia, corriente y potencia constante el cual puede ser consultado en 38. Con respecto a las líneas de la micro-red, para su modelado se debe considerar la relación R/X 39. En la Tabla 2 se presentan valores típicos de R y X para líneas de bajo, medio y alto voltaje.
Modelo de transformadores
Para estudios en estado estable a frecuencia de 60 Hz el transformador se modela como un elemento de parámetros concentrados. Los parámetros de secuencia positiva del modelo corresponden a los tradicionales: resistencia y reactancia de los devanados y la admitancia 40.
Evaluación del desempeño de la micro-red
Con el propósito de evaluar el impacto de la presencia de GD sobre el perfil de tensión de la micro-red, se utilizó el Índice de Regulación de voltaje IREG, el cual mide el nivel de desviación del voltaje de operación de cada nodo, en relación con los límites establecidos en la Norma Técnica Colombiana NTC 1340-13: tensión máxima nominal de 105% y mínima de 90%, para tensiones entre 1 kV y 57,5 kV. Por su parte, para evaluar la capacidad de gestión sobre los GD de la micro-red, de acuerdo a una función multi-objetivo (minimización de pérdidas y maximización de potencia eléctrica), se llevó a cabo un despacho óptimo de potencia en Neplan® con el que se obtuvieron los puntos de operación de los GD de la micro-red.
Índices para evaluar la calidad de energía: Existen diversos índices normalizados para evaluar la calidad de energía en una red eléctrica, estos son: índice de regulación de voltaje IREG, índice de sobretensión y subtensión ISU, índice de corriente de falla Ifalla, índice de amplitud de hueco de tensión Isag, índices de distorsión total armónica de tensión THDV y corriente THDI e índice de distorsión total de la demanda TDD19.
En este trabajo se propone evaluar el impacto de la presencia de GD sobre el perfil de tensión de la micro-red, utilizando el índice IREG. El índice se presenta en la ecuación (4).
(4)
Donde Vnodo es la tensión medida en el punto de conexión común; Vmax y Vmin son los límites de tensión permitidos.
Despacho óptimo de potencia: Con el objetivo de evaluar la capacidad de gestión sobre los GD de la micro-red, se modelan escenarios de despacho de potencia considerando la disponibilidad de FNCER y el suministro desde el SDL. En la Figura 8 se presenta el diagrama de flujo con la metodología desarrollada.
RESULTADOS Y ANÁLISIS
En el Figura 9 se presenta la micro-red concebida al aplicar el modelo conceptual propuesto. La micro-red se compone de los Circuitos Ramales simplificados (CR1 a CR5), de dos sistemas fotovoltaicos PV1-2 de 43 kW y 287 kW, un aerogenerador WT de 180 kW, dos micro-turbinas MT1-2 de 47 kW y 565 kW, una PCH de 655 kW, un banco de baterías DS o BESS (Battery Energy Storage System) de 45 kW (50 Ah), 25 usuarios cuya demanda total es 1.765 kW y 3 bancos de reactivos B1-3 de 108 kvar, 350 kvar y 448 kvar.
Fuente: Elaboración propia
Figura 9 Micro-red concebida a partir de la red IEEE 34N y contextualizada al municipio de Palmira, Valle del Cauca.
En los nodos N14 y N32 se ubicaron dos micro-turbinas a biogás (MT1 y MT2) dado que la demanda de la zona es de tipo industrial (ingenios), por su parte, en N18 y N28 se ubicaron dos sistemas de generación solar PV por tratarse de una carga residencial y centro de salud. En N24 se incorporó una PCH que suministra potencia a cargas rurales. Finalmente, en N22 se instaló un aerogenerador. A su vez, en los nodos N14, N18, N28 se incorporaron bancos de compensación reactiva de 448 kvar, 108 kvar y 350 kvar. En el caso de las cargas críticas, se incorporaron baterías de 45 kW en hospitales, y micro-turbinas de respaldo de 169 kW y 542 kW en ingenios cuya capacidad equivale a la potencia de la carga crítica atendida.
Se analizaron siete casos de estudio (C1 a C7) cuyos resultados fueron comparados con casos base (CB1 y CB2): los casos base corresponden a la micro-red sin GD para las horas del día de mayor demanda: 1.460 kW al medio día y 1.632 kW en la noche (horas 13 y 19 respectivamente). En la Tabla 3 se presenta una breve descripción de los casos de estudio.
Análisis del perfil de tensión de la micro-red
En la Figura 10 se presenta el perfil IREG en los nodos de carga para los casos C1 a C7 respecto a los casos base CB1 y CB2. Los casos con mejor índice IREG son: C1 (0,58 p.u), C2 (0,42 p.u) y C3 (0,65 p.u), en promedio 13.025 V, 12.719 V y 13.171 V.
El caso C3 presenta el mejor índice IREG, en donde todos los GD suministran energía a los usuarios y además se presentan excedentes de potencia activa que son exportados al SDL. En los casos C4 y C5 no hay suministro de energía por parte de FNCER y además, el promedio de índice IREG se encuentra por debajo del valor nominal (0,67 p.u): 0,36 p.u para C4 y 0,37 p.u para C5. El índice IREG para los casos C6 y C7 equivale a 0,67 p.u (13.205 V) y 0,68 p.u (12.221 V), respectivamente.
Despacho de potencia en la micro-red
Operación modo conectado: En la Figura 11 se muestra la participación energética de las tecnologías de generación cuando la micro-red opera en modo conectado al SDL.
Fuente: Elaboración propia
Figura 11 Participación energética de DERs y SDL: modo conectado de la micro-red.
En el caso C1 el suministro de energía está a cargo de las FNCER y el SDL (30.319 kWh día). En los casos C2 y C4 el suministro es realizado por las micro-turbinas y el SDL (30.523 kWh día). En el caso C3 todas las fuentes de generación suministran energía (31.640 kWh día); durante este escenario se presentan flujos bidireccionales de potencia entre la micro-red y el SDL: la micro-red entrega al SDL 1.502 kWh. En el caso C5, durante las horas pico, los sistemas de almacenamiento DS suministran 180 kWh/día.
Las pérdidas totales de energía se reducen respecto al caso base sin GD, pasando de 1.565 kWh día a 225 kWh en C1, 435 kWh en C2 y C4, 46 kWh en C3 y 428 kWh en C5.
Operación modo isla: En la Figura 12 se presenta la participación energética de las tecnologías de generación cuando la micro-red opera en modo isla.
En los casos C6 y C7 se utilizó el DS en las horas 13 y 19. El estado de carga del DS se estableció en 100% de su capacidad. La PCH opera como generador slack. En el caso C6 todos los GD suministran energía a las cargas (30.211 kWh día). En el caso C7 se desconectan los generadores PV y WT y el suministro lo realiza la PCH, las micro-turbinas y el DS (durante las horas pico). La energía suministrada equivale a 30.203 kWh. En los dos casos, las pérdidas totales de energía se reducen respecto al caso base, pasando de 1.565 kWh día a 115 kWh día.
CONCLUSIONES
Se presentó un marco conceptual para la concepción técnica de micro-redes, el cual considera aspectos de priorización de la demanda eléctrica, ubicación y dimensionamiento de generadores distribuidos y evaluación del desempeño de la micro-red por medio de simulaciones en estado estable para análisis del perfil de tensiones y gestión óptima de potencia.
Durante los análisis de perfil de tensión de la micro-red, en los casos evaluados mejoró el nivel de tensión de los nodos respecto al de la red base: C3 fue el caso con mejor promedio de índice IREG (0,65 p.u).
En los análisis de gestión de potencia eléctrica, el despacho de fuentes alrededor de los objetivos minimización de pérdidas y maximización de la potencia eléctrica, ofrece una tendencia a la utilización de las micro-turbinas y la PCH. Por su parte, el SDL presenta un porcentaje de participación que llega hasta el 50% de la energía total cuando no se consideran dentro del análisis las FNCER.
En el caso C3 de despacho de potencia se obtuvo la reducción de pérdidas más significativa (97% de reducción) debido a que el programa de optimización cuenta con el mayor número de generadores gestionables: micro-turbinas y la PCH.
Con los resultados obtenidos tanto en el modo conectado a la red como en isla, es claro que existe una fuerte dependencia de las pérdidas con la topología de la red eléctrica y la capacidad de generación. Dicho aspecto se constató al evaluar siete casos de estudio con diferentes combinaciones de potencial energético. La identificación de elementos que son fuentes potenciales de pérdidas, tales como líneas y transformadores, puede ayudar a la realización de una mejor gestión y futura planeación de la expansión de la micro-red.
Como trabajos futuros se proponen: i) la evaluación del desempeño de la micro-red teniendo en cuenta otros índices normalizados de calidad de energía, tales como nivel de armónicos, corrientes de falla y huecos de tensión, propuestos en la NTC 1340 2013 e IEEE 519 del 2014. ii) Implementar otras técnicas como Hosting Capacity para la ubicación y dimensionamiento de los sistemas de GD, que considere la incertidumbre de las FNCER solar y eólica. iii) Ampliar el modelo conceptual a la planificación de micro-redes considerando: estudios de calidad de energía, despacho de potencia, estabilidad de voltaje, protecciones eléctricas adaptativas, entre otros.
