¿Qué sstándares de disponibilidad existen según la CREG 030?

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¿Qué estándares de disponibilidad existen según la CREG 030?

¿Qué significan los estándares técnicos de disponibilidad de la resolución CREG 030?

El desarrollo e impulso de las fuentes de energías renovables no convencionales, tales como la generación solar fotovoltaica, ha permitido un aumento considerable de la capacidad instalada y el interés de este tipo energía dentro del total de la matriz energética de múltiples zonas a nivel mundial, lo que implica la participación de los entes gubernamentales para la disposición de políticas regulatorias que buscan reglamentar o parametrizar la calidad del diseño de las instalaciones y la conexión al sistema de redes eléctricas nacionales, con el objetivo de garantizar la operación segura, confiable y con calidad del sistema en general. Para nuestro contexto nacional, el 26 de febrero del 2018 la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entidad asociada al Ministerio de Minas y Energía de Colombia expidió la Resolución 030 por medio de la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida en el país.

Es natural que las nuevas normas o regulaciones presenten un asombro al público ante su novedad, más aún en un mercado en crecimiento como el fotovoltaico en Colombia, por tal motivo, en esta ocasión vamos a dar un repaso por algunos estándares técnicos de la resolución mencionada con el objetivo de mostrar qué significan, qué condiciones nos estipulan en términos simples y cuál es la explicación técnica que justifica su exigencia y presencia en la Resolución CREG 030.

En el artículo 5 de este documento se encuentran los estándares técnicos de disponibilidad del sistema para la conexión de cualquier autogenerador a pequeña escala (AGPE) o generador distribuido (GD) en el nivel de tensión 1, definido por el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE (menores a 1000 V). El primer estándar técnico (Artículo 5 literal a.) indica que la sumatoria de la potencia instalada de los GD o AGPE que entregan energía a la red debe ser menor o igual al 15 % de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión. Esto quiere decir que, si el transformador al cual se quiere conectar un sistema fotovoltaico es de una potencia de 225 kVA, la máxima potencia instalada que puede tener el sistema fotovoltaico en mención es 33,75 kWp. Si ya existe un sistema fotovoltaico u otro GD o AGPE conectado con anterioridad, la capacidad del sistema fotovoltaico a conectar será aún más pequeña, teniendo en cuenta la potencia instalada del generador conectado, pues la sumatoria de los dos no debe superar los 33,75 kWp de potencia instalada autorizados en la resolución para ese transformador.

Observando el segundo estándar técnico de disponibilidad para la conexión a la red eléctrica de generadores “distintos a fotovoltaico sin almacenamiento” (Artículo 5 literal b.), se puede encontrar que para una zona determinada se establece que la máxima energía generada en una hora debe ser menor al 50 % de la cantidad de energía consumida en la hora de menor demanda en el circuito de conexión en todo el día, según el promedio anual registrado. Este concepto puede visualizarse mejor en la siguiente gráfica:

Figura 1. Gráfica de generación para circuito según estándar técnico de disponibilidad 2

Como puede observarse en la Figura 1, en la gráfica de la izquierda la capacidad de generación máxima en todo el día (barras anaranjadas) supera el 50 % (barra gris) de la hora de mínima demanda (3:00 am). En este caso, para ese circuito no sería posible la conexión de un generador fotovoltaico con almacenamiento de ese tamaño. Por su parte, en la gráfica de la derecha, la capacidad de generación máxima en todas las horas del día se encuentra por debajo del límite, por lo tanto, la conexión estaría acorde a la reglamentación y sería posible.

En cuanto al tercer estándar técnico de disponibilidad para la conexión a la red (Artículo 5 literal c.) especifica las condiciones para sistemas “fotovoltaicos sin capacidad de almacenamiento”. En este caso debido a la naturaleza de su perfil diario de generación, el cual depende directamente de la radiación solar disponible, el rango horario en el que se restringe la verificación de energía generada (que sea menor al 50 % de la demanda mínima del circuito) se limita al horario de las 6:00 hasta las 18:00 horas, es decir, a las horas en las cuales hay radiación solar y el sistema fotovoltaico puede generar energía efectivamente, en otras horas del día el sistema no estaría activo y no valdría la pena tal exigencia. A continuación, se presenta un ejemplo gráfico de esta situación.

Figura 2. Gráfica de generación para circuito según estándar técnico de disponibilidad 3

De forma análoga a la Figura 1, en la Figura 2 se muestra como el sistema fotovoltaico debe generar por debajo de un límite establecido, no obstante, la restricción para tomar la hora de mínima demanda está acotada a las horas del día donde hay radiación solar disponible, por ende, su límite restrictivo de referencia cambia y en este caso corresponde a las 6:00 am, donde el consumo es un poco mayor y puede dar la posibilidad de conectar un sistema fotovoltaico de mayor potencia instalada, pues el límite restrictivo está un poco más alto.

Estas limitaciones impiden que los generadores de este tipo puedan tener potencias instaladas muy grandes, no obstante, queda abierta la posibilidad de conectar el sistema de generación distribuida o el autogenerador a pequeña escala al nivel de tensión 2, donde los transformadores y los circuitos están diseñados para niveles de potencia y energía mucho mayores, por ende, podría instalarse un nivel de potencia instalada mayor y en correspondencia se podría inyectar una cantidad de energía más alta. No obstante, debe realizarse el adecuado estudio técnico de conexión y debe tenerse en cuenta que el sistema fotovoltaico o cualquier GD o AGPE debe contemplar todos los equipos y requerimientos técnicos necesarios para asegurar el nivel de tensión al rango de 1kV a 57,5 kV, con los costos y complejidad que implique esto.

La razón de la imposición de estas limitaciones para la conexión a la red nacional va ligada a la naturaleza de los generadores en cuestión (GD y AGPE) cuya tecnología de generación, en términos generales, no utiliza un generador síncrono. Este hecho trae consigo un problema adicional al tratar de acoplarlos a un sistema de potencia ya instalado y consiste esencialmente en la estabilidad en cada uno de sus estamentos (frecuencia, ángulo de rotor y tensión). En este sentido, las principales preocupaciones técnicas obedecen a temas como la regulación de tensión, reversión de flujos de potencia, límites térmicos de las instalaciones o equipos, corrientes de corto circuito, coordinación de protecciones, calidad de potencia, operaciones en modo isla, etc. A continuación, se realizará una pequeña explicación de los efectos de la introducción de fuentes de generación no convencionales y su influencia en un sistema de potencia.

Para el caso de estabilidad en frecuencia, los generadores de energía no convencionales como el fotovoltaico no constan de un componente de inercia a la hora de una falla, razón por la cual, va a aumentar el tiempo de recuperación al reacoplarse a un sistema cuya potencia proviene en su mayoría de fuentes con sincronismo. En términos de tensión, dado que en un sistema con generadores convencionales el flujo de potencia pasa de un nivel de tensión alto a uno bajo, contrario a las fuentes renovables de energía no convencionales, no es posible el control del nivel de tensión con taps en los transformadores, razón por la cual también se debe limitar por esta parte el flujo de potencia. Finalmente, la estabilidad de ángulo de rotor puede verse afectada tanto negativa como positivamente al aumentar o disminuir los tiempos de despeje de falla (previo a la actuación de una protección) al consistir en una nueva planta de inyección de potencia, se puede verificar mediante el análisis del dinamismo del sistema [2]. Razones como estas pueden justificar la disposición de los estándares técnicos de los literales b) y c) del Artículo 5 e incluso en varios aspectos el primer estándar.

No obstante, en cuanto al literal a), en esencia al poseer un generador distribuido o un autogenerador a pequeña escala, el impacto en términos absolutos de potencia en un tramo de la red de distribución de una zona debe ser tal que sea lo suficientemente pequeño como para no influir considerablemente en la estabilidad del sistema en general, el cual es gobernado por uno o varios generadores a gran escala y que en cada uno de sus estamentos se ve influenciado por el ingreso de múltiples sistemas pequeños a la vez cuando estos aumentan considerablemente.

La integración de generadores distribuidos (GD) y autogeneradores a pequeña escala (AGPE) ha sido planeada por etapas por las entidades de control y regulación, para poder tomar todas las precauciones técnicas necesarias, aprender de experiencias de países pioneros en estos temas y hacer una implementación exitosa que promete muy buenos resultados para Colombia. Comprender el fundamento técnico de las restricciones de conexión para sistemas de generación de energía renovable otorga la posibilidad de aportar activamente y con calidad a ser parte del desarrollo en la diversificación de la matriz energética que se quiere fomentar, trabajando de manera mancomunada entre operadores del servicio y usuarios en pro del aprovechamiento racional de recursos y la protección del medio ambiente.

[1] CREG Resolución No. 030 de 2018.

[2] Estabilidad en los Sistemas Eléctricos de Potencia con Generación Renovable, OLADE, 2013.

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