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CONTENIDO
PRÓLOGO
INTRODUCCIÓN
1. CARACTERIZACIÓN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
1. 1.1 Servicio de arranque autónomo
  1. 1.1.1 Principales características técnicas del servicio de arranque autónomo
  2. 1.1.2 Costos asociados al servicio de arranque autónomo
  3. 1.1.3 Experiencias internacionales en la remuneración del servicio de arranque autónomo
2. 1.2 Servicio de control de tensión y reactivos
  1. 1.2.1 Tecnologías usadas para la provisión del servicio de control de tensión y reactivos en los SEP actuales
  2. 1.2.2 Recursos Energéticos Distribuidos para la provisión del servicio de control de tensión y reactivos
  3. 1.2.3 Experiencias internacionales en la remuneración del servicio de control de tensión
3. 1.3 Servicio de control de frecuencia
  1. 1.3.1 Reglamentación del servicio de control de frecuencia: reglamentación actual del SIN
4. 1.4 Interconexiones internacionales en Colombia y los servicios complementarios en los países vecinos
  1. 1.4.1 Colombia – Ecuador
  2. 1.4.2 Colombia – Venezuela
5. 1.5 Síntesis. Servicios complementarios en Colombia: cambios y desafíos para el futuro
2. SOBRE EL SERVICIO DE ARRANQUE AUTÓNOMO
1. 2.1 Propuesta de remuneración por el servicio de arranque autónomo
  1. 2.1.1 Restricciones técnicas
  2. 2.1.2 Aspectos económicos propuestos
  3. 2.1.3 Determinación del monto del contrato
2. 2.2 Modelamiento de la propuesta de remuneración usando Dinámica de Sistemas
  1. 2.2.1 Diagrama causal del mercado propuesto para el servicio de arranque autónomo
  2. 2.2.2 Formulación del modelo de simulación
  3. 2.2.3 Validación del modelo
3. 2.3 Simulación del modelo
  1. 2.3.1 Escenario Base
  2. 2.3.2 Escenario 1: Variación de la sensibilidad de los precios al Balance demanda/oferta, ε
  3. 2.3.3 Escenario 2: Variación de los retrasos en el sistema
4. 2.4 Discusión
5. 2.5 Síntesis
3. CONTROL DE TENSIÓN Y REACTIVOS USANDO GD
1. 3.1 Análisis técnico en los SEP usando GD para el control de tensión y reactivos
  1. 3.1.1 Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE)
  2. 3.1.2 Estabilidad de tensión
2. 3.2 Caso de estudio: Red CQR
  1. 3.2.1 Resultados: Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE)
  2. 3.2.2 Resultados: Estabilidad de la tensión en la subred de distribución
3. 3.3 Modelo de difusión para promover el uso de GD en Colombia
  1. 3.3.1 Sobre los modelos de difusión
  2. 3.3.2 Diagrama causal del modelo de difusión propuesto para incentivar la GD a través de los servicios de control de tensión y reactivos
  3. 3.3.3 Formulación del modelo formal
  4. 3.3.4 Validación del modelo
  5. 3.3.5 Simulación del modelo
  6. 3.3.6 Síntesis
4. CONTROL DE FRECUENCIA Y LAS ISLAS ELÉCTRICAS INTENCIONALES
1. 4.1 Generalidades de las islas eléctricas intencionales considerando GD proveniente de PCH
2. 4.2 Control primario de frecuencia en una PCH que opera dentro de una isla eléctrica intencional aislada
  1. 4.2.1 Fundamentos teóricos de la regulación de velocidad en una PCH
3. 4.3 Caso de estudio 1: Planeación de una isla eléctrica intencional considerando las tres PCH en el sistema de distribución local
  1. 4.3.1 Resultados caso de estudio: Planeación de una isla eléctrica intencional considerando las tres PCH en el sistema de distribución local
4. 4.4 Caso de estudio 2: Planeación de tres islas eléctricas intencionales considerando una PCH por cada una
  1. 4.3.1 Resultados caso de estudio: Planeación de una isla eléctrica intencional considerando las tres PCH en el sistema de distribución local
5. 4.5 Discusión
6. 4.6 Síntesis
5. CONCLUSIONES Y FUTUROS DESARROLLOS
1. Conclusiones generales
2. Futuros desarrollos
3. BIBLIOGRAFÍA
4. A. ANEXO SOBRE ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
  1. A.1 Relación entre la potencia reactiva y la tensión
  2. A.2 Principales características técnicas del servicio de control primario de frecuencia
    1. A.2.1 Principales características técnicas del servicio de control secundario de frecuencia
    2. A.2.2 Principales características técnicas del servicio de control terciario de frecuencia
  3. A.3 Datos técnicos subred de distribución colombiana ubicada en la zona CQR
  4. A.4 Guía SimPowerSystems
ÍNDICE ONOMÁSTICO Y ANALÍTICO
Página Institucional
Créditos
Cubierta Posterior

Facultad de Ingeniería y Arquitectura

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Editorial Universidad Nacional de Colombia

Santiago Arango Aramburo

Primera edición, julio de 2016

ISBN 978-958-775-775-0 (papel)
ISBN 978-958-775-776-7 (digital)

Colección Ingenio Propio
Serie Investigación
Facultad de Ingeniería

Edición
Editorial Universidad Nacional de Colombia
direditorial@unal.edu.co
www.editorial.unal.edu.co

Diseño de la colección: Ángela Pilone Herrera

Bogotá, D. C., Colombia, 2016

Prohibida la reproducción total o parcial por cualquier medio
sin la autorización escrita del titular de los derechos patrimoniales

Impreso y hecho en Bogotá, D. C., Colombia

Catalogación en la publicación Universidad Nacional de Colombia

Carvajal Quintero, Sandra Ximena, 1979-

Servicios complementarios en sistemas eléctricos de potencia : análisis y modelamiento / Sandra Ximena Carvajal Quintero, Santiago Arango Aramburo. -- Primera edición. -- Universidad Nacional de Colombia (Sede Manizales). Facultad de Ingeniería y Arquitectura, 2016.

200 páginas : ilustraciones, figuras. -- (Colección Ingenio Propio)

Incluye referencias bibliográficas

ISBN 978-958-775-775-0 (papel). -- ISBN 978-958-775-776-7 (digital). --

1. Sistemas electrónicos de frecuencia 2. Sistemas de energía eléctrica 3. Control automático de frecuencia 4. Redes eléctricas 5. Sistemas de control inteligente I. Arango Aramburo, Santiago, 1975- II.Título III. Serie

CDD-21 621.3191 / 2016

CONTENIDO

PRÓLOGO

INTRODUCCIÓN

1. CARACTERIZACIÓN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

1.1 Servicio de arranque autónomo

1.1.1 Principales características técnicas del servicio de arranque autónomo

1.1.2 Costos asociados al servicio de arranque autónomo

1.1.3 Experiencias internacionales en la remuneración del servicio de arranque autónomo

1.2 Servicio de control de tensión y reactivos

1.2.1 Tecnologías usadas para la provisión del servicio de control de tensión y reactivos en los SEP actuales

1.2.2 Recursos Energéticos Distribuidos para la provisión del servicio de control de tensión y reactivos

1.2.3 Experiencias internacionales en la remuneración del servicio de control de tensión

1.3 Servicio de control de frecuencia

1.3.1 Reglamentación del servicio de control de frecuencia: reglamentación actual del SIN

1.4 Interconexiones internacionales en Colombia y los servicios complementarios en los países vecinos

1.4.1 Colombia – Ecuador

1.4.2 Colombia – Venezuela

1.5 Síntesis. Servicios complementarios en Colombia: cambios y desafíos para el futuro

2. SOBRE EL SERVICIO DE ARRANQUE AUTÓNOMO

2.1 Propuesta de remuneración por el servicio de arranque autónomo

2.1.1 Restricciones técnicas

2.1.2 Aspectos económicos propuestos

2.1.3 Determinación del monto del contrato

2.2 Modelamiento de la propuesta de remuneración usando Dinámica de Sistemas

2.2.1 Diagrama causal del mercado propuesto para el servicio de arranque autónomo

2.2.2 Formulación del modelo de simulación

2.2.3 Validación del modelo

2.3 Simulación del modelo

2.3.1 Escenario Base

2.3.2 Escenario 1: Variación de la sensibilidad de los precios al Balance demanda/oferta, ε

2.3.3 Escenario 2: Variación de los retrasos en el sistema

2.4 Discusión

2.5 Síntesis

3. CONTROL DE TENSIÓN Y REACTIVOS USANDO GD

3.1 Análisis técnico en los SEP usando GD para el control de tensión y reactivos

3.1.1 Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE)

3.1.2 Estabilidad de tensión

3.2 Caso de estudio: Red CQR

3.2.1 Resultados: Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE)

3.2.2 Resultados: Estabilidad de la tensión en la subred de distribución

3.3 Modelo de difusión para promover el uso de GD en Colombia

3.3.1 Sobre los modelos de difusión

3.3.2 Diagrama causal del modelo de difusión propuesto para incentivar la GD a través de los servicios de control de tensión y reactivos

3.3.3 Formulación del modelo formal

3.3.4 Validación del modelo

3.3.5 Simulación del modelo

3.3.6 Síntesis

4. CONTROL DE FRECUENCIA Y LAS ISLAS ELÉCTRICAS INTENCIONALES

4.1 Generalidades de las islas eléctricas intencionales considerando GD proveniente de PCH

4.2 Control primario de frecuencia en una PCH que opera dentro de una isla eléctrica intencional aislada

4.2.1 Fundamentos teóricos de la regulación de velocidad en una PCH

4.3 Caso de estudio 1: Planeación de una isla eléctrica intencional considerando las tres PCH en el sistema de distribución local

4.3.1 Resultados caso de estudio: Planeación de una isla eléctrica intencional considerando las tres PCH en el sistema de distribución local

4.4 Caso de estudio 2: Planeación de tres islas eléctricas intencionales considerando una PCH por cada una

4.3.1 Resultados caso de estudio: Planeación de una isla eléctrica intencional considerando las tres PCH en el sistema de distribución local

4.5 Discusión

4.6 Síntesis

5. CONCLUSIONES Y FUTUROS DESARROLLOS

Conclusiones generales

Futuros desarrollos

BIBLIOGRAFÍA

A. ANEXO SOBRE ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

A.1 Relación entre la potencia reactiva y la tensión

A.2 Principales características técnicas del servicio de control primario de frecuencia

A.2.1 Principales características técnicas del servicio de control secundario de frecuencia

A.2.2 Principales características técnicas del servicio de control terciario de frecuencia

A.3 Datos técnicos subred de distribución colombiana ubicada en la zona CQR

A.4 Guía SimPowerSystems

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1.1	Condiciones externas que ponen en riesgo la operación normal del SEP colombiano.
FIGURA 1.2	Servicios y equipos especializados asociados con la prestación exitosa del servicio de arranque autónomo.
FIGURA 1.3	Principales causas que han ocasionado desconexiones parciales o totales en los sistemas interconectados del mundo.
FIGURA 1.4	Curva de la aversión de los usuarios frente a los colapsos de los sistemas interconectados de potencia.
FIGURA 1.5	Curva PQ típica y límites operativos de una planta de generación eléctrica.
FIGURA 1.6	Secuencia de actuación de las reservas relacionadas con el control de frecuencia.
FIGURA 1.7	Comparativo entre la remuneración por control secundario de frecuencia y la responsabilidad comercial de los agentes generadores.
FIGURA 1.8	Cantidad de energía comercializada desde Colombia hacia el Ecuador, según TIE.
FIGURA 2.1	Diagrama de circuitos causales del modelo para la prestación del servicio complementario de arranque autónomo (SAA).
FIGURA 2.2	La simulación del escenario base teniendo en cuenta el comportamiento del Precio SAA (2.2a), Déficit (2.2b), Nuevas inversiones (2.2c) y Capacidad instalada (2.2d).
FIGURA 2.3	Simulación con variación de la sensibilidad del precio al equilibrio oferta/demanda (ε = E), en comparación con el escenario base.
FIGURA 2.4	Simulación con variación de los retrasos en el sistema: largo (tiempo para instalar = 4, Percepción del déficit en el retardo del SAA = 4), corto (tiempo para instalar = 1, Percepción del déficit en el retardo del SAA = 1), en comparación con el escenario base (tiempo para instalar = 2, Percepción del déficit en el retardo del SAA = 2).
FIGURA 3.1	Curva PV de un SEP típico.
FIGURA 3.2	Diagrama unifilar del caso de estudio.
FIGURA 3.3	Diagrama Unifilar de las barras 19 y 22 de la subred de distribución del caso de estudio.
FIGURA 3.4	Comportamiento de la tensión en las barras 19 y 22 para cada caso propuesto en el estudio de CPE.
FIGURA 3.5	Pérdidas de potencia activa y potencia reactiva en la línea entre las barras 19 y 22.
FIGURA 3.6	Relación entre la GD Instalada (GDI) y GD Potencial (GDP) vs. el promedio de la tensión en p.u. de las barras de la subred de distribución del área CQR en estudio.
FIGURA 3.7	Valores propios del análisis modal realizado a la subred de distribución del área CQR colombiana.
FIGURA 3.8	Curva PV de la barra 4 con y sin GD instalada.
FIGURA 3.9	Curva PV de la barra 19 con y sin GD instalada.
FIGURA 3.10	Diagrama causal para incentivar el uso de la GD en Colombia.
FIGURA 3.11	Simulación del escenario base teniendo en cuenta el comportamiento de la GDI (3.11a) y la rentabilidad de las PCH (3.11b).
FIGURA 3.12	Simulaciones del escenario 1 teniendo en cuenta el comportamiento de la GDI (3.12a) y la rentabilidad (3.12b).
FIGURA 3.13	Simulaciones del escenario 2 teniendo en cuenta el comportamiento de la GDI cuando se utiliza la remuneración mínima (3.13a), la remuneración máxima (3.13b) y el comportamiento de la rentabilidad utilizando los dos valores extremos de incentivos, respectivamente.
FIGURA 3.14	Simulaciones del escenario 3 teniendo en cuenta el comportamiento de la GDI cuando se utiliza la remuneración mínima (3.14a), la remuneración máxima (3.14b) y el comportamiento de la rentabilidad utilizando los dos valores extremos de incentivos, respectivamente.
FIGURA 4.1	Potencial hidráulico de las PCH que pueden operar dentro de una isla eléctrica intencional.
FIGURA 4.2	Esquema de elementos y señales que deben ser controladas en las PCH modernas.
FIGURA 4.3	Diagrama de bloques PCH alimentando una carga local.
FIGURA 4.4	Diagrama de bloques del modelo de excitación utilizado para modelar el control de tensión en la isla eléctrica intencional propuesta.
FIGURA 4.5	Modelo dinámico general del regulador de velocidad PID análogo.
FIGURA 4.6	Diagrama unifilar de la isla eléctrica intencional propuesta.
FIGURA 4.7	Respuesta de la frecuencia de la isla eléctrica intencional cuando se desconectan las unidades de generación mayores e iguales a 1200 MW.
FIGURA 4.8	Respuesta de la frecuencia de la isla eléctrica intencional cuando se desconectan las unidades de generación menores a 1200 MW.
FIGURA 4.9	Respuesta de la tensión de la barra B111 en la isla eléctrica intencional propuesta cuando se desconectan las unidades de generación mayores e iguales a 1200 MW.
FIGURA 4-10	Respuesta de la tensión de la barra B111 en la isla eléctrica intencional propuesta cuando se desconectan las unidades de generación menores a 1200 MW.
FIGURA 4.11	Diagrama unifilar simplificado de la subestación Marmato.
FIGURA 4.12	Diagrama de bloques del modelo de la isla eléctrica intencional intermedia operando aisladamente del sistema de distribución.
FIGURA 4.13	Curva de carga diaria usuarios conectados en la isla eléctrica intencional intermedia propuesta.
FIGURA 4.14	Respuesta de la frecuencia de la isla eléctrica intencional propuesta ante variaciones en la carga.
FIGURA 4.15	Tensión línea-línea ante la salida de 300 kVA en la isla eléctrica intencional intermedia.
FIGURA 4.16	Potencia activa del generador ante salidas de carga en t = 5 s.
FIGURA 4.17	Potencia reactiva del generador ante salidas de carga en t = 5 s.
FIGURA 4.18	Diagrama que muestra a gran escala los elementos de control, medición y protección necesarios para implementar las propuestas de las islas eléctricas intencionales en la subestación Marmato localizada en la zona CQR del SEP colombiano.
FIGURA A.1	Representación circuital de un SEP para máxima transferencia de potencia.
FIGURA A.2	Triángulo y funciones trigonométricas utilizadas para relacionar las potencias eléctricas.
FIGURA A.3	Condiciones de operación de los generadores térmicos frente a cambios en la frecuencia de operación del sistema de potencia.
FIGURA A.4	Bloque de la máquina síncrona estándar en p.u.
FIGURA A.5	Bloque del sistema de excitación de la máquina síncrona.
FIGURA A.6	Bloque de una carga trifásica RLC.
FIGURA A.7	Bloque del transformador trifásico con dos devanados.
FIGURA A.8	Bloque del interruptor trifásico.
FIGURA A.9	Bloque de Powergui de Simulink.

LISTA DE TABLAS

TABLA 1.1	Aspectos económicos del servicio de arranque autónomo en algunos países donde el servicio es remunerado.
TABLA 1.2	Definición, fortalezas y debilidades de los RED para proveer el servicio de control de tensión en los SEP.
TABLA 1.3	Aspectos económicos del servicio de control de tensión en algunos países donde el servicio es remunerado.
TABLA 1.4	Condiciones típicas en la entrega y liquidación del servicio de control secundario de frecuencia.
TABLA 1.5	Principales logros y complicaciones de las interconexiones internacionales de Colombia.
TABLA 1.6	Principales desafíos y propuestas para mejorar la provisión de los servicios complementarios en Colombia y la región.
TABLA 2.1	Dispositivos eléctricos que deben adquirirse para implementar el SAA en una unidad de generación de energía eléctrica.
TABLA 2.2	Vida útil de los dispositivos eléctricos utilizados para implementar el SAA en una unidad de generación de energía eléctrica.
TABLA 2.3	Escenarios propuestos y parámetros propios de cada experimento aplicados al modelo de simulación.
TABLA 2.4	Tipos y porcentaje de consumo de energía eléctrica de los servicios auxiliares de las plantas de generación utilizadas en la zona Caribe.
TABLA 2.5	Cálculo del costo de la inversión de los equipos para proporcionar arranque autónomo usando el consumo de los servicios auxiliares para la zona del Caribe colombiano.
TABLA 3.1	Casos en que se divide el estudio de CPE en la subred de distribución del caso de estudio.
TABLA 3.2	Casos en que se divide el estudio de estabilidad de tensión en la subred de distribución del área operativa CQR.
TABLA 3.3	Publicaciones recientes de modelos de difusión en energías alternativas y GD convencional.
TABLA 3.4	Comparación entre el modelo propuesto por Maalla y Kunsch (2008) y el modelo propio.
TABLA 3.5	Escenarios propuestos y parámetros propios de cada experimento aplicados al modelo de difusión propuesto.
TABLA 4.1	Beneficios potenciales de la implementación de islas eléctricas intencionales en los SEP.
TABLA 4.2	Datos del generador síncrono de una PCH tipo.
TABLA 4.3	Parámetros del modelo dinámico del sistema de excitacion.
TABLA 4.4	Parámetros de un regulador PID análogo Woodward.
TABLA 4.5	Datos relacionados de los circuitos de la subestación Marmato en los que están conectadas las PCH de la subred de distribución donde se propone implementar una isla eléctrica intencional.
TABLA 4.6	Información de la potencia generada y demandada en el análisis de contingencias de la isla eléctrica intencional compuesta por las tres PCH.
TABLA 4.7	Pruebas en la isla eléctrica intencional intermedia relacionadas con las desconexiones programadas de carga.
TABLA 4.8	Costos de adquisición e implementacion de los elementos necesarios para operar en forma de isla eléctrica intencional utilizando las dos configuraciones propuestas.
TABLA 5.1	Trabajos futuros propuestos para cada servicio complementario teniendo en cuenta la operación dentro de la isla eléctrica intencional y la operación como soporte al SEP central.
TABLA A.1	Información técnica de la subred de distribución del caso de estudio ubicada en la zona CQR del SEP colombiano.
TABLA A.2	Capacidad de los generadores de la subred de distribución del caso de estudio ubicada en la zona CQR del SEP colombiano.

ABREVIATURAS

Abreviaturas	Término
AVR	Automatic Voltage Regulation
CAPEX	Capital Expediture
CC	Control Central de la isla eléctrica intencional
CD	Control Distribuido de la isla eléctrica intencional
CCR	Centro de Control Regional
CNO	Consejo Nacional de Operación
CLC	Control Local de Carga
CLG	Control Local de Generación
CQR	Caldas, Quindío y Risaralda
CREG	Comisión Reguladora de Energía y Gas
DS	Dinámica de Sistemas
EE.UU.	Estados Unidos
GD	Generación Distribuida
IEA.	International Energy Agency
IEEE	Institute of Electrical and Electronics Engineers
ISA	Interconexión Eléctrica S. A.
OPEX	Operational Expediture
PCH	Pequeñas Centrales Hidroeléctricas
PLC	Controlador Lógico Controlable
RED	Recursos Energéticos Distribuidos
SAA.	Servicio de Arranque Autónomo
SEP	Sistema Eléctrico de Potencia
SIN.	Sistema Interconectado Nacional
TIR	Tasa Interna de Retorno
UE	Unión Europea
UPME.	Unidad de Planeación Minero-Energética
WACC	Costo Promedio de Capital
XM.	Expertos en Mercados S.A.

PRÓLOGO

En este libro se estudia a Colombia como un país con condiciones particulares que hace muy especial el estudio de los servicios complementarios. El país posee factores como: i. la descargas atmosféricas, que se presentan con mayor intensidad con respecto a otros lugares en el mundo; ii. ataques terroristas, en particular contra la infraestructura eléctrica (torres de energía), lo cual crea retos de operación y requerimientos de servicios complementarios; iii. dominio de la generación eléctrica hídrica, con la importancia de fenómenos macroclimáticos en la operación del SEP; iv. el país cuenta y opera por varios años con interconexiones internacionales con Ecuador y Venezuela. Muchos Sistemas Eléctricos de Potencia cuentan con algún elemento más sobresaliente, pero esta combinación es única en el caso colombiano, lo que hace que el país sea como un laboratorio de aprendizaje para el estudio de servicios complementarios.

Este libro es resultado de una investigación que recoge una compilación de diferentes productos académicos, como una tesis laureada llamada “Análisis de servicios complementarios en sistemas de potencia eléctricos en ambientes de mercado”, una serie de publicaciones en importantes revistas académicas, como Energy Policy e International Journal of Electrical Power & Energy Systems, y más de 15 ponencias en los congresos mundiales más importantes sobre dicha temática. Este trabajo ha sido producto del esfuerzo mancomunado de los grupos de investigación Enviromental Energy and Education Policy de la Facultad de Ingeniería y Arquitectura, Sede Manizales, y Ciencias de la Decisión de la Facultad de Minas, de Medellín, ambos de la Universidad Nacional de Colombia.

Los autores agradecen a las personas que han apoyado de una u otra manera este trabajo, como los estudiantes de posgrado, Adriana Arango, Juan David Marín Jiménez y Jessica Arias. También los valiosos aportes de Luis Javier Miguel González, de la Universidad de Valladolid, en España; de Gerard Olivart Tost, de la Universidad Nacional de Colombia, y Jesús María López, de la Universidad de Antioquia. A todos ellos y a muchos otros, un agradecimiento. La financiación de la investigación contó con varios apoyos: la Universidad Nacional de Colombia, sede Manizales, a través de la modalidad de comisión de estudios, permitió a la autora tener dedicación exclusiva para desarrollar esta investigación. Además, se contó con estudiantes de posgrado becados por la misma Universidad por sus excelentes desempeños académicos. Finalmente, la empresa ISA _ InterColombia también se sumó a este esfuerzo investigativo a través de la financiación de estudiantes y costos de divulgación de los resultados de esta investigación.

Sandra Ximena Carvajal Quintero

Santiago Arango Aramburo

INTRODUCCIÓN

Los servicios de soporte técnico se definen como aquellos servicios necesarios para mantener la unidad, la estabilidad y la calidad de los Sistemas de Eléctricos de Potencia, SEP. Los servicios de soporte técnico o servicios complementarios más importantes, objeto de investigación en este libro, son el servicio de arranque autónomo, el control de tensión y el control de frecuencia. Los servicios complementarios se han proporcionado a los usuarios desde hace más de 100 años, los cuales, a partir de la liberalización del sector eléctrico, cobran nuevas dimensiones, siendo ahora tratados como servicios independientes del mercado primario o mercado del suministro de la electricidad, agregando valor al mercado.

En este libro se muestran los avances respecto a nuevo conocimiento en esquemas de remuneración, operación y mejoras de los servicios complementarios de arranque autónomo, control de tensión y control de frecuencia en SEP que operen en ambientes de mercados eléctricos desregulados. El principal aporte del presente trabajo es que cada servicio complementario se analiza teniendo en cuenta condiciones técnicas, económicas y operativas, antes de proponer algún tipo de mecanismo de mercado con el fin de que el escenario regulatorio propuesto final sea aplicable.

Este libro amplía los conocimientos en políticas regulatorias que permiten la remuneración en el mundo de los tres servicios complementarios que se abordan. El lector encontrará para cada servicio complementario el uso de modelos de gestión para hacer comparaciones y análisis sobre la aplicabilidad de políticas regulatorias internacionales en el contexto nacional y regional. El modelamiento se realizó principalmente con una metodología de aprendizaje que se ha utilizado por más de 50 años de manera exitosa para el modelado de sistemas energéticos, llamada Dinámica de sistemas. La Dinámica de sistemas estudia sistemas complejos basados en la teoría de control, y permite realizar modelos de gestión o modelos comparativos, donde se puede establecer las causalidades de los escenarios propuestos en diferentes horizontes de tiempo y destaca el comportamiento y las tendencias de un sistema dado.

El texto se divide en cuatro capítulos principales, a saber: el primero presenta una caracterización técnica y económica detallada de los tres principales servicios complementarios de arranque autónomo, control de tensión y control de frecuencia. Además, se muestra la regulación existente en Colombia relacionada con el servicio de control de frecuencia, dado que es el único servicio complementario reconocido en Colombia. Luego se explican los esquemas binacionales que actualmente tiene Colombia con Ecuador y Venezuela, con lo cual se busca mostrar la importancia de la operación continua de la red eléctrica colombiana para asegurar la estabilidad económica de la región. Por último, se identifican las falencias, desafíos y propuestas para mejorar los índices de confiabilidad y seguridad de los SEP a través de la provisión de los servicios complementarios servicio de arranque autónomo, control de tensión y control de frecuencia.

El segundo capítulo presenta el servicio de arranque autónomo, con un análisis técnico y económico. Este análisis permite contextualizar la necesidad de disminuir los tiempos de restablecimiento del SEP a través de la regulación del servicio, que son el insumo para una fórmula tarifaria relacionada con la remuneración del servicio de arranque autónomo en mercados de energía desregulados. La estructura de mercado de la remuneración propuesta son los contratos bilaterales entre los agentes generadores y el administrador del SEP. La propuesta de mercado se implementa y se evalúa en un modelo de simulación bajo la metodología de Dinámica de Sistemas, que permite observar el comportamiento del sistema simulado ante diferentes cambios programados en los parámetros del modelo.

En el tercer capítulo se analiza la propuesta de usar la Generación Distribuida, GD, para prestar el servicio de control de tensión y reactivos. Primero, se realiza un estudio técnico detallado donde se presentan las implicaciones operativas del control de tensión en los SEP. A partir del estudio técnico, se propone un modelo de incentivos que permita que la GD pueda recibir remuneraciones adicionales que ayudarían a aumentar la capacidad instalada desde este tipo de energía en el país. El modelo de incentivos se evalúa en un modelo de simulación con la metodología de Dinámica de Sistemas, partiendo de un modelo de difusión de Bass y haciendo los ajustes requeridos para este caso de estudio.

En el cuarto capítulo se estudia la factibilidad de operar una subred de distribución en forma aislada, conformando lo que se conoce como islas eléctricas intencionales, que consisten en sistemas que mejoran la confiabilidad del suministro de electricidad en un SEP. El control de la generación es uno de los primeros pasos necesarios para la implementación de islas eléctricas intencionales, y se propone mejorar el control primario de frecuencia provisto por las pequeñas centrales hidroeléctricas con el fin de aumentar la eficacia y rapidez en la respuesta de control actual. Las propuestas son simuladas en una plataforma realizada en Matlab a través del modelo de simulación de islas eléctricas intencionales operando aisladamente. Las islas eléctricas permiten comparar el control convencional con el control propuesto para este tipo de operación y así observar el comportamiento dinámico ante diferentes perturbaciones del sistema. Mediante esta información, se implementa virtualmente el controlador. Con la ayuda de la herramienta Neplan, se realizan pruebas de análisis de contingencias en una subred de distribución del SEP colombiano.

La respuesta del modelo de simulación muestra que los controladores de frecuencia análogos permitirían mantener el balance entre la potencia generada y demandada, siempre y cuando se pueda hacer gestión activa de la demanda. Por ejemplo, que se implementen políticas de desconexión controlada de usuarios residenciales en caso de una falla generalizada dentro de la isla eléctrica intencional. Finalmente, en el capítulo seis, se presentan las principales conclusiones, se destacan las más importantes contribuciones y se plantean futuros desarrollos.

En este libro se proponen alternativas para la implementación de los servicios de arranque autónomo, control de tensión y control primario de frecuencia en el contexto de mercados liberalizados de electricidad. Las alternativas propuestas se evalúan a través de diferentes técnicas de simulación. La simulación permite crear modelos a partir de las características técnicas y económicas del entorno colombiano. Además, se explora la posibilidad de utilizar GD para la provisión de los servicios complementarios de control de frecuencia y control de tensión, con el fin de buscar soluciones que combinen aspectos técnicos, económicos y ambientales. Finalmente, se diseña una isla eléctrica intencional a partir de la información de una subred de distribución existente, y así estudiar y plantear acciones que permitan al SEP colombiano emprender caminos hacia la inclusión de redes inteligentes y lograr un suministro de electricidad más seguro y continuo.

1 CARACTERIZACIÓN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

El 26 de abril de 2007 ocurrió una desconexión total en el Sistema Interconectado Nacional Colombiano (SIN), la cual fue calificada como la peor de la última década en Colombia, debido a la extensión y duración de la desconexión (XM, 2009). El tiempo de desconexión total fue de cuatro horas y media, incluyendo el tiempo usado para despejar la falla y la duración del proceso de restablecimiento (Ruiz et al., 2008). A raíz de esta desconexión, el regulador y el operador colombianos expresaron preocupación con relación a la necesidad de mejorar la seguridad y confiabilidad del sistema interconectado (XM, 2014).

Mantener un sistema de transmisión seguro y estable es una tarea difícil en todas las economías modernas (IEA, 2014). La clave del éxito es el equilibrio simultáneo de los flujos de electricidad para mantener la frecuencia y la tensión dentro de los límites operativos permitidos por el sistema (Stoft, 2002). En el caso del sistema de transmisión en Colombia, la situación es más compleja porque, además de las condiciones técnicas mencionadas anteriormente, el operador del sistema debe estar preparado para operar ante imprevistos ataques terroristas, fenómenos climáticos multianuales, nivel ceráunico alto y demanda nacional e internacional. La figura 1.1 muestra las condiciones externas que pueden afectar la red eléctrica colombiana y que ponen en riesgo la operación normal y la continuidad del suministro de electricidad del SEP en Colombia.

Las condiciones externas expuestas en la figura 1.1 muestran que el SEP colombiano necesita contar con servicios de soporte técnico para evitar que situaciones inesperadas como las descargas atmosféricas o los ataques terroristas ocasionen desconexiones parciales o totales. En caso de desconexiones inevitables, los servicios de soporte técnico ayudan a disminuir los tiempos de restablecimiento (Adibi, 2000) de las redes de interconexión nacionales e internacionales.

FIGURA 1.1 Condiciones externas que ponen en riesgo la operación normal del SEP colombiano.
Fuente: elaboración propia.

Los servicios de soporte, llamados control de frecuencia y control de tensión, se relacionan con la adquisición y puesta en marcha de equipos especializados que les permite a los operadores de los SEP mantener la frecuencia y la tensión, respectivamente, dentro de los límites operativos permitidos (Gómez-Expósito, 2002) con el fin de que la operación se realice con índices aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad. El servicio de soporte, llamado arranque autónomo, se relaciona con el uso de equipos especializados para que en caso de una desconexión parcial o total, los operadores de los SEP cuenten con herramientas para realizar un proceso de restablecimiento exitoso y en el menor tiempo posible (Adibi, 2000).

En la figura 1.2 se observan los cuatro elementos fundamentales para prestar el servicio de arranque autónomo exitosamente, dos de estos elementos son el servicio de control de frecuencia y el servicio de control de tensión. Cada elemento necesita equipos especializados que implican costos de inversión (Hirst, 2000).

FIGURA 1.2