1. VALORACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DEL IMPACTO DE PENETRACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA A TRAVES DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA Autores: Marcos Facchini Victor Doña Federico Morán Disertante: Marcos Facchini Congreso Internacional de Distribución Eléctrica Buenos Aires - Argentina, Septiembre 2010 INSTITUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA Facultad de Ingeniería Universidad Nacional de San Juan - ARGENTINA Trabajo Técnico Nº 224

2. 2 Contenido INTRODUCCIÓN MODELACIÓN GENERAL  Modelación de la demanda  Estimación de la energía generada  Curvas resultantes en los puntos de inyección  Modelado de la red a utilizar METODOLOGÍA DE CÁLCULO  Indicadores interacción  Escenarios analizados RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES  Variación del nivel de pérdidas de transmisión  Variación de los niveles de tensión  Análisis para escenario con incremento de demanda del 50%  Extensión de resultados al mercado total del departamento Caucete CONCLUSIONES

3. 3 INTRODUCCIÓN Acentuado interés en la GD (avance tecnológico, suministro confiable y de calidad, preservación del medioambiente, reducción de pérdidas San Juan lugar adecuado generación FV Planes de fomento de las energías renovables Proyecto Solar San Juan En construcción

4. 4 MODELACIÓN GENERAL (1)

5. 5 MODELACIÓN GENERAL (2)

6. 6 Modelación de la demanda Campaña de Medición Relevamiento de curvas de carga durante un año en usuarios residenciales Curvas de carga típicas por categoría tarifaria, estación y tipo de día Subcategorías tarifarias: T1-R1: consumos ≤ 220 kWh/bim T1-R2: consumos > 220 y ≤ 580 kWh/bim T1-R3: consumos > 580 kWh/bim Diagrama horario discretizado de demanda (Tarifa T1-R2 – Día Hábil – Verano)

7. 7 Estimación de la energía generada P = Potencia nominal en condiciones estándar de medida (1000 W/m2 de radiación, temp 25º, masa de aire espectral de 1,5 (AM)) HSP = En San Juan varía entre 2500 y 2800 hs/año ŋ = Rendimiento del sistema FV completo (0,72 - 0,76) Producción media diaria estación verano. Pot. instalada 3 kWp

8. 8 Modelación curvas resultantes en puntos de inyección Fuentes de generación FV modeladas como elementos monofásicos que inyectan potencia activa. Caso a) Sin inyección a la red Caso b) Con inyección a la red

9. 9 Modelado de la red – caso real Red BT (380/220V) Bº Marayes, Caucete, San Juan (distribución geográfica de usuarios y parámetros de la red reales) SET MT/BT. 117 viviendas, 36 nodos, 39 cargas (3 viviendas por carga). 22 usuarios T1-R1, 75 T1-R2 y 20 T1-R3

10. 10 METODOLOGIA DE CALCULO Indicadores de interacción Nivel de Penetración: Cant. de potencia FV a instalar: 1-1,5-2-3 y 3,8 kWp (55m2). Adicionalmente se consideraron 150 – 350 y 750 Wp (tarifas T1-R1, T1-R2 y T1-R3) para generar como máximo hasta curva mínima demanda en periodo menor consumo Nivel de Dispersión: Cociente entre número de viviendas con generación FV y el total de viviendas): 0-5-10-20 y 40% (0-6-12-23 y 47 viviendas) Escenarios analizados Se plantearon 140 escenarios considerando: Estación del año: Verano e Invierno (casos extremos de generación FV) Tipo de día: Hábil y Feriado (mayor y menor demanda) Nivel de penetración: 7 casos Nivel de Dispersión: 5 casos Para cada escenario se consideraron 5 escalones de generación FV: Horario de inicio de generación FV (≠ según estación), mediodía (12 hs), Hora de mayor generación (14 hs), Media Tarde (16 hs) y Horario de fin de generación (≠ según estación). 700 simulaciones (caracterización del problema)

11. 11 RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES (1) Objetivo: mostrar como varían niveles de tensión y pérdidas de energía debido a la introducción de sistemas FV en la red modelada (Flujos de carga para los 700 casos). Determinación óptimos de NP y ND. Variación nivel de pérdidas en la red Simulación distintas combinaciones NP y ND. Permite encontrar combinación óptima desde el punto de vista de mínimas pérdidas. Ahorro pérdidas anual: 1212.37 kWh Escenario más conveniente: NPIII (Pot. Inst. 1,5 kWp) y ND 40% (47 viviendas)

12. 12 RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES (2) Variación de los niveles de tensión En sistemas radiales el perfil de tensión presenta un comportamiento monótono decreciente desde la SET MT/BT. Al incorporar sistemas FV a medida que es mayor el NP las tensiones aumentan Situación mínimas pérdidas: Perfiles Tensión Fase A

13. 13 RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES (3) Análisis para escenario con incremento de demanda del 50% Red real sobredimensionada (barrio pequeño y nuevo, secciones mínimas usuales). Se recalcularon flujos con demanda 50% mayor (red técnicamente adecuada). Ahorro pérdidas aumentó de 1212,37 a 2226,15 kWh-año (aprox. el consumo anual de 1,5 usuarios). También la mejora relativa en las tensiones es mayor. Expansión resultados al mercado total Departamento Caucete Mercado DECSA: Disminución pérdidas redes Distribuidora (no incluyen transporte ni generación) Análisis VAD: Se estiman ahorros por menores inversiones (o postergación). Debe considerar almacenamiento. Inserción FV en diversos sectores (otro patrón de consumo).

14. 14 CONCLUSIONES Análisis técnico y económico (preliminar) realizado en una red típica de distribución de BT con inyección de generación FV. Nivel de Penetración y Nivel de Dispersión óptimos Cuantificación física y económica de la disminución de pérdidas en la red de distribución. Cuantificación física del mejoramiento de niveles de tensión en barras de BT en SET MT/BT Sensibilidad ante variación de la demanda Planteo de consideración de almacenamiento en baterías a fin de analizar su efecto en la determinación del VAD y su incidencia en la tarifa a usuario final

15. ¡Gracias por su atención! Marcos Luis Facchini facchini@iee.unsj.edu.ar www.iee-unsj.org INSTITUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA Facultad de Ingeniería Universidad Nacional de San Juan - ARGENTINA

16. 16 Potencial de Radiación Solar para Aprovechamiento Fotovoltaico (kWh/m2/año) Relevamiento Solarimétrico medio de Argentina [kWh/m2-día]

17. 17 Curvas de Carga Típicas Tarifa T1-R1 (Estación de Verano) Curvas y valores de Radiación Diaria Media para Plano Horizontal y por Estación Energía Generada por un generador FV de 3 KWp

18. 18 Energía Consumida vs Energía Generada para la Estación de Verano y Tarifa T1-R3 (Sin Inyección a la red).