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Author: search.filters.author.Torres, José LuisSubject: search.filters.subject.Generación distribuida

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    Análisis energético de la inserción de genera renovable gestionable y no gestionable en la provincia de Entre Rios
    (10º IDETEC, 2022) Cea, Marcos; Torres, José Luis; Furlani, Rodrigo; López, Diego; Acosta, Javier; Cano, Damián
    Ante el cambio de paradigma que se ha presentado en la planificación y ampliación de redes de subtransmisión con la incorporación de generación distribuida a partir de fuentes renovables de energía, impulsado principalmente por sus diversas ventajas, entre las cuales se destaca la posibilidad de retrasar la implementación de obras de infraestructura de red. A partir de un estudio previo de factibilidad de inserción de generación renovable, en el presente trabajo se pretende analizar la producción energética individual y global de los distintos proyectos renovables, de manera de poder determinar cómo impactan en los niveles de energía no suministrada, las pérdidas activas y la energía demandada a la red de transporte. A su vez, se propone la ampliación en la infraestructura de red que tienda a disminuir la demanda no abastecida, mejorando la calidad de energía. Finalmente, se realiza la comparación técnica de tres escenarios posibles de estudio: sin generación renovable, con generación y con obras de infraestructura propuestas. Los resultados dejan entrever que la incorporación de generación renovable posibilita una reducción del 72% en los niveles de energía no suministrada y un 19% en las pérdidas de energía activa, mientras que, con el análisis de nuevas obras en la red, la demanda no abastecida disminuye un 6% y las pérdidas se incrementan un 16%. Esto vislumbra las ventajas de la inserción de generación distribuida renovable, en el corto plazo, para subsanar situaciones críticas de operación de la red hasta que se puedan implementar obras de infraestructura que acarrean mayores costos y tiempos de ejecución.
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    Análisis del impacto sobre la red de subtransmision de la provincia de Entre Ríos de generación renovable gestionable y no gestionable
    (IV CITTIE, 2022) Cea, Marcos; Manassero, Ulises; Cano, Damián; Acosta, Javier; López, Diego; Torres, José Luis
    El incremento de la demanda de energía eléctrica requieren como contraparte ampliaciones del parque de generación de energía para abastecer la misma. A raíz del cambio en los paradigmas, en la actualidad se busca cubrir parte de esta demanda, a partir de recursos renovables e incluso reducir la generación de tipo convencional. Considerando que las inversiones en generación distribuida renovable en una red eléctrica de distribución se producen de manera progresiva y no en forma conjunta, y a su vez, que es requerimiento determinar el impacto de dichos proyectos en el comportamiento y operación del subsistema en el cual ingresan, y, partiendo de estudios previos de factibilidad del ingreso de centrales térmicas de biogás y parques fotovoltaicos, en el presente trabajo se analizan cuáles proyectos son los más beneficios para el sistema interconectado provincial de Entre Ríos. Se definen y estudian tres indicadores técnicos de operación: potencia nominal de la generación distribuida renovable, variación porcentual de tensión promedio en nodos por potencia inyectada y variación porcentual de pérdidas activas del alimentador por potencia inyectada. En función de los indicadores, se asigna un orden de prioridad a cada proyecto propuesto para su ingreso en la red. Finalmente, con simulaciones de flujos de potencia se evalúa el impacto que produce la operación en conjunto de las distintas centrales conectadas a la red, determinando a su vez la capacidad máxima de parques fotovoltaicos y centrales térmicas de biogás admisibles en simultáneo por la red de transmisión y subtransmisión de la provincia de Entre Ríos. Los resultados dejan entrever que, de la potencia total teórica, es decir, la suma de potencias individuales de generación distribuida renovable admitidas por nodo, el subsistema podría admitir aproximadamente 224,5 MW, de los cuales aproximadamente el 95% corresponde a parques fotovoltaicos y el otro 5% a centrales térmicas de biogás. Pero debido a las restricciones técnicas que impone la red, los valores de potencias nominales de los parques fotovoltaicos se ven reducidos en promedio un 48%, admitiendo la red 112,5 MW totales, de los cuales el 90,7% corresponde a energía solar y el restante 9,3% a energía térmica de biogás. Los módulos de potencia admitidos presentan diferentes razones de restricción que se deben a los niveles de tensión y cargabilidad de líneas, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias, y a las fluctuaciones de tensión ocasionadas por variaciones rápidas de potencia en los parques solares o la desconexión intempestiva de las centrales térmicas de biogás.