Estrategia de conducción óptima de los sistemas eléctricos competitivos basada en sistemas de telecontrol

UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA Departamento de Ingeniería Electrónica y Automática TESIS DOCTORAL Estrategia de conducción óptima de los sistemas eléctricos competitivos basada en sistemas de telecontrol Eduardo Vega Fuentes Noviembre de 2014 Las Palmas de Gran Canaria UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA Departamento de Ingeniería Electrónica y Automática Programa de Doctorado: Ingeniería de Telecomunicación Avanzada Estrategia de conducción óptima de los sistemas eléctricos competitivos basada en sistemas de telecontrol Autor Fdo.: Eduardo Vega Fuentes Director Director Fdo.: Dr. D. Aurelio Vega Martínez Fdo.: Dr. D. Antonio Núñez Ordóñez Las Palmas de Gran Canaria, a 28 de Noviembre de 2014 La primera regla de cualquier tecnología que se utiliza en una empresa es que la automatización aplicada a una operación eficiente magnificará la eficiencia. La segunda es que la automatización aplicada a una operación ineficiente magnificará la ineficiencia. Bill Gates. Informático y empresario. Agradecimientos anifiesto mi agradecimiento a todas aquellas personas que de algún modo han contribuido a hacer realidad el trabajo que aquí se presenta. En particular, a mis directores de Tesis, Aurelio Vega Martínez y Antonio Núñez Ordóñez por su labor de dirección, sin su apoyo inestimable la elaboración de esta tesis no habría sido posible. A los compañeros del grupo de trabajo por su empuje y ánimo durante este camino, siempre dispuestos a escuchar y dar su punto de vista. A todos los que me han ayudado en la orientación técnica de este trabajo, en particular a Rafa, Rito, Nauzet, Jaime, Blas y Abián. Por último y más importante, a mi familia y a mis amigos, a Néstor y a Sonia, por su paciencia, por su comprensión, por su cariño, por todo. Gracias. M Resumen os sistemas de distribución eléctrica han necesitado poco control en tiempo real. Las redes radiales, que son las que predominan, se diseñan para operar con unos límites de tensión y un rango de cargas conocido. El modo de operación tradicional es estático, sin reconfiguración de la red para equilibrar la carga, con un flujo de carga unidireccional pues no contempla la generación distribuida y sin gestión desde el lado de la demanda. Prácticamente está orientado a la resolución de incidencias con funciones de gestión de los puntos frontera para aislar averías y reponer el servicio a la mayor cantidad de consumidores en el menor tiempo posible. En algunos territorios, además se controla el estado de conexión de baterías de condensadores a lo largo de la red. Por otro lado, la operación de los sistemas de protección es independiente de los sistemas de control. El escenario actual de liberalización del sector eléctrico, la segregación de actividades por la que las empresas distribuidoras deben buscar la consecución de beneficios en la propia actividad de distribución, ha impulsado la investigación y las inversiones en tecnologías de la información y la comunicación, aplicadas al desarrollo de sistemas de gestión de la distribución para controlar la calidad del suministro, aumentar la fiabilidad, mejorar la eficiencia técnica y económica y reducir el impacto ambiental. Ha provocado una revisión significativa del proceso de diseño de redes y de los procedimientos de operación. A los titulares de las empresas de distribución se les exige maximizar el uso y la vida útil de sus activos mediante mejoras en la monitorización y en el análisis. La calidad de la energía también se ha convertido en un asunto importante por el que también se les pide cuentas. El control y la automatización de las redes están jugando un papel importante para que los titulares de las redes puedan adaptarse a la nueva situación, alcanzando sus objetivos empresariales y asegurando un retorno adecuado a sus accionistas. Esta situación ha impulsado el desarrollo de los sistemas de gestión de la distribución. Los avances de las tecnologías de la información y la comunicación que hasta ahora centraban su aplicación en la generación y en el transporte, encuentran en la distribución un campo fértil con empresas dispuestas a invertir para explotar al máximo sus posibilidades. Esta tesis aborda el estudio de la operación de la red de distribución en la búsqueda de la mayor eficiencia, utilizando los recursos que facilitan los sistemas de telecontrol. El documento se ha estructurado en capítulos de la siguiente forma, primero con una introducción (Capítulo 1) en la que se expone el escenario en que se encuentra el sector eléctrico tras la liberalización del mercado, se presentan los sistemas de telecontrol y se muestra cómo su evolución ha estado siempre ligada a la máxima de aplicar las últimas L VI Índice de figuras 5.22 Comparación de la potencia activa en el lado MT del transformador con control integrado Volt/Var con la estimada mediante el método combinado de comparación-regresión.................................................................. 117 5.23 Comparación del perfil de tensión en barra 20 kV con control integrado Volt/Var con el estimado en base a la evolución de la tensión durante el mes ............................................................................................................ 118 Índice de tablas 1. Introducción 1.1 Beneficios de la automatización en cada nivel jerárquico de la pirámide de control .............................................................................................................. 15 2. Reducción de la tensión de conservación 2.1 Resultados publicados de CVRf de distintos tipos de consumidores ..................................................................................................................................... 35 2.2 Coeficientes ZIP de cargas agregadas por tipo de consumidor. Tensión de corte 100 V. ....................................................................................................... 39 2.3 Resultados publicados de CVRf en distintas estaciones. ..................................................... 40 2.4 Metodologías empleadas en estudios publicados ................................................................. 40 2.5 Técnicas implementadas en estudios publicados ................................................................. 44 2.6 Conclusiones ........................................................................................................................ 45 3. Control Volt/Var 3.1 Márgenes de tensión de la red de transporte en estado normal ............................................ 48 3.2 Regulación del transformador .............................................................................................. 63 3.3 Tensiones de toma del transformador .................................................................................. 64 3.4 Resumen estadístico de la regulación de tensión con los dos VVC..................................... 72 3.5 Relación entre las pérdidas en red de transporte con los dos VVC. ..................................... 74 4. Control integrado Volt/Var 4.1 Tensión media en barras de la subestación .......................................................................... 81 4.2 Características de carga en 4 puntos de consumo ................................................................ 82 4.3 Factor de diversidad en una red considerando 1 hasta 70 consumidores ..................................................................................................................................... 84 4.4 Distribución de la potencia contratada en cada centro de transformación de la red, clasificada por tipo de consumo .............................................................. 88 4.5 Factor CVR combinación lineal del CVRf aportado por cada tipo de consumidor ...................................................................................................................... 89 VIII Índice de tablas 4.6 Factor CVR combinación lineal del CVRf aportado por cada tipo de consumidor ..................................................................................................................... 91 5. Análisis de resultados 5.1 Resumen estadístico de la regulación de tensión................................................................. 98 5.2 Cálculo del factor CVR por comparación con el día 29 de enero desechando el período no efectivo .................................................................................... 105 5.3 Cálculo del factor CVR por comparación con el día 23 de enero ..................................... 106 5.4 Cálculo del factor CVR por comparación con el día 23 de enero desechando el período no efectivo .................................................................................... 106 5.5 Resumen estimación del factor CVR por comparación con la misma red ................................................................................................................................ 107 5.6 Márgenes de error del método combinado de comparaciónregresión ............................................................................................................................ 115 5.7 Cálculo del factor CVR por comparación con otra red similar ......................................... 118 5.8 Cálculo del factor CVR por comparación con otra red similar desechando el período no efectivo ........................................................................................ 118 5.9 Beneficios de la CVR. Ahorros equivalentes .................................................................... 121 5.10 Ahorro anual equivalente al aplicar la estrategia en el 10% y 25% de la red ............................................................................................................................. 121 5.11 Ahorro anual equivalente con mayor capacidad de regulación ......................................... 122 5.12 Ahorro anual equivalente reduciendo la tensión un 7% .................................................... 123 5.13 Ahorro anual equivalente con control realimentado .......................................................... 123 Capítulo 1 Introducción Índice 1.1 Antecedentes ..................................................................................................... 1 1.2 Gestión de la red de distribución ...................................................................... 4 1.3 Telecontrol aplicado a la red eléctrica .............................................................. 6 1.4 Sistema de gestión de la distribución .............................................................. 12 1.5 Arquitectura y estrategias de implementación de DA .................................... 16 1.6 Conclusiones ................................................................................................... 23 n este capítulo se expone el escenario en que se encuentra el sector eléctrico tras la liberalización del mercado, se presentan los sistemas de telecontrol y se muestra cómo su evolución ha estado siempre ligada a la máxima de aplicar las últimas tecnologías a la operación de la red eléctrica. Por último se resalta el protagonismo emergente de los sistemas de gestión de la distribución condicionado por los mercados eléctricos competitivos. 1.1 Antecedentes Históricamente las empresas eléctricas con independencia de su titularidad pública o privada han integrado de forma vertical las actividades de generación, transporte, distribución y comercialización de la energía eléctrica. La integración vertical describe un estilo de propiedad y control. Las compañías integradas verticalmente están unidas por una jerarquía y comparten un mismo dueño. Los miembros de esta jerarquía desarrollan tareas diferentes que se combinan para satisfacer un objetivo común generando economías de escala y aprovechando sinergias dentro de la corporación. La energía eléctrica posee una serie de características físicas y técnicas que tradicionalmente han servido de base para reclamar la existencia de importantes economías de integración en la industria eléctrica. Tales beneficios de la integración están relacionados con la existencia de interdependencias tecnológicas entre las distintas fases del suministro, la necesidad de la coordinación en la operación del sistema y la planificación de las inversiones, la utilización de indicadores comunes y la reducción de los costes de transacción. Sin embargo, algunos factores como el elevado poder de mercado y el marcado carácter monopolista tienen una connotación completamente opuesta a la idea de integración para reducir costos de transacción. Así, durante los últimos 25 años la mayoría de los países desarrollados han realizado reformas en el sector eléctrico orientadas a segregar las distinE 2 1. Introducción tas actividades y a desregular las que no son monopolios naturales (un monopolio natural es un caso particular de monopolio, en el cual una empresa puede producir toda la cantidad demandada por el mercado con un coste menor que si hubiera varias empresas compitiendo. Así, en el caso de los monopolios naturales resulta eficiente que exista una única empresa, ya que de esta forma se minimiza el coste del servicio y, por consiguiente, el precio para los consumidores. El transporte y sobre todo la distribución de la energía eléctrica son ejemplos de monopolios naturales). En concreto, la Unión Europea ha adoptado tres directivas en esta dirección: la 96/92/CE1, 2003/54/CE2y la 2009/72/CE3. En España la transposición de estas directivas se realizó en las leyes 54/19974, la 17/20075y la 13/20126. El triple objetivo fue garantizar el suministro, la calidad del mismo y que este se realice al menor coste posible. Para ello se permitió la libre competencia en las actividades de generación de energía eléctrica y comercialización, y se liberalizó el transporte y la distribución generalizando el acceso de terceros a las redes, de modo que la propiedad no garantizara el uso exclusivo. La eficiencia económica derivada de la existencia de una única red se puso a disposición de los diferentes sujetos del sistema eléctrico y de los consumidores. La retribución del transporte y de la distribución continúa siendo fijada administrativamente evitándose el posible abuso de las posiciones de dominio determinadas por la existencia de una única red. Asimismo, para garantizar la transparencia de esta retribución, se estableció la separación jurídica entre actividades reguladas y no reguladas en cuanto a su retribución económica. La reforma del sector de la electricidad persigue beneficios a largo plazo para el conjunto de la sociedad en general, por medio de precios que reflejen el coste eficiente del suministro eléctrico y con una calidad de servicio que evidencie las valoraciones de los consumidores. Los beneficios vienen derivados de la existencia de competencia en los mercados mayoristas de electricidad que aportan mejores incentivos para controlar los costes de construcción y operación de la capacidad de generación nueva o existente, que promueven la innovación e incentivan a los operadores de redes a dar niveles de calidad de servicio. Los riesgos de selección de tecnologías, los costes de construcción y los errores de operación repercutirán en los proveedores y ya no en los consumidores. Se supone que la competencia en la comercialización permitirá que los consumidores puedan elegir al proveedor que ofrezca la relación calidad/precio que mejor se adapte a sus necesidades. 1Directiva 96/92/CE del parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad. 2Directiva 2003/54/CE del parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad y por la que se deroga la 96/92/CE. 3Directiva 2009/72/CE del parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad y por la que se deroga la 2003/54/CE. 4Ley 54/1997 de 27 de noviembre, del sector eléctrico. 5Ley 17/2007 de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. 6Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista. 1.1 Antecedentes 3 Además, se espera que las empresas comercializadoras ofrezcan una serie de servicios asociados tales como gestión del riesgo o de la demanda, aportando nuevas oportunidades de diferenciar su servicio y aproximarse a las preferencias de los consumidores. Desde el punto de vista de los operadores de red: transportistas y distribuidores, la retribución basada en el desempeño impone restricciones presupuestarias y proporciona mejores incentivos para la reducción de costos y para la mejora de la calidad del servicio. Sin embargo, las características estructurales de la industria eléctrica española junto con deficiencias del propio diseño regulatorio han frustrado en gran medida las expectativas generadas al inicio del proceso, provocando el convencimiento de que la liberalización no está dando los frutos esperados. Estos elementos vendrían, en su mayoría, derivados de la decisión contradictoria del Gobierno de impulsar la concentración del sector al tiempo que introducía un régimen de competencia y liberalización del mismo, en clara contraposición con el espíritu de las reformas que pretende instaurar la Comisión Europea. La literatura aparecida a lo largo de la vigencia de la Ley del Sector Eléctrico [Arocena et al., 2011] coincide en señalar los siguientes aspectos como los principales impedimentos a la liberalización efectiva, persistiendo muchos de ellos actualmente: La incertidumbre regulatoria insertada en el sistema, que puede haber repercutido en las inversiones y frenado la entrada de capital. El elevado grado de concentración, tanto en la generación como en la distribución, que unido a la escasa apertura externa, hacen al sector poco proclive a la competencia. La integración vertical de las empresas, que reduce los incentivos a fijar precios alineados con los costes, crea subsidios cruzados entre las actividades reguladas y no reguladas e introduce asimetrías informativas en el mercado minorista. Las elevadas barreras a la entrada en generación erigidas por los retrasos en las autorizaciones de nuevas plantas y por las ventajas de las empresas ya establecidas, resultado de su acceso a activos estratégicos, sus alianzas con las empresas propietarias de las materias primas y de la protección otorgada por la regulación contra los avatares del mercado mayorista. La falta de contestabilidad de los mercados, debida a las ventajas ostentadas por los operadores ya establecidos al contar con un parque generador más diversificado y tener sus inversiones amortizadas o garantizada su amortización. La introducción de mecanismos desvirtuadores del funcionamiento del mercado mayorista, especialmente los denominados “costes de transición a la competencia”. La determinación de las tarifas sin vinculación con la evolución de los costes, que impide el desarrollo de la comercialización competitiva. La ausencia de un regulador fuerte e independiente. 4 1. Introducción 1.2 Gestión de la red de distribución La distribución tiene por objeto la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte, o en su caso desde otras redes de distribución o desde la generación conectada a la propia red de distribución, hasta los puntos de consumo u otras redes de distribución en las adecuadas condiciones de calidad con el fin último de suministrarla a los consumidores. Los distribuidores son los gestores de las redes de distribución que operan. Como gestores de las redes son responsables de la explotación, el mantenimiento y, en caso necesario, el desarrollo de su red de distribución, así como, en su caso, de sus interconexiones con otras redes, y de garantizar que su red tenga capacidad para asumir, a largo plazo, una demanda razonable de distribución de electricidad. Todas las instalaciones destinadas a más de un consumidor tendrán la consideración de red de distribución y deberán ser cedidas a la empresa distribuidora de la zona, la cual responderá de la seguridad y calidad del suministro. Dicha infraestructura quedará abierta al uso de terceros. Entre las obligaciones de las empresas distribuidoras definidas en el artículo 41 de la Ley del Sector Eléctrico ya referida anteriormente, destaca el apartado j) “Procurar un uso racional de la energía”. Esta obligación está íntimamente relacionada con la distribución eficiente. Se tratará con detalle en esta tesis, siempre vinculada a la obligación k) del mismo artículo de la Ley “Asegurar el nivel de calidad del servicio que, de acuerdo con los criterios de diferenciación por áreas y tipología del consumo a que se refiere el siguiente capítulo, se establezca reglamentariamente”. La retribución de la actividad de distribución se establece administrativamente atendiendo a criterios de costes de inversión, operación y mantenimiento y de gestión de las instalaciones y de las redes para asegurar el suministro de energía en las condiciones de calidad fijadas reglamentariamente. Se incentiva la mejora de la eficacia de la gestión, la eficiencia económica y técnica y la calidad del suministro eléctrico. Dadas las características de la distribución y la complejidad de sus activos (número y tipología), la retribución sigue un esquema diferente al del transporte, de forma que no se valora individualmente cada uno de los elementos que componen la red de distribución. La retribución anual de la actividad de distribución a partir del año 2014 está regulada por lo dispuesto en el Real Decreto-ley 9/20137y se determina mediante la expresión (1.1) donde RI es la retribución por la inversión, ROM&OCD es la retribución por operación, mantenimiento y otros costes de distribución, Q es el incentivo o penalización a la calidad del servicio y P es el incentivo o penalización por la reducción de pérdidas. Los índices i, n se refieren a la empresa distribuidora i en el año n. 7Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. 1.2 Gestión de la red de distribución 5 Se vincula la retribución por inversión de las instalaciones a los activos en servicio no amortizados, tomando como base, para su retribución financiera, el valor neto de los mismos. El devengo y el cobro de la retribución generada por las instalaciones se inicia desde el 1 de enero del año n+2, siendo n el año de puesta en servicio de la instalación. Además, en el cálculo de la retribución por inversión hay un factor asociado a la eficiencia de las inversiones de cada empresa distribuidora y un coeficiente que refleja el volumen de instalaciones puestas en servicio, financiadas y cedidas por terceros. Para el cálculo de la retribución por operación, mantenimiento y otros costes de distribución reconocida a la empresa distribuidora se tiene en cuenta qué parte de las inversiones realizadas se destinan a renovación. Así se internaliza el factor de eficiencia de la operación y mantenimiento señalado. Resumiendo, en la metodología de retribución de la distribución se consideran los costes necesarios para realizar la actividad por una empresa eficiente y bien gestionada, mediante la aplicación de criterios homogéneos en todo el territorio español. El objetivo es que los ingresos medios de las empresas distribuidoras se aproximen a su coste eficiente (ligeramente superiores, se reconoce un beneficio razonable por la realización de sus funciones conforme a la jurisprudencia comunitaria). Se afirma que este régimen económico permitirá una retribución adecuada a la de una actividad de bajo riesgo, puesto que las actividades de red no están expuestas directamente a los riesgos propios del mercado de producción y porque, con independencia de la situación de la demanda, los regímenes retributivos otorgan para las instalaciones en servicio una retribución durante la vida útil regulatoria de ésta, siempre que la misma se mantenga operativa. En aplicación de este último principio se establece una tasa de retribución de los activos ligada a las Obligaciones del Estado más un diferencial. En la expresión 1.1 destaca la presencia de incentivos para la mejora de la calidad y la reducción de pérdidas, regulados por las Órdenes ITC/3801/2008, de 26 de diciembre y a la Orden ITC/2524/2009, de 8 de septiembre respectivamente. Hasta ahora, los sistemas de distribución eléctrica habían necesitado poco control en tiempo real. Las redes radiales, que son las que predominan, se diseñan para operar con unos límites de tensión y un rango de cargas conocido. La operación tradicional de la red es estática, sin reconfiguración de la red para equilibrar la carga, con un flujo de carga unidireccional pues no existía generación distribuida y sin gestión desde el lado de la demanda. Prácticamente estaba orientada a la resolución de incidencias con funciones de gestión de los puntos frontera para aislar averías y reponer el servicio a la mayor cantidad de consumidores en el menor tiempo posible. Y en el caso de algunos territorios, control del estado de conexión de baterías de condensadores a lo largo de la red. Además, la operación de los sistemas de protección era independiente de los sistemas de control. Este nuevo escenario, con actividades separadas, en el que empresas distribuidoras de carácter público sin ánimo de lucro han pasado a ser empresas privadas orientadas a la consecución de beneficios en la propia actividad de distribución, ha impulsado la investigación y las inversiones en tecnologías de la información y la comunicación, aplicadas al 6 1. Introducción desarrollo de sistemas de gestión de la distribución (DMS8) para controlar la calidad del suministro, aumentar la fiabilidad, mejorar la eficiencia técnica y económica y reducir el impacto ambiental. 1.3 Telecontrol aplicado a la red eléctrica El telecontrol es la regulación a distancia del funcionamiento de un sistema. Los sistemas de telecontrol se diseñaron para cubrir las necesidades de un sistema de control de procesos distribuidos sobre áreas geográficas extensas. Las primeras patentes de sistemas de control remotos y de sistemas de señalización remotos datan de la última década del siglo XIX. Estos sistemas estaban destinados a realizar bien el control remoto o bien la señalización a distancia pero no las dos tareas al mismo tiempo. Durante las décadas de los años 20 y 30 del siglo XX varios sistemas comerciales evolucionaron empleando conceptos de seguridad del tipo “comprobar antes de operar” (check-before-operate) en los que el operador espera un reconocimiento por parte del dispositivo antes de confirmar la actuación, e incorporando la capacidad de transmitir estados en múltiples puntos. Estos sistemas tenían lógica electromecánica realizada con conmutadores de avance paso a paso basados en la tecnología desarrollada por los sistemas de telefonía de la época. Recibieron la denominación de Sistemas de Control Supervisor (supervisory control) definidos como sistemas para el control y la supervisión por parte de un operador de aparatos localizados a distancia, usando técnicas de multiplexación sobre un número de canales interconectados relativamente pequeño. Un ejemplo fue Visicode, desarrollado por Westinghouse y North Electric Company, como sistema de control supervisor de aparatos y cuadro de mandos para aparatos eléctricos. En 1954 se introduce el primer sistema de control automático en redes eléctricas, y a partir de la década de los 60 aparecen los primeros sistemas SCADA9 gracias a la realización de estaciones maestras basadas en ordenadores. La complejidad requerida para realizar una estación maestra con lógica cableada era muy grande y las ventajas del uso del ordenador fueron notorias. PRODAC de Westinghouse y GETAC de General Electric son ejemplos de los primeros ordenadores capaces de realizar funciones de tiempo real. Se incluyeron funciones de escaneado de datos, monitorización y registro de datos y estados y generación de alarmas ante cambios. Inicialmente los datos se mostraban en sistemas digitales de visualización para más adelante presentar toda la información a los operadores en monitores. El 9 de noviembre de 1965 se produjo en el nordeste de Estados Unidos lo que ha pasado a conocerse en la historia como “El Gran Apagón de 1965 en Nueva York”. El suministro eléctrico falló dejando sin luz a ocho estados de la costa este (Connecticut, Massachusetts, New Hampshire, Rhode Island, Vermont, New York y New Jersey en EEUU y parte de Ontario en Canadá). La interrupción duró casi 12 horas desde las 17:16h. Se vie8DMS siglas de Distribution Management System 9SCADA acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition 1.3 Telecontrol aplicado a la red eléctrica 7 ron afectadas más de 30 millones de personas (una quinta parte de la población del país) y una superficie de 207.000 km2. El origen se encontró en un colapso de la red de interconexión de sistemas eléctricos que unía Canadá y la costa nordeste de EEUU. Un ajuste incorrecto en un relé de protección por sobrecarga en una línea de transporte conectada a la central eléctrica Sir Adam Beck en Ontario provocó que la protección actuase ante un valor muy por debajo de la capacidad de la línea que conectaba con South Ontario. Instantáneamente, la potencia se transfirió a las otras líneas que salían de la central y que ya se encontraban cerca de su límite de capacidad. La actuación de las protecciones en estas líneas aisló completamente la central Beck de South Ontario, por lo que el exceso de potencia se dirigió hacia el este a través del sistema de interconexión, sobrecargando las líneas y aislando la potencia generada en la región de Niágara del resto de la red interconectada. En cuestión de cinco minutos el sistema de distribución de potencia en el nordeste fue un caos a medida que las sobrecargas y las pérdidas de potencia generada se transmitieron en cascada por la red, generando desconexiones y creando sistemas aislados. Así, estación tras estación se fue experimentando el mismo proceso de desequilibrios de carga y desconexiones automáticas. El fallo eléctrico en cascada se produjo porque las redes de transmisión en el nordeste y las conexiones hacia el sur y el oeste eran demasiado débiles para soportar un aumento de potencia masivo. La red no estaba diseñada para ello, así que ante el impacto se volvió inestable y dejó de funcionar como un todo integrado. Los lazos de transporte se abrieron, aislando el noreste del resto del país y subdividiendo el noreste en varios sistemas aislados en los que la carga superaba por mucho a la potencia generada de modo que no se podía restaurar el equilibrio. Las empresas distribuidoras en estas áreas carecían de sistemas automáticos de deslastre de cargas. Los centros de control del Noreste fueron incapaces de intercambiar información a tiempo para realizar acciones de emergencia. Como consecuencia la generación eléctrica cesó. Dado que las distribuidoras carecían de recursos y procedimientos para el restablecimiento, este se demoró. En algunos lugares de la ciudad de New York la demora duró 13 horas. Como consecuencia del apagón, el Gobierno de EEUU solicitó medidas para prevenir que algo así pudiera volver a suceder. Se conformaron diversas comisiones y grupos de trabajo para establecer estándares, compartir información y mejorar la coordinación entre proveedores de electricidad. La Comisión Federal de la Energía concluyó que la falta de monitorización de la tensión y la corriente eléctrica fue un factor que contribuyó al Gran Apagón y recomendó mejoras al respecto. “Las empresas eléctricas deben intensificar la búsqueda de todas las oportunidades para expandir el uso efectivo de los ordenadores en el diseño y operación de los sistemas de potencia... Los centros de control deberían estar equipados con medios para evaluar rápidamente los límites de estabilidad y seguridad de los elementos del sistema mediante sistemas digitales” [US FPC, 1967]. El centro de control resultante, logró un salto cualitativo en términos de inteligencia y capacidades de las aplicaciones informáticas. Los requerimientos para los sistemas y dispositivos de adquisición de datos, las comunicaciones asociadas y la potencia de cálculo en el centro de control se estiraron hasta los límites que los ordenadores y las tecnologías de telecomunicación podían ofrecer en ese momento. Se desarrollaron dispositivos con dise- 14 1. Introducción La implementación de la DA genera beneficios en muchas áreas, que van desde el aumento de fiabilidad, y el alcance de mayor eficiencia de la operación, hasta la extensión de la vida útil de los activos. La aceptación de la DA en la industria eléctrica no es universal, debido a que históricamente la relación coste-beneficio ha sido limitada. Persistía la percepción tradicional de que no era preciso mejorar la eficiencia de la red de distribución y que la inversión no merecía la pena, sin embargo con la liberalización del sector estas ideas están cambiando. Dónde primero se implementa la automatización es en la cima de la pirámide jerárquica de control, donde la integración de multifunciones genera eficiencia y beneficios a todo el negocio. La figura 1.3 representa los distintos niveles de esta pirámide. Las implementaciones aguas abajo requieren mayores justificaciones, suelen ser específicas de la localización y se suelen orientar hacia objetivos que generen retornos evidentes. Los beneficios que se han demostrado en la automatización de subestaciones (SA20), han favorecido la extensión de la automatización fuera de la subestación, en dispositivos a lo largo de las líneas alimentadoras (FA21) y alcanzando a los contadores de los clientes. Figura 1.3: Pirámide jerárquica de control típica. Fuente: [Northcote-Green y Wilson, 2007] En la Tabla 1.1 se resumen los beneficios de la automatización en cada uno de los niveles jerárquicos de la pirámide de control y en la figura 1.4 se muestra la arquitectura de los sistemas de control de la distribución. Reducción costes O&M. La automatización reduce los costes de operación en todos los niveles de la empresa eléctrica, ya sea porque se mejora la gestión de la información a nivel de empresa o por el desarrollo de planes de operación con un DMS en la capa de red. A nivel de subestación y distribución, la localización temprana de defectos reduce substancialmente los tiempos de respuesta, las cuadrillas de mantenimiento pueden enviarse directamente a la zona afecta de la red. Se eliminan las prácticas tradicionales para la localización del defecto de operación en campo de los in20SA siglas de Substation Automation 21FA siglas de Feeder Automation 1.4 Sistema de gestión de la distribución 15 terruptores en la línea afectada hasta dar con el tramo afectado. La automatización puede usarse para reducir pérdidas reconfigurando la red dependiendo de las características de la carga en cada momento. La monitorización del estado de los elementos de la red junto con sistemas de gestión de activos permite implementar prácticas de mantenimiento preventivo basadas en las condiciones y en la fiabilidad. Los cortes por mantenimiento podrán planificarse adecuadamente para reducir el impacto sobre los consumidores. Nivel jerárquico Reducción costes O&M Diferir proyectos refuerzo Fiabilidad mejorada Nuevos servicios a clientes Calidad electricidad Mejor información ingeniería y planificación Empresa eléctrica Red Subestación Distribución Clientes Tabla 1.1 Beneficios de la automatización en cada nivel jerárquico de la pirámide de control. Fuente: [Northcote-Green y Wilson, 2007] Figura 1.4:Arquitectura de los sistemas de control de la distribución. Fuente: [Northcote-Green y Wilson, 2007] Diferir proyectos de refuerzo. Disponer de más información operativa de las redes, permite que estas se operen en márgenes más estrechos, liberando capacidad que en otro caso se reservaría para casos de contingencias. Los análisis de carga en tiempo real permiten optimizar la vida útil de los componentes. La automatización de los puntos frontera entre subestaciones en algunos casos 16 1. Introducción puede paliar los déficits de capacidad de transformación en las subestaciones, pues se pueden realizar transferencias de carga a corto plazo a subestaciones adyacentes. Fiabilidad mejorada. Aunque la fiabilidad es una cuestión asociada a la calidad de la electricidad, es habitual su trato diferenciado pues las estadísticas de interrupciones son un criterio importante para las operaciones en distribución. El empleo de reenganchadores e interruptores telecontrolados junto con los indicadores de paso de defecto, combinados con un sistema de gestión en el centro de control, mejoran considerablemente la gestión de interrupciones reduciendo considerablemente tanto la frecuencia como la duración de las mismas. Las reclamaciones de los consumidores y la presión regulatoria ya sea indirecta o a través de índices de desempeño o multas para mejorar la fiabilidad, están provocando que se revisen las prácticas operativas y de diseño. Nuevos servicios a clientes. La automatización a nivel de cliente vía lectura remota de contadores permite ofrecer tarifas más flexibles y que el consumidor pueda ser más selectivo y posea mayor control sobre su consumo. Este nivel de control debe coordinarse con el CIS en la capa superior para ser un sistema de negocio efectivo. La automatización a estos niveles será un prerrequisito para poder gestionar adecuadamente la generación distribuida. Calidad de la electricidad. Además de la fiabilidad que se mide por las interrupciones, la calidad de la electricidad incluye regulación de tensión, desequilibrios, huecos, picos y contenido en armónicos. Estas características están recibiendo mayor atención con el aumento de penetración de las cargas electrónicas. La automatización de las redes de distribución incluye cada vez más sistemas oscilográficos en los dispositivos inteligentes, posibilitando una monitorización real de la calidad. La automatización también habilita el control dinámico de la regulación de tensión a través del telecontrol de baterías de condensadores y reguladores de tensión. Mejor información para ingeniería y planificación. El aumento de información disponible en tiempo real mejora la visibilidad para la planificación y operación de la red. La optimización de la infraestructura de comunicaciones es un aspecto importante en la implementación de la automatización para facilitar los datos necesarios a la aplicación apropiada. Estos datos son fundamentales para planificar mejor y gestionar los activos desde el punto de vista de la actividad de negocio, reduciendo las necesidades de inversión. 1.5 Arquitectura y estrategias de implementación de DA La arquitectura básica para la automatización de la distribución comprende tres componentes principales: el dispositivo a operar (normalmente un interruptor inteligente, equipado con un sistema de control), el sistema de comunicación y una pasarela (gateway). Esta configuración es aplicable tanto a la SA como a la FA. La figura 1.5 muestra la arquitectura y los componentes habituales en DA. En las aplicaciones de automatización en subestaciones, la pasarela es la unidad de control de la subestación (UCS22) que captura y gestiona todos los datos de protecciones y actuadores en cada posición. Sustituye a la unidad remota (RTU23) tradicional como interfaz con el sistema de comunicaciones y que envía y recibe información al centro de control. De forma similar en las aplicaciones de automatización en líneas alimentadoras, la pasarela gestiona la comunicación con los distintos inte22UCS siglas de Unidad de Control de la Subestación 23RTU siglas Remote Terminal Unit 1.5 Arquitectura y estrategias de implementación de DA 17 rruptores inteligentes actuando desde el punto de vista del centro de control como un concentrador de datos. Esto libera al centro de control de la necesidad de crear un punto de control para cada interruptor telecontrolado en cada línea. Existen configuraciones híbridas en las que la UCS actúa como pasarela para la FA de todas las líneas que parten desde la subestación, incluso aunque no exista SA. Las pasarelas también se pueden usar para establecer áreas locales de control en aquellos casos en que se pueda establecer un control extendido separado del SCADA con una mejor infraestructura de comunicaciones. En ese caso la pasarela se convierte en un punto de conexión entre una infraestructura (con un protocolo y un sistema de comunicaciones propio) y otra. Algunas pasarelas incluyen un HMI que permite control local o la posibilidad de comunicar determinada información a múltiples unidades maestras (MTU24). Figura 1.5:(a) Arquitectura genérica y (b) Componentes habituales en DA. Fuente: [Northcote-Green y Wilson, 2007] La figura 1.6 presenta los componentes necesarios para la DA. La mayoría se encuentran en la subestación, o a través de las líneas alimentadoras bien en centros de reparto, en centros de distribución o en postes o apoyos de la red eléctrica. Se comunican con el centro de control a través de una infraestructura que puede usar diversos protocolos y canales. La elección del medio de comunicación dependerá de los objetivos a cubrir en cada capa de la pirámide de control, pero todos deben acomodarse para implementar la DA mediante conversiones en ciertos puntos que suelen ser las pasarelas o los front ends25 del SCADA. En las subestaciones, las posiciones de interruptor suelen estar equipadas con un conjunto integrado de protección y control con terminales preparados para conectarse al bus de control de la estación. El control remoto se realiza de dos formas: 24MTU siglas de Master Terminal Unit. 25Front end, interfaz a la red de comunicaciones del sistema SCADA, maneja la interconexión a los canales de comunicaciones y realiza la conversión de protocolos de modo que el sistema principal pueda contar con datos en un formato estándar. 18 1. Introducción Cableando los circuitos de control, indicación y medida hasta una RTU que es parte del SCADA y utiliza protocolos estándar de comunicación vía radio, microondas o línea dedicada. Implementando SA, se crea una red de área local en la subestación entre los relés de protección y la pasarela que gestiona las comunicaciones. Elimina la necesidad de la RTU y el cableado de cada señal. La pasarela facilita el interfaz de comunicaciones con el centro de control usando el protocolo del SCADA, soporta aplicaciones de automatización y facilita un HMI para operaciones locales. Figura 1.6:Componentes necesarios para la DA Fuente: [Northcote-Green y Wilson, 2007] El telecontrol en la red de MT no está tan estandarizado por lo que caben variedad de configuraciones. La elección de los parámetros, precisión, cantidad y calidad de las medidas dependerá del nivel de automatización que se desee establecer. Supeditado a ello estará el número de sensores, dispositivos inteligentes de control y la carga de comunicaciones. Así que en primer lugar se define el dispositivo a telecontrolar, la función específica que deberá desarrollar y por último el canal de comunicación y el protocolo a integrar en la arquitectura del DA. Cuando se desarrolla una DA existe una probabilidad muy alta de que ya exista un SCADA por lo que cualquier extensión el sistema de control deberá interactuar con el sistema existente. Cuanto más hacia abajo en la pirámide de control de la distribución se extienda la automatización, mayor variedad de equipos de distintos fabricantes existirá, cada uno con sus estándares propios, por lo que los esfuerzos de integración serán mayores para desarrollar una estrategia de DA. La automatización de la red debe mejorar sus prestaciones y como inversión debe recuperarse mediante la obtención de una mayor eficiencia operativa y de los índices de desempeño de la actividad de negocio. 1.5 Arquitectura y estrategias de implementación de DA 19 Las redes de distribución se suelen operar de forma radial y la reconfiguración de la red es una de las pocas formas de mejorar la fiabilidad. Una vez que se produce un defecto, la zona afectada debe aislarse y la única forma de reenergizar los circuitos aguas abajo de la falta es cerrando puntos frontera. El aislamiento del defecto se puede realizar mediante automatización local o directamente por control remoto, sin embargo la reposición del suministro se suele realizar por control remoto basado en las decisiones del operador en lugar de con lógica automatizada, que aunque posible, requiere de algoritmos fiables para gozar de la plena confianza del personal de operación. Es uno de los frentes en los que avanzan los DMS. El modo en que se opera la red de distribución está influenciado por la ausencia de telecontrol y monitorización en tiempo real, requiriendo una cantidad de intervención manual considerable para la toma de decisiones y reposición del suministro. El tamaño y la multitud de elementos que componen la red de distribución impone la necesidad de manejar gran cantidad de información para garantizar una operación satisfactoria y segura. En este entorno se definen tres condiciones de operación: Condiciones normales. En estas condiciones, los operadores pueden preparar mantenimiento preventivo programado, monitorizar la red para detectar parámetros fuera de rango, considerar configuraciones para optimizar la operación y tomar medidas para corregir sobrecargas o mantener las tensiones dentro de los límites definidos. En estas condiciones se puede actualizar el esquema de operación y realizar las estadísticas de gestión de la operación. Condiciones de emergencia. Los fallos en la red no están programados. El primer objetivo es restaurar el sistema tan pronto como sea posible. Esto implica ejecutar planes de aislamiento del defecto y reposición del suministro mediante: o Telecontrol de dispositivos. o Despacho y control de cuadrillas de mantenimiento para operar dispositivos manualmente y verificar la localización del defecto. o Gestionar las reclamaciones de los clientes para preservar la satisfacción de los mismos. Administración. Tareas diarias de registro de eventos, elaborar informes de gestión y estadísticas de desempeño. El DMS debe funcionar tanto en condiciones normales como de emergencia, reflejando los flujos de trabajo en cada caso. Es fundamental el registro de la operación y la obtención de todos los datos legalmente exigibles a efectos de auditorías y análisis de incidentes. La operación de una red en la que sólo el 10% de los dispositivos está telecontrolado precisa de la operación manual por parte de personal desplazado a cada localización. Esto requiere del soporte de sistemas de información adicionales al SCADA tradicional tales como: Esquemas de operación y geográficos que muestren la ubicación de la red y los dispositivos. 20 1. Introducción Métodos de gestión de cuadrillas para dirigir y despachar los recursos adecuados. Gestión de talleres móviles con repuestos para la red. Gestión de reclamaciones de consumidores para identificar y localizar averías. Sistemas de comunicación móvil de voz y datos para transmitir órdenes a campo desde el centro de control. Todos estos sistemas deberán operar de forma coordinada y sincronizada con el centro de control. Un DMS para el control y automatización de la red se puede describir mediante cuatro funciones principales, integrables aunque también pueden operar de forma independiente. Se presentan en la figura 1.7. Figura 1.7:Funciones del DMS. Fuente: [Northcote-Green y Wilson, 2007] Gestión de operaciones en el centro de control. Es el entorno de usuario, vital para el DMS. Incluye todas las prestaciones puestas a disposición del operador a través del HMI. Algunas de las funciones típicas son las siguientes: Esquema sinóptico de la red. Interfaz con el SCADA (en los sistemas integrados, el SCADA tradicional se amplía para mostrar el esquema sinóptico). Gestión de tareas. 1.5 Arquitectura y estrategias de implementación de DA 21 Acceso a aplicaciones avanzadas como gestión de incidencias de consumidores o gestión de interrupciones. Interfaz con las bases de datos alfanuméricas de las aplicaciones corporativas para actualizar el DMS. La base del DMS son las bases de datos MT/BT, que se asumen como parte de esta función por tener pocos elementos de tiempo real. Es fundamental que el esquema de red pueda representar el estado de operación en cada momento. Además, debe soportar la posibilidad de realizar etiquetados, análisis topológicos y chequeos de seguridad mediante trazados y coloreado dinámico sobre el esquema de operación. La forma de presentar los datos así como la representación gráfica en el DMS varía dependiendo de los requerimientos de cada cliente. Así, es frecuente que se repliquen los cuadros sinópticos típicos de los centros de control, como por ejemplo los esquemas que representan el conjunto de la red sobre mapas geográficos pero ahora facilitando la navegación con funciones de zoom y localización. Mientras que los sinópticos que mostraban múltiples mapas de líneas alimentadoras se reproducen ahora en un conjunto de varias páginas. Sin embargo, la tendencia es usar una combinación de representaciones en forma de mapa continuo: puramente geográfico, geo-esquemático, esquema ortogonal de diagramas de operación o combinación de éstas, así como páginas individuales para las subestaciones. Control supervisor y adquisición de datos. Provee la monitorización y el control del sistema de distribución en tiempo real. Bajo el concepto de DMS, el SCADA tradicional se extiende para incluir la representación de toda la red de distribución en forma de modelo de conectividad con control de dispositivos por fuera de la subestación (FA). La base del sistema SCADA es el sistema de adquisición de datos en localizaciones remotas y la base de datos central de tiempo real que es el repositorio de estos datos donde se procesan y se presentan al operador. Aplicaciones avanzadas. Aplicaciones analíticas basadas en la base de datos del modelo de conectividad MT proveen al operador con un medio para evaluar en tiempo real y estudiar las condiciones de carga y tensión del sistema con anterioridad a la ejecución de secuencias de operación con interruptores. Pueden determinarse las consecuencias de un defecto ante cualquier configuración de la red con aplicaciones familiares para los técnicos de planificación. El potencial de aplicar aplicaciones avanzadas a otros problemas es considerable, tal como el empleo de sistemas expertos para determinar las mejores secuencias para la restauración. La optimización rápida y las técnicas de búsqueda tienen la clave para desarrollar sistemas para reconfigurar la red minimizando las pérdidas. En tanto que la privatización enfatiza la idea de negocio, se requerirán las aplicaciones que persigan el cumplimiento de los límites contractuales dentro de los límites técnicos reglamentarios. De nuevo el modelo de la red es fundamental y si no se sostiene con aplicaciones avanzadas, lo hará de una copia sincronizada con el SCADA o del sistema de gestión de interrupciones. Estas aplicaciones se consideran herramientas de toma de decisiones. 22 1. Introducción Gestión de interrupciones. El término abarca muchas funciones y puede incluir el proceso de atender la llamada del cliente, diagnosticar la localización del defecto, asignar y despachar una cuadrilla para confirmar y reparar la avería, preparar y ejecutar secuencias con interruptores para restaurar la operación y cerrar el corte cumplimentando todos los informes y estadísticas del incidente. Durante todo este proceso, se coordinarán otras llamadas de clientes distinguiendo si corresponden al defecto declarado o si corresponde iniciar otro incidente. Cuando la gestión de interrupciones incluye la atención telefónica se suele emplear el término gestión telefónica de incidentes (TCM26). Los sistemas TCM se han implementado como aplicaciones independientes sin interfaces con el SCADA cuando la gestión de operaciones del centro de control se había implementado previamente, pues se sustenta en el sistema gráfico y en la base de datos del modelo MT de la red. Un DMS con TCM implica la idea de DMS orientado al cliente. Algunas funciones del sistema de gestión de interrupciones pueden considerarse en el área de aplicaciones avanzadas pues se basan en la topología de la red y en su análisis. El cuadro identificado como “Gestión de Datos” en la figura 1.7 representa un componente fundamental en cualquier DMS. Esta actividad cumplimenta los datos requeridos en el DMS. Por un lado aporta los datos necesarios para los sistemas de tiempo real y las aplicaciones avanzadas y por otro debe cumplir los requerimientos de los sistemas de monitorización o servir de interfaz para los datos aportados por el GIS. Esta definición de funcionalidades del DMS en forma de módulos independientes permite que se establezcan diferentes configuraciones, según las necesidades. La clave reside en el modelo de conectividad entre módulos que debe residir en el primero que se implemente y debe ser capaz de soportar las prestaciones requeridas por las funciones sucesivas. Así, por ejemplo, las empresas eléctricas con sistemas SCADA tradicionales los están ampliando y actualizando con nuevos sistemas de gestión para mejorar la eficiencia de las operaciones en la red MT. En todo caso, los sistemas con operación basada en tiempo real y los de operación manual deben integrarse de forma cuidadosa para que el operador pueda navegar por ellos de forma indistinta. En la medida que se implementan todas las funcionalidades del DMS, pueden producirse solapes entre las aplicaciones. De modo que la arquitectura del DMS debe integrar: Operación de toda la red, tanto telecontrolada (tiempo real) como con maniobra manual (con personal desplazado). SCADA. Gestión de cuadrillas y personal desplazado. Programación de maniobras y planificación de trabajos y descargos. Mantenimiento del esquema de operación y gestión de notas y comentarios. Gestión eficiente de los recursos de la red. Cambios temporales y permanentes en la red. 26TCM, siglas de trouble call management 1.5 Arquitectura y estrategias de implementación de DA 23 Introducción de nuevos activos y plantas en la red. Sincronización de los estados as-operated y as-built en las bases de datos corporativas. Fuentes de información fuera del centro de control como GIS, personal, gestión de tareas, sistemas de atención telefónica y sistemas de gestión de cuadrillas y personal. Sistemas de gestión de activos. Gestión de datos de todos los componentes y porciones de la red con el DMS. 1.6 Conclusiones Con la liberalización del sector eléctrico y la segregación de actividades, las empresas gestoras de la distribución deben buscar la obtención de beneficios en la propia actividad de distribución. El sistema retributivo regulado en el que los ingresos se aproximan al coste eficiente, deja un estrecho margen de maniobra para obtener un beneficio razonable, obligando a las empresas a realizar su actividad de forma eficiente y bien gestionada. Este escenario junto con la coyuntura económica y la creciente preocupación por la sostenibilidad y la eficiencia energética ha impulsado el desarrollo de los sistemas de gestión de la distribución. Los avances de las tecnologías de la información y la comunicación que hasta ahora centraban su aplicación en la generación y en el transporte, encuentran en la distribución un campo fértil con empresas dispuestas a invertir para explotar al máximo sus posibilidades. En este capítulo se ha expuesto la importancia de la adecuada gestión de la red de distribución y se ha presentado la evolución de los sistemas SCADA destacando cómo se han ido adaptando a las necesidades de operación de la red eléctrica, cristalizando en los EMS primero y tras la liberalización del sector en los DMS. Se ha realizado una introducción a su arquitectura y funcionalidades básicas. Servirá de base para la definición de estrategias que ayuden a mejorar la eficiencia de la distribución. 30 2. Reducción de la tensión de conservación servicio para cuantificar así el consumo energético de los componentes de la carga eléctrica en función de la tensión de alimentación [Chen et al., 1981; EPRI, 2001]: Caso de dispositivos sin lazo de realimentación, aquellos en las que no existe mecanismo de control que modifique la operación del receptor para corregir o compensar la reducción de la tensión de alimentación (ejemplos típicos son el alumbrado y los motores sin regulación). Las lámparas, ya sean incandescentes o fluorescentes, tienden a absorber menos energía con una tensión de alimentación menor. Otro efecto beneficioso de la reducción de tensión es que al reducirse la temperatura, el tiempo de vida de la lámpara aumenta [EPRI, 2001; Wilson, 2003; Schneider et al., 2010]. Sin embargo, para el caso de lámparas de descarga de alta intensidad, reducir la tensión puede conducir a disminuir la vida útil. [EPRI, 2001]. El ahorro energético en los motores sin regulación depende de factores como su tipo, tamaño, carga y velocidad. Si un motor trabaja por debajo de su carga máxima (es lo habitual), la CVR reduce sus pérdidas y aumenta su eficiencia [Wilson, 2003, 2010]. Caso de dispositivos con lazo de realimentación, como pueden ser las cargas con ciclos térmicos (como los calentadores eléctricos), motores regulados y cargas reguladas de potencia constante (como los hornos). En estos casos no se objetiva ahorro energético [EPRI, 2001; Schneider et al., 2010], lo que se produce es un aplanamiento de la demanda, se consume menos potencia pero se prolonga el tiempo de consumo. [Wilson, 2003] expone una pequeña reducción de las pérdidas en el aislamiento de los transformadores y en las pérdidas por conmutación en las cargas con electrónica moderna. Los consumidores se pueden beneficiar de un menor consumo energético, sin embargo, eso se traduce en una reducción de los ingresos de las empresas distribuidoras, problema con el que se encuentran muchos programas de respuesta desde el lado de la demanda [Beck, 2007]. Los beneficios de la CVR para las empresas distribuidoras se resumen en:  Alivio de la demanda en horas punta.  Aumento de la capacidad de la red existente.  Reducción de las pérdidas netas en la red, considerando tanto los transformadores como las líneas.  Incentivos de la Administración a la reducción de pérdidas.  Bienestar social al reducir el consumo de combustible y reducir las emisiones contaminantes. La CVR puede combinarse con otras mejoras del sistema para obtener un control integrado Volt/Var óptimo, que es la tendencia de los futuros programas de eficiencia en la distribución. 2.3 Evaluación de los efectos de la CVR La cuestión crítica a la hora de decidir la implementación de la reducción de la tensión de conservación radica en cómo evaluar el rendimiento en las líneas alimentadoras. Hay que seleccionar las líneas adecuadas en las que se pueda aplicar esta estrategia y realizar un análisis de coste/beneficio. Es preciso estimar el consumo sin reducción de la tensión du- 2.3 Evaluación de los efectos de la CVR 31 rante el período en que se vaya a aplicar CVR pues no podrá medirse y es necesario establecer una referencia para poder evaluar los efectos. La búsqueda de métodos para cuantificar una estimación creíble de los efectos de ahorro energético es lo que impulsa la investigación e implementación de la CVR. En contra está el escepticismo relativo al efecto de la CVR. Además, para cuantificar los efectos de la CVR hay que discriminar los efectos provocados por otros factores de los cambios generados por la reducción de la tensión. Las metodologías para evaluar los efectos de la CVR pueden clasificarse en cuatro categorías:  Comparación.  Regresión.  Síntesis.  Simulación. También hay estudios que combinan dos metodologías para analizar los efectos de la CVR. 2.3.1 Métodos de comparación Hay dos métodos de comparación para medir los efectos de la CVR. El primero consiste en comparar dos líneas alimentadoras durante el mismo período de actuación. Para ello, se seleccionan dos líneas que presenten la misma configuración, topología, condiciones y características de carga y que geográficamente estén próximas. Se aplica CVR a una línea (muestra tratada) al tiempo que se mantiene una tensión normal en la otra (muestra de control). El segundo método consiste en aplicar la CVR a una línea (muestra tratada) y después comparar los resultados con los obtenidos en esa misma línea durante otro período de tiempo con características climatológicas y de carga similares pero esta vez sin CVR (muestra de control). Un problema de los métodos de comparación es que en los cálculos no se pueden discriminar aquellos cambios en las cargas provocados por otros factores diferentes a la CVR como pueden ser diferencias climatológicas o ruido en las medidas. [Krupa y Asgeirsson, 1987] realizaron ensayos en Detroit Edison para obtener el factor CVR comparando los datos medios registrados en días con y sin CVR. [Kennedy y Fletcher, 1991] realizaron ensayos de CVR en todos los circuitos de Snohomish County Public Utility District (PUD) con tensiones reducida y normal en ciclos alternativos de 24 h. Para restar el efecto de la temperatura, cada día de test se comparó con dos días sin CVR uno en el que el clima había sido más caluroso y otro en el que fue más frío. Con esto se realizó una media ponderada para obtener el CVRf. Esta es la metodología más directa para calcular el factor CVR. Sin embargo, plantea algunos inconvenientes:  Es posible que no exista una muestra de control adecuada. 32 2. Reducción de la tensión de conservación  El ruido provocado por factores externos, como por ejemplo por el impacto climatológico, puede no haberse filtrado adecuadamente. Es posible que sólo con efectuar medias no se cancele el efecto del ruido. Tras ponderar los datos realizando medias, no es posible obtener el factor CVR para un día concreto lo que provoca que se pierda la naturaleza dependiente en el tiempo que tiene el CVR factor. 2.3.2 Métodos de regresión Estos métodos modelan la carga como una función de los factores de impacto. En las referencias [Beck, 2007; Fagen y Bernier, 2007; Wilson, 2010], las cargas fueron modeladas en función de la temperatura. Se realizó una regresión lineal para calcular el valor que generaban los modelos para las cargas alimentadas con tensión normal y se compararon con los valores medidos durante la aplicación de tensiones reducidas. El procedimiento consta de cuatro etapas: Definición del modelo. (2.10) Donde P y T son los datos a registrar para la parametrización del modelo. P representa al vector de registro de datos de potencia activa de la carga con tensión normal; Tc es la referencia para la temperatura de calentamiento; Te es la referencia para la temperatura de enfriamiento (en [Beck, 2007] para Tc y Te se tomaron 60 ºF y 70 ºF respectivamente); T es el vector de registro de datos de temperatura ambiental, la frecuencia de los datos dependerá de los equipos de medida y de las preferencias de quien realiza el estudio (en [Beck, 2007] se tomaron datos cada 15 min); β0, β1 y β2 son los parámetros a calcular con la regresión lineal; ε representa el error. Estimación de los parámetros. Los parámetros β0, β1 y β2 se estiman minimizando el error. Por ejemplo, si se usa el método de mínimos cuadrados ordinario, los parámetros se calculan según (2.11) y (2.12) (2.11) (2.12) donde es el vector que representa los parámetros estimados. Cálculo del consumo sin CVR. Con el nuevo vector de temperaturas T* correspondiente a los días de los ensayos, se sustituye en (2.10) y se calcula cual habría sido el consumo de la carga esos días sin CVR (P0*). (2.13) 2.3 Evaluación de los efectos de la CVR 33 Cálculo del factor CVR. Con la carga medida los días del ensayo con CVR (P1*) y P0* calculado en el paso anterior, se calcula el factor CVR utilizando las siguientes expresiones: (2.14) (2.15) La metodología más arraigada basada en regresión es el Protocolo #1 para CVR automático [Beck, 2007; Fagen y Bernier, 2007; Wilson, 2010]. En las referencias [Erickson y Gilligan, 1982; Warnock y Kirkpatrick, 1986] se utiliza un modelo lineal de las cargas en función de la tensión, de la temperatura y otros factores. Se usa regresión multivariable para detectar las sensibilidades de la carga a los factores de impacto. El modelo se formula mediante la siguiente expresión: (2.16) donde ΔV representa la reducción de tensión medida en el transformador de la subestación; α0 es el componente básico de la carga, α1 es el coeficiente de dependencia de la carga con la temperatura, α2 es el coeficiente de dependencia de la carga con la tensión y ε representa el error. El parámetro estimado α2 es el que refleja la sensibilidad de la carga a los cambios de tensión y por tanto el que debe usarse para calcular el factor CVR. Las referencias [Dwyer et al., 1995; Short y Mee, 2012] usan el modelo multivariable para obtener la dependencia de la carga con la tensión y calcular el factor CVR. En [Markushevich et al., 2012] se mejora el método anterior verificando la precisión de los coeficientes introduciendo los resultados en un programa de flujo de carga. El modelo multivariable puede incluir otros factores de impacto. Por ejemplo, en [Erickson y Gilligan, 1982] se analizaron los datos de California Public Utilities Commission (CPUC) incluyendo en el modelo de regresión la tensión, la temperatura, día de la semana, mes y otros factores de impacto. En [Preiss y Warnock, 1978; Warnock y Kirkpatrick, 1986] se usó el método de regresión para analizar los tests CVR en AEP. Aplicaron la regresión para identificar la dependencia de las cargas con la temperatura y eliminar su efecto de los datos obtenidos de consumo energético. Como los métodos de regresión están basados en modelos lineales que descomponen la carga en componentes (normalmente dependientes de la climatología), se usan de forma habitual para evaluar los efectos de la CVR pues es posible encontrar interpretaciones físicas a los componentes del modelo, facilitando el análisis del comportamiento. Los modelos de regresión también pueden utilizarse para predecir el factor CVR. Sin embargo, como los efectos de la CVR suelen ser pequeños, del orden de unos pocos puntos en tanto por ciento, pueden caer dentro del margen de error de los modelos de regresión. Es necesario diferenciar los efectos de la CVR de los errores de estimación. Además, los métodos de regresión dependen en gran medida de la precisión de los modelos de regre- 34 2. Reducción de la tensión de conservación sión. Los modelos utilizados en la bibliografía son básicamente lineales, pero se sabe que las series de datos que tratan de explicar son funciones claramente no lineales de las variables exógenas. Los métodos de regresión no lineales basados en redes neuronales artificiales y las regresiones con máquinas de vectores de soporte permiten aproximar el comportamiento no lineal de las cargas [Park et al., 1991; Hippert et al., 2001; Chen et al., 2004; Fan y Chen, 2006; Wang et al., 2014]. Factores de impacto como la información climatológica y registros históricos de carga pueden utilizarse como entradas para entrenar estos modelos de regresión no lineales. Hay muchas referencias que usan redes neuronales artificiales y máquinas de vectores de soporte para la predicción de las cargas, pero sólo unos pocos aplican estos métodos para analizar la CVR [Wang et al., 2014]. Es razonable pensar que estos métodos darían resultados más aproximados sobre los efectos de la CVR que los métodos basados en regresión lineal. 2.3.3 Métodos de síntesis Los métodos de síntesis agregan la dependencia entre la tensión y la carga para estimar los efectos de la CVR en un circuito. Hay dos formas de realizar esto, síntesis a partir de las componentes de la carga y síntesis según el tipo de consumidor. En la síntesis basada en las componentes de la carga, el consumo energético de las cargas de los principales aparatos se modela en función de la tensión mediante ensayos en laboratorio. Las fracciones de carga de cada aparato se obtienen mediante estudios. El consumo energético total a nivel del circuito (Ec) se computa como (2.17) donde Ei (V) representa la energía que consume el aparato i a la tensión V; Si es la participación del aparato i en la carga del circuito. El ahorro energético puede estimarse mediante la expresión (2.15) comparando tensiones normales y reducidas. [Chen et al., 1981, 1982] investigaron la relación entre el consumo energético y la tensión de los principales aparatos. Esto facilitó un escenario preliminar de la estimación del consumo agregado de energía usando las componentes de cargas supuestas. Figura 2.3 Izquierda: potencia activa en función de la tensión aplicada de los grupos de televisores 1 a 4. Derecha: consumo de energía en un período de 10 min en función de la tensión aplicada de los grupos de televisores 1 a 4. Fuente: [Cheng et al., 1981] 2.3 Evaluación de los efectos de la CVR 35 La síntesis en función del tipo de consumidor clasifica los consumos en residenciales (R), comerciales (C) e industriales (I). Según el tipo de consumo, la composición de las cargas asociadas es diferente, de modo que es fácil reconocer que los efectos de la CVR están estrechamente relacionados con el tipo de consumidores en las líneas. La Tabla 2.1 resume los resultados publicados de factor CVR según el tipo de consumidor. Aunque la cuantificación del efecto de la CVR de cada tipo puede variar, es posible extraer una primera conclusión y es que comparadas con las cargas industriales, la reducción de la tensión disminuye más el consumo energético en los consumidores residenciales y comerciales. Los resultados obtenidos muestran que estos tipos de consumidores presentan mayor sensibilidad a la tensión [Price et al., 1995]. Estudio Residencial Comercial Industrial California 0,76 0,99 0,41 BPA 0,77 0,99 0,41 AEP 0,61 0,89 0,35 CPUC 1,14 0,26 N/A SCE 1,30 1,20 0,50 Snohomish 0,33-0,68 0,89-1,10 N/A HQ 0,06-0,67 0,80-0,97 0,10 NEEA 0,63 0,37 N/A Detroit 0,96-1,11 0,75-0,80 0,50-0,83 Tabla 2.1 Resultados publicados de CVRf de distintos tipos de consumidores Fuente: [Wang y Wang, 2013] El factor CVR a nivel de circuito puede estimarse como una combinación lineal de factores CVR y la aportación de carga de cada tipo de consumidor: (2.18) donde R, C e I representan la aportación de cada uno de los tipos de consumidor expresado en tanto por uno; CVRR, CVRC y CVRI son los factores CVR de los consumidores residenciales, comerciales e industriales respectivamente. En las referencias [De Steese et al., 1990a, 1990b; Kirshner, 1991] se aplican los dos métodos de síntesis para cuantificar los efectos de la CVR en BPA. Encontraron que con el primer método, en el que la síntesis del ahorro se realiza a nivel de receptores, se generan estimaciones un 35% menores que con el segundo método de síntesis en función del tipo de consumidor. En la referencia [Begovic et al., 2000] se define la expresión (2.19) para estimar los efectos de la CVR (2.19) donde NRPC es el ratio de consumidores residenciales y pequeños comercios en la línea expresado en tanto por uno. Así, CVRf varía entre 0,7% y 1,2% en el modo que NRPP varía entre 0 y 1. 36 2. Reducción de la tensión de conservación Los métodos de síntesis permiten obtener una estimación rápida de los efectos de la CVR antes de su implementación. Los supuestos en los que se basan los métodos de síntesis son que los aparatos mantienen el comportamiento que tuvieron durante los ensayos en el laboratorio y que la información de la composición de carga es correcta. Sin embargo, es difícil recopilar datos precisos de la participación de carga así como de la relación carga/tensión de absolutamente todos los receptores existentes. Así que los resultados obtenidos con métodos de síntesis deben usarse con precaución. 2.3.4 Métodos de simulación Los métodos de simulación se basan en modelar el sistema y realizar cálculos de flujo de carga. Se simula el circuito y se calcula el consumo que tendría la carga sin CVR y se compara con el medido con CVR. La figura 2.4 muestra el diagrama de bloques de este método. Figura 2.4 Diagrama de bloques de los métodos de simulación Fuente: [Wang y Wang, 2013] Los circuitos con modelos detallados pueden ser de gran precisión. El desafío radica en modelar la carga. Pueden usarse los modelos de carga basados en coeficientes ZIP para representar los aparatos en lazo abierto. 2.3 Evaluación de los efectos de la CVR 37 Se han realizado ensayos en laboratorio con distintos tipos de receptores y los resultados muestran que ninguna carga obedece completamente a características de potencia, impedancia o intensidad constante. Todas las cargas eléctricas responden a una combinación de potencia constante, impedancia constante y corriente constante. Y cada una responde a sus propias características P-V y Q-V que pueden ser representadas mediante sus coeficientes ZIP. El modelo de coeficientes ZIP es una expresión polinómica que representa la variación de una carga con la tensión como una composición de los tres tipos de cargas constantes impedancia (Z), intensidad (I) y potencia (P). Se trata de una aproximación cuadrática de las curvas P-V y Q-V. Las expresiones para la potencia activa y reactiva en función de los coeficientes del modelo ZIP son: (2.20) (2.21) en las que P y Q son los valores de las potencias activa y reactiva respectivamente a la tensión de servicio (Vi); P0 y Q0 son los valores de las potencias activa y reactiva respectivamente a la tensión nominal (V0); Zp, Ip, Pp son los coeficientes del modelo ZIP para la potencia activa; Zq, Iq, Pq son los coeficientes del modelo ZIP para la potencia reactiva. En [Bokhari et al., 2014] se presenta el estudio realizado con las distintas clases de consumidores: residenciales, comerciales e industriales en la ciudad de Nueva York para determinar de forma experimental los coeficientes ZIP que modelan las cargas ante condiciones de variación de la tensión. El estudio realizó dos tipos de modelos, el modelo de cargas agregadas según tipo de consumidor, dividido en subclases. Así, los consumidores residenciales se subdividieron en 6 estratos diferentes en función del consumo energético anual (por ejemplo, en el estrato B se agruparon los consumidores residenciales con un consumo anual comprendido entre 1.948 y 2.897 kWh). Los consumidores comerciales se clasificaron en pequeños y grandes comercios con distintas subclases asociadas al tipo de actividad y receptores asociados. Como consumidores industriales se estudió una planta de tratamiento de agua y una estación de transporte y almacenamiento de combustible. El segundo modelo realizado en el estudio fue el de 60 receptores de uso común (neveras, compresores, televisores, distintos tipos de lámparas, etc.). Sin embargo, hay que tener en cuenta que dado que el objetivo del estudio era evaluar el comportamiento de la carga para la CVR, la aproximación cuadrática con la que se calcularon los coeficientes del modelo ZIP se realizó en la región de trabajo de los equipos con la tensión reducida. De modo que el modelo de cargas dado por los coeficientes obtenidos debe usarse en escenarios similares. La figura 2.5 muestra para cada tipo de receptor dos aproximaciones realizadas, con línea solida el ajuste de coeficientes en un una región de trabajo comprendida entre 130 V 38 2. Reducción de la tensión de conservación y 100 V, y con línea de puntos entre 130 V y la tensión por debajo de la cual el receptor pierde funcionalidad. Figura 2.5 Ajuste de coeficientes ZIP para distintos receptores Fuente: [Bokhari et al., 2014] La Tabla 2.2 resume los coeficientes de cargas agregadas por tipo de consumidor. Para cargas con lazo de realimentación como las de calefacción, ventilación o aire acondicionado puede usarse el modelo de parámetros térmicos equivalentes (PTE), en este modelo la demanda del sistema es función de la temperatura, de la humedad, del sol, de la tensión y de los ajustes termostáticos [Kirshner, 1990; Schneider et al., 2011b]. Potencia Reactiva (kVAr) (kVArW) Potencia Reactiva (kVAr) (kVArW) Tensión (V) Tensión (V) Potencia Activa (W) Potencia Activa (W) Potencia Activa (W) Potencia Activa (W) Potencia Reactiva (kVAr) (kVArW) Potencia Reactiva (kVAr) (kVArW) Televisor Televisor Proyector Proyector Refrigerador Refrigerador Compresor trifásico Compresor trifásico Tensión (V) Tensión (V) Tensión (V) Tensión (V) Test Test Test Test Tensión (V) Test Test Test Test Ajuste con Tensión de corte 100 V Ajuste con Tensión de corte actual Ajuste con Tensión de corte actual Ajuste con Tensión de corte actual Ajuste con Tensión de corte actual Ajuste con Tensión de corte actual Ajuste con Tensión de corte actual Ajuste Tensión de corte 100 V Ajuste con Tensión de corte 100 V Ajuste con Tensión de corte 100 V Ajuste con Tensión de corte 100 V Ajuste con Tensión de corte 100 V Ajuste con Tensión de corte 100 V Ajuste Tensión de corte 100 V Tensión (V) Ajuste con Tensión de corte actual Ajuste con Tensión de corte actual 2.3 Evaluación de los efectos de la CVR 39 Tipo de consumidor Zp Ip Pp Zq Iq Pq Estrato A 1,5 -2,31 1,81 7,41 -11,97 5,55 Estrato B 1,57 -2,48 1,91 9,28 -15,29 7,01 Residencial Estrato C 1,56 -2,49 1,93 10,1 -16,75 7,65 Estrato D 1,31 -1,94 1,63 9,2 -15,27 7,07 Estrato E 0,96 -1,17 1,21 6,28 -10,16 4,88 Estrato F 1,18 -1,64 1,47 8,29 -13,67 6,38 Quiosco 0,27 -0,33 1,06 5,48 -9,7 5,22 Pequeño Hamburguesería 0,69 0,04 0,27 1,82 -2,24 1,43 Comercio Lavandería 0,77 -0,84 1,07 8,09 -13,65 6,56 Óptica 0,55 0,24 0,21 0,55 -0,09 0,54 Gran Colegio 0,4 -0,41 1,01 4,43 -7,98 4,56 Comercio Hotel 0,76 -0,52 0,76 6,92 -11,75 5,83 Industrial 1,21 -1,61 1,41 4,35 -7,08 3,72 Tabla 2.2 Coeficientes ZIP de cargas agregadas por tipo de consumidor. Tensión de corte 100 V. Fuente: [Bokhari et al., 2014] En la referencia [Chen et al., 1995] se propone un programa de cálculo flujo de carga para estimar los efectos de la CVR sobre una línea en Taipower. El programa precisa dos tipos de información, el consumo en función de la tensión y de la temperatura de los principales aparatos y la composición de las cargas describiendo el porcentaje de consumo según cada tipo durante un intervalo de tiempo definido. En [Markushevich et al., 2012] se empleó un programa de flujo de carga para verificar la relación entre la carga y la tensión calculada mediante un método de regresión. En [Sunderman, 2012] se modeló la carga como una función exponencial de la tensión en un intento de replicar la operación del sistema con y sin CVR y analizar sus efectos. En [Schneider et al., 2011a] se incorporó el modelo PTE para representar las cargas con lazo de realimentación en un programa de simulación y analizar los efectos de la CVR. Los métodos de simulación tienen gran precisión si los modelos representan con exactitud el comportamiento de las cargas. Sin embargo los métodos de simulación actuales están basados en las componentes de las cargas y es muy difícil construir modelos para todas las cargas existentes y emergentes. Resulta más apropiado identificar el modelo de cargas agregadas a nivel de circuito. Además, a pesar de que los efectos de la CVR cambian con el tiempo, los modelos de carga actuales son todos invariantes, lo que afecta a la estimación del factor CVR. Es necesario hacer que el modelo sea adaptativo al comportamiento dinámico de las líneas y las cargas. 2.3.5 Efecto estacional sobre el factor CVR Los cambios estacionales del CVRf se deben a las diferentes condiciones meteorológicas y al comportamiento de la población en las distintas temporadas. En la Tabla 2.3 se resumen los resultados publicados del factor CVR por estación. Se reconocen cuatro tipos de 46 2. Reducción de la tensión de conservación Los métodos de regresión son los más populares para evaluar los efectos de la CVR. Aún así, hacen falta modelos de regresión más sofisticados para mejorar la precisión de la estimación. Las redes neuronales artificiales y las regresiones con máquinas de vectores de soporte se pueden usar para analizar los efectos de la CVR considerando la relación entre las cargas y los factores de impacto. Los métodos de simulación tienen el potencial para cuantificar de forma precisa los resultados de la CVR siempre que los modelos tanto del sistema como de las cargas se hagan adaptativos a los cambios dinámicos. Estimar los efectos de la CVR analizando la dependencia de las cargas con la tensión es una idea relativamente nueva que puede revelar la naturaleza de la CVR. Cómo identificar esta dependencia de forma precisa es algo que debe ser estudiado. Otra ventaja es la posibilidad de estimar los efectos de la CVR en cualquier momento del test si la dependencia se calcula empleando algoritmos recursivos. La reducción de tensión en lazo abierto sigue siendo la técnica predominante de implementar la CVR sin embargo la tendencia futura del VVC es de lazo cerrado incorporando información dinámica de la configuración de la red, medidas en tiempo real procedentes de los contadores telegestionados, algoritmos de flujo de carga óptimos y operación en modo CVR. Es preciso estudiar cómo usar la gran cantidad de datos del sistema procedentes de los contadores inteligentes para coordinar un VVC que optimice la operación en tiempo real de todo el sistema. El impacto de la generación distribuida en la CVR es un campo de investigación emergente. Debe estudiarse cómo mejorar los esquemas de VVC para mantener el perfil de tensión deseado a lo largo de toda una línea con DG. Otro tema a estudiar es cómo coordinar los controles de la DG y VVC para optimizar la CVR, además, considerando la incertidumbre de las salidas de la DG deben utilizarse métodos de optimización estocásticos. Capítulo 3 Control Volt/Var Índice 3.1 Antecedentes ................................................................................................... 47 3.2 Elementos de control Volt/Var en las redes de distribución en Canarias ....... 50 3.3 Algoritmos de control Volt/Var ...................................................................... 57 3.4 VVC en las redes de distribución en Canarias ................................................ 61 3.5 Conclusiones ................................................................................................... 75 n este capítulo se profundiza en una de las funciones más importantes de los sistemas de gestión de la distribución, el control coordinado de la tensión y de los flujos de potencia reactiva. Se describen los elementos que la componen y los algoritmos más frecuentes. Por último, se expone el diseño de un controlador basado en inteligencia artificial para sistemas aislados y los resultados obtenidos con el mismo en una experiencia piloto realizada en una subestación en la isla de Gran Canaria. 3.1 Antecedentes El propósito de la regulación de tensión en las redes de distribución es mantener en todo momento la tensión de alimentación a los consumidores finales dentro de los márgenes reglamentarios (tanto los equipos de las instalaciones eléctricas como los de los consumidores están diseñados para trabajar en un rango de tensión, por lo que la operación de los mismos fuera de este rango podría afectar a su funcionamiento o dañarlos). Este objetivo se debe cumplir ante todas las condiciones que se puedan dar en la operación de la red en estado normal, particularmente ante variaciones de la tensión en la red de transporte y ante la fluctuación de la carga conectada a cada línea alimentadora en cada instante. Variaciones de la tensión en la red de transporte: la tensión en estas redes admite variaciones mayores que en la red de distribución. Los valores admisibles de tensión de la red de transporte en condiciones normales para sistemas eléctricos insulares (se hace referencia al caso de Canarias, por ser el emplazamiento del estudio realizado en esta tesis) y extrapeninsulares están establecidos en el procedimiento de operación P.O. SEIE-133, se re33Resolución de 24 de julio de 2012, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba la modificación de los procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular (SEP) P.O.-3.1; P.O.-3.2; P.O.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. E 48 3. Control Volt/Var flejan en la Tabla 3.1. Estos definen los rangos de las tensiones en los puntos fronteras entre la red de transporte y las redes de distribución. Por lo tanto, será preciso contar con mecanismos de regulación que permitan ajustar la tensión primaria de la red de distribución ante las variaciones que puedan existir en la red de transporte. Nivel de tensión Mínimo Máximo 220 kV 210 kV (95%) 245 kV (111%) 132 kV 125 kV (95%) 145 kV (110%) 66 kV 62 kV (94%) 72 kV (109%) Tabla 3.1 Márgenes de tensión de la red de transporte en estado normal Fuente: [Resolución de 24 de julio de 2012, de la Secretaría de Estado de Energía] Fluctuación de la carga conectada: en las horas punta aumenta la intensidad de corriente que recorre las líneas alimentadoras, esto se traduce en una mayor caída de tensión en las líneas y que el valor de la tensión con que se alimenta a los consumidores más alejados de la subestación sea menor. Será preciso disponer de elementos reguladores que eleven la tensión de la línea en horas punta y que la reduzcan en horas valle para evitar la posibilidad de que se produzcan subtensiones o sobretensiones respectivamente. Por otra parte, las tensiones en una red eléctrica dependen en gran medida del flujo de potencia reactiva en la misma. Dados dos nudos de un sistema eléctrico conectados entre sí, la diferencia entre los valores eficaces de sus tensiones está fuertemente relacionada con el flujo de potencia reactiva entre ellos. A su vez, tanto la caída de tensión como el flujo de reactiva son relativamente independientes del desfase entre los ángulos de ambas tensiones y del flujo de potencia activa entre los dos nudos [Kundur, 1984]. Este desacoplamiento entre el flujo de potencia reactiva y la caída de tensión por un lado, y el flujo de potencia activa y el desfase angular de tensión por otro, es una regla que suele cumplirse en los sistemas eléctricos, aunque es más pronunciado:  Si las líneas son muy inductivas.  Si las líneas no están excesivamente cargadas. En general, puede afirmarse que la potencia reactiva circula desde los nudos con tensión mayor hacia los nudos con tensión menor. De la misma forma, puede afirmarse que para aumentar la tensión en un nudo hay que inyectar en él potencia reactiva, y para disminuir su tensión hay que extraer potencia reactiva. Para una operación eficiente el flujo de potencia reactiva debe minimizarse reduciendo las pérdidas por efecto Joule de potencias activa (RI2) y reactiva (XI2) en la red a su mínimo práctico. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica. B.O.E. núm. 191 de 10 de agosto de 2012. 3.1 Antecedentes 49 Las cargas en un sistema eléctrico varían a lo largo del día, y con ellas la demanda de reactiva, por lo que el sistema de control debe operar de forma continua para corregir las desviaciones de tensión. Además, y en la medida de lo posible, la potencia reactiva debe producirse allí donde se necesita con el fin de reducir los gradientes de tensión y las pérdidas del sistema. En este sentido el control de tensión es un control esencialmente local y por ello se ejecuta mediante dispositivos repartidos por todo el sistema. La interrelación existente entre la tensión y el flujo de potencia reactiva provoca que el control de los mismos deba realizarse de manera coordinada. En la literatura, a este control se le denomina control Volt/Var (VVC34). 3.1.1 Producción y absorción de potencia reactiva A continuación se relacionan los componentes de un sistema eléctrico que producen o absorben potencia reactiva [Kundur, 1984].  Generadores síncronos: Pueden generar o consumir potencia reactiva dependiendo de su excitación. Cuando se sobreexcitan producen potencia reactiva, mientras que cuando están subexcitados la absorben. Esta capacidad está limitada por los márgenes de funcionamiento de la máquina. Los generadores síncronos suelen estar equipados con reguladores automáticos que ajustan la excitación para controlar la tensión en el punto de conexión.  Líneas aéreas: En función de su carga, absorben o generan potencia reactiva. En general, cuando están cargadas absorben reactiva, y cuando están descargadas la generan.  Cables subterráneos: Debido a su elevada capacidad distribuida, generan potencia reactiva en todas las condiciones de operación.  Transformadores: Siempre consumen potencia reactiva. Cuando están descargados lo hacen por la reactancia de magnetización, y cuando están cargados por la reactancia en serie.  Cargas: Normalmente absorben potencia reactiva, si bien depende de la naturaleza de la carga.  Dispositivos compensadores: Generan o consumen potencia reactiva para contribuir al control de tensión. 3.1.2 Métodos de control de tensión El control de la tensión se realiza controlando la producción, la absorción y los flujos de potencia reactiva en todos los niveles del sistema. En lo que se refiere a distribución, los dispositivos utilizados pertenecen a alguno de los siguientes grupos:  Fuentes y sumideros de potencia reactiva tales como condensadores y reactancias conectadas en paralelo, compensadores síncronos y compensadores estáticos (SVCs35). 34VVC siglas de Volt/Var control 35SVC siglas de static var compensator 50 3. Control Volt/Var  Compensadores de la reactancia de línea, permanentemente conectados, normalmente en líneas largas, tales como condensadores en serie.  Transformadores reguladores, tales como los transformadores con cambiadores de toma en carga o en vacío y los tipo boosters36. 3.2 Elementos de control Volt/Var en las redes de distribución en Canarias Dado que el trabajo desarrollado en esta tesis se centra en las redes de distribución y está orientado a las estrategias de operación y no al diseño de la red, no se va a entrar en el detalle de todos los métodos de VVC, solamente se describirán los propios de las redes de distribución (el carácter radial de las mismas simplifica el control de tensión) que existen implementados. 3.2.1 Condensadores en paralelo Constituye un medio sencillo y económico de inyectar potencia reactiva en el nudo en el que se conecta. Típicamente se acoplan en horas punta cuando las tensiones son más bajas. En la red de distribución se usa para compensar el factor de potencia de las cargas y para controlar el perfil de tensiones. Su principal inconveniente es que su generación de potencia reactiva es proporcional al cuadrado de la tensión (V2/Xc), por lo que su capacidad de aportar potencia reactiva disminuye cuando las tensiones son muy bajas, precisamente cuando es más necesaria. En la figura 3.1 se muestra el efecto de conectar un condensador en paralelo, en un punto próximo al consumo. Este compensador genera la intensidad de corriente que contrarresta el efecto inductivo de la carga. De esta forma se reduce el flujo de potencia reactiva desde la generación hasta el punto de conexión del condensador. Figura 3.1 Efecto de conectar una batería de condensadores en paralelo. Fuente: [Westinghouse Electric Co., 1964] 36Transformador con el devanado secundario en serie con la salida hacia la carga que suma o resta tensión 3.1 Antecedentes 51 La figura 3.2 muestra el efecto sobre la potencia aparente y la potencia reactiva de conectar una batería de condensadores de potencia QC.. Figura 3.2 Efecto sobre la potencia aparente de conectar una batería de condensadores en paralelo. Fuente: [Pabla, 2005] en la que S0 , Q0 son las potencias aparente y reactiva sin compensación alguna y Sm , Qm son las potencias mejoradas tras el acoplamiento de la batería de condensadores. El flujo de potencia reactiva desde la fuente hasta ese punto se ha reducido y el factor de potencia se ha mejorado, pasando de cosφ0 a cosφm. La figura 3.3 muestra la relación entre las potencias activa y reactiva con el factor de potencia (F.P.), manteniendo la potencia aparente constante. Permite visualizar de forma intuitiva los beneficios para la red de compensar la potencia reactiva. Además de reducir las pérdidas, se aumenta la capacidad de la red y se reduce el coste de la inversión por cada kW de carga alimentada. Figura 3.3 Relación entre las potencias activa y reactiva con el F.P. manteniendo la potencia aparente constante Fuente: [Pabla, 2005] El alcance de los beneficios derivados del uso de condensadores depende de su localización (en la subestación, en las líneas, en los puntos de consumo), del tipo (fijos o conmutados), del tamaño y del esquema de control (escalonados o en configuración todo o nada). Al analizar la localización, hay que tener en cuenta que el efecto beneficioso se produce aguas arriba del punto de conexión del condensador. Cuando la compensación se realiza en la subestación AT/MT, se está beneficiando a la red de transporte o de subtransmisión según el caso. En los sistemas eléctricos competitivos donde no exista red de subtransmisión, como es el caso de Canarias, el operador de la red de distribución carece de incentivos para compensar la potencia reactiva en las subestaciones. Sin embargo, aunque en España todavía no se haya reglamentado, es práctica habitual en los países con el mercado 52 3. Control Volt/Var eléctrico liberalizado que se penalicen factores de potencia fuera de rango en puntos frontera entre las redes de transporte y de distribución. A los efectos de beneficiar a la red de distribución las baterías de condensadores deberían instalarse a lo largo de las líneas en aquellos puntos donde se produzcan problemas de subtensión. Para ello hay que realizar estudios de flujo de carga y determinar las condiciones en esos puntos con cargas mínima y máxima. Los grandes consumidores, los industriales o grandes comercios, suelen tener baterías de condensadores en su propia instalación, incentivados por el ahorro en la factura eléctrica. La red de distribución se beneficia de esto, sin embargo, al carecer de poder de gestión sobre la conexión de estas baterías, durante las horas valle si estos condensadores no se desconectan, generan sobretensiones que provocan que la red tenga flujos inversos de potencia reactiva, dándole un carácter capacitivo a la red. En relación con la elección del modo de operación, si con conexión fija o conmutada, dependerá de la variación de la carga y de la tensión en condiciones de carga mínima y máxima. Hay redes que combinan las dos soluciones, dejando un condensador conectado de forma fija que compense el carácter inductivo de la carga mínima y otro condensador conmutado que se conecta cuando la carga supera un determinado valor. El dimensionamiento de la batería de condensadores se realiza en función de las características de la carga conectada (factor de potencia que hay que corregir) y de la curva de demanda. Es un cálculo que hay que realizar de forma específica para cada instalación. Respecto al esquema de control, escalonado o en configuración todo o nada, el primero permitirá ir adaptando la compensación de potencia reactiva a la curva de demanda. Con la configuración todo o nada, la batería se podrá conectar a partir de un determinado valor de demanda de potencia reactiva. La primera solución tiene el inconveniente de los costes de la aparamenta asociada de protección y control que encarece notablemente esta opción. En Canarias, el esquema es todo o nada y en general se opera conectando los condensadores cuando la demanda alcanza cierto valor y desconectando cuando baja de cierto umbral. Este ciclo suele darse una vez al día (se conectan alrededor de las 09:00 y se desconectan alrededor de las 23:00 h). Aunque hay alguna instalación que por sus características topológicas y por el gran tamaño de sus baterías, mantiene la compensación de forma fija. 3.2.2 Transformadores con cambio de tomas Los transformadores con cambiadores de tomas contienen un devanado en el que la conexión puede realizarse a lo largo de distintos puntos, permitiendo una regulación discreta de la relación de transformación dentro de un margen relativamente estrecho. Estos transformadores proporcionan una herramienta sencilla y económica de control de tensión en un sistema eléctrico. Los cambiadores de tomas son dispositivos que varían la relación de transformación de un transformador, por tanto regularán las tensiones de este transformador. Pueden dividirse en dos tipos fundamentales: 3.2 Elementos de control Volt/Var en la red de distribución en Canarias 53  Cambiadores de tomas sin tensión.  Cambiadores de tomas en carga. En las redes de distribución en Canarias se usan transformadores con cambiadores de toma sin tensión en los centros de transformación MT/BT para contrarrestar la caída de tensión en el circuito primario por la longitud de la línea desde la subestación. La figura 3.4 esquematiza la red de distribución y muestra cómo va cayendo la tensión del circuito primario a medida que aumenta la distancia del centro de distribución a la subestación. Figura 3.4 Caída de tensión en el circuito primario de la red de distribución. Fuente: [Elaboración propia] La operación de cambio de toma sin tensión es manual e implica una interrupción del suministro. No pueden considerarse un elemento de control de la operación de la red. Más interesantes resultan los transformadores con cambiadores de toma en carga, OLTCs, instalados en las subestaciones para cambiar la posición de la toma y por tanto variar la relación de transformación estando el transformador energizado y en carga. Esta operación se realiza sin interrupción del suministro. Como ejemplo de cómo se realiza la conmutación, la figura 3.5 muestra la secuencia de funcionamiento para el cambio de la 54 3. Control Volt/Var toma 1 a la toma 2 con un cambiador de tomas de tipo bobina de inductancia con selector en carga según se refleja en la Norma UNE-EN 60214-1:200537. Figura 3.5 Secuencia de funcionamiento para los cambiadores de tomas de tipo bobina de inductancia con selector en carga. Fuente: [UNE-EN 60214-1:2005] donde P1, P2…P5 son posiciones de las tomas de servicio; B es la bobina de inductancia; C es el selector en carga; I es la corriente de carga; Z es la impedancia del autotransformador de prevención; Er es la tensión de toma; Ic es la corriente de circulación (Ic=Er /Z). El número de operaciones condiciona el mantenimiento de los cambiadores de tomas. Los contactos del preselector se erosionan (figura 3.6) y el fluido en que van sumergidos para reducir el arco entre los contactos (normalmente38 aceite o SF6) se degrada. Por lo tanto, el número de operaciones del OLTC es un parámetro que debe tenerse en cuenta en el diseño del algoritmo de control Volt/Var. El cambiador de tomas suele conectarse al devanado primario (el de mayor tensión) del transformador de potencia, pues de esta forma la intensidad de corriente que se conmuta en cada cambio de toma es menor. La operación del OLTC puede ser manual (de forma local en la subestación o remota desde el centro de control) o automática, en este caso gobernada por un regulador de tensión, que a partir de la medida de la tensión e intensidad en la salida del transformador de potencia envía las órdenes correspondientes al OLTC para elevar o reducir la tensión hasta el valor de consigna prefijado. El regulador de tensión compara la tensión medida con el valor de consigna ajustado, este el valor de la tensión que desea mantenerse o regularse en ausencia de carga. Cuando la diferencia supera el grado de insensibilidad ajustado, se envía al cambiador de tomas la orden de subir o bajar la toma, en función del signo de la desviación de tensión calculada. La orden se emite de acuerdo a una característica de tiempo que tiene en cuenta el valor de la desviación de tensión y los ajustes de grado de insensibilidad y factor de tiempo. El grado de insensibilidad es la variación de tensión tolerable en una red antes de que el regula37UNE-EN 60214-1:2005. Cambiadores de tomas. Parte 1: Requisitos de funcionamiento y métodos de ensayo. 38Las nuevas generaciones de OLTCs tienden a realizar la conmutación en vacío donde el arco es menor que en aceite o SF6, aumentando la vida útil de los contactos. 3.2 Elementos de control Volt/Var en la red de distribución en Canarias 55 dor de orden de cambiar de toma al transformador. Se define para evitar que el cambiador de tomas oscile entre dos tomas cuando la desviación calculada no supera la tensión de toma. El factor de tiempo permite ajustar el tiempo de retardo que depende de la magnitud de la perturbación. Las pequeñas desviaciones de tensión son reguladas muy lentamente, mientras que las desviaciones grandes lo son rápidamente. De esta forma se previenen las sobreactuaciones por oscilaciones de las medidas de la tensión. La figura 3.7 muestra las curvas que relacionan el tiempo de retardo (tiempo base x factor de tiempo) con la desviación de tensión en función del grado de insensibilidad admisible ajustado. Se obtienen a partir de la expresión 3.2. Figura 3.6 Erosión de los contactos del preselector en un OLTC. Fuente: [Brasher, 2013] (3.1) (3.2) donde DV(%) es la desviación de tensión expresada en tanto por ciento; Vd es la tensión deseada; Vm es la tensión medida; Tretardo es el tiempo que tarda el regulador en ordenar el cambio de toma; FT es el factor de tiempo; GI es el grado de insensibilidad. El grado de insensibilidad ajustable suele variar entre 0,4 y 5% del valor consigna. Para poder ajustarlo correctamente es preciso conocer el salto porcentual de tensión entre dos tomas contiguas. Se recomienda ajustar la insensibilidad al valor de la tensión de toma. En cualquier caso, siempre se ajustará una insensibilidad por encima del 60% de la tensión de toma. Los reguladores incluyen opciones para eliminar la temporización ante maniobras tales como conexión o desconexión de baterías de condensadores, así se puede anular el factor de tiempo cuando la tensión medida supera el ajuste de tensión de retroceso rápido o por la 62 3. Control Volt/Var dores del centro de control se encargan de resolver actuando de forma manual. Por otra parte, como las oscilaciones de las medidas no son tomadas en cuenta y el tiempo de respuesta del sistema es alto, el estado del sistema en el momento en que se resuelva alguna acción de control puede ser bien distinto del estado en base al cual se realizaron los cálculos. Otros aspectos tales como la limitación del número de maniobras del OLTC, la curva diaria de demanda o la caracterización de la carga alimentada no se tienen en cuenta. Dado que el OPF necesita datos de toda la red, no es posible descargar al sistema de telecontrol de estas tareas, no cabe pensar en automatizar la subestación. 3.4.1 Evaluación del VVC actual El sistema analizado es parte de una subestación de distribución 66/20 kV en servicio. En la figura 3.8 se representa de forma esquemática. Figura 3.8 Esquema de la subestación 66/20 kV estudiada. Fuente: [Elaboración propia] Está compuesto por:  Una barra de 66 kV a la que llega una línea de transporte.  Un transformador de potencia de 50 MVA con grupo de conexión Ynd11, equipado con un OLTC en el devanado primario de 22 posiciones (+6 y -15 sobre la toma de valor nominal) con una tensión de toma de 1,46%. En la tabla 3.2 se muestra la regulación del transformador y la relación de transformación resultante en función de la posición que toma el cambiador de tomas en carga, según los datos reflejados por el fabricante en el protocolo de ensayo del transformador. La tensión que aparece reflejada es la que habría en el primario manteniendo fija la tensión en el secundario a 22 kV. Por eso, al subir el número de posición de la toma y reducir la relación de transformación, la tensión resultante en el primario es me- 3.4 VVC en las redes de distribución en Canarias 63 nor. Sin embargo, la operación real no es así, es el devanado primario el que determina la tensión en el secundario. Ambas están relacionadas a través de la relación de transformación, según refleja la expresión 3.6 que tiene en cuenta el grupo de conexión estrella-triángulo del transformador: (3.6) donde VMT es la tensión de línea en el secundario; VAT es la tensión de línea en el primario; Ri es la relación de transformación real que depende de la posición i del cambiador de tomas. Posición OLTC Regulación Tensión AT (kV) Relación de transformación teórica Relación de transformación real 22 0,7810 51,5460 1,352 1,355 21 0,7956 52,5096 1,378 1,382 20 0,8102 53,4732 1,403 1,408 19 0,8248 54,4368 1,428 1,431 18 0.8394 55,4004 1,453 1,457 17 0,8540 56,3640 1,479 1,480 16 0,8686 57,3276 1,504 1,507 15 0,8832 58,2912 1,529 1,530 14 0,8978 59,2548 1,555 1,556 13 0,9124 60,2184 1,580 1,579 12 0,9270 61,1820 1,605 1,605 11 0,9416 62,1456 1,630 1,632 10 0,9562 63,1092 1,656 1,658 9 0,9708 64,0728 1,681 1,684 8 0,9854 65,0364 1,706 1,711 7 1 66 1,732 1,734 6 1,0146 66,9636 1,757 1,760 5 1,0292 67,9272 1,782 1,783 4 1,0438 68,8908 1,807 1,809 3 1,0584 69,8544 1,833 1,832 2 1,0730 70,8180 1,858 1,859 1 1,0876 71,7816 1,883 1,882 Tabla 3.2 Regulación del transformador Fuente: [ABB, protocolo de ensayo del transformador instalado] En la tabla 3.3 se reflejan los valores de la tensión MT para cada toma del transformador cuando la tensión de línea en el primario es de 66 kV. También se recoge el salto de tensión que se produce entre las distintas tomas (la reducción de relación de transformación que se produce al subir toma provoca una tensión mayor en el secundario). Téngase en cuenta que la tensión AT en condiciones normales puede variar ente los límites reflejados en la tabla 3.1, esto es entre 62 kV y 72 kV, por lo que el salto de tensión entre tomas también variaría. 64 3. Control Volt/Var  Una barra de 20 kV de la que salen 5 líneas de distribución a las que se conectan cargas residenciales, comerciales e industriales. La red de distribución es mallada, aún así, se opera de forma radial. Posición OLTC Tensión en MT (kV) Cambio de toma (kV) Posición OLTC Tensión en MT (kV) Cambio de toma (kV) 22 28,1219 11 23,3487 ± 0.5494 ± 0.3661 21 27,5724 10 22,9826 ± 0.5092 ± 0.3548 20 27,0633 9 22,6277 ± 0.4350 ± 0.3571 19 26,6283 8 22,2707 ± 0.4752 ± 0.2954 18 26,1531 7 21,9753 ± 0.4064 ± 0.3246 17 25,7467 6 21,6506 ± 0.4613 ± 0.2793 16 25,2854 5 21,3714 ± 0.3801 ± 0.3072 15 24,9053 4 21,0642 ± 0.4162 ± 0.2645 14 24,4892 3 20,7997 ± 0.3567 ± 0.3021 13 24,1324 2 20,4976 ± 0.3909 ± 0.2505 12 23,7415 1 20,2471 ± 0.3928 11 23,3487 Tabla 3.3 Tensiones de toma del transformador. Fuente: [Elaboración propia]  Una batería de condensadores de 4,2 MVAr conectada a la barra de 20 kV a través de un único interruptor, de modo que la compensación de potencia reactiva está limitada a soluciones del tipo todo o nada. En la figura 3.9 se muestra la evolución de la tensión en la barra de 20 kV durante un día cualquiera. La tensión de consigna programada en el regulador de tensión es de 21,0 kV. Las vigilancias están establecidas en 20,3 kV y 21,6 kV. Cuando se sobrepasan esos umbrales el sistema de telecontrol alerta a los operadores del centro de control. La resolución con la que se supervisa la medida de tensión en el sistema es de 0,1 kV, es por ello que la curva resulta tan escalonada. Se observa que aunque la tensión se mantiene siempre dentro de los límites de operación, hay picos durante la tarde y durante la noche. Se puede afirmar que fuera de las horas de máxima demanda, el sistema trabaja con sobretensiones, entendiéndolas como valores por encima del valor nominal de consigna. En la figura 3.10 se presenta el registro de actuación del OLTC ese mismo día. Durante el período analizado el cambiador de tomas actuó sólo 7 veces, además mantuvo la regulación en la toma 2 desde las 23:23:38 h, incluso cuando la tensión alcanzó 21,5 kV, hasta las 07:05:25 h cuando la tensión cayó hasta 20,9 kV. 3.4 VVC en las redes de distribución en Canarias 65 Figura 3.9 Perfil de tensión en barra 20 kV con VVC actual Fuente: [Elaboración propia] Figura 3.10 Registro de actuación del OLTC con VVC actual Fuente: [Elaboración propia] En relación con el flujo de potencia reactiva y el factor de potencia en el transformador, ya se comentó en el apartado 3.2.1 que actualmente no existe un límite específico y el gestor de la red de distribución carece de incentivos para mejorarlo, sin embargo, en aras de reducir las pérdidas en la red de transporte y mejorar el desempeño del transformador de potencia, las buenas prácticas hacen que se persigan valores por encima de 0,98 con carácter inductivo. La figura 3.11 refleja la evolución del flujo de potencia reactiva a través del transformador el mismo día. A partir de las 21:40 h el sentido se invierte, y esta situación se mantiene hasta las 09:10 h. Este adelanto de la corriente respecto a la tensión hace que el transformador de potencia se vea como un condensador inyectando potencia reactiva. Esta situación podría ser ventajosa en horas de máxima demanda, pero no así en horas valle. Como ya se ha discutido, provoca sobretensiones y en última instancia puede generar problemas con la excitación en la generación. 66 3. Control Volt/Var A pesar de todo esto el VVC mantuvo conectadas las baterías de condensadores durante todo el día. Figura 3.11 Potencia reactiva en el lado MT del transformador con VVC actual Fuente: [Elaboración propia] La figura 3.12 muestra la evolución del factor de potencia el mismo día. Se observan valores próximos a 0,93 a las 03:20 h, a las 03:50 h y a las 04:10 h. Desde las 00:00 h hasta las 06:40 h el factor de potencia bajó de 0,98. Figura 3.12 Factor de potencia en el transformador con VVC actual. Fuente: [Elaboración propia] Es previsible que en el futuro, al igual que en otros países de nuestro entorno con el mercado eléctrico liberalizado, se fijen límites en los puntos frontera entre las redes de transporte y distribución relacionados con el factor de potencia y con el sentido del flujo de potencia reactiva. A partir de ese momento, comportamientos como el reflejado en estas gráficas serán penalizados. 3.4 VVC en las redes de distribución en Canarias 67 3.4.2 Lógica difusa aplicada al VVC Ciertamente, los sistemas como el analizado, que refleja el modelo de la distribución en Canarias, disponen de muy pocas opciones de control Volt/Var y no es insensato pensar que un operador experimentado en el centro de control resolvería el VVC al menos tan bien como el sistema actual basado en OPF, si le dedicara toda su atención a esta tarea. Resolvería el problema de control con un tiempo de respuesta menor y probablemente mejor pues más allá de los aspectos de regulación, tendría en cuenta otros factores que afectan de manera indirecta tales como la época del año, la climatología, el día de la semana y su carácter laboral o festivo y la hora del día, factores todos ellos relacionados con la evolución predecible de la carga. También contemplaría el número de actuaciones del OLTC para extender su vida útil. Tampoco obviaría aspectos como la imprecisión, las oscilaciones e incertidumbres dadas por los sensores, transmisores y sistemas de adquisición de datos así como del proceso de digitalización que muestran una visión parcial de la realidad. El método propuesto para transmitir los conocimientos del operador y sus reglas heurísticas para enfrentarse con el problema de control coordinado de tensión y potencia reactiva a un sistema automático consiste en utilizar la lógica difusa, una herramienta para convertir el razonamiento humano en algoritmos estructurados. En la literatura es posible encontrar muchas referencias que han propuesto sistemas de inferencia difusa para el VVC [Starrett et al., 1999; Su y Lin, 2001; Rahideh et al., 2006; Miranda et al., 2007], incluso sistemas adaptativos con inferencia neuro-difusa [Ramakrishna y Rao, 1999] que facilitan métodos para el procedimiento de modelado difuso, para adquirir información de los conjuntos de datos y para parametrizar las funciones de pertenencia que mejor se adaptan a los patrones de datos de entrada y salida. La lógica difusa implementada en estos casos se ha orientado a:  Estimar las sensibilidades de las cargas.  Encontrar un conjunto de soluciones factibles que mejoran las tensiones en los nudos para después identificar la solución particular que reduce las pérdidas de forma más efectiva.  Gestionar los recursos de potencia reactiva en una red de transporte.  Optimizar una función objetivo con variables difusificadas41 basadas en la predicción de la demanda de potencias activa y reactiva. Sin embargo, las propuestas de VVC con lógica difusa siempre incluyen una rutina de cálculo del flujo de carga para evaluar el efecto progresivo de las acciones de control hasta que se alcanza algún criterio de finalización. Es muy probable que cualquiera de estos algoritmos mejore las prestaciones dadas por el VVC basado en OPF que se usa actualmente, no obstante mantiene todas las desventajas que lo desaconsejan para sistemas pequeños y aislados. Asimismo, el cálculo del flujo de carga y el necesario volumen de tráfico de datos asociado no encaja con el propósito de automatización en la subestación. 41La difusificación o clasificación difusa acondiciona las señales de entrada y les asigna un valor difuso a partir de un conjunto de funciones de pertenencia. 68 3. Control Volt/Var Como solución a este problema, en este trabajo se aporta un sistema de control difuso on line, diseñado como herramienta en tiempo real que proporcione la estrategia coordinada de conexión de las baterías de condensadores y de actuación del cambiador de tomas en carga, más adecuada. El control difuso es una técnica para derivar leyes de control cuando la información se describe en términos lingüísticos. El conocimiento asociado con el problema se expresa en términos de un conjunto de reglas. Estas reglas se obtienen bien de la experiencia de operadores humanos experimentados o bien mediante métodos de aprendizaje a partir de datos empíricos. En el diseño de un sistema de control difuso se describe en lenguaje natural la secuencia de razonamientos que determinan la solución del problema. Partiendo de esta base se traduce cada paso a reglas del tipo si-entonces (IF-THEN). La figura 3.13 muestra la estructura básica de un sistema de control difuso. Consta de cuatro etapas: un difusificador que acondiciona las señales de entrada y les otorga un valor en función de su grado de pertenencia a una serie de conjuntos difusos; un conjunto de reglas difusas; un sistema de inferencia (FIS42) que combina los resultados de todas las reglas para definir una decisión; y finalmente la desdifusificación que asigna el valor final a la salida con significado para el control de la planta. Figura 3.13 Estructura de un controlador difuso Fuente: [Elaboración propia] El controlador difuso diseñado actúa directamente a partir de los resultados de su sistema de inferencia, es decir, no se realizan otros cálculos para estimar el estado alcanzable por la red y compararlo con el actual. Como ya se mencionó anteriormente, se asume que cualquier operador experimentado del centro de control resolvería el VVC al menos tan bien como el sistema actual basado en OPF, si le dedicara toda su atención a esta tarea. De modo que el primer paso del trabajo consistió en trasladar los conocimientos y las reglas heurísticas basadas en la experiencia de un operador a un sistema de control difuso. El proceso seguido consistió en identificar las variables de entrada y salida requeridas, a partir de estas, definir las variables lingüísticas y los rangos de sus valores. Seleccionar los términos lingüísticos para cada variable y expresarlos en conjuntos difusos apropiados. Obtener la secuencia de pasos que describen la solución del problema en forma de reglas si-entonces y por último traducir la decisión difusa a un valor real en el dominio de la variable de salida. 42FIS acrónimo de fuzzy inference system, en inglés sistema de inferencia difuso. 3.4 VVC en las redes de distribución en Canarias 69 Las variables de entrada al controlador definidas fueron: tensión en la barra de distribución, flujo de potencia reactiva a través del transformador de potencia medido en el devanado de AT, posición del cambiador de tomas, estado de conexión de la batería de condensadores, número de actuaciones del OLTC y hora del día para identificar las horas punta. Los conjuntos difusos (lingüísticos) para la entrada tensión de barra fueron: muy baja (MB), baja (B), baja en hora punta (BP), buena (B), alta (A), alta en hora punta (AP) y muy alta (MA). En la figura 3.14 se pueden observar las funciones de pertenencia a los conjuntos difusos de la entrada: tensión de barra. Figura 3.14 Funciones de pertenencia a los conjuntos difusos de la entrada tensión de barra. Fuente: [Elaboración propia] Las variables de salida definidas fueron: orden de subir o bajar toma mediante el OLTC y orden de conectar o desconectar la batería de condensadores. La figura 3.15 muestra las funciones de pertenencia de la salida: toma del OLTC. El sistema de inferencia se diseñó usando Matlab de Mathworks. Fue de tipo Mamdani con las siguientes reglas:  SI (tensión es BAJA) Y (potencia reactiva es NORMAL) Y (toma no es TOMA22) ENTONCES (toma es +1).  SI (tensión es MUY BAJA) Y (potencia reactiva es NORMAL) Y (toma es NORMAL) ENTONCES (toma es +2).  SI (tensión es MUY BAJA) Y (potencia reactiva es NORMAL) Y (toma es ALTA) ENTONCES (toma es +1).  SI (tensión es ALTA) Y (potencia reactiva es NORMAL) Y (toma no es TOMA1) ENTONCES (Toma es -1).  SI (tensión es MUY ALTA) Y (potencia reactiva es NORMAL) Y (toma es NORMAL) ENTONCES (toma es -2).  SI (tensión es MUY ALTA) Y (potencia reactiva es NORMAL) Y (toma es BAJA) ENTONCES (toma es -1).  SI (tensión es BAJA) Y (potencia reactiva es ALTA) Y (batería es DESCONECTADA) ENTONCES (batería es CONECTAR). 70 3. Control Volt/Var  SI (potencia reactiva es ALTA) Y (toma es NORMAL) Y (batería es DESCONECTADA) ENTONCES (toma es -2)(batería es CONECTAR).  SI (tensión es ALTA) Y (potencia reactiva es BAJA) Y (batería es CONECTADA) ENTONCES (batería es DESCONECTAR).  SI (potencia reactiva es BAJA) Y (toma es NORMAL) Y (batería es CONECTADA) ENTONCES (toma es +2)(batería es DESCONECTAR). Figura 3.15 Funciones de pertenencia de la salida: Toma del OLTC. Fuente: [Elaboración propia] En la figura 3.16 se muestra la evolución de la tensión en la barra de 20 kV durante un día operando con el nuevo VVC diseñado. El día de la semana seleccionado es el mismo que el mostrado en la figura 3.9 en el que el sistema trabajó con el sistema basado en OPF. En concreto es una semana después. Figura 3.16 Perfil de tensión en barra 20 kV con VVC basado en lógica difusa. Fuente: [Elaboración propia] El sistema también se mantiene dentro de los límites de operación y aunque persiste la existencia de algún pico, el perfil de la tensión es mucho más aplanado. Las desviaciones sobre la tensión de consigna, que siguió siendo 21,0 kV, fueron menores. 3.4 VVC en las redes de distribución en Canarias 71 La figura 3.17 refleja el registro de actuación del OLTC ese mismo día. Durante el período analizado el cambiador de tomas actuó 9 veces, un valor muy por debajo del máximo definido (el número máximo de actuaciones del OLTC se definió en 30 para no afectar su vida útil). En algunos casos la actuación tuvo su origen en coordinar la conexión y desconexión de la batería de condensadores. Figura 3.17 Registro de actuación del OLTC con VVC basado en lógica difusa. Fuente: [Elaboración propia] En la figura 3.18 es posible observar la evolución del flujo de potencia reactiva a través del transformador el mismo día. El VVC basado en lógica difusa decidió desconectar la batería de condensadores a las 23:55 h. Esa desconexión la coordinó con el OLTC que al mismo tiempo subió una toma para compensar la caída de tensión asociada a la desconexión de la inyección de potencia reactiva. A las 08:13 h volvió a conectar la batería de condensadores. La figura 3.19 presenta cómo evoluciona el factor de potencia. En ningún momento baja de 0,98. Los valores mínimos se dan a las 23:40 h (0,9803 de carácter capacitivo) y a las 08:00 h (0,9844 de carácter inductivo). 3.4.3 Comparación de resultados En la tabla 3.4 se recoge el análisis estadístico relativo al desempeño de los dos sistemas VVC (el basado en OPF y el basado en lógica difusa) en lo que se refiere a la regulación de tensión. Para este análisis también se han tomado los datos del día anterior a la prueba con el controlador diseñado en este trabajo. De modo que se presentan los estadísticos de los días 16 y 22 de abril (basados en OPF) y del 23 de abril (basado en lógica difusa). Los datos de desviación máxima (DM) y desviación media (Dm) se refieren al valor de la tensión objetivo (21,0 kV). Se han calculado utilizando las expresiones 3.7 y 3.8 respectivamente. (Ū) es la tensión media durante el período analizado. 78 4. Control integrado Volt/Var ción (actividad regulada independiente en el escenario de los sistemas eléctricos competitivos), que se haya impulsado la búsqueda de eficiencia en la distribución. En este capítulo se propone reducir la tensión del suministro en los puntos de consumo para ahorrar energía y disminuir la demanda en la red. Se proyecta un ensayo para evaluar los efectos de la CVR en las redes de distribución en Canarias. Dado que las pruebas tendrán lugar en una red en servicio, se realiza un planteamiento conservador en cuanto a la elección de la red piloto y al alcance de la reducción de la tensión para minimizar las posibles incidencias y/o reclamaciones por parte de los consumidores. En los próximos años, cuando se hayan sustituido todos los contadores eléctricos convencionales por contadores telegestionados y se hayan puesto en marcha los concentradores de comunicaciones en todos los centros de distribución implicados, se podrá habilitar el registro y transmisión de las medidas de tensión, intensidad y potencias activa y reactiva en los puntos de consumo más desfavorables de la red. Con esta realimentación se podrá establecer un planteamiento de reducción de tensión más ambicioso y se podrá plantear en subestaciones con características menos “ideales”. En la literatura la integración del concepto de optimización de la tensión en el control coordinado de la tensión y del flujo de potencia reactiva recibe el nombre de control integrado Volt/Var. 4.2 Metodología La pregunta de investigación a la que se quiere dar respuesta en esta tesis es ¿Cuánto ahorro energético y cuánta reducción de la demanda es posible obtener en las redes de distribución eléctrica en Canarias mediante un control integrado Volt/Var? Los parámetros de la red que dan respuesta a esta pregunta son distintas expresiones del factor CVR: CVRf (kWh) y CVRf (kW), ya definidos en las expresiones 2.7 y 2.8 respectivamente. Para estimar estos parámetros se realizará un análisis estadístico siguiendo los pasos que se reflejan en la figura 4.1. La población objeto del estudio será el consumo eléctrico expresado en kWh y la demanda eléctrica expresada en términos de potencia activa (kW) en una red de distribución determinada. Se asume que las conclusiones que se obtengan del estudio quedarán referidas a la población definida. A posteriori se analizará qué conclusiones y resultados y en qué condiciones, se podrán extrapolar teniendo en cuenta los sesgos inherentes a la elección de la subestación. Con los criterios conservadores adelantados en el apartado anterior respecto a la seguridad, calidad de servicio prestado a los consumidores y cumplimiento reglamentario de las condiciones de suministro, se busca la selección de una red de distribución sin grandes desequilibrios de fases, en la que el factor de potencia de las líneas no sea muy bajo, sin demasiada caída de tensión en las líneas, en la que la densidad de carga sea más o menos elevada, en la que las caídas de tensión en las distintas líneas conectadas a la barra sean similares y donde la penetración de generación distribuida sea baja. Obsérvese el carácter lingüístico y difuso de los criterios de selección. 4.2 Metodología 79 Con la ayuda de un operador experimentado del centro de control de media tensión, estos criterios han sido suficientes para elegir un escenario propicio para las pruebas. Se trata de una red de distribución que mantiene la estructura representada en la figura 3.8 del capítulo anterior. Empieza en un transformador de potencia de 50 MVA (punto frontera con la red de transporte) equipado con un cambiador de tomas en carga y alimenta a 20.112 consumidores con conexión a la red en media o en baja tensión. De la barra de MT parten 5 líneas que bien directamente o a través de centros de reparto alimentan en condiciones normales 104 centros de transformación MT/BT (red mallada operada de forma radial). Para la compensación de energía reactiva existe una batería de condensadores de 4,2 MVAr que se conecta a la barra de la subestación a través de un único interruptor Figura 4.1 Análisis estadístico Fuente: [Elaboración propia] La naturaleza de los sistemas eléctricos, la imposibilidad de mantener la CVR en el tiempo y la dificultad para evaluar sus efectos al no poder medir el consumo ni la demanda en la red durante el mismo período con y sin la CVR, fundamenta que el estudio que se plantee sea muestral y no de toda la población. Por tanto, será preciso introducir el concepto de significación estadística, que hace referencia a la cuestión de determinar estadísticamente si los valores o resultados obtenidos de la muestra (CVRf (kWh) y CVRf (kW)), son poco probables, es decir, no pueden explicarse por las fluctuaciones propias de esa muestra y por lo tanto no se deben al azar, sino a factores específicos; en cuyo caso, las conclusiones podrán ser extensibles a la población de la cual derivó la muestra. La realización del estudio pretende poner de manifiesto si existe o no asociación entre la tensión en la red y la demanda o el consumo. Esta asociación podría ser resultado de que realmente exista la asociación indicada, pero también podría ser producto del azar, de la existencia de sesgos o de la presencia de variables de confusión. Para pronunciarnos en un 80 4. Control integrado Volt/Var sentido u otro, se proyecta evaluar los efectos de la CVR mediante los dos métodos de comparación: Comparación de los resultados con los obtenidos en la misma red durante otro período de tiempo con características climatológicas y de carga similares, pero esta vez sin CVR. Se compararán los resultados con los datos registrados el día anterior y con los del mismo día en la semana previa al ensayo. Comparación de dos redes de distribución durante el mismo período de actuación. Para ello se selecciona una segunda red con la misma configuración, topología, condiciones y características de carga y que geográficamente esté próxima. En concreto se ha seleccionado la red conectada al otro transformador de potencia existente en la misma subestación y que tiene la misma potencia. Además de por comparación, en este estudio también se evaluarán los efectos de la CVR mediante un método novedoso desarrollado por el autor durante la elaboración de esta tesis que combina los métodos de comparación y regresión, para inferir una cuantificación creíble del ahorro energético producido por la reducción de tensión. Los métodos de regresión propiamente dichos se han desestimado en cuanto que los márgenes de error que presentan son del rango del efecto de la CVR y sería difícil discriminar cuál es el ahorro energético real. Las limitaciones en cuanto a información y caracterización de la carga conectada a la red han hecho descartar la evaluación de los efectos por los métodos de síntesis. La información disponible relacionada con el tipo de consumidor es escasa y poco fiable y las componentes de carga tampoco están bien identificadas. Los métodos de simulación también se han descartado por la ausencia de modelos de carga contrastados en estas redes de distribución. La elaboración de los mismos, tal como se ha hecho en varias redes de la ciudad de Nueva York [Díaz-Aguiló et al., 2013] o en el noroeste de Inglaterra [Lamberti et al., 2013] en el contexto del proyecto CLASS43 [ENWL, 2012] podría constituir una línea de investigación futura derivada de esta tesis. En cuanto al alcance de la reducción de la tensión, para determinar cuál debería ser la nueva consigna de tensión para el VVC se ha tenido en cuenta: Hay que operar dentro de los límites reglamentarios, manteniendo la calidad del servicio y minimizando el riesgo de quejas de los consumidores. El umbral de alarma de subtensión con que trabajan los operadores de la red de distribución es 20,3 kV. Las prestaciones demostradas por el VVC basado en lógica difusa presentadas en la tabla 3.4 del capítulo anterior son: una tensión media que coincide exactamente con la tensión objetivo considerando la resolución que presenta esta medida en el sistema de telecontrol, una desviación máxima que coincide con la tensión del toma del OLTC y una desviación media de apenas 79,2 V. 43CLASS acrónimo de Customer Load Active System Services, Proyecto de gestión de la demanda eléctrica en las redes de distribución mediante el control dinámico de la tensión. 4.2 Metodología 81 La consigna de tensión con la que trabajará el VVC será 20,4 kV. Se trata de una consigna estática pues no se dispone de la medida de la tensión en los puntos más desfavorables de la red. El día que esos datos sean accesibles desde el centro de control, se podrá plantear un esquema de control dinámico, ajustando la consigna hasta el límite sin que se baje en ningún momento de los valores de tensión reglamentarios en los puntos de consumo. Teniendo en cuenta que la tensión de consigna con la que opera normalmente el centro de control es de 21,0 kV. La nueva consigna supone una disminución de 600 V. Por tanto, la reducción de tensión es de un 2,8571% referida al valor de consigna habitual. Hay que tener en cuenta que esta cifra de reducción de la tensión corresponde a un valor “bruto” pues se trata de una diferencia entre consignas de controladores diferentes, uno basado en OPF con el que se opera normalmente la red y otro el VVC basado en lógica difusa. Con los datos registrados de la tensión en barras de la subestación en esta red de distribución, se obtienen los valores promedios que se reflejan en la tabla 4.1 para distintos períodos: el año 2013, el mes en curso (enero 2014) y el último día registrado. Día Mes Año Ū (kV) 21,1457 21,1793 21,2025 Tabla 4.1 Tensión media en barras de la subestación Fuente: [Elaboración propia] Si se considera una tensión media de 21,15 kV y la nueva tensión va a ser 20,4 kV, el descenso que se estima que se va a producir es de 750 V que suponen una reducción neta del 3,5461%. En base a este valor se estimará el ahorro a obtener mediante el control integrado Volt/Var. Por último, para subrayar la importancia de la continuidad del suministro y del compromiso de la prueba piloto de mantener la calidad del servicio al consumidor conectado a la red eléctrica, durante el ensayo se monitorizará el estado de incidencias y reclamaciones de usuarios. Si se verificara la existencia de alguna queja en las líneas afectadas por la prueba relacionada con la reducción de la tensión, se interrumpirá el experimento, se evaluarán las causas y se tratará de tomar las medidas oportunas para poder reiniciar el ensayo en otro momento. 4.3 Estimación del ahorro La mayor dificultad inherente al análisis de las redes de distribución eléctrica radica en que la carga varía constantemente. Además, cuanto más cerca del punto de consumo se realiza la evaluación, más pronunciados son los cambios. No existe una carga constante en régimen permanente. Cada vez que alguien enciende una luz o conecta un dispositivo la carga que ve la línea alimentadora cambia. La figura 4.2 muestra las curvas de demanda de cuatro consumidores distintos conectados al mismo centro de distribución, ilustra la variabilidad entre consumidores y lo abruptas que pueden ser las curvas de demanda cuando se evalúan en los puntos de consumo. 82 4. Control integrado Volt/Var Las características de carga de cada consumidor son completamente diferentes. El consumo de cada uno es distinto y la demanda máxima individual se produce en instantes diferentes. Figura 4.2: Curvas de demanda de 24 h en cuatro puntos de consumo diferentes. Fuente: [Kersting, 2007] La tabla 4.2 resume las principales características de los cuatro puntos de consumo de ejemplo presentados en la figura 4.2. Consumidor 1 Consumidor 2 Consumidor 3 Consumidor 4 Consumo (kWh) 58,57 36,46 95,64 42,75 Demanda máxima (kW) 6,18 6,82 4,93 7,05 Hora de demanda máxima (kW) 13:15 11:30 06:45 20:30 Demanda media (kW) 2,46 1,52 3,98 1,78 Factor de carga 0,40 0,22 0,81 0,25 Tabla 4.2 Características de carga en 4 puntos de consumo Fuente: [Kersting, 2007] El factor de carga se define en la expresión 4.1, da una idea de la variabilidad de la demanda. En estos ejemplos, sólo el consumidor 3 tiene un factor de carga elevado. Desde el punto de vista del distribuidor, el factor de carga ideal sería 1 pues al fin y al cabo el sistema debe estar dimensionado para conducir la máxima demanda. (4.1) 4.3 Estimación del ahorro 83 En la medida en que se van considerando más consumidores, mayor será la variabilidad. Sin embargo, cuanto más alejado del punto de consumo se realiza el análisis y si en lugar de evaluar las demandas individuales se evalúa la demanda diversificada (suma de las individuales), la curva resultante se va suavizando (figura 4.3). Es más, si en lugar de considerar la demanda diversificada de cuatro consumidores, o a nivel de un centro de distribución, se considera para la línea alimentadora (figura 4.4) o en barras de la subestación, la curva resultante es todavía más suave. La explicación es simple, cuando hay miles de consumidores conectados a una línea, es bastante probable que al tiempo que un consumidor esté apagando una luz haya otro que esté encendiendo otra y de forma similar con el resto de receptores. Por lo tanto la curva de demanda a nivel de línea no experimenta los cambios tan abruptos que se producen a nivel de curva de demanda de cada consumidor. Figura 4.3: Curva de demanda diversificada de cuatro puntos de consumo diferentes. Fuente: [Kersting, 2007] Figura 4.4: Curva de demanda en la línea alimentadora. Fuente: [Kersting, 2007] Analizando con más detalle la figura 4.3, se puede observar que la demanda diversificada máxima (19,20 kW) no es la suma de las demandas individuales máximas y de hecho, 84 4. Control integrado Volt/Var se produce en un instante diferente a todas ellas (21:00 h). Esta reflexión conduce al factor de diversidad (DF44), definido por la expresión 4.2. (4.2) donde (4.3) En el ejemplo de los cuatro consumidores, la demanda máxima no coincidente es la suma de 6,18 + 6,82 + 4,93 + 7,05 = 24,98 kW y el DF viene determinado por el cociente 24,98/19,20 = 1,3010. La idea que subyace del factor de diversidad es que si se conociera la demanda máxima de cada consumidor, se podría calcular la demanda máxima diversificada. El valor del DF varía con el número de consumidores y hay que recalcularlo cada vez que se toma en consideración un consumidor más. En la tabla 4.3 se muestra el cálculo de factores de diversidad en otra red diferente a la de los cuatro consumidores mostrados anteriormente. Esta tabla presenta el DF considerando de 1 hasta 70 consumidores. N DF N DF N DF N DF N DF N DF N DF 1 1,00 11 2,67 21 2,90 31 3,05 41 3,13 51 3,15 61 3,18 2 1,60 12 2,70 22 2,92 32 3,06 42 3,13 52 3,15 62 3,18 3 1,80 13 2,74 23 2,94 33 3,08 43 3,14 53 3,16 63 3,18 4 2,10 14 2,78 24 2,96 34 3,09 44 3,14 54 3,16 64 3,19 5 2,20 15 2,80 25 2,98 35 3,10 45 3,14 55 3,16 65 3,19 6 2,30 16 2,82 26 3,00 36 3,10 46 3,14 56 3,17 66 3,19 7 2,40 17 2,84 27 3,01 37 3,11 47 3,15 57 3,17 67 3,19 8 2,55 18 2,86 28 3,02 38 3,12 48 3,15 58 3,17 68 3,19 9 2,60 19 2,88 29 3,04 39 3,12 49 3,15 59 3,18 69 3,20 10 2,65 20 2,90 30 3,05 40 3,13 50 3,15 60 3,18 70 3,20 Tabla 4.3 Factor de diversidad en una red considerando 1 hasta 70 consumidores Fuente: [Kersting, 2007] A su vez, la figura 4.5 muestra cómo varía con el incremento de consumidores considerado. Se observa que a partir de 70 el valor del DF se estabiliza en 3,20. Esta es una observación importante porque refleja que para la red de distribución considerada el valor del factor de diversidad permanece constante cuando se alcanzan 70 consumidores o más. En otras palabras, vista desde la subestación, la demanda diversificada máxima de una línea alimentadora podría predecirse procesando la demanda máxima no coincidente de todos los consumidores alimentados por esa línea y dividiéndola entre el factor de diversidad, en este caso 3,20. 44DF, siglas de diversity factor 4.3 Estimación del ahorro 85 El problema es que para conocer la demanda individual máxima de los distintos consumidores sería preciso realizar un estudio mediante analizadores de red que registraran la potencia consumida por cada consumidor en cada momento. Otra opción sería realizar una estimación de la potencia máxima en función de la energía consumida durante un período de tiempo, pero para que los resultados fueran representativos, habría que clasificar los consumidores según su potencia contratada, su categoría: industrial, comercial o residencial. Para este último grupo, número de personas que residen en la vivienda, nivel socioeconómico, etc. En estos momentos no existen estos datos para la red de distribución estudiada pues la relación coste/beneficio es muy elevada. En los próximos años, con la implantación de los contadores telegestionados, será posible activar el registro de la potencia consumida y tener acceso a este dato de tantos consumidores como se desee. Por el momento habrá que buscar otras opciones para estimar estos valores. Figura 4.5: Evolución del factor de diversidad con el aumento del número de consumidores Fuente: [Kersting, 2007] En las subestaciones es habitual que se realice la medida de la demanda diversificada a nivel de transformador AT/MT y en cada línea alimentadora de la red de distribución. Estas medidas se registran y se transmiten al centro de control, por tanto se puede determinar a cuánto asciende el valor máximo (normalmente potencia activa trifásica total, aunque a veces potencia aparente o intensidad por fase). Por otro lado, las potencias de los transformadores en todos los centros de distribución conectados a una línea alimentadora de la red son conocidas. La demanda total puede repartirse entre los diferentes centros de distribución mediante el coeficiente de asignación (CA) definido por la expresión 4.4 en la que la Demanda medida es la potencia activa (kW) o aparente (KVA) medida en la línea y KVAtotal es la suma de las potencias de todos los transformadores en servicio en los centros de distribución de la red. (4.4) 86 4. Control integrado Volt/Var Utilizando este coeficiente y conocida la potencia de la línea en cada momento se puede estimar la demanda diversificada en cada transformador a partir de su potencia nominal (KVAtransformador) mediante la expresión 4.5 (4.5) Sin embargo para dar validez a este reparto de potencia, los consumos deberían ser homogéneos y del mismo tipo. Otra opción sería asignar la distribución de potencia de forma ponderada en función del factor de utilización (FU) de los transformadores de distribución, definido por la expresión 4.6. (4.6) Lamentablemente, se trata de otro dato del que carecemos de información. En su defecto, la mejor aproximación que podríamos hacer sería en base a los datos de potencia contratada y transformador al que está conectado cada consumidor según los datos registrados en los sistemas de gestión del distribuidor, pero aún en el mejor de los casos, el de máxima fiabilidad de estos datos, esto sólo daría una estimación de la demanda máxima no coincidente y se precisaría realizar el estudio de factor de diversidad comentado anteriormente. La estimación más exacta que se puede realizar del ahorro a obtener mediante la reducción de la tensión de conservación requiere conocer la relación entre la tensión y la potencia o el modelo de coeficientes ZIP, de todos los receptores que se puedan conectar. Además es preciso saber cuáles están conectados en cada instante. El primer supuesto aunque inabarcable al cien por cien pues cada día surgen en el mercado nuevos tipos de receptores, puede aproximarse en base a los numerosos estudios que recogen los ensayos con los receptores más frecuentes [Chen et al., 1981, 1982; DíazAguiló et al., 2013; Lamberti et al., 2013; Bokhari et al., 2014], sin embargo saber cuál está conectado en cada instante es mucho más complicado. La aproximación de este dato se puede realizar en base a estudios censales y socioeconómicos específicos de la red de distribución en estudio. Censando y modelando los coeficientes de carga ZIP de los consumidores clasificados en industriales, comerciales (pequeños, medianos y grandes) y residenciales (hogares de 1, 2, 3 ó más de 3 miembros) con niveles socioeconómicos bajo, medio y alto. Requiere además la caracterización de las curvas de demanda de cada uno de ellos. La figura 4.6 ilustra la diferencia entre el comportamiento de la demanda eléctrica de los consumidores residenciales y comerciales. Se puede observar que el pico de demanda del consumidor residencial se suele producir en torno a las 21:00 h mientras que para los consumidores comerciales se suele producir a las 13:00 h. No se ha encontrado constancia de ningún estudio que se haya realizado en Canarias, en España o en alguna red con características similares cuyos resultados se pudieran extrapolar, con todos estos datos. Ya se comentó en el apartado referente a la metodología del 4.3 Estimación del ahorro 87 ensayo que realizar esta caracterización de las cargas y los consumidores podría ser una línea de investigación futura derivada de esta tesis. Figura 4.6: Patrones de curva de demanda diaria de consumidores comerciales y domésticos. Fuente: [Díaz-Aguiló et al., 2013] En su defecto, para obtener una estimación de los efectos de la CVR antes de su implementación se utilizarán métodos de síntesis. Aunque aproximados por la incertidumbre de los datos, permitirán adelantar cifras de los valores de ahorro en consumo y reducción de demanda a obtener. No ha sido posible recopilar datos precisos de la participación de los distintos tipos de carga en nuestra red piloto, por tanto se desconoce la proporción de cargas de impedancia constante y no será posible aplicar la expresión propuesta por [Ellens et al., 2012] en el estudio de cuantificación de ahorro energético mediante CVR y que se expuso en el capítulo 2. Si que permite adelantar que el máximo CVRf (kWh) es 2. Sin embargo, si se ha podido obtener la característica del tipo de consumidor declarado, asociado a cada centro de transformación de la red. La tabla 4.4 presenta la distribución de potencia contratada clasificada por tipo de consumidor, asociada a cada transformador en cada una de las cinco líneas alimentadoras o salidas de parque. El resultado de integrar todos los consumidores conectados a la red proporciona la siguiente distribución: consumo residencial 68,32%, comercial 27,76% e industrial 3,92%. En base a estos datos se realiza la primera aproximación del factor CVR utilizando la expresión 2.18 que es una combinación lineal del CVRf aportado por cada tipo de consumidor. (4.7) Los valores de CVRf se han tomado de la tabla 2.1 que resume los resultados publicados de distintos tipos de consumidores. Como existe cierta variabilidad, se han tenido en cuenta los valores mínimo, medio y máximo de cada tipo de consumidor y aplicando 4.7 se 94 4. Control integrado Volt/Var Se ha revisado la bibliografía para identificar los factores CVR obtenidos en ensayos similares en otras redes de distribución (CVRf en el rango [0,1171 – 1,2538] con un valor medio de 0,7845). A partir de estos valores se ha realizado una predicción de la reducción de la demanda que se espera obtener durante el ensayo ([0,4152% – 4,4461%] con un valor medio de 2,7819%). En base a las curvas de demanda registradas en la red piloto, se ha obtenido un valor esperado de reducción de la demanda de 401,7064 kW y de reducción del consumo diario de 9,6409 MWh equivalente al consumo de 868 hogares de Gran Canaria. Capítulo 5 Análisis de resultados Índice 5.1 Antecedentes ................................................................................................... 95 5.2 Ensayo de control integrado Volt/Var ............................................................ 96 5.3 Evaluación de los efectos de la CVR por comparación ................................ 100 5.4 Método combinado de comparación-regresión ............................................. 108 5.5 Beneficios del control integrado Volt/var ..................................................... 119 5.6 Conclusiones ................................................................................................. 124 n este capítulo se describe la experiencia de control integrado Volt/Var llevada a cabo en una subestación en servicio en la isla de Gran Canaria. Se analizan los resultados obtenidos y se evalúa el efecto de reducir la tensión con que se opera la red de distribución, en la demanda eléctrica y en el consumo energético de las cargas conectadas. Esta evaluación se realiza mediante comparación con la misma red durante un período de tiempo con características climatológicas y de carga similares y mediante un método novedoso que combina la comparación y la regresión, desarrollado en el contexto de esta tesis. Los resultados se utilizan para inferir el valor del factor CVR de la red piloto. Por último, con los datos registrados durante 2013, se estima el ahorro en potencia y energía que sería posible alcanzar generalizando el empleo del controlador diseñado y haciéndolo trabajar con una consigna de tensión reducida. 5.1 Antecedentes El jueves 30 de enero de 2014, a las 10:00 h de la mañana comenzó el ensayo de reducción de la tensión de conservación en la red de distribución descrita en el capítulo anterior, la cual está conectada a una subestación en servicio en Gran Canaria. El inicio se programó para esa hora de la mañana para poder prestarle la máxima atención y para que tanto el personal de zona como las cuadrillas de mantenimiento pudieran estar atentos a cualquier incidencia durante la evolución de la prueba. El objetivo del ensayo fue poner de manifiesto la asociación entre la tensión en la red y la demanda o el consumo eléctrico. También se pretendió evaluar cuánta reducción de demanda y cuánto ahorro energético era posible obtener con una estrategia de control integrado Volt/Var. La selección del día de la prueba fue casual, al azar. Se eligió este día como se podía haber elegido cualquier otro. Además, no concurría ninguna situación especial: E 96 5. Análisis de resultados No era día festivo. No había ninguna alerta meteorológica que hiciera pensar que las condiciones climatológicas fueran a ser diferentes a los días previos. No había previstos ni trabajos, ni descargos de instalaciones que afectaran las condiciones normales de funcionamiento. En definitiva, la muestra se obtuvo por un procedimiento probabilístico. Todos los días tenían una probabilidad mayor de cero de ser escogidos. El día elegido tuvo las mismas oportunidades de pertenecer a la muestra que el resto de días que no fueron seleccionados. El ensayo tuvo una duración de 24 h, se consideró que con ese tiempo la muestra tendría un tamaño suficiente para responder a las preguntas planteadas con respecto a la población. Estas dos características, muestra obtenida por procedimientos probabilísticos y de tamaño suficiente, permiten afirmar que la muestra es representativa del comportamiento de esta red. Permitirá inferir conclusiones sobre la misma. Los operadores del centro de control recibieron las siguientes instrucciones: Deshabilitar el sistema VVC basado en OPF. Cambiar el mando del regulador de tensión del transformador de potencia de la subestación de automático a manual. En estado automático el OLTC lo gobierna un autómata o un regulador de tensión en la propia subestación, tal como ya se describió en el capítulo 3. En modo manual, el OLTC puede ser gobernado de forma remota desde el centro de control. Ejecutar las instrucciones dictadas por el controlador basado en lógica difusa, tal como ya hicieron durante el ensayo realizado en 2013 para el control de la tensión y de los flujos de potencia reactiva y que también se describió en el capítulo 3. Modificar los umbrales de vigilancia de la tensión en esta red. Las alarmas estaban definidas a 20,3 kV y a 21,6 kV y se cambiaron a 20,2 kV y 21 kV dado que la intención era operar la red en la mitad inferior del rango reglamentado. Con una consigna de 20,4 kV era previsible que en algún momento bajara de 20,3 kV y cambiando el umbral inferior se evitaba la generación de alarmas de subtensión. Además, aunque durante la experiencia se mantendría una especial atención a la evolución de la tensión en esta barra de la subestación, se estableció el nuevo valor del límite superior para alertar al operador en caso de que se produjeran desviaciones. Mantener abierta la ventana del sistema de gestión de incidencias, para monitorizar las reclamaciones de usuarios y alertar de todas aquellas que se pudieran generar en líneas afectadas por el ensayo. 5.2 Ensayo de control integrado Volt/Var En la figura 5.1 se muestra la evolución de la tensión medida en la barra de la subestación. La línea roja representa la tensión de consigna dada al controlador: 20,4 kV. Se iden- 5.2 Ensayo de control integrado Volt/Var 97 tifica el instante de comienzo del ensayo por el descenso brusco de la tensión de 21,1 kV hasta 20,5 kV. Del mismo modo, a la finalización del mismo se produce una rápida subida desde 20,3 hasta 21,3 kV. Figura 5.1: Perfil de tensión en barra de 20 kV con control integrado Volt/Var. Fuente: [Elaboración propia] La figura 5.2 muestra el registro de actuación del OLTC durante la prueba piloto. Se realizaron un total de cinco movimientos de cambio de toma (muy por debajo del máximo definido en el controlador para no afectar la vida útil del OLTC: 30). A estos hay que añadirles uno al inicio del ensayo y otros dos al final del mismo debidos al cambio de la tensión de referencia. Figura 5.2: Registro de actuación del OLTC con control integrado Volt/Var. Fuente: [Elaboración propia] 98 5. Análisis de resultados En la tabla 5.1 se muestran los indicadores de desempeño relacionados con la regulación de tensión. Tanto la desviación máxima (DM) como la desviación media (Dm) están referidas a la tensión objetivo. Los cálculos se han realizado usando las expresiones 3.7 y 3.8 en las que se ha sustituido el valor de la tensión de consigna 21 kV por 20,4 kV. (Ū) es la tensión media durante el período analizado. Ū DM Dm 20,5479 kV 0,6000 kV 0,2096 kV Tabla 5.1 Resumen estadístico de la regulación de tensión. Fuente: [Elaboración propia] A la vista de la gráfica con el perfil de tensión y de los datos reflejados en la tabla anterior procede realizar algunas reflexiones en cuanto a las opciones de regulación y al propósito del ensayo: Los únicos elementos con los que se cuenta en esta red de distribución para la regulación de la tensión son el cambiador de tomas en carga del transformador y las baterías de condensadores (BBCC). A pesar de que el transformador está equipado con un OLTC de 22 posiciones en el devanado primario (en el apartado 3.4.1 se describieron sus características con detalle), en la práctica las que se suelen usar con una tensión de consigna de 21 kV son las tomas 1 a 5. Si ahora la consigna de tensión es 600 V menor, teniendo en cuenta que el salto de tensión entre esas tomas es de unos 250~300 V, es previsible que el OLTC opere solamente entre las tomas 1 y 3. Se observa que durante la práctica totalidad del ensayo el controlador mantiene al cambiador de tomas en la posición 1. A las 13:54:35 h, cuando la hora punta correspondiente a la carga industrial y comercial ya ha pasado (la figura 5.3 presenta la curva de demanda durante la prueba piloto expresada en MW), el controlador no puede contrarrestar el aumento de la tensión en la barra provocado por el descenso de la demanda pues el OLTC ya se encuentra en la toma más baja. En ese momento, lo que decide es sacrificar la compensación de potencia reactiva y desconecta las baterías de condensadores (la figura 5.4 muestra la curva de potencia reactiva en el lado MT del transformador, se reconocen los saltos provocados por la desconexión y conexión de las BBCC). En el capítulo 3 se abordó este tema y se constató que la inyección de potencia reactiva en la subestación beneficia a la red de transporte pero no aporta mejoras al desempeño de la red de distribución. Además, dado que el objetivo del ensayo era evaluar las virtudes de la optimización de la tensión, se decidió priorizar el mantenimiento de la tensión lo más baja posible dentro de los límites definidos. Para minimizar las variaciones bruscas de tensión, antes de la desconexión de las BBCC el controlador sube una posición en el OLTC. A continuación, como la tensión sigue alta, decide volver a bajar la posición. En el registro de actuación del OLTC, con escala de un día, estos movimientos aparecen reflejados como si de un pulso se tratara. A las 22:41:36 h cuando la tensión empieza a subir por encima de los 20,5 kV el OLTC no puede bajar más posiciones pues ya se encuentra en la posición más baja. Las 5.2 Ensayo de control integrado Volt/Var 99 BBCC ya están desconectadas. No queda ninguna otra acción de control que se pueda efectuar para reducir la tensión. La figura 5.5 refleja la evolución de la tensión en el lado AT del transformador. A esa hora ya alcanza los 67 kV. Durante las horas valle de la noche llega a alcanzar 68,20 kV. Figura 5.3: Potencia activa en el lado MT del transformador con control integrado Volt/Var. Fuente: [Elaboración propia] Figura 5.4: Potencia reactiva en el lado MT del transformador con control integrado Volt/Var. Fuente: [Elaboración propia] Durante estas horas, la elevación de la tensión en MT es reflejo del aumento que se produce en la red de transporte. Es lo que provoca que la desviación máxima de la tensión alcance los 600 V y como este escenario se mantiene durante más de siete horas (hasta las 06:57:56 h cuando la tensión AT baja de 67 kV), el valor de la desviación media de la tensión alcanza 209,65 V (más de dos veces y media la desviación media que se dio cuando el 100 5. Análisis de resultados VVC se utilizó con una tensión de consigna de 21 kV) y la tensión media queda 147,9 V por encima del valor de referencia. Figura 5.5: Perfil de tensión en barra de 66 kV el día de la prueba. Fuente: [Elaboración propia] Estas consideraciones sobre las horas en las que la optimización de la tensión fue efectiva se tendrán en cuenta cuando se evalúen los efectos de la CVR. También se quiere destacar la apreciación en relación con las tomas de regulación del transformador. A pesar de estar equipado con 22, su distribución (+6 y -15) sobre la toma de valor nominal que da 22 kV en el devanado secundario cuando en el primario hay 66 kV, es pobre para regular la tensión a 21 kV e insuficiente cuando se quiere bajar de este valor. Con tensiones en al lado AT de 66 kV o superiores, siempre hay que operar la red en alguna de las +6 tomas. En la figura 5.5 se puede observar que la tensión en este punto de la red de transporte solo se acercó a los 66 kV a la hora punta de demanda residencial, el resto del tiempo estuvo muy por encima. Además, téngase en cuenta que aun así, el valor máximo registrado 68,20 kV está bastante por debajo del límite de 72 kV establecido por la Secretaría de Estado de Energía (tabla 3.1). Por esta razón, concluimos que en subestaciones como la piloto, en las que la tensión AT se mantiene en valores por encima del nominal, sería deseable otra distribución de las tomas de regulación en el transformador (por ejemplo, +14 y -7). De esta forma se incrementarían las prestaciones de control de la tensión inmunizando a la red de distribución de las oscilaciones de la tensión en la red de transporte. El último comentario en relación con la evolución del ensayo tiene que ver con la ausencia de eventos relacionados con la calidad del suministro. El sistema de gestión de incidencias no registró ninguna reclamación de consumidores relacionada con el valor de la tensión en ningún punto afectado por la prueba piloto. Tampoco se registraron avisos por ninguna otra vía como pudieran ser cuadrillas de mantenimiento, personal de zona, etc. 5.3 Evaluación de los efectos de la CVR por comparación Ya se ha comentado anteriormente que para evaluar los efectos de la reducción de tensión es preciso estimar la demanda y el consumo que habría habido en la red si no se hubiera aplicado la CVR. El grado de fiabilidad de esta estimación determinará la validez de los resultados de la evaluación de la CVR. Obtener una cuantificación creíble de los efectos beneficiosos de esta estrategia de conducción de la red es fundamental si se pretende generar un cambio en los criterios de operación de las empresas distribuidoras o se promueve que la Administración lo incentive. 5.3 Evaluación de los efectos de la CVR por comparación 101 Hay dos métodos de comparación para estimar los efectos de la CVR: Comparación de los resultados obtenidos con la CVR con los registrados en la misma red durante otro período de tiempo con características climatológicas y de carga similares. Comparación de los resultados registrados en dos redes con características similares, geográficamente próximas. Una operada con CVR y otra con una consigna de tensión convencional. En la figura 5.6 se muestra la evolución de la demanda en la red piloto durante todo el mes de enero, incluyendo el día del ensayo que para mejor identificación se ha representado con color rojo. En el eje de abscisas se reflejan los domingos del mes, en cualquier caso, es fácil identificar los fines de semana y los días festivos (1 y 6 de enero) por la reducción de la demanda que presentan. Figura 5.6: Curva de demanda durante el mes de enero de 2014. Fuente: [Elaboración propia] A partir de la tarde del viernes 17 (19:05:22 h) se produce un salto en la demanda de casi 2 MW reconocible al comparar tanto los valores mínimos como los máximos diarios. Por lo tanto, a efectos de evaluar los efectos de la CVR procederá comparar la curva a partir de esa fecha. La figura 5.7 representa, a mayor escala, la curva de demanda durante la segunda quincena del mes de enero. Además de los domingos del mes, se ha identificado el inicio de cada uno de los días de la semana (L, M, …, S). Las primeras observaciones relacionadas con el registro obtenido el día de la prueba se obtienen con un examen visual de la curva: La demanda en la hora punta industrial y comercial es sensiblemente inferior que la existente tanto esa semana como la anterior. Al día siguiente ya vuelve a subir. La reducción de demanda entre las dos horas punta es significativamente mayor, no sólo en valor relativo respecto al valor alcanzado en la hora punta, también en valor absoluto. El consumo durante el día del ensayo (superficie bajo la curva) es menor incluso que el viernes, día de menor consumo entre semana. A la vista de estos efectos, se puede adelantar la primera conclusión de la prueba piloto y es que tal y como se esperaba, la reducción de tensión en la red se traduce en un des- 102 5. Análisis de resultados censo de la demanda y del consumo. A lo largo de este capítulo se tratará de cuantificar esta relación estimando el factor CVR. 5.3 Evaluación de los efectos de la CVR por comparación 103 Otras observaciones derivadas del análisis de la curva de demanda durante esta quincena son: La demanda entre el lunes y el jueves, sigue un patrón que prácticamente se repite cada día. El viernes se mantiene la demanda punta industrial y comercial, pero la residencial disminuye considerablemente en comparación con la de los otros días. En la última semana se aprecia un ligero descenso de la punta de demanda residencial, si bien la industrial y comercial se mantiene. El miércoles 29 es el día con la demanda más parecida a la que probablemente habría tenido la red el día del ensayo si no se hubiera aplicado la CVR. Constituirá la referencia más aproximada para la evaluación de los efectos por comparación con la misma red. 5.3.1 Comparación con la misma red La figura 5.8 presenta la comparación del perfil de la tensión en barra de MT de la subestación con control integrado Volt/Var con el registrado el día antes de la prueba con una tensión de consigna de 21 kV. Figura 5.8: Comparación del perfil de tensión en barra 20 kV con control integrado Volt/Var con el registrado el día antes de la prueba. Fuente: [Elaboración propia] La línea roja corresponde al valor de la tensión media el día del ensayo: 20,5479 kV y la línea verde es el valor de la tensión media el día anterior: 21,1361 kV. 110 5. Análisis de resultados Para determinar los márgenes de error, el método se aplicó a todos los días de la semana anterior al ensayo y las estimaciones se compararon con los resultados reales medidos. No se trata de un método de predicción pues la demanda en la red estudiada no se predice, se calcula en base a la demanda medida en la red conectada a la misma subestación. El primer paso para obtener la estimación de la demanda surge a la vista del paralelismo detectado en la figura 5.12 entre las curvas de demanda de las dos redes. Es posible calcular la relación existente entre las dos curvas y obtener la curva de demanda que habría habido en la red si no se hubiera aplicado una tensión reducida. Para ello se evalúa la demanda relativa, relación entre las demandas en las dos redes. Dado que la demanda depende de la tensión, el efecto de la diferencia de tensión en las dos redes se filtra dividiendo la demanda relativa entre la relación de las tensiones (V1/V2). En la figura 5.13 se presenta la demanda relativa filtrada, relación entre las demandas en las dos redes (P1/P2)/(V1/V2), durante el mes de enero hasta el día del ensayo. P1, V1 son la demanda y la tensión en la red piloto y P2, V2 corresponden a la demanda y la tensión en la segunda red. Figura 5.13: Demanda relativa filtrada durante enero 2014. Fuente: [Elaboración propia] En esta curva también es notorio el salto que se produce en P1 a partir del viernes 17/01 a las 19:05:22 h y que ya se comentó al principio del apartado 5.3. A pesar de ese offset, se reconoce cierto patrón diario. Éste se hace más notorio en la figura 5.14 que superpone la relación entre la demanda de las dos redes en escala semanal. Se observa que la semana del ensayo el trazado de la curva prácticamente calca el de la semana anterior (curvas cian y negra). Lo mismo pasa con las curvas roja y la negra una vez dado el salto el día 17. También se pone de manifiesto que, aunque muy similares, los patrones de cada día difieren entre sí. Por lo tanto, para estimar la demanda el día de la prueba se deberán tomar los datos entre jueves y viernes. Para enriquecer la cantidad de datos muestrales e inferir el valor de la demanda, se realiza una traslación de los registros de las tres primeras semanas, en una cantidad definida por el salto dado el día 17 y que se ha calculado haciendo que el valor promedio de toda la serie de datos coincida con el que hay a partir del salto (el promedio de los datos anteriores al 17/01 a las 19:05:22 h era 0,907488 y el de los datos posteriores a ese instante 1,003751; se le ha sumado la diferencia: 0,096262 a todos los datos previos). El resultado se muestra en la figura 5.15. 5.4 Método combinado de comparación-regresión 111 Figura 5.14: Patrón semanal de la relación entre la demanda en las dos redes. Fuente: [Elaboración propia] Figura 5.15: Patrón semanal corregido de la relación entre la demanda en las dos redes. Fuente: [Elaboración propia] 112 5. Análisis de resultados La figura 5.16 muestra la misma curva, esta vez ampliada en el intervalo correspondiente a la víspera del día del ensayo, al objeto de verificar el método y cuantificar los márgenes de error. Con línea más gruesa en color marrón se representa el valor promedio que constituirá el valor estimado de la demanda relativa de la red piloto referida a la demanda y a la tensión en la segunda red. La curva diaria comienza a las 10:00 h de la mañana para hacer coincidir los cálculos diarios con el tiempo del ensayo. Figura 5.16: Demanda relativa filtrada estimada la víspera del ensayo. Fuente: [Elaboración propia] El siguiente paso para poder estimar la demanda en la red piloto, es inferir la tensión con que se habría operado ese día. Para calcularla se recurre a los registros históricos de la tensión los días previos durante el mes de enero, figura 5.17. Al igual que con la demanda relativa, también se aprecia cierto patrón diario en la evolución de la tensión durante el mes. Aunque menos pronunciado debido a que el rango en el que se mueve es más estrecho (800 V, la resolución de esta medida en el centro de control es de 100 V, de modo que la tensión varía entre nueve escalones). En la figura 5.18 se ha representado, superpuesta, la evolución de la tensión los miércoles del mes de enero. Además se representa el valor medio que servirá, junto con la demanda relativa obtenida anteriormente, para calcular la demanda estimada en la red piloto el día anterior al ensayo. 5.4 Método combinado de comparación-regresión 113 Figura 5.17: Tensión en la red piloto durante el mes de enero hasta el día del ensayo. Fuente: [Elaboración propia] Figura 5.18: Tensión estimada en la red el día antes del ensayo. Fuente: [Elaboración propia] 114 5. Análisis de resultados La demanda estimada se obtiene por aplicación de la expresión 5.4 a cada uno de los registros de la serie temporal: (5.4) donde (P) es la demanda evaluada como potencia activa expresada en MW, (V) es la tensión medida en barras de la subestación y expresada en kV y los subíndices (1), corresponden a la red piloto, (2) la red similar establecida como referencia para la comparación y (Est) hace referencia a que el valor es una estimación. En la figura 5.19 se presenta la curva de demanda estimada resultante comparada con la curva de demanda con los datos reales medidos en la subestación. La diferencia entre las medias diarias es 14,2881 MW– 14,3657 MW= -0,0776 MW, -0,54%. Figura 5.19: Comparación entre las demandas real y estimada en la red piloto el día antes del ensayo. Fuente: [Elaboración propia] En la tabla 5.6 se recogen los resultados obtenidos al realizar la misma comparaciónregresión durante todos los días de la semana anterior al ensayo. Estos resultados representan los márgenes de error del método de inferencia que podrán aplicarse al determinar el ahorro energético obtenido con la estrategia de reducción de tensión. El máximo error producido en la estimación de la demanda es de +0,86%. Una reflexión a tener en cuenta es que cada vez que la estimación de la demanda es inferior a la demanda real, el ahorro energético resultante estará siendo subestimado. 5.4 Método combinado de comparación-regresión 115 Viernes Sábado Domingo Lunes Martes Miércoles UEst 21,1704 21,2016 21,1699 21,1829 21,1743 21,1583 UReal 21,2035 21,2333 21,1521 21,1479 21,1486 21,1361 ΔU(%) -0,1561 -0,2377 0,1456 0,1653 0,1217 0,1051 PEst 13,8182 12,4593 12,1862 14,4239 14,5613 14,2881 PReal 13,7894 12,5118 12,0854 14,3012 14,4508 14,3657 ΔP(%) 0,2087 -0,4198 0,8340 0,8583 0,7645 -0,5398 Tabla 5.6 Márgenes de error del método combinado de comparación-regresión. Fuente: [Elaboración propia] Si después del ensayo de reducción de tensión se le resta 0.86% a la demanda inferida por el método combinado de comparación-regresión, se podrá garantizar que los efectos de la reducción de la tensión de conservación sobre la demanda de potencia activa y el consumo energético no estarán siendo sobrevalorados. La dependencia entre la potencia y la tensión vuelve a destacarse a la vista de los resultados de la Tabla 5.6, al comprobar que la máxima diferencia entre demanda real y estimada se produce el mismo día con la máxima diferencia entre tensiones estimada y real. Esta conclusión también podría haberse derivado de la expresión 5.4 que expresa esta proporcionalidad directa. El método combinado de comparación-regresión y su aplicación para la evaluación de los efectos de la reducción de tensión de conservación fue presentado en el 55º Congreso Científico Internacional de Ingeniería Eléctrica y de Potencia de la Universidad Técnica de Riga (RTUCON-2014) celebrado en Riga, Letonia, en octubre de 2014 [Vega-Fuentes et al., 2014c]. 5.4.1 Evaluación de los efectos de la CVR por comparación-regresión En la figura 5.20 se representa la demanda relativa filtrada durante los jueves de enero y la estimación para el día del ensayo referida a la demanda y a la tensión en la segunda red. Como ya se vio en la explicación del método, el siguiente paso es estimar la tensión con que se habría operado la red piloto ese día. Se refleja en la figura 5.21. A la vista de la curva de evolución de la tensión en la red piloto, se aprecia que aunque la tensión objetivo es de 21,0 kV la tensión media prácticamente es de 21,2 kV y que salvo las horas punta de máxima demanda en que la tensión llega a bajar en algunos casos hasta los 20,8 kV, el resto del tiempo la red se opera con sobretensión, alcanzándose alguna vez los 21,6 kV. En la figura 5.22 se representan la demanda estimada en la red piloto obtenida por aplicación de la expresión 5.4 y el valor medio estimado durante el período del ensayo (14,5493 MW). Estas curvas se comparan con los valores realmente obtenidos durante la aplicación de la CVR. La mayor reducción de la demanda (ΔPMAX) alcanza un valor de 1,73 MW, que en ese instante supone un 10,0897%. Se produce a las 15:40 h. 116 5. Análisis de resultados Figura 5.20: Demanda relativa estimada el día del ensayo. Fuente: [Elaboración propia] Figura 5.21: Tensión en la red estimada el día del ensayo. Fuente: [Elaboración propia] 5.4 Método combinado de comparación-regresión 117 Figura 5.22: Comparación de la potencia activa en el lado MT del transformador con control integrado Volt/Var con la estimada mediante el método combinado de comparación-regresión. Fuente: [Elaboración propia] Como era previsible, esta gráfica presenta una gran similitud con las figuras 5.9 y 5.11 que representaron la comparación de la demanda con CVR con las demandas del día antes de la prueba y del mismo día en la semana anterior. El valor de la potencia media estimada es ligeramente superior, pero antes de extraer conclusiones respecto al factor CVR conviene analizar el alcance de la reducción de la tensión y aplicar los márgenes de error del método de evaluación. La figura 5.23 muestra el perfil de la tensión en barra de 20 kV de la red operada con control integrado Volt/Var comparado con la estimación de la tensión con la que, en base a los registros históricos del mes, se estima que se habría operado la red. Tampoco sorprende el resultado, se asemeja a las figuras 5.8 y 5.10 si bien la curva con la estimación se aprecia más suavizada debido a que al estar constituida por valores promedio, no está sometida a los escalones de 100 V determinados por la precisión con la que se presenta la medida en el centro de control. El valor medio que se estima que habría tenido la red piloto si no se hubiera realizado el ensayo es de 21,1771 kV. Apenas 10,4 V menos que el registrado el día anterior y 41,0 V por encima de la tensión media una semana antes. En ambos casos, con la precisión con que se opera la red, la diferencia es imperceptible. Para no sobrevalorar el efecto de la CV, a los 14,5493 MW de demanda media inferida se minoran un 0,86% correspondiente al margen de error del método de estimación. De es- 118 5. Análisis de resultados ta forma se podrá afirmar que la demanda media del día del ensayo sin reducción de la tensión habría sido de al menos 14,4242 MW. Figura 5.23: Comparación del perfil de tensión en barra 20 kV con control integrado Volt/Var con el estimado en base a la evolución de la tensión durante el mes. Fuente: [Elaboración propia] La tabla 5.7 presenta los resultados del cálculo del factor CVR en base a las estimaciones realizadas. Desprenden un CVRf de 0,9161. Ū (kV) (MW) ΔV(%) ΔP (%) CVRf Sin CVR 21,1771 14,4242 -2,9711 -2,7216 0,9161 Con CVR 20,5479 14,0316 Tabla 5.7 Cálculo del factor CVR por comparación con otra red similar. Fuente: [Elaboración propia] A continuación se repiten los cálculos desechando los registros entre las 22:41:36 h y las 06:57:56 h para mejorar la aproximación del CVRf y minorando nuevamente un 0,86%. La tabla 5.8 muestra los nuevos resultados. El factor CVR calculado ahora es: 0,8211. Ū (kV) (MW) ΔV(%) ΔP (%) CVRf Sin CVR 21,1457 17,2202 -3,6740 -3,0169 0,8211 Con CVR 20,3688 16,7007 Tabla 5.8 Cálculo del factor CVR por comparación con otra red similar desechando el período no efectivo. Fuente: [Elaboración propia] 5.4 Método combinado de comparación-regresión 119 Como estimación del factor CVR de la red se podría tomar la media aritmética del valor obtenido por el método combinado de comparación-regresión (0,8211) y el valor obtenido por comparación de los resultados en la misma red durante otro período de tiempo (0,8920) que desprenden un CVRf medio de 0,8565. Sin embargo, al tratarse de métodos diferentes de evaluación de los efectos de la estrategia de reducción de la tensión, se estima procedente conservar el valor más desfavorable, así cualquier cálculo del ahorro alcanzable que se realice utilizando este coeficiente estará dimensionado por lo bajo. Es decir, no se sobrevalorará el efecto que produce la CVR. Por lo tanto, se mantiene la cifra de 0,8211 como mejor aproximación del factor CVR de esta red. 5.5 Beneficios del control integrado Volt/Var En los distintos análisis que se han realizado para evaluar los efectos de la estrategia de reducción de la tensión de conservación en la red piloto se ha objetivado una disminución de la demanda media diaria que oscila entre 334,1 kW y 410,7 kW. Estos valores se traducen (aplicando la expresión 4.11) en un ahorro energético diario comprendido entre 8.018,4 kWh y 9.856,8 kWh. Este ahorro es equivalente al consumo medio diario que podrían realizar entre 722 y 887 hogares de Gran Canaria, resultado obtenido mediante la expresión 4.12. Dicho con otras palabras, una estrategia de operación llevada a cabo desde el centro de control con un alcance de reducción de la tensión conservador, realizada en el ámbito de actuación de sólo media subestación, que no requirió ni inversión en adquisición ni adecuación de equipos o infraestructuras de la red de distribución, ni dedicación de recursos humanos y que no produjo ningún efecto adverso ni reclamación por parte de consumidores y usuarios, generó un ahorro equivalente al menos al consumo que realizan 722 hogares. Teniendo en cuenta los precios voluntarios para el pequeño consumidor45 (PVPC, antiguas tarifas de último recurso existentes), el término de energía sin discriminación horaria durante el período del ensayo fue de 0,129132 €/kWh este ahorro energético en la factura eléctrica del consumidor residencial se traduce en un ahorro comprendido entre 1.035,43 € y 1.272,83 € diarios, entre 31.062,96 € y 38.184,85 € mensuales y entre 372.755,53 € y 458.218,19 € anuales. En cuanto a emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera, en [IDAE, 2014] se establece un factor de producción de emisiones de CO2 asociado a la generación de electricidad convencional en Canarias de 0,811 kg CO2/kWh Energía final. Por tanto, el ahorro estimado se traduce en una reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera comprendido entre 6.502,92 kg y 7.993,86 kg diarios, entre 195,08 t y 239,81 t mensuales y entre 2.341,05 t y 2.877,79 t anuales. En [IDAE, 2014] también se define un coeficiente de paso de energía primaria expresada en toneladas equivalentes de petróleo (tep) de energía primara (e.p.) a energía final (e.f.) para Canarias de 0,268 tep e.p./MWh e.f. Este coeficiente aplicado a la reducción de 45Real Decreto-Ley 17/2013, de 27 de diciembre, por el que se determina el precio de la energía eléctrica en los contratos sujetos al precio voluntario para el pequeño consumidor en el primer trimestre de 2014. B.O.E. núm. 311 de 28 de diciembre de 2013. Capítulo 6 Conclusiones Índice 6.1 Antecedentes ................................................................................................. 127 6.2 Conclusiones ................................................................................................. 127 6.3 Líneas futuras de investigación .................................................................... 130 n este capítulo se recopilan las conclusiones obtenidas como resultado del trabajo desarrollado en esta tesis. También se recogen las líneas futuras de investigación abiertas con este trabajo. 6.1 Antecedentes En el escenario actual de liberalización del sector eléctrico las empresas gestoras de la distribución deben buscar la obtención de beneficios en la propia actividad de distribución. El sistema retributivo regulado, deja un margen de maniobra estrecho para obtener un beneficio razonable, obligando a las empresas a realizar su actividad de forma eficiente y bien gestionada. Esta situación unida a la coyuntura económica y la creciente preocupación por la sostenibilidad y la eficiencia energética ha impulsado el desarrollo de los sistemas de gestión de la distribución. Así, los avances de las tecnologías de la información y la comunicación están encontrando en la distribución un campo de aplicación fértil. Con el desarrollo creciente de las redes inteligentes, la reducción de la tensión de conservación se plantea como un modo adecuado y económicamente efectivo de ahorrar energía. 6.2 Conclusiones En primer lugar se presentan las contribuciones aportadas por esta tesis:  Se ha documentado la arquitectura y funcionalidades básicas de los DMS, base para la definición de estrategias que ayuden a mejorar la eficiencia de la operación de la red de distribución eléctrica.  Dada la importancia del control coordinado de la tensión y de los flujos de potencia reactiva, se han repasado los sistemas existentes para la producción de potencia reactiva y para la regulación de la tensión profundizando en los implementados en las redes de distribución en Canarias. Además, se ha realizado una revisión bibliográfica de los algoritmos de control VVC existentes. E 128 6. Conclusiones  Se han verificado las prestaciones del sistema automático de control Volt/Var basado en OPF que opera actualmente las redes canarias y se han detectado deficiencias tanto en la regulación de tensión como en la compensación de potencia reactiva. Como alternativa, se ha diseñado un sistema de VVC basado en lógica difusa como herramienta de tiempo real, en línea. Solución automatizada basada en inteligencia artificial susceptible de ser integrada en la unidad de control de la subestación.  Se ha revisado el estado del arte en la aplicación de la estrategia de reducción de tensión de conservación. En particular en cuanto a los métodos de evaluación de sus efectos y en los modos de implementación. Y para identificar los factores CVR obtenidos en ensayos similares en otras redes de distribución.  Se ha desarrollado el método combinado de Comparación-Regresión para inferir la demanda en una red a partir de los datos registrados en dos redes conectadas a la misma subestación. El método presenta un margen de error de + 0.86%.  Se ha diseñado una experiencia piloto para determinar cuánto ahorro energético y cuánta reducción de la demanda es posible obtener en las redes de distribución eléctrica en Canarias aplicando la estrategia de reducción de la tensión de conservación. El trabajo de investigación desarrollado en esta tesis permite establecer las siguientes conclusiones finales:  Se ha realizado una experiencia piloto de un día de duración, de gestión de la operación de una subestación en servicio para el control Volt/Var mediante un controlador basado en lógica difusa.  Con los medios disponibles en la red, el nuevo controlador mantuvo la tensión media exactamente en el valor de consigna teniendo en cuenta la resolución de las medidas en el sistema de telecontrol. La desviación media de la tensión respecto al valor objetivo se rebajó un 64,81%.  La reducción de carga computacional fue significativa reduciendo los tiempos de respuesta ante las condiciones cambiantes de la red.  El factor de potencia visto en el punto frontera entre las redes de transporte y distribución se mantuvo siempre por encima de 0,98 mejorando ostensiblemente las prestaciones del VVC actual. Las pérdidas por efecto Joule en la red de transporte evaluadas en el conjunto del día se redujeron un 2,5% alcanzándose valores de reducción de las pérdidas de un 13,4% en instantes puntuales.  La solución, es novedosa en comparación con el estado del arte en cuanto que genera las acciones de control a partir de los resultados del sistema de inferencia difusa, sin necesidad de realizar un estudio de flujo de carga para evaluar el estado 2.1 Antecedentes 129 final alcanzable. Esta característica, limita el ámbito de aplicación a sistemas eléctricos similares al canario, aislados o que carezcan de red de subtransmisión.  Se elimina la necesidad de equipar con reguladores de tensión cada posición de transformador de cada subestación. Con el consiguiente ahorro asociado no sólo por mejora de las prestaciones, también en concepto de reducción de la inversión necesaria para la puesta en marcha de nuevas posiciones.  Constituye un paso hacia delante en pro de la automatización de las subestaciones en escenarios como el canario.  Se ha realizado un ensayo de 24 h de duración de optimización de la tensión en una red de distribución en servicio, ejerciendo un control integrado Volt/Var basado en lógica difusa.  La reducción de tensión no generó ningún evento ni incidencia relacionados con la calidad del suministro. No se registró ninguna reclamación por parte de consumidores relacionada con el valor de la tensión en ningún punto afectado por la prueba piloto. Tampoco se registraron avisos por ninguna otra vía como pudieran ser cuadrillas de mantenimiento, personal de zona, etc.  Los resultados evidencian que la disminución de la tensión de operación de la red se traduce en un descenso de la demanda y del consumo.  La evaluación de los efectos de la reducción de la tensión desprenden un factor CVR de la red de al menos 0,8211. Valor dentro de los límites estimados en la fase de diseño, obtenidos en base a los estudios realizados en otros territorios y que conforman el estado del arte, pero superior al promedio: 0,7845. La sensibilidad de la carga a la variación de la tensión resultó mayor de lo esperado.  La reducción media de demanda obtenida en la red piloto con una estrategia conservadora (reducción media de tensión entre 2,78% y 3,02%) está entre 334,1 kW y 410,7 kW.  Esta reducción de la demanda provoca un ahorro en el consumo diario entre 8,02 MWh y 9,85 MWh, equivalente al consumo diario medio de entre 722 y 887 hogares en Gran Canaria.  El ahorro equivalente a mantener la estrategia durante un año sólo en esta red sería de más de 370.000 € en la factura eléctrica. Haría falta un aerogenerador de más de 1 MW de potencia o más de 13.800 m2 de paneles solares fotovoltaicos para generar la misma cantidad de energía que la que se ahorra en esta red.  Si los resultados obtenidos se extrapolan al 10% de la red, el ahorro energético anual sería de más de 31 GWh, equivalente a más de 4 M€ en la factura eléctrica o a 11,5 MW de potencia eólica instalada. 130 6. Conclusiones Estos resultados se obtendrían sin necesidad de realizar ningún cambio ni de infraestructuras ni de equipamiento de la red, solamente con un cambio en la consigna de operación de la red en el centro de control.  En cuanto al potencial de la red, si se pusieran los medios para poder reducir más la tensión, bien con transformadores con tomas de regulación mejor distribuidas o mediante acuerdos con el operador de la red de transporte para que se comprometiera a mantener los niveles de tensión entre márgenes más estrechos y si se realizara una estrategia de reducción más agresiva, que alcanzara el -7%, la energía anual que se ahorraría sólo en esta red sería de más de 6,5 GWh, 850.000€ en la factura eléctrica.  Cuando se pueda acceder desde el centro de control a las medidas de las tensiones en los puntos más desfavorables de cada red, se podrá ajustar la tensión al límite reglamentario durante todas las horas del día. En este caso ya no se operaría con una consigna de tensión constante y uniforme en todas las subestaciones sino que sería el resultado del cálculo obtenido en base a la realimentación de la tensión. El ahorro que se estima que se podría tener en el 10% de la red sería de más 80 GWh, más de 10,5 millones de euros en la factura eléctrica y equivalente a una potencia eólica de 29,6 MW. 6.3 Líneas futuras de investigación Las líneas futuras de investigación que se abren tras la realización de este trabajo son las siguientes:  La reducción de tensión en lazo abierto sigue siendo la técnica predominante de implementar la CVR, sin embargo la tendencia futura del VVC es de lazo cerrado incorporando información dinámica de la configuración de la red, medidas en tiempo real procedentes de los contadores telegestionados, algoritmos de flujo de carga óptimos y operación en modo CVR. Es preciso estudiar cómo usar la gran cantidad de datos del sistema procedentes de los contadores inteligentes para coordinar un VVC que optimice la operación en tiempo real de todo el sistema.  Hacen falta modelos de regresión más sofisticados para mejorar la precisión de la estimación de los efectos de la reducción de tensión. Las redes neuronales artificiales y las regresiones con máquinas de vectores de soporte se pueden usar para analizar los efectos de la CVR considerando la relación entre las cargas y los factores de impacto.  Los métodos de simulación tienen el potencial para cuantificar de forma precisa los resultados de la CVR siempre que los modelos tanto del sistema como de las cargas se hagan adaptativos a los cambios dinámicos. Estimar los efectos de la CVR analizando la dependencia de las cargas con la tensión es una idea relativamente nueva que puede revelar la naturaleza de la CVR. Cómo identificar esta de- 2.1 Antecedentes 131 pendencia de forma precisa es algo que debe ser estudiado. Otra ventaja es la posibilidad de estimar los efectos de la CVR en cualquier momento del test si la dependencia se calcula empleando algoritmos recursivos.  El impacto de la generación distribuida en la CVR es un campo de investigación emergente. Debe estudiarse cómo mejorar los esquemas de VVC para mantener el perfil de tensión deseado a lo largo de toda una línea con DG. Otro tema a estudiar es cómo coordinar los controles de la DG y VVC para optimizar la CVR, además, considerando la incertidumbre de las salidas de la DG deben utilizarse métodos de optimización estocásticos. Apéndice 1 Siglas y acrónimos continuación se relacionan las siglas y acrónimos que aparecen en esta tesis. En algunos casos, los términos en inglés se han acompañado de sus traducciones al español. ADA Advanced distribution automation, automatización avanzada de la distribución. AEP American Electric Power System. AGC Automatic generation control, control automático de la generación. AMI Advanced metering infrastructure, infraestructura avanzada de medida. AMR Automatic meter reading, lectura automática de contadores. ANN Artificial neural networks, redes neuronales artificiales. ANM Active network management, gestión activa de la red. AT Alta tensión. BBCC Baterías de condensadores. BPA Bonneville Power Administration. BT Baja tensión. CA Coeficiente de asignación. CIS Customer information system, sistema de información al cliente. CLASS Customer Load Active System Services, Proyecto de gestión activa de la demanda eléctrica en las redes de distribución mediante el control dinámico de la tensión. CPUC California Public Utilities Commission. CVR Conservation voltage reduction, reducción de la tensión de conservación. CVRf Factor CVR. DA Distribution automation, automatización de la distribución. DF Diversity factor, factor de diversidad. DG Distributed generation, generación distribuida. DMS Distribution management system, sistema de gestión de la distribución. ED Economic dispatch, despacho económico. A 134 Apéndice 1 EMS Energy management system, sistema de gestión de la energía. ENWL Electricity North West Limited. EPRI Electric Power Research Institute. FA Feeder automation, automatización en la línea alimentadora. FIS Fuzzy inference system, sistema de inferencia difuso. FP Factor de potencia. FU Factor de utilización. GA Genetic algorithm, algoritmo génético. GIS Geographical information system, sistema de información geográfico. GPC Georgia Power Company. HMI Human-machine interface, interfaz hombre-máquina. HQ Hydro Quebec. LDC Line drop compensation, compensación de la caída de tensión en la línea. LFC Load-frequency control, control de carga-frecuencia también conocido como regulación frecuencia-potencia. LM Load management, gestión de cargas. MT Media tensión. MTU Master terminal unit, unidad maestra en sistemas de telecontrol. NEEA Northwest Energy Efficiency Alliance. NU Northeast Utilities. OLTC On load tap changer, cambiador de tomas en carga. OMEC Oneida-Madison Electric Cooperative. OPF Optimal power flow, flujo de carga óptimo PTE Parámetros térmicos equivalentes. PUD Public Utility District. PVPC Precio voluntario para el pequeño consumidor. RTU Remote terminal unit, unidad remota en sistemas de telecontrol SA Substation automation, automatización de la subestación. SCADA Supervisory control and data acquisition, control supervisor y adquisición de datos. SCE Southern California Edison. SVC Static var compensator, compensador estático de potencia reactiva. TCM Trouble call management, gestión telefónica de incidencias UC Unit commitment, programación horaria de grupos generadores. UCS Unidad de control de la subestación. Siglas y acrónimos 135 VVC Volt/Var Control, control de la tensión y de los flujos de potencia reactiva. VVO Volt/Var Optimization, optimización de la tensión y de los flujos de potencia reactiva. ZIP Modelo de carga basado en componentes con impedancia, intensidad y potencia constantes.