Análisis técnico de minimización de pérdidas en redes de MT desequilibradas

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Telecomunicación Formato de Publicación de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Autor: F. Javier Payán Somet Tutor: Juan José Murillo Fuentes Dep. Teoría de la Señal y Comunicaciones Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2013 Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Ingeniería Industrial Análisis Técnico de Minimización de Pérdidas en Redes de MT Desequilibradas Autor: Rafael Morán Corbacho Tutores: Esther Romero Ramos José María Maza Ortega Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Ingeniería Industrial Análisis Técnico de Minimización de Pérdidas en Redes de MT Desequilibradas Autor: Rafael Morán Corbacho Tutores: Esther Romero Ramos Catedrática de Universidad José María Maza Ortega Catedrático de Universidad Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 Trabajo Fin de Máster: Análisis Técnico de Minimización de Pérdidas en Redes de MT Desequilibradas Autor: Rafael Morán Corbacho Tutores: Esther Romero Ramos José María Maza Ortega El tribunal nombrado para juzgar el trabajo arriba indicado, compuesto por los siguientes profesores: Presidente: Vocal/es: Secretario: acuerdan otorgarle la calificación de: El Secretario del Tribunal Fecha: Agradecimientos Llegados a este punto me gustaría dedicar unas palabras a todas aquellas personas que han estado presentes a lo largo de mi formación en la escuela, formando parte indispensable de ella. A mis tutores, Esther Romero y José María Maza, por confiar en mí para llevar a cabo este proyecto. A ellos les agradezco su profunda dedicación e inestimable guía durante todo este tiempo. Me gustaría extender este agradecimiento al resto del profesorado del departamento de Ingeniería Eléctrica de la escuela, que han hecho de este campo mi vocación. No olvidarme de mis amigos y compañeros que han compartido conmigo muchos años en la escuela, los cuales han sido pieza fundamental en mi formación y a los que debo buena parte del mérito de haber llegado a este punto. Me gustaría terminar agradeciendo a mi familia, y en especial a mis padres, por toda la ayuda y el apoyo mostrados a lo largo no solo de mi estancia en la escuela, sino durante todo mi desarrollo como pesona más allá de lo académico. Rafael Morán Corbacho Sevilla, 2020 I Resumen En el presente documento se lleva a cabo un estudio de reducción de pérdidas de energía en redes de distribución desequilibradas, partiendo desde un punto de vista teórico y llevándolo a la práctica a través de simulaciones. En primer lugar se hará una revisión de las distintas tecnologías disponibles para la reducción de pérdidas en redes de distribución, explicando sus principios de funcionamiento y sus prestaciones de cara al sistema. En base a las características de cada tecnología descrita se diseñarán metodologías para su implementación en una red de distribución desequilibrada. Se dedicará un capítulo a la red seleccionada, describiendo de forma detallada todas sus características. Esta red será la base sobre la que se aplicarán las metodologías diseñadas para la implementación de las tecnologías seleccionadas. Se llevarán a cabo una serie de simulaciones para cuantificar los efectos de la aplicación de las tecnologías en la red objeto de estudio. Una vez aplicadas todas las tecnologías se hará un análisis comparativo de los resultados obtenidos. Por último se esbozarán una serie de conclusiones relativas a la eficacia de las distintas metodologías en la reducción de pérdidas de energía, además de otra serie de consideraciones. III XÍndice 4.5 Control de tensiones - Bancos de condensadores 44 4.6 Control de tensiones - STATCOM 46 4.7 Equilibrado de cargas 48 4.7.1 Escenario original propuesto por CIGRE 49 4.7.2 Escenarios desequilibrados 52 4.8 DC-Link 55 4.9 Almacenamiento de energía 60 4.10 Generación distribuida 67 4.11 Resumen de reducción de pérdidas 70 5 Conclusiones y Líneas Futuras 73 5.1 Líneas futuras 74 Apéndice A Implementación Analítica 75 A.1 Modelado de red 75 A.2 Ejecución 75 A.3 Representación de resultados 76 Índice de Figuras 77 Índice de Tablas 81 Bibliografía 83 Glosario 85 Notación ∆Incremento ΣSumatorio PPotencia activa QPotencia reactiva Pa,Pb,PcPotencia activa de las fases a, b y c VModulo de la tensión IMódulo de la intensidad rtRelación de transformación V1,V2 Módulo de la tensión de los devanados primario y secundario del transformador BNSusceptancia nominal cos φFactor de potencia PJoule Pérdidas Joule RResistencia rsPosición de la batería de condensadores XSReactancia de caída del STATCOM Vre f Tensión de referencia Z0 tr Impedancia del transformador referida al devanado secundario SnPotencia aparente nominal dsDiámetro del conductor R0 cc Resistencia de corriente continua para una temperatura específica R0 ca Resistencia de corriente alterna para una temperatura específica GMR Radio geométrico medio p.u.Por unidad XReactancia BSusceptancia ZImpedancia Zth Impedancia Thevenin Scc Potencia de cortocircuito f p Factor de potencia Va,Vb,VcTensión fase-neutro de las fases a, b y c VmTensión media de las tres fases MT Media tensión XI XII Notación p.a.t. Puesta a tierra 1 Objetivos y Metodología El objetivo de este estudio es el de analizar la reducción de pérdidas en redes de distribución de media tensión (MT) desequilibradas lograda al aplicar distintas metodologías basadas en una serie de tecnologías que se describirán a lo largo del presente documento. A tal fin, se escogerá como red objeto de estudio la propuesta por CIGRE en su documento Benchmark Systems for Network Integration of Renewable and Distributed Energy Resources [ 1 ], sobre la cual se analizará el efecto de las diferentes metodologías propuestas. En primer lugar, en el Capítulo 2 se enumerarán las tecnologías a implementar en la red objeto de estudio, detallando su funcionamiento y el efecto que se espera que éstas tengan en las magnitudes de los sistemas de distribución. Tras esto, el Capítulo 3 se dedicará a la descripción en detalle de la red propuesta por CIGRE. Se definirán varios escenarios de carga para comprobar la variación del efecto de las distintas metodologías en cada uno de ellos. Una vez definida la red, se simulará la implementación de todas las tecnologías definidas con anterioridad, analizando los resultados obtenidos y posteriormente comparando el efecto de unas metodologías con respecto al de otras en el Capítulo 4. Finalmente, el Capítulo 5 reflejará una serie de conclusiones alcanzadas tras llevar a cabo todo el trabajo resumido en este apartado. Para llevar acabo el modelado y la simulación de la red de MT escogida, se han usado los siguientes programas informáticos: • OpenDSS, para el modelado de la red y ejecución de flujos de carga. OpenDSS permite modelar todo tipo de elementos eléctricos: transformadores, líneas, cargas, etc. Cuenta con heramientas para la realización de flujos de carga mediante diversos algoritmos. En este trabajo se optará por el algoritmo por defecto de OpenDSS, que consiste un método iterativo de punto fijo que se detallará en el Apéndice A. • Matlab, para la automatización de la realización de flujos de carga. Haciendo uso de la interfaz de comunicación que OpenDSS ofrece con Matlab, se modificará la red y se resolverá la misma de forma iterativa y según las necesidades de cada metodología a desarrollar. También se utilizará Matlab como herramienta de creación de figuras. • Excel, como base de datos para la lectura y escritura de información. Una vez resuelta cada metodología, los resultados obtenidos se escribirán en Excel con una estructura definida, llamándose a su ejecución a través de Matlab. 1 2 Descripción de Tecnologías En este capítulo se describen las tecnologías seleccionadas con el fin de implementar las metodologías para lograr la minimización de pérdidas del sistema. 2.1 Control de Tensiones Las tensiones de una red son pieza clave en la calidad de suministro y seguridad de la misma. Son numerosos los beneficios que se obtienen de controlar esta magnitud. Por un lado, las tensiones deben mantenerse dentro de unos límites para no dañar los equipos instalados en la red, además de evitar posibles cortocircuitos por rotura del aislamiento en los elementos del sistema. Por otro, las normativas propias de cada país dictan unos límites para los niveles de tensión de obligado cumplimiento. Además de lo anterior, el control de tensiones tiene un impacto significativo en las pérdidas del sistema. Asumiendo modelo de cargas de potencia constante, la potencia activa que consume una carga es proporcional al producto de la tensión del nudo de conexión por la intensidad demandada; como puede apreciarse en (2.1) para una carga monofásica. P=V·I·cos φ(2.1) Actuando sobre la tensión del nudo de conexión y elevando su valor, y dado que, asumiendo modelo de carga de potencia constante, la potencia activa demandada no varía; la intensidad demandada por la carga disminuirá en proporción. Esto se traducirá en un decremento de la intensidad que fluye por las líneas, lo que conlleva una disminución de las pérdidas por efecto Joule, como refleja (2.2). PJoule =R·I2(2.2) El nivel de tensión deseado puede alcanzarse ejerciendo acciones de control sobre la propia magnitud o sobre la energía reactiva del sistema. En esta sección de describirán las tecnologías más comunes empleadas para este fin. 2.1.1 Transformadores con cambiador de tomas en carga OLTC Los transformadores con OLTC permiten regular la tensión variando la relación de transformación (2.3) sin necesidad de interrumpir el suministro. rt=V1 V2 (2.3) Donde V1 y V2 hacen referencia a la tensión en el devanado primario y secundario respectivamente. 3 4Capítulo 2. Descripción de Tecnologías Esto se logra cambiando las tomas de conexión de uno u otro devanado, siguiendo el esquema representado en la Figura 2.1. Cada toma representa un nivel de tensión nominal para el devanado correspondiente, por lo tanto se pueden lograr múltiples relaciones de transformación discretas a intervalos fijos controlando la posición de las tomas de ambos devanados. Generalmente se opera únicamente en el devanado de mayor tensión nominal, ya que en este se dan menores intensidades, lo que significa menores pérdidas por conmutación y mayor seguridad ante los arcos eléctricos que se producen en el conmutador. Sin embargo, en este estudio se contemplará la operación de las tomas de ambos devanados indistintamente, con el fin de lograr la máxima reducción de pérdidas. Esto se debe a que si se fija la toma más baja del devanado primario, esto es, la que implica mayor incremento de la tensión en el nudo secundario, la intensidad que circula por el trasformador será menor que si se fija la toma en el devanado secundario y se opera la del primario; y por esto las pérdidas en el transformador serán menores. Figura 2.1 Esquema OLTC. 2.1.2 Bancos de condensadores La instalación de bancos de condensadores (BBCC) junto a las cargas de una red de distribución cancela parcial o totalmente el consumo de potencia reactiva de las mismas, al aportarla de forma local. Esto implica la reducción de la intensidad que circula por las líneas del sistema, ampliando su capacidad y reduciendo las pérdidas por efecto Joule (2.2). La incorporación de BBCC en los nudos implica un incremento en la tensión de los mismos y por ende una reducción de la caída de tensión en las lineas del sistema [2] (Figura 2.3). Los BBCC son capaces de aportar potencia reactiva en escalones discretos o "saltos", representados en la Figura 2.2. Este equipo se modela a través de una susceptancia nominal. La potencia reactiva suministrada se calcula mediante (2.4) , donde rs representa la posición, esto es, la proporción de saltos conectados expresada en p.u.. Q=rs·BN·V2(2.4) La principal diferencia entre el efecto que los BBCC producen sobre la red en comparación con los trasformadores OLTC consiste en que, mientras que los últimos tienen un efecto localizado en los nudos de conexión de los transformadores (generalmente en cabecera del sistema); los segundos afectan de manera local a un mayor número de nudos al conectarse en diversos puntos a lo largo de la red. Los BBCC se caracterizan al mismo tiempo por su bajo coste de instalación, haciendo de ésta una tecnología muy competitiva en el aspecto económico. 2.1 Control de Tensiones 5 Figura 2.2 Esquema constructivo BBCC. Figura 2.3 Efecto de la inyección de reactiva sobre las tensiones. 2.1.3 STATCOM El principio sobre el que se basa la actuación de estos dispositivos es exactamente el mismo que el de los BBCC: la aportación de potencia reactiva de manera local para reducir el consumo de la misma por parte de las cargas y al mismo tiempo aumentar la tensión de los nudos de conexión. La diferencia radica en que los STATCOM son capaces de aportar potencia reactiva de forma continua, es decir, evitando los saltos que caracterizan la operación de los BBCC. Esta tecnología está basada en inversores y proporciona mucha flexibilidad al sistema gracias a sus múltiples funcionalidades, entre las que destaca el control de tensión. Un STATCOM está compuesto por un convertidor en fuente de tensión (VSC), que a su vez consiste en un bus de continúa donde se sitúan uno o más condensadores y una serie de IGBTs con diodos en antiparalelo cuya operación puede ser sometida a control basado en PWM. El VSC es por tanto capaz de inyectar potencia de manera controlada a la red de alterna desde el bus de continua y viceversa. Un STATCOM cuenta también con una bobina de suavizado y un transformador de conexión. El diagrama unifilar del STATCOM y el esquema del VSC se muestran en la Figura 2.4. En lo que a control de tensiones se refiere, el STATCOM dispone de dos modos de operación: regulación de tensión y control de potencia reactiva. Mientras que la intensidad reactiva inyectada no supere unos límites mínimos y máximos el STATCOM operará en el primero de los modos. En este se fija una tensión de referencia en el bus de conexión que habrá de ser alcanzada mediante la 6Capítulo 2. Descripción de Tecnologías Figura 2.4 Diagrama unifilar STATCOM y esquema VSC. inyección de intensidad reactiva o capacitiva por parte del STATCOM siguiendo la expresión (2.6) , en la que XSrepresenta la reactancia de caída. V=XS·I+Vre f (2.5) En este modo de operación el STATCOM inyecta o absorbe potencia reactiva para alcanzar la tensión de referencia en el nudo de referencia (el bus de alta tensión del transformador de conexión). Si se superan los límites de potencia reactiva, el modo de operación cambia a control de potencia reactiva. Figura 2.5 Curva tensión-intensidad STATCOM. 2.2 Reconfiguración de circuitos Hoy en día la gran mayoría de sistemas de distribución se explotan de forma radial, si bien están construidos formando mallas en las que se mantienen abiertos ciertos interruptores. La operación radial de redes de distribución cuenta con múltiples ventajas [2]: •Mayor facilidad en el diseño y operación de protecciones de sobrecorriente •Menores intensidades de falta en la mayor parte del circuito 2.3 Equilibrado de cargas 7 •Mayor facilidad en el control de tensiones •Mayor facilidad en la predicción y control de los flujos de carga •Menor coste En cuanto a las pérdidas de potencia activa en el sistema, estas alcanzan su mínimo cuando este se explota de forma mallada, si bien esto puede no ser cierto bajo algunas circunstancias, como que los ratios X/R de los feeders a mallar difieran uno del otro [3]. La configuración radial se logra partiendo de la red completamente mallada, mediante la apertura de un número mínimo de interruptores los cuales se encuentran al inicio y final de las líneas; hasta alcanzar la radialidad del sistema. Seleccionando unos interruptores u otros, se pueden formar múltiples árboles de explotación. En este trabajo se estudiará la forma de alcanzar el árbol de explotación que incurra en mínimas pérdidas de entre todos los posibles. Este problema puede alcanzar magnitudes inabarcables. Esto se debe a que, dada una red con d interruptores de apertura, los cuales cuentan con dos estados (abierto y cerrado) el número de combinaciones posibles es de 2d . Como ejemplo, una red de 118 nudos y 132 líneas supone un total de 4,032 ·1015 árboles de operación posibles si todas las líneas cuentan con interruptores de apertura. Cabe destacar que, con objeto de minimizar pérdidas, existirán múltiples árboles de explotación óptimos dependiendo del escenario de carga, el cual varía con el tiempo. Esto último complica aún más la resolución del problema, dada además la incertidumbre a la hora de predecir la demanda y por tanto los escenarios de carga, acentuada por la inclusión de generación distribuida en sistemas de distribución. Como se puede comprobar, el problema matemático de optimización es de unas dimensiones tales que para su resolución se han diseñado diversas soluciones heurísticas. En el Capítulo 3 se desarrollará un algoritmo de resolución de este problema basado en el de Gomes, Carneiro y Pereira [4]. 2.3 Equilibrado de cargas Dado un sistema trifásico con cargas concentradas Pa , Pb y Pc para cada una de las tres fases, se puede demostrar que se alcanza el mínimo de pérdidas en el sistema cuando se cumple: Pa=Pb=Pc(2.6) En la actualidad la práctica totalidad de los sistemas de distribución presentan elementos que desequilibran las magnitudes de la red. Clientes monofásicos con consumos que difieren de uno a otro representan la principal fuente de desequilibrios. Para prevenir esto, se procura distribuir la conexión de los clientes de la manera más equitativa posible entre las tres fases. Esto sin embargo no es suficiente para equilibrar completamente el sistema dados los diferentes perfiles de consumo a lo largo del día que presentan los distintos consumidores. Además de esto, las características constructivas de las líneas de distribución pueden provocar desequilibrios en las magnitudes eléctricas del sistema. Existen distintas tecnologías que pueden ser empleadas para paliar este fenómeno. Entre ellas cabe citar los interruptores controlados automáticamente, cuyo fin es el de cambiar la conexión de una carga de una fase a otra, logrando así un mayor equilibrado del sistema. En este trabajo se prestará una mayor atención al uso de STATCOM como dispositivo balanceador (en adelante balanceador) de cargas. Como se comentó en la subsección anterior, el STATCOM está basado en un VSC, el cual cuenta con uno o varios condensadores que almacenan energía en el bus de continua. Estas fuentes de continua, sin embargo, no deben inyectar energía activa al sistema pues en ese caso se descargarían y dejarían de cumplir su función. Por esto el VSC debe inyectar o absorber únicamente energía reactiva. 14 Capítulo 2. Descripción de Tecnologías Existen distintos tipos de tecnologías de generación distribuida, como se muestra en la Figura 2.13. A continuación se describirán las principales características de dichas tecnologías: Figura 2.13 Clasificación de tecnologías de generación distribuida [13]. •Generadores convencionales: – Micro-turbina: se trata de pequeñas turbinas de combustión que pueden usar como combustible gas natural, propano y gasolina. De manera simplificada, una micro-turbina consta de compresor, cámara de combustión, recuperador, pequeña turbina y generador. Esta tecnología aventaja a su homóloga de gran tamaño en su compacidad, eficiencia, menor nivel de emisiones, menores requisitos de mantenimiento y mayor flexibilidad en su operación dada su conexión a red a través de equipos de electrónica de potencia. – Grupos electrógenos: consisten en un motor alternativo acoplado con un generador eléctrico. Los motores constituyen la fuente de energía cinética y pueden ser diésel, de gas natural o híbridos. Esta tecnología se encuentra disponible en un amplio rango de potencias nominales, desde 1kW hasta 10 MW, y permite su empleo en horas pico de demanda. Lo anterior, unido a su eficiencia desde el punto de vista coste-beneficio, tiene como contrapartida un alto nivel de emisiones y ruido. •Generadores no convencionales: – Células de combustible: se trata de dispositivos capaces de generar energía eléctrica y térmica a partir de procesos electroquímicos. Estos generadores emplean como fuente primaria combustibles ricos en hidrógeno como gas natural, gasolina, biogás o propano. Como productos de los procesos electroquímicos se obtiene energía eléctrica, agua, calor y unas emisiones de gases menores que en el caso de generadores convencionales. Se precisa de dispositivos de electrónica de potencia para su conexión a red, dotando a estos generadores de mayor flexibilidad en su operación. Como principales ventajas se sitúa su gran eficiencia en la obtención de energía, la producción conjunta de electricidad y calor, su bajo coste y la flexibilidad en su construcción. 2.6 Generación distribuida 15 – Dispositivos de almacenamiento: descritos en la Sección 2.5, absorben energía de la red en horas de bajo consumo para luego inyectarla en horas de mayor demanda. Suelen combinarse con otras tecnologías de GD para satisfacer la demanda local. – Plantas fotovoltaicas: el aprovechamiento de la energía solar para la producción de energía permite una mayor capacidad de satisfacer la demanda durante las horas pico. Sin embargo, un exceso de penetración de este tipo de tecnología puede provocar problemas de sobretensiones y aumento de pérdidas durante las horas de sol. Estos dispositivos se conectan a red a través de convertidores de electrónica de potencia, lo que permite una mayor flexibilidad en su operación. – Turbina eólica: Consta de un palas, góndola, eje y acoplamiento mecánico (reductora) y generador eléctrico. Sus características son muy similares a las de las grandes centrales eólicas, si bien su menor tamaño permite su instalación en puntos más cercanos al consumo. Presenta como principal desventaja la falta de control en la generación de energía, lo que se puede paliar mediante la instalación conjunta con sistemas de almacenamiento. A modo de conclusión, a continuación se presenta un resumen de los beneficios de la implementación de GD en sistemas de distribución: • La GD puede asumir el aumento de demanda en zonas puntuales, lo que evita la necesidad de construir nuevas líneas o repotenciar las ya existentes, aumentando así la capacidad de carga del sistema. • Los generadores distribuidos pueden ser instalados en el sistema de manera modular y en un corto espacio de tiempo. • La GD incrementa la vida útil de transformadores, líneas y todo tipo de equipamiento de la red. • Dada la variedad de tecnologías de GD, se logra una mayor diversificación de las fuentes de energía. •La GD produce una mejora en los perfiles de tensión de la red. • Al satisfacer parte de la demanda de forma local, la GD provoca una disminución en el flujo de potencia que circula por las líneas, lo que se traduce en una mejora de las tensiones y una reducción de las pérdidas. Por contra, el incremento en la penetración de GD en sistemas de distribución trae consigo una serie de desventajas, principalmente en relación al diseño del sistema de protecciones. En una red radial pasiva, puede asumirse que todos los flujos de potencia son unidireccionales [ 5 ]. Sin embargo, la inclusión de dispositivos de generación distribuida en el sistema puede variar el sentido de los flujos de potencia según las condiciones de generación y consumo en cada instante. Lo anterior puede provocar una serie de fenómenos que reduzcan la eficacia en la actuación de las protecciones ante faltas en la red, entre los que destacan los conocidos como sympathetic tripping yprotection blinding [14], [15], [16]. La inclusión de GD en redes convencionales puede tener otra serie de inconvenientes como subidas de tensión en puntos intermedios del sistema, aumentos de pérdidas e incluso mal funcionamiento de controladores como los reguladores de tensión. 3 Red Objeto de Estudio Este capítulo se dedica a la descripción detallada de la red que servirá de base para la implementación de las metodologías que se describirán en el Capítulo 4. Se definirán tres escenarios de carga para analizar los efectos de dichas metodologías en función del grado de desequilibrio del sistema. 3.1 Descripción de la red La red escogida como objeto de estudio es una de las propuestas por CIGRE dentro de sus redes estándar para la integración de fuentes de energía renovables y generación distribuida [ 1 ]. En concreto, se trata de la red propuesta para sistemas de MT con configuración americana. Esta tipo de redes reúnen las siguientes características generales: • Cuentan con uno o varios alimentadores principales o main feeders trifásicos de los que parten feeders laterales monofásicos. • Estructura generalmente radial, pero puede ser mallada. En este último caso, la red se explota de forma radial dejando abiertos un número de interruptores de apertura de las líneas de los main feeders. • Tensión nominal de 12,47 kV para media tensión. Para la alta tensión, generalmente se emplea 230 kV aunque para el caso de la red escogida será de 115 kV , como se señalará más adelante. •Frecuencia nominal de 60 Hz. • Este tipo de redes suelen ser desequilibradas, principalmente debido a la presencia de laterales monofásicos, si bien se procura distribuir la conexión de estos de forma que introduzcan la menor cantidad posible de desequilibrios en el sistema. Las distintas fuentes de desequilibrios en la red objeto de estudio se estudiarán más adelante en este capítulo. • Líneas de transmisión aéreas, tanto para los alimentadores principales como para los laterales monofásicos. • Buses con el neutro puesto a tierra rígidamente, esto es, a través de resistencia de p.a.t. nula. En las siguientes subsecciones se detallarán las características de los elementos que conforman el sistema. 3.1.1 Topología El sistema parte de una red de subtransporte primaria de 115 kV de tensión nominal que alimenta dos bancos de transformadores monofásicos. De estos parten sendos alimentadores principales de tensión nominal 12,47 kV que cuentan con un total de 14 nudos principales y 15 lineas de transmisión aéreas. El diagrama unifilar se muestra en la Figura 3.1. 17 18 Capítulo 3. Red Objeto de Estudio Figura 3.1 Diagrama unifilar del sistema. Como puede observarse, ambos alimentadores se unen formando una malla. Además de esto se pueden contar dos mallas adicionales formadas en el main feeder 1. Como se comentaba al principio de la sección, la explotación de la red se hará de forma radial. Para lograr la radialidad del sistema se mantendrán abiertas las líneas que interconectan los buses 4-11, 6-7 y 8-14. También puede verse como de algunos nudos parten laterales monofásicos. Estos laterales se conectan a una sola de las fases de estos nudos y comparten todos la misma topología, mostrada en la Figura 3.2. Ambos feeders cuentan con un total de 3 laterales laterales monofásicos, cada uno de ellos conectado a una fase distinta. Esto es así para paliar los desequilibrios que estos subsistemas provocan en la red. 3.1.2 Red de subtransporte equivalente Como se comentaba en la subsección anterior, el sistema parte de una red de subtransporte de tensión nominal 115 kV y potencia de cortocircuito infinita. Esto último implica que se trata de una red ideal, dado que su impedancia Thevenin es nula, como se demuestra en la Ecuación 3.1: Zth =V2 Scc =(115 ·103)2 ∞=0Ω(3.1) Esto se traduce en que no se producirán pérdidas de energía en la red de subtransporte. 3.1.3 Transformadores La red cuenta con dos bancos de transformadores, cada uno de los cuales constituido por tres transformadores monofásicos con cambiadores de tomas. 3.1 Descripción de la red 19 Figura 3.2 Diagrama unifilar de los laterales monofásicos. Los transformadores pertenecientes a un mismo banco comparten las mismas características, con la única diferencia de la fase a la que se conectan. La Tabla 3.1 muestra estas características. En ella, la primera fila hace referencia a los transformadores monofásicos conectados al primer banco, que alimenta al main feeder 1; mientras que la segunda hace lo propio con el banco que alimenta al main feeder 2. Tabla 3.1 Características de los bancos de transformadores. Banco de tranformadores Nudo primario Nudo secundario Conexión V1 [kV ] V2 [kV ] Z0 tr [Ω] Sn [MVA] 1 0 1 3-ph Dyn1 115 12,47 0,010 +1,24 j15 2 0 12 3-ph Dyn1 115 12,47 0,013 +1,55 j12 Cada uno de los 6 transformadores cuenta con las siguientes posiciones de tomas de regulación: •Devanado primario: 5 tomas de regulación en vacío. ±5% en incrementos de 2,5%. •Devanado secundario: 33 tomas de regulación en carga. ±10 % en incrementos de 0,625 %. 3.1.4 Líneas Se pueden distinguir dos tipos de líneas en el sistema dependiendo de si pertenecen a los alimentadores principales o a los laterales monofásicos. En ambos casos las líneas son aéreas. El neutro se reparte desde el devanado secundario de los transformadores hasta todos los nudos, tanto de los main feeders como de los laterales. Todos los conductores, incluyendo el neutro, están hechos de aluminio desnudo. Para las líneas de los alimentadores principales el tipo de conductor usado es AAC "Tulip" para las fases y AAC "Phlox" para el neutro. En el caso de los laterales monofásicos se emplea ACSR "Sparrow" tanto para la fase como para el neutro. 20 Capítulo 3. Red Objeto de Estudio Figura 3.3 Geometría de las líneas. Layout. Tabla 3.2 Geometría de las líneas. Distancias. Torre a[m]b[m]c[m]d[m] Trifásica 13,712,13 3,05 Monofásica 13,7N/A 2,13 N/A La geometría de las líneas se muestra en la Figura 3.3. Esta incluye una serie de distancias cuyos valores se muestran en la Tabla 3.2. Las características de los conductores se muestran en la Tabla 3.3. A partir de ellas se pueden calcular las matrices de resistencia, reactancia, susceptancia e impedancia. Tabla 3.3 Características de los conductores. Tipo Función Hilos Calibre [kcmil/AWG] dc [cm] GMR [cm] R0 cc a20C [Ω/km] R0 ca a50C [Ω/km] AAC "Tulip" Conductor 19 336,4 1,69 0,64 0,168 0,19 AAC "Plhox" Neutro 7 3/0 1,18 0,427 0,338 0,38 ACSR "Sparrow" Conductor y neutro 6/1 2 0,8 0,14 0,832 1,01 Para las líneas trifásicas se obtienen las matrices mostradas a continuación: R=    0,2492 0,0592 0,0592 0,0592 0,0592 0,2492 0,0592 0,0592 0,0592 0,0592 0,2492 0,0592 0,0592 0,0592 0,0592 0,4392     Ω/km X=    0,8895 0,4713 0,4245 0,4360 0,4713 0,8895 0,4713 0,4328 0,4245 0,4713 0,8895 0,4360 0,4360 0,4328 0,4360 0,9200     Ω/km 3.1 Descripción de la red 21 B=    3,1397 −0,8027 −0,4255 −0,5260 −0,8027 3,2649 −0,8027 −0,4468 −0,4255 −0,8027 3,1397 −0,5260 −0,5260 −0,4468 −0,5260 2,9444     ·10−6S/km Z=    0,25 +0,89 j0,06 +0,47 j0,06 +0,42 j0,06 +0,44 j 0,06 +0,47 j0,25 +0,89 j0,06 +0,47 j0,06 +0,43 j 0,06 +0,42 j0,06 +0,47 j0,25 +0,89 j0,06 +0,44 j 0,06 +0,44 j0,06 +0,43 j0,06 +0,44 j0,44 +0,92 j     Ω/km Por su parte, las líneas monofásicas presentan las siguientes matrices: R=1,0692 0,0592 0,0592 1,0692Ω/km X=1,0041 0,4516 0,4516 1,0041Ω/km B=2,5810 −0,7369 −0,7369 2,6313 ·10−6S/km Z=1,07 +1,00 j0,06 +0,45 j 0,06 +0,45 j1,07 +1,00 jΩ/km 3.1.5 Cargas Todas las cargas de la red son monofásicas, esto es, se conectan a una única fase del bus al que pertenecen. Se distinguen dos tipos de carga: residencial y comercial o industrial; cada una de ellas con un perfil diario distinto, mostrado en la Figura 3.4. Figura 3.4 Perfiles diarios de consumo. La Tabla 3.4 muestra los valores de la potencia nominal de las cargas conectadas a los alimentadores principales, mientras que la Tabla 3.5 hace lo propio con los factores de potencia, distinguiendo en ambos casos entre cargas residenciales y comerciales o industriales. 22 Capítulo 3. Red Objeto de Estudio Tabla 3.4 Potencia nominal de las cargas. Main feeders. Potencia aparente, SN[kVA] Fase a Fase b Fase c Nudo Residencial Comercial o industrial Residencial Comercial o industrial Residencial Comercial o industrial 15010 3070 4910 2570 3860 3520 2100 + Subred 200 50 300 200 300 3−80 200 80 50 80 4200 −100 −100 − 5200 50 Subred 200 −50 650 −100 −Subred − 7−100 100 100 −100 8100 −150 −100 − 9100 −150 −250 − 10 150 −100 −250 − 11 50 150 50 150 −150 12 1060 1260 1060 1260 1060 1260 13 Subred 225 Subred 225 −225 14 −90 −90 Subred 90 Tabla 3.5 Factor de potencia de las cargas. Main feeders. Factor de potencia, f p Nudo Residencial Comercial o industrial 10,93 0,87 20,95 0,85 30,90 0,80 40,90 − 50,95 0,85 60,95 − 70,95 0,95 3.1 Descripción de la red 23 Tabla 3.5 ..continuación. Nudo Residencial Comercial o industrial 80,90 0,90 90,95 − 10 0,90 − 11 0,95 0,85 12 0,90 0,87 13 0,95 0,85 14 0,90 0,90 Como puede apreciarse, las cargas conectadas a los nudos 1 y 12, nudos cabecera de ambos alimentadores principales, son mucho mayores que el resto. Esto se debe a que se trata de cargas concentradas que modelan otros feeders adicionales que parten de estos nudos. A continuación, la Tabla 3.6 muestra la potencia nominal y factor de potencia de las cargas conectadas a los nudos de los laterales monofásicos. En este caso todas las cargas son de tipo residencial. Al igual que ocurre con la topología, todos los laterales comparten reparto de potencia nominal y factor de potencia en sus nudos. Tabla 3.6 Potencia nominal y factor de potencia de las cargas. Laterales monofásicos. Nudo Potencia Aparente, SN[kVA] Factor de potencia, f p 115 0,90 215 0,95 315 0,90 415 0,90 510 0,95 650 0,95 750 0,95 810 0,95 950 0,95 10 15 0,90 11 10 0,95 12 10 0,95 30 Capítulo 4. Resultados y Análisis picos de caída comentados anteriormente. A continuación, la Figura 4.4 muestra el perfil de tensiones para el bus terminal señalado anteriormente. Este consiste en comparar los valores máximos, medios y mínimos de las tensiones (registradas en un día completo) con la distancia donde se producen con respecto a la cabecera. Se ha añadido un valor a la izquierda (a −1km ) para representar la caída de tensión que se produce en el transformador debida a las impedancias de cortocircuito de los devanados primario y secundario. Figura 4.4 Caso base. Escenario original CIGRE. Perfil de tensiones para nudo terminal. Figura 4.5 Caso base. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. En lo referente a las pérdidas de potencia activa, la evolución diaria de las mismas se presenta en la Figura 4.5, mostrándose de forma separada las pérdidas que se producen en las líneas de transmisión y en los transformadores. Dado que todos los nudos del sistemas están puestos a tierra rígidamente, no tienen lugar pérdidas en las puestas a tierra. El mayor pico de pérdidas se produce a las 8:30 cuando se registran 140 kW de pérdidas totales, 4.2 Caso base 31 de las cuales 91,5kW se producen en los transformadores. En este instante, las pérdidas representan el 0,5 % del total de la potencia demandada. Este bajo porcentaje se debe a la distribución de las cargas a lo largo del sistema. Como se puede ver en la Tabla 3.4 la mayor parte de la carga total se consume en los nudos de cabecera (1 y 12), donde el flujo de potencia no recorre distancia eléctrica alguna (salvo por los transformadores). Centrando la atención en las pérdidas que se producen en los bancos de transformadores, se puede observar en la Figura 4.6 que estas difieren considerablemente de uno a otro. Esto es debido a que el primer banco alimenta una carga muy superior a su homólogo. Figura 4.6 Caso Base. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa en los transformadores. En la Tabla 4.1 se muestra un resumen de las pérdidas diarias de energía. En términos de energía, las pérdidas representan apenas un 0,38 % del total de energía suministrada. Tabla 4.1 Caso base. Escenario original CIGRE. Pérdidas de energía activa. Pérdidas [kWh] Total 1706,5 Líneas 1115,5 Transformadores 591,1 Resulta de especial interés estudiar los desequilibrios que se producen en el sistema, así como las fuentes de los mismos. La asimetría de las matrices de impedancia de las líneas, la distribución por fases de las cargas a lo largo de la red y la presencia de laterales monofásicos explican la presencia de desequilibrios en la red. Éstos efectos pueden verse reflejados en múltiples variables del sistema, como el flujo de potencia activa que circula por cada uno de los transformadores monofásicos que componen los dos bancos de transformadores. A partir de la Figura 4.7 se puede llegar a una serie de conclusiones. Para el primer banco de transformadores, se puede apreciar que existen diferencias entre los flujos de potencia de cada transformador que se acrecentan con la demanda. Puede también observarse un mayor desajuste coincidiendo con el pico de demanda de las cargas de tipo residencial, debido a que estas constituyen la demanda de los laterales monofásicos. En cuanto al segundo banco de 32 Capítulo 4. Resultados y Análisis transformadores, su gráfica refleja lo ya comentado en la Subsección 3.1.5 y es que la suma total de las cargas del main feeder 2 está perfectamente equilibrada entre fases. (a) (b) Figura 4.7 Caso base. Escenario original CIGRE. Flujo de potencia activa por los transformadores monofásicos. Banco de transformadores 1 (a) y 2 (b). Figura 4.8 Caso base. Escenario original CIGRE. Tensiones de bus perteneciente al main feeder 1. Centrando la atención en las tensiones de un nudo concreto del main feeder 1, se puede apreciar con mayor claridad el efecto de las distintas fuentes de desequilibrio. Para ello, la Figura 4.8 muestra las tensiones del bus 11. En ella se puede ver como las diferencias entre las tensiones se hacen mayores con la caída de tensión. Esto se debe a que en las horas de mayor demanda circula un mayor flujo de potencia por las líneas de transmisión, lo que implica una mayor caída de tensión; y dado que las matrices de impedancia de las mismas son asimétricas, esto se traduce en un mayor desequilibrio entre las caídas de tensión de unas fases y otras. Nuevamente se aprecia un mayor desequilibrio coincidiendo con el pico de demanda residencial por el motivo comentado anteriormente. Haciendo uso de las variables definidas en la Sección 4.1 se puede realizar un análisis más cuantitativo de los desequilibrios del sistema. En primer lugar, en la Figura 4.9 se representa la evolución de los valores máximos, medios y mínimos del VUR que se registran a lo largo de toda la 4.2 Caso base 33 red. Puede observarse un comportamiento similar al descrito anteriormente, con un desequilibrio creciente con el nivel de carga del sistema y un mayor pico introducido por la curva de carga de tipo residencial. Puede apreciarse que el valor mínimo es siempre cero. Este valor se registra en el bus 12, nudo cabecera del main feeder 2, desde el cual la red aguas abajo se ve perfectamente equilibrada entre fases, lo que se traduce en un VUR nulo. Figura 4.9 Caso base. Escenario original CIGRE. VUR máximo, medio y mínimo. Por último, la Figura 4.10 muestra la evolución de los valores máximos, medios y mínimos de las corrientes que circulan por el neutro de las líneas de transmisión de la red. En este caso se ha excluido del análisis las líneas del main feeder 2 con el fin de mostrar los valores mínimos de esta variable para el main feeder 1. Esta decisión se mantendrá para el resto de casos en los que se muestre este tipo de gráfica a lo largo del capítulo. Figura 4.10 Caso base. Escenario original CIGRE. Intensidades de neutro máximas, medias y mínimas. 34 Capítulo 4. Resultados y Análisis 4.2.2 Escenarios desequilibrados En esta subsección se analizarán los dos escenarios adicionales definidos en la Sección 3.2. En el primero, las fases a y b asumen la práctica totalidad de la carga mientras que la c permanece significativamente descargada. En el segundo la fase a asume el 50% de la carga dejando el resto a las fases b y c. Esto se aprecia con claridad en la Figura 3.5. Una de las consecuencias de esta distribución que se aprecia con mayor claridad es el flujo de potencia por los transformadores monofásicos. La Figura 4.11 muestra esta magnitud para el banco de transformadores 1 en ambos escenarios, ya que la redistribución de cargas por fase solo se aplica al main feeder 1. (a) (b) Figura 4.11 Caso base. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Flujo de potencia activa por los transformadores monofásicos pertenecientes al banco 1. (a) (b) Figura 4.12 Caso base. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Tensiones máximas, medias y mínimas. La Figura 4.12 muestra la evolución diaria de los valores máximos, medios y mínimos de las tensiones de los escenarios desequilibrados en comparación con los del escenario original (línea discontinua). En ambos casos se puede observar por un lado una mayor caída en los valores mínimos, debido a que ciertas fases ahora asumen una mayor carga; y por otro un aumento en los valores máximos al existir fases más descargadas. En el primer escenario desequilibrado se aprecian valores máximos más altos dado que la fase c asume apenas un 10% de la carga total mientras que en el segundo escenario los valores mínimos, correspondientes a la fase a que asumen el 50% de la 4.2 Caso base 35 demanda total, son aún más drásticos. Por su parte, la tensión media permanece aproximadamente constante debido a que la suma total de la potencia demandada permanece constante. En cuando a las pérdidas de potencia activa, los desequilibrios introducidos en el sistema provocarán un aumento de las mismas tanto en las líneas como en los transformadores, como ya se indicó en la Sección 2.3. Este efecto se ve reflejado en la Figura 4.13, donde se aprecia un mayor incremento de las pérdidas en el escenario desequilibrado 1. Esto se debe a que este escenario tiene un nivel de desequilibrio mayor al escenario desequilibrado 2. La Tabla 4.2 muestra las pérdidas en términos energéticos para los tres escenarios de carga estudiados. En términos porcentuales, el escenario desequilibrado 1 incurre en un incremento del 36,5 % con respecto al escenario original, mientras que el escenario desequilibrado 2 alcanza un 23,2 %. (a) (b) Figura 4.13 Caso base. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Pérdidas de potencia activa. Tabla 4.2 Caso base. Pérdidas de energía activa para los tres escenarios de carga. Pérdidas [kWh] Original Desequilibrado 1 Desequilibrado 2 Total 1706,5 2330,1 2102,4 Líneas 1115,5 1546,3 1388,1 Transformadores 591,1 783,8 714,2 Resulta de particular interés el efecto que la redistribución de cargas causa sobre el VUR y las intensidades de neutro, ya que estas sirven de medida directa del nivel de desequilibrio del sistema. A este fin, la Figura 4.14 muestra la evolución de los valores máximos, medios y mínimos del VUR en comparación con el escenario original, mientras que la Figura 4.14 hace lo propio con las intensidades de neutro. En ambos casos se observa un gran aumento en todos los términos, a excepción de los valores mínimos del VUR, ya que estos siguen registrando las tensiones del bus de cabecera del main feeder 2, que se mantiene perfectamente equilibrado al no verse afectado por la redistribución de cargas. Se aprecia también un cambio en la forma de las curvas descritas a lo largo del día, debido a que, si bien antes las cargas residenciales introducían un mayor desequilibrio en el sistema, ahora ambos tipos de carga están igualmente desequilibrados en su distribución por fases. 36 Capítulo 4. Resultados y Análisis (a) (b) Figura 4.14 Caso base. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo, medio y mínimo. (a) (b) Figura 4.15 Caso base. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas, medias y mínimas. 4.3 Reconfiguración de red La primera metodología a desarrollar en este estudio se centrará en la reconfiguración del sistema con objeto de lograr aquella que reduzca al mínimo las pérdidas. La red objeto de estudio posee una estructura mallada, si bien se explota de forma radial a través de la apertura de una serie de interruptores. La configuración inicial de la red propuesta por CIGRE se muestra en la Figura 4.16, donde se han resaltado en rojo las líneas que se mantienen abiertas. El objetivo de esta metodología será el de encontrar otra configuración que conlleve un sistema con menores pérdidas. Como se indicaba en la Sección 2.2 este problema es de una complejidad tal que requiere de alguna heurística para hallar una solución. La metodología propuesta esta basada en el algoritmo diseñado por Gomes, Carneiro y Pereira en [ 4 ], introduciendo una serie de modificaciones que se detallarán a continuación. El algoritmo comienza con la red completamente mallada, esto es, con todas sus líneas cerradas; y comprende de dos etapas: 4.3 Reconfiguración de red 37 Figura 4.16 Configuración inicial de la red. •Fase 1: En esta fase se alcanzará una configuración subóptima inicial. – Paso 1: Abrir una línea a través de sus interruptores de apertura y simular el sistema para un día completo con objeto de calcular las pérdidas totales diarias de energía activa. – Paso 2: Seleccionar la línea cuya apertura conlleve un sistema con menores pérdidas diarias de energía y dejarla abierta. – Paso 3: Seleccionar dos líneas adyacentes a la escogida en el paso 2 y "apuntarlas" para la fase 2. Las líneas seleccionadas serán aquellas cuya apertura conlleve a un sistema con menores pérdidas de entre las adyacentes a la anterior; escogiendo siempre una aguasarriba y otra aguasabajo de la misma. – Repetir el proceso hasta lograr la configuración radial del sistema. Debe cumplirse siempre la conectividad del sistema, por tanto se descartarán siempre las líneas cuya apertura provoque el aislamiento de nudos de la red. •Fase 2: Comienza con la configuración subóptima alcanzada en la fase anterior. –Paso 1: Cerrar una línea de las seleccionadas en la fase 1. – Paso 2: Abrir una de las líneas adyacentes a la anterior apuntadas en el paso 3 de la fase 1. Simular el sistema para un día completo y evaluar las pérdidas de energía totales. Repetir el proceso para todas las líneas adyacentes previamente seleccionadas – Paso 3: Si en algún caso se logra una configuración con menores pérdidas, dejar la línea en cuestión abierta y cerrar su vecina (la escogida en el paso 2 de la fase 1). –Repetir el proceso para todas las líneas seleccionadas en la fase 1. La principal diferencia entre la metodología descrita y la propuesta en [ 4 ] radica en la forma de estimar las pérdidas. Mientras que en la formulación original se emplean las pérdidas de potencia 38 Capítulo 4. Resultados y Análisis activa instantánea, en esta ocasión se hace uso de las pérdidas de energía diaria totales con objeto de tener en cuenta la variación del escenario de carga a lo largo del día. La configuración óptima a la que se llega tras aplicar este algoritmo se muestra en la Figura 4.16. En ella se ve que ésta apenas se aleja de la configuración inicial, dado que simplemente se ha aplicado una modificación: cerrar la línea 4-11 y en su lugar abrir la que conecta los nudos 9 y 10. Figura 4.17 Configuración óptima de la red. Dado que la configuración del sistema apenas se ve afectado por la aplicación de esta metodología, las pérdidas mostrarán una reducción relativamente escasa. Las pérdidas de energía se reducen en un total de 41,68 kW h para un día completo, lo que representa un decremento del 2,44 % con respecto a las pérdidas del escenario original. La evolución diaria de las pérdidas en términos de potencia activa se muestra en la Figura 4.18, comparándolas con las del escenario original (en línea discontinua). Como se indicaba en la Subsección 3.1.5 las cargas conectadas a los nudos 1 y 12 no son sino cargas concentradas que modelan alimentadores adicionales cuya topología no se muestra en el diagrama unifilar. Al no conocer la configuración de estos feeders no es posible aplicarles la metodología desarrollada en esta sección. Sin embargo, asumiendo una relación lineal entre el total de carga que alimenta un feeder y la reducción que se obtiene al reconfigurarlo de forma óptima, se puede estimar una reducción total de energía de 166,72 kW h ( 9,76 % ) en caso de aplicar el algoritmo a la red completa, incluyendo estos feeders adicionales. 4.4 Control de tensiones - Transformadores con cambiador de tomas en carga (OLTC) 39 Figura 4.18 Reconfiguración de red. Pérdidas de potencia activa. 4.4 Control de tensiones - Transformadores con cambiador de tomas en carga (OLTC) En esta y las siguientes dos secciones se tratarán distintas metodologías cuyo principio se basa en el control de tensiones del sistema. Estas técnicas logran reducir las pérdidas del sistema, como se señaló en la Sección 2.1. La primera de estas metodologías centra la atención en los transformadores con OLTC y consiste en operar de forma óptima las tomas con las que cuentan dichos transformadores monofásicos. Cada uno de los seis transformadores monofásicos de los que dispone el sistema cuenta con la siguiente serie de tomas de regulación, como ya se indicó en la Subsección 3.1.3: •Devanado primario: 5 tomas de regulación en vacío. ±5% en incrementos de 2,5%. •Devanado secundario: 33 tomas de regulación en carga. ±10 % en incrementos de 0,625 %. Considerando la operación independiente de las tomas de los seis transformadores, existen un total de 228 posiciones de tomas, 38 para cada transformador monofásico. Esta consideración implica que el efecto que la posición de las tomas ejerzan en el sistema podrá diferir de una fase a otra, siendo capaz de contribuir en la mitigación de equilibrios en el sistema. Por esto resulta de interés aplicar esta metodología no solo al escenario original propuesto por CIGRE, sino a los escenarios desequilibrados definidos adicionalmente. Se han tenido en cuenta unos límites máximo y mínimo de las tensiones en la operación de las tomas. Así, se ha establecido en 1,06 p.u.el límite superior y en 0,91p.u.el inferior. La metodología a desarrollar para hallar la operación óptima de las tomas de regulación consistirá en aplicar un algoritmo de fuerza bruta. Esto consiste en probar todas las combinaciones posibles entre las tomas para encontrar aquella que minimice las pérdidas del sistema y mantenga las tensiones mínimas y máximas de toda la red dentro de los límites fijados. Sin embargo, habrá de tenerse en cuenta la naturaleza de las tomas de ambos devanados. Mientras que las tomas del primario de los transformadores son tomas en vacío, esto es, no pueden variar su posición mientras el transformador esté en funcionamiento; las del secundario sí que pueden cambiar su posición a lo largo del día con la red en carga. 46 Capítulo 4. Resultados y Análisis Figura 4.29 BBCC. Escenario original CIGRE. Tensiones máximas, medias y mínimas. Figura 4.30 BBCC. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. 4.6 Control de tensiones - STATCOM Esta metodología es muy similar a la desarrollada en la subsección anterior. La principal diferencia entre los bancos de condensadores y los STATCOMs recae en el funcionamiento y por tanto la operación de ambas tecnologías. como ya se indicaba en la Subsección 2.1.3, los STATCOMs tienen la capacidad de suministrar potencia reactiva de manera continua, evitando los "saltos" que dictan la operación de los BBCC. De ser necesario, los STATCOMs son capaces de absorber potencia reactiva, asegurando una compensación perfecta del factor de potencia en todos los escenarios. Una vez más, se opta por instalar un STATCOM trifásico en cada uno de los nudos de los alimentadores principales. Sin embargo, en esta ocasión se instalará un STATCOM adicional en la cabecera de cada lateral monofásico en lugar de uno en cada nudo de los mismos como se hizo con 4.6 Control de tensiones - STATCOM 47 los BBCC. El objetivo de estos dispositivos será el de inyectar de manera exacta la potencia reactiva demandada por las cargas conectadas a su mismo nudo de conexión, o bien la demandada por el conjunto de las cargas del lateral monofásico al que compense. Por esto, la potencia nominal de los STATCOMs coincidirá con el pico de demanda de potencia reactiva de sus cargas correspondientes. Por lo expuesto hasta ahora, se puede anticipar que los efectos que esta tecnología causen en el sistema no supondrán sino una mejora de los obtenidos mediante la instalación de BBCC. En este sentido, en la Figura 4.31 se representa la mejora en el factor de potencia de los bancos de transformadores con respecto a lo obtenido en la subsección anterior. En este caso se logra una compensación perfecta de la reactiva consumida por el sistema, por lo que el factor de potencia es igual a 1 para día completo. Figura 4.31 STATCOM. Escenario original CIGRE. Factor de potencia de los bancos de transformadores. En la Figura 4.32 se aprecia la mejora en las tensiones del sistema en comparación con la alcanzada en la Sección 4.5, donde también se observa la ausencia de las discontinuidades en los valores que introducía la operación de los BBCC. En lo que a las pérdidas se refiere, la compensación perfecta de la potencia reactiva supone un decremento mayor en las pérdidas de energía activa totales, alcanzándose un 29,91 % de reducción con respecto al caso base. Esto supone un 3,76 % extra de reducción con respecto a la alcanzada con los BBCC. La Figura 4.33 muestra esta reducción para un día completo. 48 Capítulo 4. Resultados y Análisis Figura 4.32 STATCOM. Escenario original CIGRE. Tensiones máximas, medias y mínimas. Figura 4.33 STATCOM. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. 4.7 Equilibrado de cargas En esta sección se estudiara el efecto que el equilibrado de cargas ocasiona en las pérdidas del sistema, así como en otras magnitudes de interés. El objetivo principal será el de reducir el nivel de desequilibrio del sistema al mínimo posible. A este fin se emplearán STATCOMs actuando como dispositivos balanceadores, cuyo funcionamiento se detalló en la Sección 2.3 y queda bien reflejado en el esquema de la Figura 2.6. En resumidas cuentas, el STATCOM absorberán potencia activa de unas fases para inyectarla en otras y de este modo equilibrar el consumo. En cuanto a la localización y dimensionamiento de los dispositivos, se colocará un STATCOM en cada nudo de los alimentadores principales cuyo objetivo será el de equilibrar el consumo de las 4.7 Equilibrado de cargas 49 cargas conectadas al mismo nudo y, dado el caso, de los laterales monofásicos que puedan partir de este. La potencia nominal de cada STATCOM coincidirá con el máximo a inyectar/absorber a lo largo del día para una fase multiplicado por 3. En las subsecciones que siguen se analizarán los resultados obtenidos de la aplicación de esta metodología en los tres escenarios de carga definidos. 4.7.1 Escenario original propuesto por CIGRE Como ya se comentó en la Sección 3.2 y se ha podido comprobar en las simulaciones del presente capítulo, este escenario presenta un nivel de desequilibrio bajo. Debido a esto los efectos esperables de la aplicación de esta metodología no serán muy significativos. Figura 4.34 Balanceador. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. El ejemplo más claro de esto se representa en la Figura 4.34, donde se observa una mínima reducción en las pérdidas. Esta se cifra en 25,89 kW h para un día completo, lo que supone un decremento de apenas 1,52 % con respecto al escenario inicial. Con objeto de demostrar el efecto de esta tecnología en la reducción de desequilibrios, la Figura 4.35 y Figura 4.36 muestran el impacto sobre el VUR y las corrientes de neutro respectivamente, donde esta vez sí se aprecia un decremento significativo. 50 Capítulo 4. Resultados y Análisis Figura 4.35 Balanceador. Escenario original CIGRE. VUR máximo, medio y mínimo. Figura 4.36 Balanceador. Escenario original CIGRE. Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas. No obstante a lo anterior, se puede comprobar que sigue existiendo cierto nivel de desequilibrio en el sistema. Esto se debe a que hasta ahora solo se ha actuado sobre la potencia activa de las cargas, mientras que la reactiva permanece desequilibrada en su distribución y consumo. Para corregir esto último se hará uso de la capacidad de los STATCOMs para inyectar potencia reactiva de la misma manera que se hacía en la Sección 4.6. Así se alcanza una mayor reducción tanto en pérdidas como en nivel de desequilibrio, mostrada en la Figura 4.37. En términos de ahorro de pérdidas se reduce en 532,57 kW h ( 31,21 % ) para un día completo con respecto al caso base. Este gran salto al actuar sobre la reactiva se debe al efecto que produce en las tensiones del sistema y que ya se estudió en secciones anteriores. 4.7 Equilibrado de cargas 51 Figura 4.37 Balanceador con compensación de reactiva. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. En cuanto a los indicadores del nivel de desequilibrio del sistema, se apreciará en ellos una mayor reducción, como se muestra en la Figura 4.38 y Figura 4.39. Estos valores, aunque muy bajos, no dejan de ser nulos debido al desequilibrio que introducen las asimetrías de las matrices de impedancia de las líneas de transmisión. Figura 4.38 Balanceador con compensación de reactiva. Escenario original CIGRE. VUR máximo, medio y mínimo. 52 Capítulo 4. Resultados y Análisis Figura 4.39 Balanceador con compensación de reactiva. Escenario original CIGRE. Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas. 4.7.2 Escenarios desequilibrados En esta ocasión los escenarios a analizar presentan niveles de desequilibrios muy superiores al original, por lo que puede esperarse un mayor impacto de los balanceadores. En primer lugar, la Figura 4.40 muestra la reducción de pérdidas alcanzada en ambos escenarios, que se corresponde con un 22,8 % y un 18,65 % sobre las pérdidas iniciales para los escenarios desequilibrados 1 y 2, respectivamente. (a) (b) Figura 4.40 Balanceador. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Pérdidas de potencia activa. Los indicadores del nivel de desequilibrio evidenciarán aún más el efecto de esta tecnología, como se observa en la Figura 4.41 y Figura 4.42. 4.7 Equilibrado de cargas 53 (a) (b) Figura 4.41 Balanceador. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo,medio y mínimo. (a) (b) Figura 4.42 Balanceador. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas. Nuevamente existe un cierto grado de desequilibrio que no es posible eliminar actuando únicamente sobre la potencia activa del sistema. Una vez más se hará uso de la función de los STATCOMs para compensar la reactiva de las cargas. La Figura 4.43 muestra la nueva reducción de pérdidas lograda en el sistema, que alcanza un 49,62 % y un 44,16 % para los escenarios desequilibrados 1 y 2 respectivamente. Por último, la Figura 4.44 y Figura 4.45 muestran como esta metodología logra paliar los desequilibrios del sistema de manera efectiva. Una vez más, todo nivel de desequilibrio residual se deberá a las asimetrías en las matrices de impedancia de las líneas de transmisión. 54 Capítulo 4. Resultados y Análisis (a) (b) Figura 4.43 Balanceador con compensación de reactiva. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Pérdidas de potencia activa. (a) (b) Figura 4.44 Balanceador con compensación de reactiva. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo,medio y mínimo. (a) (b) Figura 4.45 Balanceador con compensación de reactiva. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas. 4.8 DC-Link 55 4.8 DC-Link En la Sección 2.4 se describían las múltiples ventajas que suponía la instalación de DC-Link en los sistemas de distribución. De todas ellas, esta sección se centrará en la ecualización de feeders con objeto de minimizar las pérdidas de la red. Como se puede observar en la Tabla 3.7, el main feeder 1 tiene un nivel de carga 2,72 veces superior a su homólogo, por lo que el DC-Link deberá actuar para paliar esta brecha. Se comenzará por instalar un DC-Link que absorberá potencia activa de un alimentador e inyectará la misma cantidad de potencia en el otro feeder, cumpliendo la Ecuación 2.7. La localización de este feeder se fijará entre los nudos 8 y 14, donde se dispone de una línea que conecta ambos alimentadores. Para determinar la inyección/absorción óptima de potencia activa se empleará un algoritmo de fuerza bruta, esto es, se probarán cantidades de potencia activa dentro de un rango límite y se seleccionará aquella que conlleve a un sistema con menores pérdidas para cada uno de los 96 escenarios cuartohorarios. El rango permitido comprenderá desde la nula inyección de activa hasta aquella que propicie que por el banco de transformadores 2 fluya la misma potencia activa que lo hacía por su homólogo en la situación inicial. En cuanto a la precisión, se ha optado por simular en escalones de 50 kW de inyección/absorción. Figura 4.46 DC-Link instalado aguas abajo. Escenario original CIGRE. Inyección de potencia activa. La Figura 4.46 muestra el resultado de estas simulaciones, donde se representa la cantidad de potencia activa inyectada en el main feeder 1 la cual coincide con la absorbida desde el main feeder 2 en cada instante. En ella se observa que, pese a que la diferencia entre los niveles de carga de uno y otro alimentador es de 19,975 MVA , apenas se alcanza un trasvase máximo de 450 kW . Esto es debido a la distribución de las cargas a lo largo de la red, donde la mayor parte se consume en los nudos de cabecera 1 y 12, muy alejados del punto de conexión del DC-Link haciendo que la potencia trasvasada de un alimentador tenga que recorrer una gran distancia desde y hasta el centro de cargas de cada alimentador. Esto último se traduce en mayores pérdidas por la circulación de este flujo a lo largo de tales distancias. La tímida actuación del DC-Link en su punto de instalación se verá reflejada en la reducción de pérdidas, mostrada en la Figura 4.47, donde el ahorro es de apenas un 2,29 % con respecto al caso 62 Capítulo 4. Resultados y Análisis Figura 4.57 ESS. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. respecto al caso anterior: 96 ∑ t=1 Pa ESS−j(t)+Pb ESS−j(t)+Pc ESS−j(t) = 0(4.5) Así, en este nuevo escenario de operación el balance de energía deberá ser satisfecho por la suma de la actuación de las tres fases, no siendo necesario el cumplimiento del mismo por cada fase por separado. Llevado al extremo, podrían darse situaciones en las que una fase de un ESS inyecte potencia al sistema durante el día completo sin absorberla en ningún momento. A continuación se muestra los resultados de la simulación propuesta, comenzando nuevamente por la actuación del ESS conectado al bus 1 (Figura 4.58). Se puede apreciar como la diferencia entre los valores obtenidos para cada fase se distancian más en las horas de mayor desequilibrio del sistema, alrededor de las 19:00. En cuanto a las pérdidas, representadas en la Figura 4.58, se alcanza una reducción del 13,14 % gracias al efecto balanceador de la operación de los ESS. 4.9 Almacenamiento de energía 63 Figura 4.58 ESS operado de forma monofásica. Escenario original CIGRE. Inyección/absorción de potencia activa en el bus 1. Figura 4.59 ESS operado de forma monofásica. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. Los beneficios de la nueva operación de los ESS serán más evidentes en los escenarios desequilibrados definidos para este estudio. La Figura 4.60 muestra la actuación del ESS conectado en el nudo 1 para ambos escenarios. En ella se aprecia que en el escenario desequilibrado 1 la fase c, al estar muy descargada con respecto a las demás, absorbe potencia durante el día completo. El efecto balanceador de la operación monofásica de los ESS tendrá ahora un mayor peso en la reducción de pérdidas. Esto se ve reflejado en la Figura 4.61, alcanzándose una reducción del 31,17 % y26,65 % en los escenarios desequilibrados 1 y 2 respectivamente. 64 Capítulo 4. Resultados y Análisis (a) (b) Figura 4.60 ESS operado de forma monofásica. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Inyección/absorción de potencia activa en el bus 1. (a) (b) Figura 4.61 ESS operado de forma monofásica. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Pérdidas de potencia activa. Para representar con mayor claridad el descenso en el nivel de desequilibrio del sistema, se representarán el VUR (Figura 4.62) y las intensidades de neutro (Figura 4.63). De manera similar a como ocurría en la Sección 4.9, los desequilibrios en el sistema no llegan a reducirse por completo debido a que solo se actúa sobre la potencia activa mientras la reactiva mantiene su comportamiento desequilibrado. 4.9 Almacenamiento de energía 65 (a) (b) Figura 4.62 ESS operado de forma monofásica. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo,medio y mínimo. (a) (b) Figura 4.63 ESS operado de forma monofásica. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas. Por último se hará uso de una de las funcionalidades de los sistemas de almacenamiento: la capacidad de inyectar potencia reactiva de manera similar a los STATCOMs. De esta forma y como ya se ha comentado en varias ocasiones a lo largo del capítulo, se logra una mejora en las tensiones del sistema, lo que resulta en un decremento de las pérdidas de potencia activa del sistema. En este sentido, la Figura 4.64 muestra la mejora en las tensiones del sistema, donde también se aprecia el aplanamiento en la evolución de las mismas debido a la funcionalidad principal de los ESS. Por su parte, la Figura 4.65 muestra la nueva reducción alcanzada en las pérdidas de la red, que en esta ocasión representan un 39,15 % con respecto al caso base. 66 Capítulo 4. Resultados y Análisis Figura 4.64 ESS operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Tensiones máximas, medias y mínimas. Figura 4.65 ESS operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. 4.10 Generación distribuida 67 4.10 Generación distribuida En esta sección se estudiará el impacto de la generación distribuida sobre las pérdidas de la red objeto de estudio. Como se estudió en la Sección 2.6, existe una amplia gama de tecnologías para desarrollar esta metodología. Se optará por la instalación de plantas fotovoltaicas, dada su afinidad con las redes de distribución. Estas plantas inyectan potencia a la red durante las horas de sol y permanecen inactivas por la noche. La curva de generación que seguirán los paneles fotovoltaicos será la mostrada en la Figura 4.66. Figura 4.66 Curva de generación de los paneles fotovoltaicos. Siguiendo con el esquema de secciones anteriores, se instalará una planta fotovoltaica trifásica en cada uno de los nudos de los alimentadores principales así como una planta monofásica en cada nudo de los laterales. Una vez decidida la localización de los generadores, habrá que decidir la potencia nominal de los mismos. Para ello se incrementará progresivamente la penetración de la GD en el sistema hasta dar con el punto en que se minimizan las pérdidas. El proceso consistirá en fijar la potencia nominal de cada planta fotovoltaica en porcentaje con respecto a la carga conectada a su mismo nudo. Tras esto se simulará la red para un día completo y se analizará el total de pérdidas de energía. Este proceso se repetirá incrementando simultáneamente la penetración en porcentaje de todas las plantas fotovoltaicas. Los resultados de las simulaciones se muestran gráficamente en la Figura 4.67. 68 Capítulo 4. Resultados y Análisis Figura 4.67 Pérdidas de potencia activa en relación a la penetración de GD. El mínimo de pérdidas diarias de energía se alcanza para un 55,7 % . Una vez fijada la potencia nominal de los generadores para ese porcentaje de penetración, las pérdidas obtenidas se muestran en la Figura 4.68. Estas suponen un 59,38 % de reducción con respecto al caso base. Esta reducción se manifiesta de manera más pronunciada en las horas centrales del día cuando los paneles solares vierten el máximo de potencia activa a la red. Figura 4.68 Generación distribuida. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. Los paneles fotovoltaicos se conectan a la red a través de convertidores electrónicos con capacidad de inyectar potencia reactiva en el sistema. Esto supone una funcionalidad que ya ha demostrado ser muy beneficiosa para el sistema en secciones anteriores. Controlando la inyección de potencia reactiva de las plantas fotovoltaicas, con el objetivo de alcanzar una compensación perfecta de la misma, se obtiene la nueva curva de pérdidas mostrada 4.10 Generación distribuida 69 en la Figura 4.69. En ella se observa como durante las horas centrales del día las pérdidas alcanzan valores casi nulos. Esto es debido a que tanto la potencia activa como la reactiva demandada por las cargas es entregada localmente por las plantas fotovoltaicas, no existiendo pérdidas por flujo de potencia por las líneas ni los transformadores. La reducción diaria de pérdidas de energía es de un 79,43 % con respecto al caso base. Figura 4.69 Generación distribuida con compensación de reactiva. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa. 70 Capítulo 4. Resultados y Análisis 4.11 Resumen de reducción de pérdidas A continuación se mostrará un resumen del ahorro de pérdidas obtenido para un día completo aplicando las distintas metodologías desarrolladas a lo largo del presente capítulo. Para aquellas metodologías en las que se simulan bajo más de una condición (incluyendo compensación de reactiva, operando las fases por separado, etc.) se muestra aquella que logre una mayor reducción de pérdidas. La Tabla 4.3 muestra los valores de la reducción obtenida en cada apartado para los tres escenarios de carga definidos, mientras que la Figura 4.70 y la Figura 4.71 representan de forma gráfica el ahorro obtenido en cada caso. Tabla 4.3 Resumen de reducción de pérdidas. Reducción de pérdidas [kWh (%)] Tecnología Original Desequilibrado 1 Desequilibrado 2 Generación Distribuida 1355,50 (79,43)1902,60 (81,65)1715,41 (81,59) ESS 668,09 (39,15)1291,66 (55,43)1063,88 (50,60) DC-Link 594,35 (34,83)1055,69 (45,31)911,41 (43,35) Balanceador 532,57 (31,21)1156,13 (49,62)928,35 (44,16) STATCOM 510,49 (29,91)777,30 (33,36)761,58 (36,23) BBCC 463,75 (27,17)603,47 (25,90)573,91 (27,30) OLTC 341,93 (20,04)420,70 (18,05)484,34 (23,04) Reconfiguración de red 166,72 (9,76)− − Figura 4.70 Resumen de reducción de pérdidas [kW h]. 4.11 Resumen de reducción de pérdidas 71 Figura 4.71 Resumen de reducción de pérdidas [%]. A modo de resumen: • Cuando se incluye Generación Distribuida en el sistema en las condiciones especificadas en la Sección 4.10, la potencia reactiva es suministrada de manera local por los convertidores de las plantas fotovoltaicas, mientras que la activa es también inyectada localmente por los paneles solares durante las horas de mayor sol. Ambas circunstancias provocan una escasa circulación de intensidad por las líneas y los transformadores de la red que llega incluso a ser prácticamente nula en algunos tramos del día. Esto se traduce en una reducción muy drástica de las pérdidas del sistema que sitúa esta metodología como la más eficaz del listado. •Los sistemas de almacenamiento de energía reducen las pérdidas a través del aplanamiento de la curva de demanda y la inyección de potencia reactiva en la red de forma local. Además de esto, la operación independiente de cada fase ayuda en la mitigación de desequilibrios, contribuyendo a su vez en un mayor decremento de las pérdidas de energía. • En tercer lugar teniendo en cuenta el escenario original, los dispositivos DC-Link instalados en el sistema de la manera descrita en la Sección 4.8 hacen uso de sus distintas funcionalidades para: ecualizar el nivel de carga de ambos feeders, mitigar los desequilibrios e inyectar potencia reactiva . Todo ello de forma local en los nudos de conexión aunque con efecto extensible al resto de la red. • Los dispositivos STATCOM balanceadores representan la tercera tecnología más eficaz en la reducción de pérdidas en los escenarios desequilibrados . Este mayor efecto en estos escenarios se debe al mayor nivel de desequilibrio presente en ellos. La capacidad añadida de inyectar potencia reactiva a los nudos de conexión permiten a esta tecnología situarse por encima del resto de metodologías de control de tensiones. • Seguidamente, los STATCOMs convencionales logran una compensación perfecta de la potencia reactiva demandada por las cargas. Esto supone un efecto elevador de tensiones a lo largo del sistema que a su vez se traduce en un ahorro en las pérdidas de energía. •Los bancos de condensadores , al realizar la misma función que los STATCOMs pero con la limitación de inyectar reactiva en escalones discretos , se sitúan justo por debajo de estos últimos. 78 Índice de Figuras 4.14 Caso base. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo, medio y mínimo 36 4.15 Caso base. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas, medias y mínimas 36 4.16 Configuración inicial de la red 37 4.17 Configuración óptima de la red 38 4.18 Reconfiguración de red. Pérdidas de potencia activa 39 4.19 OLTC. Tomas secundarias óptimas del banco de transformadores 1 40 4.20 OLTC. Tomas secundarias óptimas del banco de transformadores 2 41 4.21 OLTC. Escenario original CIGRE. Tensiones máximas, medias y mínimas 41 4.22 OLTC. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 42 4.23 OLTC. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Tomas secundarias óptimas del banco de transformadores 1 42 4.24 OLTC. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Tensiones máximas, medias y mínimas 43 4.25 OLTC. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Pérdidas de potencia activa 43 4.26 OLTC. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo, medio y mínimo 44 4.27 OLTC. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas, medias y mínimas 44 4.28 BBCC. Escenario original CIGRE. Factor de potencia de los bancos de transformadores 45 4.29 BBCC. Escenario original CIGRE. Tensiones máximas, medias y mínimas 46 4.30 BBCC. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 46 4.31 STATCOM. Escenario original CIGRE. Factor de potencia de los bancos de transformadores 47 4.32 STATCOM. Escenario original CIGRE. Tensiones máximas, medias y mínimas 48 4.33 STATCOM. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 48 4.34 Balanceador. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 49 4.35 Balanceador. Escenario original CIGRE. VUR máximo, medio y mínimo 50 4.36 Balanceador. Escenario original CIGRE. Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas 50 4.37 Balanceador con compensación de reactiva. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 51 4.38 Balanceador con compensación de reactiva. Escenario original CIGRE. VUR máximo, medio y mínimo 51 4.39 Balanceador con compensación de reactiva. Escenario original CIGRE. Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas 52 4.40 Balanceador. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Pérdidas de potencia activa 52 4.41 Balanceador. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo,medio y mínimo 53 4.42 Balanceador. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas 53 4.43 Balanceador con compensación de reactiva. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Pérdidas de potencia activa 54 4.44 Balanceador con compensación de reactiva. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo,medio y mínimo 54 4.45 Balanceador con compensación de reactiva. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas 54 4.46 DC-Link instalado aguas abajo. Escenario original CIGRE. Inyección de potencia activa 55 4.47 DC-Link instalado aguas abajo. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 56 4.48 DC-Link instalado aguas arriba. Escenario original CIGRE. Inyección de potencia activa 56 4.49 DC-Link instalado aguas arriba. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 57 4.50 DC-Link instalado aguas abajo, operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Inyección de potencia activa 58 4.51 DC-Link instalado aguas arriba, operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Inyección de potencia activa 58 Índice de Figuras 79 4.52 DC-Link instalado aguas abajo, operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Inyección de potencia reactiva en el main feeder 1 (a) y el main feeder 2 (b) 59 4.53 DC-Link instalado aguas abajo, operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Inyección de potencia reactiva en el main feeder 1 (a) y el main feeder 2 (b) 59 4.54 DC-Link instalado aguas abajo, operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 60 4.55 ESS. Escenario original CIGRE. Inyección/absorción de potencia activa en el bus 1 61 4.56 ESS. Escenario original CIGRE. Flujo de potencia activa por los bancos de transformadores 61 4.57 ESS. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 62 4.58 ESS operado de forma monofásica. Escenario original CIGRE. Inyección/absorción de potencia activa en el bus 1 63 4.59 ESS operado de forma monofásica. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 63 4.60 ESS operado de forma monofásica. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Inyección/absorción de potencia activa en el bus 1 64 4.61 ESS operado de forma monofásica. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Pérdidas de potencia activa 64 4.62 ESS operado de forma monofásica. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). VUR máximo,medio y mínimo 65 4.63 ESS operado de forma monofásica. Escenarios desequilibrados 1 (a) y 2 (b). Intensidades de neutro máximas,medias y mínimas 65 4.64 ESS operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Tensiones máximas, medias y mínimas 66 4.65 ESS operado de forma monofásica y con inyección de reactiva. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 66 4.66 Curva de generación de los paneles fotovoltaicos 67 4.67 Pérdidas de potencia activa en relación a la penetración de GD 68 4.68 Generación distribuida. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 68 4.69 Generación distribuida con compensación de reactiva. Escenario original CIGRE. Pérdidas de potencia activa 69 4.70 Resumen de reducción de pérdidas [kWh]70 4.71 Resumen de reducción de pérdidas [%]71 Índice de Tablas 3.1 Características de los bancos de transformadores 19 3.2 Geometría de las líneas. Distancias 20 3.3 Características de los conductores 20 3.4 Potencia nominal de las cargas. Main feeders 22 3.5 Factor de potencia de las cargas. Main feeders 22 3.6 Potencia nominal y factor de potencia de las cargas. Laterales monofásicos 23 3.7 Sumatorio de cargas por fases de los main feeders 24 4.1 Caso base. Escenario original CIGRE. Pérdidas de energía activa 31 4.2 Caso base. Pérdidas de energía activa para los tres escenarios de carga 35 4.3 Resumen de reducción de pérdidas 70 81 Bibliografía [1] I. C. on Large Electric Systems (CIGRE), “Benchmark systems for network integration of renewable and distributed energy resources,” Abril 2014. [2] T. A. Short, Electric power distribution handbook. CRC press, 2014. [3] B. Ruben, A. Cross, D. Strickland, M. Aten, and R. Ferris, “Meshing radial networks at 11kv,” in 2011 2nd IEEE PES International Conference and Exhibition on Innovative Smart Grid Technologies, 2011. [4] F. V. Gomes, S. Carneiro, J. L. R. Pereira, M. P. Vinagre, P. A. N. Garcia, and L. R. Araujo, “A new heuristic reconfiguration algorithm for large distribution systems,” IEEE Transactions on Power systems, vol. 20, no. 3, pp. 1373–1378, 2005. [5] N. Nimpitiwan, G. T. Heydt, R. Ayyanar, and S. 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Glosario BBCC Bancos de condensadores. 4 CIGRE Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas. 1 DC-Link Enlace de corriente continua. 9 ESS Sistema de almacenamiento de energía. 11 IGBT Transistor bipolar de puerta aislada. 5 OLTC Cambiador de tomas en carga. 3 OpenDSS Open Distribution System Simulator). 1 OPF Flujo de carga óptimo. 74 PWM Modulación por anchura de pulsos. 5 SE Subestación eléctrica. 8 STATCOM Compensador estático síncrono. 5 VSC Convertidor en fuente de tensión. 5 VUR Ratio de desequilibrio de tensiones. 27 85