i Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Máster Máster en Sistemas de Energía Eléctrica Impacto de la Generación Distribuida en Redes de Media Tensión Desequilibradas Autora: Stephany Isamar Suriel Cabrera Tutora: Esther Romero Ramos Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2018
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Proyecto Fin de Máster Máster en Sistemas de Energía Eléctrica
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Equation Chapter 1 Section 1
Proyecto Fin de Máster
Máster en Sistemas de Energía Eléctrica
Impacto de la Generación Distribuida en Redes de
Media Tensión Desequilibradas
Autora: Stephany Isamar Suriel Cabrera
Tutora: Esther Romero Ramos
Dpto. Ingeniería Eléctrica
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2018
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Proyecto Fin de Máster
Máster en Sistemas de Ingeniería Eléctrica
Impacto de la Generación Distribuida en Redes de
Media Tensión Desequilibradas
Autora:
Stephany Isamar Suriel Cabrera
Tutora:
Esther Romero Ramos
Profesora titular
Dpto. de Ingeniería Eléctrica
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2018
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Proyecto Fin de Máster: Impacto de la Generación Distribuida en Redes de Media Tensión Desequilibradas
Autora: Stephany Isamar Suriel Cabrera
Tutora: Esther Romero Ramos
El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:
Presidente:
Vocales:
Secretario:
Acuerdan otorgarle la calificación de:
Sevilla, 2018
El Secretario del Tribunal
vi
vii
A mi familia
A mis maestros
viii
ix
Agradecimientos
En primer lugar, le agradezco a Dios por permitirme lograr esta meta y demostrarme que no importa que
tan difícil sea el camino, siempre estas para ayudarme a vencer los obstáculos y darme fuerzas cuando más lo
necesito.
Gracias a mi madre Daysi Cabrera, quien con su esfuerzo y dedicación ha forjado en mí principios y valores,
los cuales me han guiado por el camino del bien. Sin ti nada de esto hubiera sido posible, eres mi soporte querida
madre. Gracias a mi hermana Jeniffer Lebrón que siempre estuvo ahí diciéndome: “tú puedes, tú lo vas a lograr”.
Hermana tus palabras son una de las mejores motivaciones para seguir luchando, gracias por confiar en mí y ser
mi ejemplo que seguir. Gracias a mi cuñado Spyros Vazdekis, por aconsejarme y apoyarme durante todo este
proceso.
A mis amigos, en especial a Carolina Catillo, María Martínez, Mayerling Castro, gracias por darme ánimos
y apoyarme en esta etapa de mi vida.
A Salvador Sichili, gracias por acompañarme durante todo este recorrido, la distancia nunca fue un
impedimento para sentir tu apoyo.
A Esther Romero, por su orientación y dedicación.
Stephany Isamar Suriel Cabrera
Sevilla 2018
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xi
Resumen
En la actualidad el desarrollo y la aplicación de tecnologías en los sistemas de distribución juegan un papel
muy importante. Estas son utilizadas para garantizar la eficiencia, la calidad y la fiabilidad del sistema. Dentro
de esas tecnologías están las empleadas en la Generación Distribuida, como es caso de las energías renovables.
La implementación de la Generación Distribuida en las redes de distribución ha aumentado en los últimos
años, por lo que ha surgido la necesidad de evaluar su operación bajo esta condición.
El objetivo de este documento es estudiar los efectos causados por la implementación de Generación
Distribuida en las redes de media tensión con diseño americano, con el propósito de conocer las variaciones que
se producen bajo la incidencia de diversos niveles de penetración de energía renovable.
Por otro lado, se enfoca en estudiar las características de este tipo de redes para facilitar la interpretación, el
modelado y la adecuación de la red de bajo estudio.
Se realiza un análisis comparativo a partir de cuatros escenarios principales, con generación distribuida y
sin generación distribuida. En los escenarios con generación distribuida, se aplica generación renovable
progresivamente.
xii
Abstract
Nowadays, the development and application of technologies in distribution systems play a very important
role. These are used to guarantee the efficiency, quality and reliability of the system. Within those technologies
are those employed in the Distributed Generation, as is the case of renewable energies.
The implementation of Distributed Generation in distribution networks has increased in recent years, so the
need to evaluate its operation under this condition has arisen.
The objective of this document is to study the effects caused by the implementation of Distributed
Generation in medium voltage networks with American design, with the purpose of knowing the variations that
occur under the incidence of different levels of renewable energy penetration.
On the other hand, it focuses on studying the characteristics of this type of networks to facilitate the
interpretation, modeling and adequacy of the network under study.
A comparative analysis is made from four main scenarios, with distributed generation and without
distributed generation. In the scenarios with distributed generation, progressively renewable generation is
applied.
xiii
Índice
Agradecimientos ix
Resumen xi
Abstract xii
Índice xiii
Índice de Tablas xvi
Índice de Figuras xx
Notación xxv
1. Introducción 26 1.1 Objetivos 27
2. Sistema de Distribución 28 2.1 Subestación de distribución 29
2.2 Configuración primaria distribución 30
2.2.1 Tipos de configuración de red 32
2.3 Transformadores distribución 35
2.4 Distribución secundaria 36
2.4.1 Configuración secundaria 36
2.5 Desequilibrio en redes de distribución 37
2.5.1 Conceptos básicos 37
2.5.2 Índice de desbalance 39
2.5.3 Causas de desbalance en redes distribución 39
2.6 Generación distribuida 40
2.6.1 Tecnologías 40
3. Descripción y estudio de la red de distribución media tensión desequilibrada 42 3.1 Modelo de la red de estudio 42
3.1.1 Modelo de línea 42
3.1.2 Modelo de transformador trifásico 47
3.1.3 Modelo de transformador monofásico 49
3.2 Descripción de la red de estudio 51
3.3 Descripción de los casos estudio 54
3.3.1 Programa de simulación 54
4. Resultados de los análisis de la red 55 4.1 Análisis de escenario base sin GD 55
4.1.1 Tensiones 56
4.1.2 Intensidades 58
4.1.3 Desequilibrios 64
4.1.4 Pérdidas 67
4.2 Análisis de escenario base con GD 68
4.2.1 Aplicación de dos generadores 70
4.2.1.1 Tensiones 70
4.2.1.2 Intensidades 72
4.2.1.3 Desequilibrios 75
4.2.1.4 Pérdidas 77
4.2.2 Aplicación de cuatro generadores 77
4.2.2.1 Tensiones 77
4.2.2.2 Intensidades 78
4.2.2.3 Desequilibrios 82
4.2.2.4 Pérdidas 83
xiv
4.2.3 Aumento del 25% 83
4.2.3.1 Tensiones 83
4.2.3.2 Intensidades 84
4.2.3.3 Desequilibrios 88
4.2.3.4 Pérdidas 89
4.2.4 Aumento del 50% 90
4.2.4.1 Tensiones 90
4.2.4.2 Intensidades 91
4.2.4.3 Desequilibrios 95
4.2.4.4 Pérdidas 96
4.2.5 Aumento del 75% 96
4.2.5.1 Tensiones 96
4.2.5.2 Intensidades 97
4.2.5.3 Desequilibrios 101
4.2.5.4 Pérdidas 102
4.2.6 Aumento de 100% 102
4.2.6.1 Tensiones 102
4.2.6.2 Intensidades 103
4.2.6.3 Desequilibrios 107
4.2.6.4 Pérdidas 108
4.3 Análisis diario sin GD 109
4.3.1 Tensiones 110
4.3.2 Intensidades 116
4.3.3 Desequilibrios 124
4.3.4 Pérdidas 126
4.4 Análisis diario con GD 127
4.4.1 Aplicación de dos generadores 128
4.4.1.1 Tensiones 128
4.4.1.2 Intensidades 133
4.4.1.3 Desequilibrios 136
4.4.1.4 Pérdidas 138
4.4.2 Aplicación de cuatro generadores 139
4.4.2.1 Tensiones 139
4.4.2.2 Intensidades 143
4.4.2.3 Desequilibrios 147
4.4.2.4 Pérdidas 148
4.4.3 Aumento de 25 % 149
4.4.3.1 Tensiones 149
4.4.3.2 Intensidades 153
4.4.3.3 Intensidades 157
4.4.3.4 Pérdidas 158
4.4.4 Aumento de 50 % 159
4.4.4.1 Tensiones 159
4.4.4.2 Intensidades 163
4.4.4.3 Desequilibrios 167
4.4.4.4 Pérdidas 168
4.4.5 Aumento de 75 % 168
4.4.5.1 Tensiones 169
4.4.5.2 Intensidades 171
4.4.5.3 Desequilibrios 175
4.4.5.4 Pérdidas 176
4.4.6 Aumento de 100 % 177
4.4.6.1 Tensiones 177
4.4.6.2 Intensidades 180
4.4.6.3 Desequilibrios 184
4.4.6.4 Pérdidas 185
5. Conclusiones 186
xv
6. Anexos 188 A. Esquemas de las estructuras del sistema 188
B. Matriz de Impedancia 191
Referencias 195
xvi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1:Submatrices para conexiones comunes de transformadores [15]. 49
Tabla 3.2: Datos del modelo equivalente correspondiente a cargas trifásicas [18]. 53
Tabla 3.3: Datos del modelo equivalente correspondiente a cargas mofásicas [18]. 53
Tabla 4.1: Datos de las cargas trifásicas [18]. 55
Tabla 4.2: Datos de las cargas monofásicas [18]. 55
Tabla 4.3: Definición de los nudos de la red. 56
Tabla 4.4: Medidas de las intensidades del circuito 1. 62
Tabla 4.5: Medidas de flujo de potencia. 62
Tabla 4.6: Capacidad de los generadores fotovoltaicos. 69
Tabla 4.7: Valores máximos y mínimos de intensidades del circuito 1. 116
Tabla 4.8: Valores máximos y mínimos de intensidades del circuito 2 (QUAD-1). 116
Tabla 4.9: Valores máximos y mínimos de intensidades del circuito 3 (QUAD-1). 116
Tabla 4.10: Valores máximos y mínimos de intensidades del circuito 4 (QUAD-1). 117
Tabla 4.11: Valores máximos y mínimos de intensidades de los circuitos 3 y 4 (Double-6). 120
Tabla 4.12: Diferencia entre intensidades de barras QUAD-1 y CKT6-1. 121
Tabla 4.13: Diferencia entre intensidades de barras QUAD-1 y CKT6-2. 121
Tabla 4.14: Diferencia entre intensidades de barras QUAD-1 y CKT3-12. 121
Tabla 4.15: Diferencia entre intensidades de barras QUAD-1 y CKT4-12. 121
Tabla 4.16: Intensidades máximas y mínimas del neutro (Derivaciones 3Ø). 121
Tabla 4.17: Intensidades máximas y mínimas de circuitos monofásicos. 122
Tabla 4.18:Valores máximos y mínimos del neutro (Circuitos 1Ø) 122
Tabla 4.19: Diferencias en las tensiones entre el caso base y la aplicación de GD (QUAD-1) 129
Tabla 4.20: Diferencias en las tensiones entre el caso base y la aplicación de GD (DOUBLE-6). 130
Tabla 4.21: Diferencias en las tensiones entre el caso base y la aplicación de GD (CKT1-6). 131
Tabla 4.22: Diferencias en las tensiones entre el caso base y la aplicación de GD (CKT2-6). 131
Tabla 4.23: Diferencias en las tensiones entre el caso base y la aplicación de GD (CKT3-12). 131
Tabla 4.24: Diferencias en las tensiones entre el caso base y la aplicación de GD (CKT4-12). 131
Tabla 4.25: Diferencias de las tensiones entre el caso base y la aplicación de GD circuitos monofásicos. 132
Tabla 4.26: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y la aplicación de GD circuitos 3Ø.133
Tabla 4.27: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y la aplicación de GD circuitos 1Ø.133
Tabla 4.28: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de GD (QUAD-1). 134
Tabla 4.29: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de GD circuitos 1Ø. 135
Tabla 4.30: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y la aplicación de GD circuitos 3Ø.
136
Tabla 4.31: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y la aplicación de GD circuitos 1Ø.
136
Tabla 4.32: Diferencias en las tensiones entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (QUAD-1).
140
xvii
Tabla 4.33: Diferencias de las tensiones entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (DOUBLE-6).
140
Tabla 4.34: Diferencias de las tensiones entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (CKT1-6).
141
Tabla 4.35: Diferencias de las tensiones entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (CKT2-6).
141
Tabla 4.36: Diferencias de las tensiones entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (CKT3-12).
141
Tabla 4.37: Diferencias de las tensiones entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (CKT4-12).
141
Tabla 4.38: Diferencias en las tensiones entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores en los circuitos
1Ø. 142
Tabla 4.39: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores en
circuitos 3Ø. 143
Tabla 4.40: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores en
circuitos 1Ø. 143
Tabla 4.41: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (QUAD-1,
C1). 143
Tabla 4.42: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (QUAD-1,
C2). 144
Tabla 4.43: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (QUAD-1,
C3). 144
Tabla 4.44: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (QUAD-1,
C4). 144
Tabla 4.45: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores, circuitos
1Ø. 146
Tabla 4.46: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores,
circuitos 3Ø. 146
Tabla 4.47: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores,
circuitos 1Ø. 147
Tabla 4.48: Diferencias en las tensiones entre el caso base y el aumento del 25% (QUAD-1). 149
Tabla 4.49: Diferencias en las tensiones entre el caso base y el aumento del 25% (DOUBLE-6). 150
Tabla 4.50: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 25% (CKT1-6). 150
Tabla 4.51: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 25% (CKT2-6). 150
Tabla 4.52: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 25% (CKT3-12). 151
Tabla 4.53: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 25% (CKT4-12). 151
Tabla 4.54: Diferencias en las tensiones entre el caso base y el aumento del 25%, circuitos 1Ø. 152
Tabla 4.55: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y el aumento del 25%, circuitos 3Ø.
153
Tabla 4.56: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y el aumento del 25%, circuitos 1Ø.
153
Tabla 4.57: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 25% (QUAD-1, C1). 153
Tabla 4.58: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (QUAD-1,
C2). 154
Tabla 4.59: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (QUAD-1,
xviii
C3). 154
Tabla 4.60: Diferencias de las intensidades entre el caso base y la aplicación de cuatro generadores (QUAD-1,
C3). 154
Tabla 4.61: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 25%, circuitos 1Ø. 156
Tabla 4.62: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y el aumento del 25%, circuitos 3Ø. 156
Tabla 4.63: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y el aumento del 25%, circuitos 1Ø. 157
Tabla 4.64: Diferencias en las tensiones entre el caso base y el aumento del 50% (QUAD-1). 160
Tabla 4.65: Diferencias en las tensiones entre el caso base y el aumento del 50 % (DOUBLE-6). 160
Tabla 4.66: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 50% (CKT1-6). 161
Tabla 4.67: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 50% (CKT2-6). 161
Tabla 4.68: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 50% (CKT3-12). 161
Tabla 4.69: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 50% (CKT4-12). 161
Tabla 4.70: Diferencias en las tensiones entre el caso base y el aumento del 50%, circuitos 1Ø. 162
Tabla 4.71: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y el aumento del 50%, circuitos 3Ø
162
Tabla 4.72: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y el aumento del 50%, circuitos 1Ø
163
Tabla 4.73: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 50% (QUAD-1, C1). 163
Tabla 4.74: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 50% (QUAD-1, C2). 164
Tabla 4.75: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 50% (QUAD-1, C3). 164
Tabla 4.76: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 50% (QUAD-1, C4). 164
Tabla 4.77: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 50%, circuitos 1Ø. 166
Tabla 4.78: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y el aumento del 50%, circuitos 3Ø 166
Tabla 4.79: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y el aumento del 50%, circuitos 1Ø. 167
Tabla 4.80: Diferencias en las tensiones entre el caso base y el aumento del 75% (QUAD-1). 170
Tabla 4.81: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 75%, circuitos 1Ø. 170
Tabla 4.82: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y el aumento del 75%, circuitos 3Ø. 171
Tabla 4.83: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y el aumento del 75%, circuitos 1Ø. 171
Tabla 4.84: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 75% (QUAD-1, C1). 173
Tabla 4.85: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 75% (QUAD-1, C2). 173
Tabla 4.86: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 75% (QUAD-1, C3). 173
Tabla 4.87: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 75% (QUAD-1, C1). 174
Tabla 4.88: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 75%, circuitos 1Ø. 174
Tabla 4.89: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y el aumento del 75%, circuitos 3Ø. 175
Tabla 4.90: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y el aumento del 75%, circuitos 1Ø.
xix
175
Tabla 4.91: Diferencias en las tensiones entre el caso base y el aumento del 100% (QUAD-1). 178
Tabla 4.92: Diferencias de las tensiones entre el caso base y el aumento del 100%, circuitos 1Ø. 179
Tabla 4.93: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y el aumento del 100%, circuitos 3Ø. 180
Tabla 4.94: Diferencias de las tensiones del neutro entre el caso base y el aumento del 100%, circuitos 1Ø. 180
Tabla 4.95: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento de l00 % (QUAD-1, C1). 181
Tabla 4.96: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 100% (QUAD-1, C2). 181
Tabla 4.97: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 100% (QUAD-1, C3). 181
Tabla 4.98: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 100% (QUAD-1, C4). 181
Tabla 4.99: Diferencias de las intensidades entre el caso base y el aumento del 100%, circuitos 1Ø. 183
Tabla 4.100: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y el aumento del 100%, circuitos 3Ø. 183
Tabla 4.101: Diferencias de las intensidades del neutro entre el caso base y el aumento del 100%, circuitos 1Ø. 184
xx
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 : Componentes básicos del sistema eléctrico de potencia,[3]. 28
Figura 2.2: Diseño de subestación: Dos transformadores con esquema de interruptor y medio [2]. 30
Figura 2.3 : Esquema típico de una subestación de distribución, [4]. 31
Figura 2.4: Alimentador primario de tipo radial.[6] 33
Figura 2.5: Alimentador primario tipo bucle [6]. 34
Figura 2.6: Esquema de sistema de red primaria [6]. 35
Figura 2.7: Configuración “Spot” [4]. 36
Figura 2.8: Parte de una red mallada [4]. 37
Figura 2.9: Sistema general de fasores que muestra el desequilibrio de magnitud y ángulo [9]. 37
Figura 2.10: Representación de las tensiones a través de las componentes simétricas [3]. 38
Figura 2.11: Conjunto desequilibrado de fasores de corriente representado por componentes simétricos [9].
38
Figura 3.1: Segmento de línea en estrella de cuatro hilos con conexión a tierra. 43
Figura 3.2: Estructura trifásica simple [2]. 45
Figura 3.3: Estructura trifásica doble circuito [2]. 46
Figura 3.4: Estructura trifásica con cuatro circuitos (Modificación de [2]). 47
Figura 3.5: Modelo general del transformador trifásico [15]. 48
Figura 3.6: Esquema de conexión Yg-Y de transformador trifásico [16]. 48
Figura 3.7: Modelo de circuito acoplado de un transformador de 3 hilos monofásicos. 50
Figura 3.8: Red equivalente para un transformador monofásico de 3 hilos. 50
Figura 3.9: Diagrama unifilar del caso de estudio Voltaje Neutro a Tierra [18]. 51
Figura 3.10: Distribución de los circuitos desde de la subestación [18]. 52
Figura 3.11: Esquema de conexión de trasformador monofásico. 53
Figura 4.1: Evolución de la magnitud de las tensiones por nudo en pu (Caso base). 57
Figura 4.2: Evolución de la tensión del neutro por barra (Caso base). 58
Figura 4.3: Red con los puntos de medidas de las intensidades. 58
Figura 4.4: Evolución de las intensidades del circuito 1. 59
Figura 4.5: Evolución de las intensidades del circuito 2. 60
Figura 4.6: Evolución de las intensidades del circuito 3. 60
Figura 4.7: Evolución de las intensidades del circuito 4. 61
Figura 4.8: Evolución de las intensidades de las derivaciones monofásicas. 63
Figura 4.9: Evolución de las intensidades del neutro por cada barra. 63
Figura 4.10: Resumen del valor máximo, mínimo y medio de las intensidades circuito 3Ø. 64
Figura 4.11: Índice de desbalance VUF por barra a través de la secuencia directa (Caso base). 65
Figura 4.12: Índice de desbalance VUF por barra a través de la secuencia homopolar (Caso base). 66
Figura 4.13: Índice de desbalance IUF por línea a través de la secuencia directa (Caso base). 67
Figura 4.14: Índice de desbalance IUF por línea a través de la secuencia homopolar (Caso base). 67
xxi
Figura 4.15: Pérdidas en base la potencia total del sistema (Caso base). 68
Figura 4.16: Red con generadores fotovoltaicos. 69
Figura 4.17: Evolución de la magnitud de las tensiones por nudo en pu (Caso con dos generadores). 71
Figura 4.18: Evolución de la tensión del neutro por barra (Caso con dos generadores). 71
Figura 4.19: Evolución de las intensidades del circuito 2 (Caso con dos generadores). 72
Figura 4.20: Evolución de las intensidades del circuito 4 (Caso con dos generadores). 73
Figura 4.21: Evolución de las intensidades de las derivaciones monofásicas (Caso con dos generadores). 73
Figura 4.22: Evolución de las intensidades del neutro por cada barra (Caso con dos generadores). 74
Figura 4.23: Resumen del valor máximo, mínimo y medio de las intensidades 3Ø (Caso con dos generadores).
74
Figura 4.24: Índice de desbalance VUF por barra a través de la secuencia directa (Caso con dos generadores).
75
Figura 4.25: Índice de desbalance VUF por barra a través de la secuencia homopolar (Caso con dos generadores).
75
Figura 4.26: Índice de desbalance IUF por barra a través de la secuencia directa (Caso con dos generadores).
76
Figura 4.27: Índice de desbalance IUF por barra a través de la secuencia homopolar (Caso con dos generadores).
76
Figura 4.28: Pérdidas en base la potencia total del sistema (Caso con dos generadores). 77
Figura 4.29: Evolución de la magnitud de las tensiones por nudo en pu (Caso con cuatro generadores). 78
Figura 4.30: Evolución de la tensión del neutro por barra (Caso con cuatro generadores). 78
Figura 4.31: Evolución de las intensidades del circuito 1 (Caso con cuatro generadores). 79
Figura 4.32: Evolución de las intensidades del circuito 2 (Caso con cuatro generadores). 79
Figura 4.33: Evolución de las intensidades del circuito 3 (Caso con cuatro generadores). 80
Figura 4.34: Evolución de las intensidades del circuito 4 (Caso con cuatro generadores). 80
Figura 4.35: Evolución de las intensidades de las derivaciones monofásicas (Caso con cuatro generadores).
81
Figura 4.36: Resumen del valor máximo, mínimo y medio de las intensidades 3Ø (Caso con cuatro generadores).
81
Figura 4.37: Índice de desbalance VUF por barra (Caso con cuatro generadores). 82
Figura 4.38 : Índice de desbalance IUF por barra (Caso con cuatro generadores). 82
Figura 4.39: Pérdidas en base la potencia total del sistema (Caso con cuatro generadores). 83
Figura 4.40: Evolución de la magnitud de las tensiones por nudo en pu (Aumento del 25%). 84
Figura 4.41: Evolución de la tensión del neutro por barra (Aumento del 25%). 84
Figura 4.42: Evolución de las intensidades del circuito 1 (Aumento 25%). 85
Figura 4.43: Evolución de las intensidades del circuito 2 (Aumento 25%). 85
Figura 4.44: Evolución de las intensidades del circuito 3 (Aumento 25%). 86
Figura 4.45: Evolución de las intensidades del circuito 4 (Aumento 25%). 86
Figura 4.46: Evolución de las intensidades de las derivaciones monofásicas (Aumento del 25%). 87
Figura 4.47: Resumen del valor máximo, mínimo y medio de las intensidades 3Ø (Aumento 25%). 87
Figura 4.48 : Índice de desbalance VUF por barra (Aumento del 25%). 88
xxii
Figura 4.49: Índice de desbalance IUF por barra (Aumento del 25%). 88
Figura 4.50: Pérdidas en base la potencia total del sistema (Aumento del 25%). 89
Figura 4.51: Potencia activa en cabecera (Caso base y aumento de 25%). 89
Figura 4.52: Evolución de la magnitud de las tensiones por nudo en pu (Aumento del 50%). 90
Figura 4.53: Evolución de la tensión del neutro por barra (Aumento del 50%). 91
Figura 4.54: Evolución de las intensidades del circuito 1 (Aumento 50%). 92
Figura 4.55: Evolución de las intensidades del circuito 2 (Aumento 50%). 92
Figura 4.56: Evolución de las intensidades del circuito 3 (Aumento 50%). 93
Figura 4.57: Evolución de las intensidades del circuito 4 (Aumento 50%). 93
Figura 4.58: Evolución de las intensidades de las derivaciones monofásicas (Aumento del 50%). 94
Figura 4.59: Resumen del valor máximo, mínimo y medio de las intensidades 3Ø (Aumento 50%). 94
Figura 4.60: Índice de desbalance VUF por barra (Aumento del 50%). 95
Figura 4.61: Índice de desbalance IUF por barra (Aumento del 50%). 95
Figura 4.62: Pérdidas en base la potencia total del sistema (Aumento del 50%). 96
Figura 4.63: Evolución de la magnitud de las tensiones por nudo en pu (Aumento del 75%). 97
Figura 4.64: Evolución de la tensión del neutro por barra (Aumento del 75%). 97
Figura 4.65: Evolución de las intensidades del circuito 1 (Aumento 75%). 98
Figura 4.66: Evolución de las intensidades del circuito 2 (Aumento 75%). 98
Figura 4.67: Evolución de las intensidades del circuito 3 (Aumento 75%). 99
Figura 4.68: Evolución de las intensidades del circuito 4 (Aumento 75%). 99
Figura 4.69: Evolución de las intensidades de las derivaciones monofásicas (Aumento del 75%). 100
Figura 4.70: Resumen del valor máximo, mínimo y medio de las intensidades 3Ø (Aumento 75%). 100
Figura 4.71: Índice de desbalance VUF por barra (Aumento del 75%). 101
Figura 4.72: Índice de desbalance IUF por barra (Aumento del 75%). 101
Figura 4.73: Pérdidas en base la potencia total del sistema (Aumento del 75%). 102
Figura 4.74: Evolución de la magnitud de las tensiones por nudo en pu (Aumento del 100%). 103
Figura 4.75: Evolución de la tensión del neutro por barra (Aumento del 100%). 103
Figura 4.76: Evolución de las intensidades del circuito 1 (Aumento 100%). 104
Figura 4.77: Evolución de las intensidades del circuito 2 (Aumento 100%). 104
Figura 4.78: Evolución de las intensidades del circuito 3 (Aumento 100 %). 105
Figura 4.79: Evolución de las intensidades del circuito 4 (Aumento 100%). 105
Figura 4.80: Evolución de las intensidades de las derivaciones monofásicas (Aumento del 100%). 106
Figura 4.81: Evolución de las intensidades del neutro por cada barra (Aumento 100%). 106
Figura 4.82: Resumen del valor máximo, mínimo y medio de las intensidades 3Ø (Aumento 100%). 107
Figura 4.83: Índice de desbalance VUF por barra (Aumento del 100%). 107
Figura 4.84: Índice de desbalance IUF por barra (Aumento del 100%). 108
Figura 4.85: Pérdidas en base la potencia total del sistema (Aumento del 100 %) 108
Figura 4.86: Perfil de carga residencial [21]. 109
Figura 4.87: Perfil de carga industrial [21]. 109
xxiii
Figura 4.88: Evolución de las tensiones barra QUAD-1. 110
Figura 4.89: Evolución de las tensiones barra DOUBLE-6, circuito 3. 111
Figura 4.90: Evolución de las tensiones barra DOUBLE-6, circuito 4. 111
Figura 4.91: Evolución de las tensiones barra CKT1-6. 112
Figura 4.92: Evolución de las tensiones barra CKT2-6. 113
Figura 4.93: Evolución de las tensiones barra CKT3-12. 113
Figura 4.94: Evolución de las tensiones barra CKT4-12. 114
Figura 4.95: Evolución de las tensiones de los circuitos monofásicos. 114
Figura 4.96: Evolución de las tensiones del neutro en los circuitos trifásicos. 115
Figura 4.97: Evolución de las tensiones del neutro en los circuitos monofásicos. 115
Figura 4.98: Evolución de las intensidades en la barra QUAD-1. 119
Figura 4.99: Evolución de las intensidades de la barra doble circuito 3. 120
Figura 4.100: Evolución de las intensidades de la barra doble circuito 4. 120
Figura 4.101: Evolución de las intensidades de los circuitos monofásicos 123
Figura 4.102: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas (secuencia directa). 124
Figura 4.103: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas (secuencia homopolar). 125
Figura 4.104: Índice de desbalance IUF por barra a las 11 horas (secuencia directa). 125
Figura 4.105: Índice de desbalance IUF por barra a las 11 horas (secuencia homopolar). 126
Figura 4.106: Evolución de la potencia activa en el circuito 1(Barra QUAD-1). 126
Figura 4.107: Evolución de las pérdidas en escenario diario sin GD. 127
Figura 4.108: Evolución del factor de producción de los generadores fotovoltaico. 127
Figura 4.109: Evolución de las tensiones barra QUAD-1 (Aplicación de dos generadores). 128
Figura 4.110: Evolución de las tensiones barra DOUBLE-6, circuito 3 (Caso con 2 generadores). 129
Figura 4.111: Evolución de las tensiones barra DOUBLE-6, circuito 4 (Caso con 2 generadores). 130
Figura 4.112: Evolución de las tensiones en los circuitos monofásicos. 132
Figura 4.113: Evolución de las intensidades en la barra QUAD-1, circuito 2 (Caso con 2 generadores). 134
Figura 4.114: Evolución de las intensidades en la barra QUAD-1, circuito 4 (Caso con 2 generadores). 134
Figura 4.115: Evolución de las intensidades de los circuitos monofásicos (Caso con 2 generadores). 135
Figura 4.116: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas, aplicación de dos generadores (secuencia
directa). 137
Figura 4.117: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas, aplicación de dos generadores (secuencia
homopolar). 137
Figura 4.118: Índice de desbalance IUF por barra a las 11 horas, aplicación de dos generadores (secuencia
directa). 138
Figura 4.119: Índice de desbalance IUF por barra a las 11 horas, aplicación de dos generadores (secuencia
homopolar). 138
Figura 4.120: Evolución de las pérdidas en escenario diario con dos generadores. 139
Figura 4.121: Evolución de las tensiones barra QUAD-1 (Aplicación de cuatro generadores). 139
Figura 4.122: Evolución de las tensiones en los circuitos monofásicos, aplicación de cuatro generadores. 142
Figura 4.123: Evolución de las intensidades en la barra QUAD-1. 145
xxiv
Figura 4.124: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas aplicación de cuatro generadores. 147
Figura 4.125: Índice de desbalance IUF por barra a las 11 horas aplicación de cuatro generadores. 148
Figura 4.126: Evolución de las pérdidas en escenario diario con cuatro generadores. 148
Figura 4.127: Evolución de las tensiones barra QUAD-1 (Aumento 25%). 149
Figura 4.128: Evolución de las tensiones en los circuitos 1Ø, (Aumento 25%). 152
Figura 4.129: Evolución de las intensidades en la barra QUAD-1 (Aumento 25%). 155
Figura 4.130: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas aumento del 25%. 157
Figura 4.131: Índice de desbalance IUF por barra a las 11 horas aumento del 25%. 158
Figura 4.132: Evolución de las pérdidas en escenario diario aumento del 25%. 158
Figura 4.133: Evolución de la potencia activa en el circuito 1, aumento del 25% (Barra QUAD-1). 159
Figura 4.134: Evolución de las tensiones barra QUAD-1 (Aumento 50%). 159
Figura 4.135: Evolución de las intensidades en la barra QUAD-1 (Aumento 50%). 165
Figura 4.136: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas aumento del 50%. 167
Figura 4.137: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas aumento del 50%. 168
Figura 4.138: Evolución de las pérdidas en escenario diario aumento del 50%. 168
Figura 4.139: Evolución de las tensiones barra QUAD-1 (Aumento 75%). 169
Figura 4.140: Evolución de las intensidades en la barra QUAD-1 (Aumento 75%). 172
Figura 4.141: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas aumento del 75%. 176
Figura 4.142: Índice de desbalance IUF por barra a las 11 horas aumento del 75%. 176
Figura 4.143: Evolución de las pérdidas en escenario diario aumento del 75%. 177
Figura 4.144: Evolución de las tensiones barra QUAD-1 (Aumento 100%). 177
Figura 4.145: Evolución de las tensiones barra CKT4-12 (Aumento 100%). 178
Figura 4.146: Evolución de las tensiones en los circuitos 1Ø, (Aumento 100%). 179
Figura 4.147: Evolución de las intensidades en la barra QUAD-1 (Aumento 100%). 182
Figura 4.148: Índice de desbalance VUF por barra a las 11 horas aumento del 100%. 184
Figura 4.149: Índice de desbalance IUF por barra a las 11 horas aumento del 100%. 185
Figura 4.150: Evolución de las pérdidas en escenario diario aumento del 100%. 185
Figura 6.1: Esquema de transformador de subestación de los cuatros circuitos en un mismo poste [18]. 188
Figura 6.2: Esquema de transformador trifásico de distribución y estructura trifásica [18]. 189
Figura 6.3: Esquema de transformador monofásico de distribución y estructura monofásica [18]. 189
Figura 6.4: Estructura de cuatros circuitos en un mismo poste y de dos circuitos en un mismo poste [18]. 190
Figura 6.5: Matriz de impedancia de los dos circuitos en un mismo poste. 191
Figura 6.6: Matriz de impedancia de los cuatros circuitos en un mismo poste. 192
Figura 6.7: Matriz de impedancia de circuitos trifásicos. 193
Figura 6.8: Matriz de impedancia de circuito monofásicos. 193
Figura 6.9: Matriz de impedancia de los tríplex. 194
Figura 6.10: Matriz de impedancia de transformador monofásico. 194
xxv
Notación
A Ampere
BT Baja Tensión
Hz Hercios
kVA kilo Voltioamperio
kVAR Kilo Voltioamperio Reactivo
kV Kilo Voltio
kW kilo Watios
pu por unidad
RMG Radio Medio Geométrico
V Voltios
Y Conexión estrella
Ø Fase
OLTC On Load Tap Changer
26
1. INTRODUCCIÓN
Durante décadas, el combustible fósil ha sido el principal recurso para el funcionamiento del sistema de
energía eléctrica. Sin embargo, este recurso es agotable, no renovable y representa una amenaza a largo plazo
para el medio ambiente. Para mitigar los efectos de los combustibles fósiles, a lo largo de los años el sistema
eléctrico se ha involucrado en factores ambientales, socioeconómicos y técnicos.
Convertir la energía alternativa es una solución que garantiza la eficiencia del sistema, la sostenibilidad y la
protección del medio ambiente. La energía renovable es hoy en día una de esas alternativas, dentro de esta
categoría se encuentran la energía eólica, la hidroeléctrica, la energía solar, la geotérmica, la biomasa, etc.
Debido a este escenario, el sistema de energía eléctrica ha sufrido una transición de red pasiva a red activa,
integrando recursos de energía renovable diversificados, tecnologías avanzadas para la automatización, control
y administración del sistema eléctrico.
En la actualidad la aplicación de energías alternativas no solo se enfoca en los sistemas de generación a gran
escala, sino que también son utilizadas a menor escala como en los sistemas de distribución. La utilización de
pequeñas unidades de generación cerca de los usuarios finales se le denomina Generación Distribuida (GD).
La implementación de GD en los sistemas eléctricos se ha incrementado de forma significativa, esto junto
al aumento de cargas no lineales produce variaciones en el estado de la red. Todo esto tomando en cuenta la
necesidad de mantener la calidad y fiabilidad en todo el sistema. Para la aplicación de GD es ineludible tomar
en consideración las características del sistema en cual se emplea, aspectos como el diseño original de la red, los
parámetros de seguridad y control, el flujo de potencia, sistema de puesta tierra entre otros [1].
Por esta razón surge la necesidad de estudiar el impacto que provoca la penetración de generación
distribuida, para así conocer y evaluar los nuevos estados del sistema
Este trabajo consta de 5 capítulos:
El capítulo 2 presenta la verificación de literaturas donde se explica los sistemas de distribución y sus
componentes, los desequilibrios y la generación distribuida. El capítulo 3 describe la red utilizada para el
estudio, su modelo matemático y la metodología empleada para este. El capítulo 4 muestras lo resultados
obtenidos luego del análisis de la red con y sin generación distribuida, y finalmente el capítulo 5 que muestra las
conclusiones y recomendaciones del estudio realizado.
27
1.1 Objetivos
Este trabajo tiene como propósito fundamental estudiar los efectos causados por la penetración de
Generación Distribuida (GD) en un sistema de media tensión con diseño americano, tomando en cuenta las
características de este tipo de redes y las variables que inciden en el funcionamiento de éstas. Todo esto con el
fin de proponer mejoras que ayuden a mitigar el impacto que causan estas tecnologías a la red.
Los objetivos específicos que se proponen para este estudio son:
Conocer y estudiar las peculiaridades de las redes de distribución con diseño americano.
Interpretar, modelar y adecuar la red destinada para el estudio.
Evaluar a través de diversos escenarios de variación de generación y consumo los efectos ocasionados
por la Generación Distribuida.
28
2. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
El sistema eléctrico de potencia consiste en la generación, el transporte y la distribución de energía eléctrica.
Está formado por diversos componentes que hacen posible el funcionamiento del ciclo eléctrico, estos se
observan en la Figura 2.1.
El sistema de distribución es el medio mediante el cual la energía eléctrica es transformada a niveles de
tensión adecuados para el suministro a los usuarios finales. Este se inicia usualmente en las subestaciones de
distribución que son alimentadas por una o más líneas de subtransmisión. En algunos casos, no existen sistemas
de subtransmisión, por lo que la subestación es alimentada directamente de las líneas de transmisión de alta de
tensión [2].
Figura 2.1 : Componentes básicos del sistema eléctrico de potencia,[3].
Los transformadores de las subestaciones de distribución se encargan de disminuir los niveles de tensión
provenientes del sistema de transmisión (35 a 230 kV) para distribuirlo entre los diferentes circuitos primarios.
Estos circuitos son de media tensión y operan entre 600V a 35 kV. Antes de llegar al consumidor, los
trasformadores de distribución disminuyen la tensión de distribución primaria a niveles de baja tensión
comúnmente 120/240 dependiendo de su uso [4]. A continuación, se describen los sistemas de distribución con
esquema americano (Ver Figura 2.3), en este estudio no se toma en cuenta la alternativa del esquema europeo.
29
2.1 Subestación de distribución
El objetivo de las subestaciones de distribución radica en transformar niveles de tensión de
subtransmisión a niveles primario de distribución. Estas suelen tener diversos tamaños y configuraciones que
dependerán de las características de su área de ubicación. Una subestación ubicada en zona rural puede tener
una capacidad nominal de 5 MVA, mientras que un área urbana la estación puede superar los 200 MVA [4] [5].
En la Figura 2.2 se observa el diseño de una subestación con dos transformadores con esquema de interruptor y
medio.
Según [2] los principales componentes de una subestación de distribución son :
1) Conmutación del lado de alta y del lado de media: La conmutación del lado de alta tensión se
efectúa a través de un interruptor simple. En las subestaciones de mayor envergadura se pueden
utilizar disyuntores de alta tensión en una variedad de diseños de barra. La conmutación de media
tensión se consigue a través de interruptores automáticos controlados por relé. En muchos casos se
sustituirá la combinación relé/interruptor y se emplearán reconectadores. En los diseños de algunas
subestaciones se incluirá en cada alimentador un interruptor en la barra de media tensión además
de interruptores automáticos.
2) Transformación de potencia: Como se mencionó anteriormente, la función de una subestación
de distribución es reducir la tensión hasta niveles admisibles de distribución. Los diseños de las
subestaciones requieren dos o más transformadores trifásicos, que pueden ser unidades trifásicas o
tres unidades monofásicas. Los transformadores de subestación pueden variar desde 5MVA para
zonas rurales pequeñas, hasta más de 80 MVA para zonas urbanas [4]. Existen varios niveles de
tensión de distribución estándar, los comunes en alta tensión son: 345 kV, 23,9 kV, 144 kV, 132
kV. Mientras, que en medias tensión es 12,47 kV y en sistemas más antiguo 4,16 kV.
3) Regulación de voltaje: La variación en la carga de los alimentadores influye en la variación de la
caída de tensión entre la subestación y el usuario final. Para esto es necesario herramientas que
permitan mantener los niveles de tensión en un rango aceptable, de forma que al variar la carga
varía simultáneamente la tensión en subestación. En algunas ocasiones la regulación de tensión se
logra a través de un transformador con cambiadores de tomas bajo carga conocidos por su sigla en
inglés “OLTC”. Su funcionamiento consiste en el cambio de las tomas de los devanados de baja
tensión del transformador conforme varia la carga. Muchas de los transformadores de subestaciones
tendrán tomas fijas en el devanado de alta tensión, estos son utilizados cuando la tensión de fuente
de energía está por encima o por debajo de la tensión nominal del sistema. La configuración de las
tomas fijas tiene un rango de operación de ± 5%. En algunas ocasiones cada alimentador tendrá su
propio regulador, en vez de un regulador para toda la barra.
4) Protección: Toda subestación debe estar protegida ante cualquier incidencia, como los
cortocircuitos. En un esquema simple la protección automática contra cortocircuitos dentro de la
30
subestación es a través de los fusibles del lado de alta tensión del transformador. Ahora bien, a
medida que los diseños de subestaciones se vuelvan más extensos y complejos, los sistemas de
protecciones deberán tener la capacidad para garantizar la cobertura de protección de cualquier
elemento de la red, como los transformadores, barras de alta y media tensión entre otros. Para la
interrupción de los cortocircuitos que ocurren fuera de la subestación se utiliza disyuntores o
reconectadores de alimentadores individuales.
Figura 2.2: Diseño de subestación: Dos transformadores con esquema de interruptor y medio [2].
2.2 Configuración primaria distribución
Los circuitos de distribución poseen varias configuraciones según los parámetros y características del área
de aplicación. Uno de los parámetros fundamentales de estas configuraciones es el nivel de tensión a la cual es
necesario operar el sistema. En el caso de los sistemas americanos las tensiones están comprendidas entre 2,4
kV a 34,5 kV.
31
Figura 2.3 : Esquema típico de una subestación de distribución, [4].
El esquema tradicional consiste en la distribución de circuitos a través de un alimentador que sale de la
subestación como se muestra en la Figura 2.3. El alimentador principal o línea principal es la red troncal trifásica
que regularmente posee un conductor de gran calibre como es el conductor de aluminio de 750 kcmil o el de
500 kcmil. El alimentador principal se divide en circuitos laterales o derivaciones que pueden ser trifásicas,
bifásicas o monofásicas. Éstos circuitos laterales son aislados a través de fusibles que se accionan al detectar
alguna falla [4].
En media tensión la configuración más utilizada es la de cuatro hilos con varias conexiones a tierra: tres
conductores de fase y un neutro multi aterrizado. El cuarto hilo en este sistema conectado en Y es utilizado como
neutro para el primario o como neutro común cuando ambos, primario y secundarios están presentes.
Generalmente los transformadores de distribución de las subestaciones se encuentran conectados en estrella (Y)
en el lado primario con el neutro aterrizado y conectado al neutro común. El neutro es aterrizado en diferentes
puntos a lo largo del recorrido del circuito primario, como en los transformadores de distribución y en la entrada
del suministro de los clientes [3].
Según [3] el sistema primario delta de tres hilos también es popular, aunque no tan ampliamente
utilizado como el sistema de cuatro hilos multi aterrizado. Otras configuraciones utilizadas son las monofásicas
(una fase + neutro), bifásicas (dos fases + neutro) y las trifásicas sin neutro (solo tres fases).
32
2.2.1 Tipos de configuración de red
Las características de la configuración de las redes de distribución dependen del área de aplicación en
la cual se desarrollan. Estas áreas pueden ser rurales o urbanas y se define tomando en consideración ciertos
factores, entre los cuales están:
La densidad y naturaleza de las cargas.
Requerimientos técnicos y componentes de la red.
Entorno geográfico.
Costos de construcción.
Continuidad y calidad del servicio.
La distribución primaria cuenta con tres configuraciones fundamentales, la cuales se explican a
continuación.
Sistema primario radial
Es una de las configuraciones más comunes; además, de ser la más simple y económica. Esta consiste
en un alimentador primario principal que proveniente de una subestación de distribución el cual puede ser
trifásicos o trifásicos a cuatro hilos. Éste se divide en derivaciones primarias laterales que a su vez cuentan con
otras derivaciones sub laterales que alimentan a los transformadores de distribución; estos laterales pueden ser
tanto trifásicos como monofásicos. Los laterales monofásicos se conectan al alimentador través de fusibles que
permiten aislar el circuito en caso de que ocurra una falla. Estos laterales monofásicos también son conectados
alternativamente entre las tres fases de forma que garanticen el balance de las cargas en las tres fases del sistema.
Los conductores utilizados dependerán del nivel de intensidad según el área del circuito. En la salida de
la subestación los valores de intensidad serán elevados, por lo que esta decrecerá a medida que los laterales se
deriven del alimentador.
Los sistemas primarios radiales poseen una baja fiabilidad respecto a la continuidad del servicio, para
evitar esto, la red debe de contar con mecanismos de protección que reduzca las interrupciones, como
seccionalizadores, fusibles, reconectadores, entre otros [3] [6]. En la Figura 2.4 se observa el esquema de este
tipo de configuración.
33
Figura 2.4: Alimentador primario de tipo radial.[6]
Sistema primario tipo anillo
El sistema primario tipo anillo es favorable para aquellas cargas que requieren alta fiabilidad del
servicio. En esta el alimentador recorre el área de carga y retorna a la subestación de distribución, pudiendo
proporcionar alimentación bidireccional desde la subestación [3].
Regularmente el calibre del conductor permanece durante todo el bucle, es seleccionado de forma que
pueda soportar su carga normal más la carga de la otra mitad del bucle [6].
El sistema cuenta con reconectadores y seccionadores que son utilizados para aislar las fallas que
puedan ocurrir en la red y reducir las interrupciones del servicio. El anillo opera con el reconectador o interruptor
de conexión normalmente abierto.
La potencia para un cliente puede ser suministrada a través de una trayectoria única desde la subestación
de distribución. Esto dependerá del estado de apertura /cierre de los reconectadores o seccionadores. Cada uno
de los interruptores del circuito en la subestación de distribución pueden conectarse en secciones de barra
separadas y alimentarse desde transformadores de distribución separados [3].
34
Figura 2.5: Alimentador primario tipo bucle [6].
Sistema de red primaria mallada
El sistema red primaria mallada ofrece mayor calidad de servicio y fiabilidad que los sistemas
mencionados anteriormente. Está formado por una red de alimentadores interconectado que son abastecido por
diversas subestaciones. Las subestaciones convencionales de distribución pueden ser sustituidas por unidades
autónomas más pequeñas en las ubicaciones seleccionadas de la red [3].
Para mantener los niveles de tensión dentro del rango adecuado se utilizan reguladores de tensión
ubicados en la subestación de distribución. También se logra por medio de la ubicación efectiva de los
transformadores de distribución, cercanos a los a grandes puntos de carga.
Las fallas en los alimentadores interconectados son despejadas dependiendo su ubicación; por medio
de interruptores en caso de ocurran en la subestación de distribución o a través de fusibles si sucede en la red
primaria.
35
Figura 2.6: Esquema de sistema de red primaria [6].
2.3 Transformadores distribución
Los transformadores de distribución son aquellos que convierten la tensión del sistema primario (4,16
kV a 34.5 kV) a niveles de tensión asequibles para el usuario final (< 480 V). Estos pueden ser trifásicos o
monofásicos y su capacidad ronda entre los 5kVA hasta 500 kVA [7]. Existen transformadores tipo poste que
son utilizados en instalaciones aéreas y tipo pedestal que son utilizados para instalaciones soterradas; la selección
de estos dependerá de los requerimientos de la carga.
La impedancia de los transformadores de distribución es sumamente baja. Los transformadores con
capacidad menores que 50 kVA tienen impedancias menores al 2%, mientras que los transformadores trifásicos
tipo pedestal de 750 a 3750 kVA usualmente tienen una impedancia de 5,75% [4],[8]. Este tipo de
transformadores trifásicos tienen ventajas y desventaja. Como ventaja estos presentan menos parpadeo de
tensión para el arranque del motor u otras cargas de carácter fluctuante, además proveen mejor regulación de
voltaje. Una de las desventajas es que estos incrementan la corriente de falla en el secundario, y esta corriente
afecta más el lado primario según su configuración.
36
2.4 Distribución secundaria
La distribución secundaria consiste en la distribución de energía eléctrica a los usuarios finales desde
las redes de media tensión a través de transformadores de distribución. En las áreas residenciales el servicio más
común es el 120/240 V, monofásico de tres hilos. Por otro lado, en las áreas urbanas donde existe mayor densidad
de carga, tanto residencial como industrial el servicio más común es el 108 Y/ 120 V, trifásico de cuatros hilos
[3].
2.4.1 Configuración secundaria
Dentro de las configuraciones más comunes secundarias se encuentran las redes secundarias por punto
o “spot” y las redes malladas.
Sistema secundario por punto “spot”
En la configuración “spot” el secundario se encuentra conectado en red y es alimentado por diversos
circuitos de distribución primario como se muestra en la Figura 2.7. Esta configuración es utilizada para suplir
energía a una única carga concentrada que requiera un alto nivel de fiabilidad. Generalmente es alimentado por
tres a cinco alimentadores primarios. La tensión de operación de este tipo de red es de 480Y /277 o 208Y/120
V. Cuenta con un sistema de protección entre el primario y el secundario, en el cual se utiliza disyuntores de
baja tensión que realizan la apertura cuando ocurra alguna falla [3],[4].
Figura 2.7: Configuración “Spot” [4].
Sistema secundario mallado
La configuración mallada alimenta diversas cargas en diferentes áreas de la red (Ver Figura 2.8). Estas
son empleadas en zonas donde existe alta densidad de carga y se requiere alta fiabilidad del servicio. Su nivel
de operación de tensión es de 208Y/120 V. De cinco a diez circuitos de distribución primaria alimentan la red
secundaria en múltiples ubicaciones. Estas redes pueden alimentar cargas comerciales residenciales o
industriales, tanto trifásicas como monofásicas. Las redes secundarias malladas pueden tener picos de carga de
5 a 50 MVA [3],[4].
37
Figura 2.8: Parte de una red mallada [4].
2.5 Desequilibrio en redes de distribución
2.5.1 Conceptos básicos
Desbalance
En un sistema trifásico el concepto desbalance se refiere a la desigualdad en magnitud de las tensiones
y corrientes de fase donde los ángulos de sus fasores no están desfasados 120° (Ver Figura 2.9).
Figura 2.9: Sistema general de fasores que muestra el desequilibrio de magnitud y ángulo [9].
38
Componentes simétricas
Las componentes simétricas fueron desarrolladas por Fortescue en 1918. Este método permite
representar cualquier conjunto de fasores desbalanceado a través de tres conjuntos de fasores
balanceados [9]. Las componentes simétricas se definen de la siguiente manera [3]:
1) Secuencia cero (homopolar): Consiste en tres fasores con igual magnitud y en la misma dirección.
2) Secuencia positiva (directa): Consiste en tres fasores con igual magnitud y un desplazamiento de
±120° y secuencia positiva.
3) Secuencia negativa (inversa): Consiste en tres fasores con igual magnitud y un desplazamiento de
±120°, y secuencia negativa.
En la Figura 2.10 se observa el sistema general de fasores que muestra el desequilibrio de magnitud y
ángulo y en la Figura 2.11 se muestra la representación de las tensiones a través de las componentes simétricas.
Figura 2.10: Representación de las tensiones a través de las componentes simétricas [3].
Figura 2.11: Conjunto desequilibrado de fasores de corriente representado por componentes simétricos [9].
39
La expresión matemática entre los tres fasores balanceados y los fasores desbalanceados se presenta en
la ecuación 2.1.
[𝑀0
𝑀1
𝑀2
] = [1 1 11 𝑎 𝑎2
1 𝑎2 𝑎] = [
𝑀𝑎
𝑀𝑏
𝑀𝑐
] [ 2.1]
Donde 𝑎 = 𝑒𝑗2
3𝜋 = 1 < 120°
2.5.2 Índice de desbalance
Existen diversos índices que permiten determinar el nivel de desbalance en un sistema eléctrico. En este
trabajo se utilizará el índice propuesto por la norma IEC que emplea las componentes simétricas para su
determinación. Este es conocido con “Voltage Unbalance Factor” (VUF).
El índice VUF se expresa como la relación en porcentaje entre la secuencia negativa (V2) y la secuencia
positiva (V1).
𝑉𝑈𝐹 = 100 ∗
𝑉2
𝑉1
[2.2]
Una de las formas de determinar las componentes de secuencia es a través de la siguiente expresión [10]:
𝑉1 =
𝑉𝑎𝑏 + 𝑎 ∗ 𝑉𝑏𝑐 + 𝑎2𝑉𝑐𝑎
3
[2.3]
𝑉2 =
𝑉𝑎𝑏 + 𝑎2 ∗ 𝑎𝑉𝑏𝑐 + 𝑉𝑐𝑎
3
[2.4]
Otra forma de expresar el desbalance es a través de la relación en porcentaje entre la secuencia cero
(V0) y la secuencia positiva (V1).
𝑉𝑈𝐹 = 100 ∗
𝑉0
𝑉1
[2.5]
Esta definición puede ser aplicada también en las corrientes de las líneas.
2.5.3 Causas de desbalance en redes distribución
Los sistemas distribución deberían ser perfectamente balanceados si se busca una mayor eficiencia, pero
debido a diversas causas externas esta condición no es totalmente posible. Esto se debe a que el sistema se ve
sometido a situaciones que producen estados de desequilibrios. Entre las causas de desbalance en las redes de
distribución están:
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1) La distribución desproporcional de las cargas monofásicas provoca desequilibrio en las fases del
sistema trifásico, lo que ocasiona alteraciones en los niveles de tensión.
2) La tracción eléctrica monofásica, los trenes y vehículo eléctrico pueden afectar el balance de la red
si no se toma en consideración las medidas adecuadas a la hora del diseño.
3) Impedancias asimétricas del devanado del transformador, los bancos abiertos y transformadores
abiertos en conexión delta [11].
4) Las impedancias asimétricas de transmisión que pueden ser afectadas por la transposición
incompleta de líneas de transmisión.
5) Fusibles fundidos en bancos de condensadores trifásicos.
2.6 Generación distribuida
La Generación Distribuida (GD) puede ser definida como una unidad generadora de pequeña escala
que se encuentra próximo al punto de consumo [12]. Las fuentes de energía empleada por los generadores
distribuidos pueden ser renovables o no renovable. Las fuentes renovables son aquellas cuyas fuentes primarias
son inagotables por ejemplo las que utilizan recursos como el viento y la radiación solar. Nórmamele son no
controlables, pues no siempre el recurso está disponible. Sin embargo, las no renovables son aquellas que
pueden ser controladas, debido a la disponibilidad de sus recursos para la producción de energía.
Existen distintas tecnologías utilizadas en la generación renovable distribuida como lo son las turbinas
de viento, celdas de combustible y fotovoltaica. Para transformar la fuente de energía en potencia, es necesario
utilizar convertidores de potencia que como su nombre lo indica, convierten la potencia de salida de la fuente de
energía en un interfaz de sistema estándar de 50 o 60 Hz, estos pueden ser: generadores síncronos, generadores
de inducción e inversores.
2.6.1 Tecnologías
Algunas de las tecnologías utilizadas en la GD se explican brevemente a continuación [3], [13],[14]:
Fotovoltaica solar
Las tecnologías fotovoltaicas utilizan algunas propiedades semiconductoras para convertir directamente
la radiación solar en energía eléctrica. Esta tecnología tiene como ventaja la emisión nula, servicio de larga
duración, bajo precio de mantenimiento, operación silenciosa y no implica gastos en combustibles. A pesar de
que la energía solar es inagotable, esta es muy dependiente de las condiciones del clima y posee un periodo de
indisponibilidad (horas de la noche). Dentro de las desventajas de esta tecnología se puede mencionar; además,
el alto costo de inversión inicial. Una alta penetración y superación de la demanda puede causar además
fluctuaciones de tensiones inesperadas, así como también altas pérdidas y baja estabilidad de tensión.
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Turbinas de viento
Las turbinas de viento son dispositivos que transforman energía cinética proveniente del viento en
energía eléctrica. Las turbinas de viento se clasifican según su rotación, estas pueden ser de eje vertical o de eje
horizontal. Al igual que las fotovoltaicas, estas no requieren costo de combustible y son libre de emisiones, pero
éstas, al contrario de la fotovoltaica, no poseen operación silenciosa. La producción de energía de estos
dispositivos usualmente no controlables, debido a que su fuente es inagotable y redundante. En las redes de
distribución, las turbinas de viento pueden provocar parpadeo de tensión, debido a la variación de potencia en la
salida. En caso de ocurran vientos excesivos y bajos niveles de consumo, esto podría provocar aumento en las
tensiones, baja estabilidad de tensión y aumento en las perdidas.
Turbinas de gas de Biomasa
Las plantas de energía de biomasa generan electricidad a partir del ciclo de vapor, donde la materia
prima para producir biomasa proviene de residuos que son transformados en vapor en una caldera. La biomasa
puede convertirse en biogás, este puede limpiarse y transformase a los estándares de gas natural cuando se
convierte en biometano. La biomasa tiene diversas utilidades alternativas, esta puede ser empleada en la caldera
para producir energía en una planta existente, lo que significa menores costos y menos emisiones producidas
por la quema de combustible. Esta también puede ser utilizada en máquinas accionadas por pistón o en celdas
de combustibles para generar electricidad. Las turbinas de gas tienen mayor respuesta ante la variación de la
carga y una regulación eficiente de frecuencia de estado estacionario en comparación con los motores
alternativos y turbinas de vapor. Además, estas requieren de menor mantenimiento y producen menos emisiones
que los motores alternativos.
Baterías para el almacenamiento de energía:
El almacenamiento de energía es sumamente importante en cuanto de generación distribuida se trata y
es que este sistema representa un soporte al momento de alta penetración de energía renovable o cuando el
recurso primario no está disponible. Estas se han convertido en un elemento clave en los sistemas de distribución,
especialmente en las redes inteligentes ya que permite mejorar la eficiencia, sostenibilidad y confiabilidad. Las
baterías para el almacenamiento de energía conocida por sus siglas en inglés como (BES) es una tecnología
reciente y muy prometedora para aplicaciones de potencia. Existen numerosas tecnologías de almacenamiento
como lo son el ion-litio, níquel, cadmio ácido, hidruro y plomo ácido, siendo esta última la tecnología más
antigua y de bajo costo de inversión. Otras de las ventajas es que puede ser diseñado para un gran volumen de
almacenamiento de energía o para carga y descarga rápida.
42
3. DESCRIPCIÓN Y ESTUDIO DE LA RED DE
DISTRIBUCIÓN MEDIA TENSIÓN DESEQUILIBRADA
Después de conocer las peculiaridades más notables de las redes de distribución de media tensión, se
pasa a describir los componentes de la red objeto de estudio y establecer las pautas para su análisis. En este
capítulo se muestra:
Modelo de la red de estudio.
La descripción de la red.
La descripción del estudio realizado y cuyos resultados se muestran en la sección 4.
3.1 Modelo de la red de estudio
Para comprender la red de estudio es fundamental conocer el modelo matemático de sus principales
componentes, así como también las variables que intervienen en su interpretación.
En el modelado de las redes de distribución, particularmente en las desequilibradas es necesario tomar
en cuenta lo que sucede con el neutro del sistema, por lo que algunos modelos matemáticos que son utilizados
en sistemas equilibrados no pueden ser utilizados para modelos desequilibrados. A continuación, se explica el
modelo matemático de los principales componentes del sistema.
3.1.1 Modelo de línea
Debido a que los sistemas de distribución están formados por líneas monofásicas, bifásicas y trifásicas
sin transponer que suministran a cargas desbalanceadas, es necesario tomar en cuenta la impedancia propia y
mutua de los conductores; además, de considerar el camino de retorno de la tierra para la corriente
desbalanceadas. Por esta razón, John Carson formuló una aproximación donde se tomara en cuenta la
impedancia propia y mutua del conductor, así como también el camino de retorno para la corriente a través de
la tierra [2]. Las ecuaciones 3.1 y 3.2 muestran las aproximaciones resultantes para las ecuaciones modificadas
de Carson que representan la impedancia propia y mutua.
𝑍𝑖𝑖 = 𝑟𝑖 + 0,09530 + 𝑗0,12134(𝑙𝑛
1
𝐺𝑀𝑅𝑖+ 7,93402)𝛺/𝑚𝑖𝑙𝑙𝑎
[3.1]
𝑍𝑖𝑗 = 0,09530 + 𝑗0,12134(𝑙𝑛
1
𝐷𝑖𝑗+ 7,93402)𝛺/𝑚𝑖𝑙𝑙𝑎
[3.2]
Donde:
𝑍𝑖𝑖 es la impedancia propia del conductor i (Ω/milla).
𝑍𝑖𝑗 es la impedancia mutua del conductor i (Ω/milla).
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𝑟𝑖 es la resistencia del conductor i (Ω/milla).
𝐺𝑀𝑅𝑖 es el radio geométrico del conductor i (ft).
𝐷𝑖𝑗 es las distancias entre el conductor i y j.
Las ecuaciones 3.1 y 3.2 son utilizadas para representar la matriz de impedancia primitiva de n
conductores x n conductores. A continuación, se muestra la determinación de la matriz de impedancia de un
sistema a cuatro hilos con neutro multi aterrizado (Ver Figura 3.1). Aplicando la reducción de Kron y la segunda
ley de Kirchoff se tiene:
Figura 3.1: Segmento de línea en estrella de cuatro hilos con conexión a tierra.
[ 𝑉𝑎𝑔
𝑉𝑏𝑔
𝑉𝑐𝑔𝑉𝑛𝑔]
=
[ 𝑉′𝑎𝑔
𝑉′𝑏𝑔
𝑉′𝑐𝑔𝑉′𝑛𝑔]
+ [
𝑍𝑎𝑎 𝑍𝑎𝑏 𝑍𝑎𝑐 𝑍𝑎𝑛
𝑍𝑏𝑎 𝑍𝑏𝑏 𝑍𝑏𝑐 𝑍𝑏𝑛
𝑍𝑐𝑎 𝑍𝑐𝑏 𝑍𝑐𝑐 𝑍𝑐𝑛
𝑍𝑛𝑎 𝑍𝑛𝑏 𝑍𝑛𝑏 𝑍𝑛𝑛
] . [
𝐼𝑎𝐼𝑏𝐼𝑐𝐼𝑛
] [3.3]
De forma simplificada se tiene:
[𝑉𝑎𝑏𝑐
𝑉𝑛𝑔] = [
𝑉′𝑎𝑏𝑐
𝑉′𝑛𝑔] + [
𝑍𝑖𝑗 𝑍𝑖𝑛
𝑍𝑛𝑔 𝑍𝑛𝑛] . [
𝐼𝑎𝑏𝑐
𝐼𝑛] [3.4]
Como el neutro esta aterrizado 𝑉𝑛𝑔 y 𝑉′𝑛𝑔 son igual cero: