Con la tendencia creciente de la generación distribuida y el incremento de plantas solares, los distribuidores deben atender las peticiones de solicitudes de conexión de las nuevas generaciones en sus redes, justificando su capacidad de acceso.
En un artículo anterior [1] se presentó el trabajo realizado y los resultados obtenidos del modelado automático de las redes de distribución eléctrica para su visualización en Google Earth partiendo de los archivos de texto plano que los distribuidores eléctricos suministran anualmente a la CNMC según la circular 4/2015 [2] de la CNMC. En el modelo obtenido se disponen familias de datos de la red (líneas, nudos, generadores, CTs…) geo localizados para cada tipo de elemento que permiten revisar la corrección de los datos de dichos archivos (posición, conectividad, cargas, parámetros de impedancia, etc…).
Para mostrar el proceso y los resultados se incluyen a continuación, los datos obtenidos en un estudio real, la del distribuidor R1-037 Cardener Distribución, que como muestra la Ilustración 1, está formada por más 640 líneas con más de 180 kms de longitud total, tiene 630 nudos, 199 CTs, una carga de 6,2 MW y 10 nudos de generación (se incluyen los puntos frontera).
1. Datos generales de la red.
Modelado de las redes para Powerworld
Como se ha indicado, una vez obtenidos los archivos de Google Earth y comprobados los datos topológicos y eléctricos de la red de distribución, se procede a su exportación a un formato de archivo que el Software de flujo de cargas Powerworld pueda reconocer. En este caso se generan dos nuevos archivos para cada distribuidor, también de texto plano: uno de datos técnicos necesarios para el cálculo del flujo de cargas (conectividad de líneas, impedancia, capacidad térmica, cargas, etc..) que sería el equivalente al de formato CDF (Common Data Format) de IEEE [6] o PTI-RAW. Por otro lado, se genera otro archivo gráfico de esquema denominado oneline (equivalente al esquema slide de PSSE), con las coordenadas y símbolos de todos los elementos de la red y de los datos que se muestren en el esquema.
Como puede observarse en la Ilustración 2, al importar estos archivos en el simulador se mantienen las coordenadas indicadas en Google Earth (y por tanto el trazado) y el color de las líneas. Además, se añaden las etiquetas y campos de datos de los elementos en capas por familias para poder activar su visualización según interese, ya que un exceso de datos en pantalla es molesto.
El modelo base del simulador incluye un trazado del mapa de España, que inicialmente sirve para comprobar el trasvase de formato y la ubicación de la red.
2. Modelos de red de distribución en Google Earth y en PowerWorld.
El primer problema que aparece para simular el flujo de potencias de la red es que todas las redes de distribución de energía eléctrica son malladas, pero normalmente su explotación se hace en anillo abierto y el distribuidor debe indicar esos “puntos de apertura” que hacen la red radial y que normalmente se realizan mediante seccionadores. Una de las opciones que se ha dispuesto para ello es que el distribuidor haya indicado en la Tabla 15 de la CNMC, correspondiente a “Equipos de mejora de la fiabilidad”, los seccionadores abiertos y el tramo de línea que desconectan. Estos tramos aparecen ya desconectados en el modelo. En otros casos, el distribuidor tiene que suministrar esa información de alguna otra manera, por ejemplo, mediante un listado de las líneas que se encuentran desconectadas. En la Ilustración 3 se muestra como un elemento de maniobra se encuentra abierto y desconecta un tramo de línea (en negro).
3. Parte de la Tabla 15 de la CNMC. El elemento “SA-64” está abierto y desconecta el tramo A384.
Trabajos previos
Si bien el simulador importa correctamente los datos de la red, la claridad de los flujos de potencia por las líneas es muy importante. Dado que los datos del trazado de las líneas provienen de las coordenadas del GIS el trazado de varios tramos subterráneos que discurren paralelos se superpone y es difícil determinar cuántas líneas existen. En el diagrama del simulador es conveniente que se distinga cada tramo, para lo cual deben separarse y colocar las etiquetas con los nombres de las líneas. Este trabajo es manual, y para clarificar y simplificar el trazado de las líneas se recolocan para evitar cruces con el resto de trazado de líneas.
También, dado que en la generación automática del esquema del simulador los datos o etiquetas de cada elemento se disponen en una posición fija respecto del mismo, puede ser muy útil recolocarlos para que no se superpongan con otros. En la Ilustración 4 se ve cómo se han separado tres tramos de línea y recolocado las etiquetas de dos de ellos. Asimismo, se han eliminado algunos vértices cuyas coordenadas claramente eran incorrectas.
Ilustración 4. Ejemplo de separación, filtrado de vértices y descruzado de líneas
Finalmente, también se añaden al esquema una serie de datos globales y de control (ver Ilustración 5) como las potencias activa reactiva consumida (PL y QL) y generada (PG y QG) en la red, las pérdidas (Losses), el índice de carga de los CTs, etc.
5. Datos generales de la red.
Estudio básico inicial
Cuando se han importado los datos de los 2 archivos se ajusta el modelo para un flujo inicial donde las cargas corresponden a un nivel de carga del 20% de la potencia nominal de los CTs como carga básica y un factor de potencia para todas las cargas de 0,9 inductivo. En caso de que el distribuidor disponga de los datos de carga de cada CT, estos datos de demanda se pueden cargar desde una hoja de Excel creada a tal efecto y de esa forma se hace una simulación más ajustada a la realidad.
En el estudio básico se comprueba que todas las magnitudes de tensiones y flujos por las líneas están en niveles aceptables. En la Ilustración 6 puede verse un mapa de tensiones de la red donde se aprecia el efecto de las generaciones conectadas que elevan la tensión en los nudos cercanos a las mismas.
Estudio de capacidad de acceso
Una vez que el distribuidor recibe una solicitud de conexión en su red, éste determina el nudo más adecuado y se procede a determinar la “Capacidad de Acceso” [4] en ese nudo, que determinará la máxima potencia generada que se puede inyectar en ese nudo. Para ello se establecen varias condiciones de explotación que determinan dicha potencia máxima, tomándose la menor de ellas como Capacidad de Acceso.
Ilustración 6. Mapa de tensiones inicial.
Primera línea al 70% de su capacidad
En esta condición se trata de determinar la generación que inyectada en el nudo considerado lleva a la primera línea más cargada al 70% de su capacidad. Para ello se conecta un generador en el nudo y se va incrementando progresivamente su potencia hasta que una línea se halle al 70% de su capacidad (esa capacidad de la línea es obtenida de la tabla 10 de la CNMC). Además de obtener en la simulación una tabla con líneas ordenadas por nivel de carga, puede visualizarse un mapa de dicho nivel de carga. Un ejemplo puede verse en la Ilustración 7, donde con una inyección de 2,9 MW en el nudo 8404 de una red determinada, la línea A94, con una capacidad de 4,1 MVA se halla al 70,1% de su capacidad.
7. Primera línea al 70%.
En la Ilustración 8 se muestra el mapa de carga de las líneas en este caso. El máximo del 70% se indica mediante el color rojo y en este caso se puede observar que el tramo afectado corresponde precisamente a la línea que evacúa la generación en estudio.
8. Mapa de cargas de las líneas con una inyección de 2,9 MW.
Estudio dinámico de variación de la tensión a la conexión/desconexión
Otra de las condiciones para determinar la capacidad de acceso en un nudo es que la conexión/desconexión de la generación a estudiar suponga una variación de la tensión menor del 3% si la tensión de la red es menor de 36 kV o del 2% si la tensión de la red es superior a 36 kV. Para comprobar esta condición se utiliza el modo “diferencia” del simulador, que muestra la variación entre dos casos distintos. En el caso base, la generación está desconectada y en el caso diferencia se varía la generación inyectada y se muestra la diferencia de tensión que produce la nueva generación. En el caso de aplicación la tensión de la red es de 25 kV, por lo tanto, la variación debe ser menor del 3% (0,030 en el sistema p.u.) y esta variación se produce con una generación de 5,05 MW en el nudo, como se muestra en la Ilustración 9.
9. Diferencia de la tensión al variar la generación.
Cálculo de la potencia de cortocircuito
Una condición adicional para el cálculo de la capacidad de acceso es que ésta no debe sobrepasar el 10% de la potencia de cortocircuito en el nudo en estudio. Esta potencia de cortocircuito puede obtenerse en el simulador mediante su módulo de análisis de fallas. Para ello únicamente se consideran los fallos trifásicos, por lo que no son necesarios los datos de las redes de secuencia negativa y homopolar.
El archivo 2AUX enviado por los distribuidores a la CNMC contiene una tabla con los datos de la potencia de cortocircuito de la red en los puntos frontera en kA, así como la relación reactancia-resistencia X/R de la impedancia de cortocircuito. Dichos puntos frontera se modelan en el simulador como generadores síncronos con la tensión especificada en explotación del punto frontera, y a partir de esos datos de cortocircuito se calculan los datos de reactancia y resistencia síncrona necesarios para modelar el cortocircuito en el generador. Una vez comprobada la corriente de cortocircuito en el punto frontera puede calcularse la que se produciría en el nudo de conexión de la nueva generación.
En el caso de aplicación que se está mostrando como ejemplo, la corriente de cortocircuito en el punto frontera es de 5.127 A, con una relación X/R de 4,45.
Se calculan la resistencia y reactancia de cortocircuito en el sistema p.u. Tomando como base una Potencia de 100MVA y la tensión de 25 kV se tiene:
En el sistema por unidad la corriente de cortocircuito es:
Y, por tanto, la impedancia de cortocircuito es:
Para calcular la resistencia y reactancia usamos la relación X/R.:
que resulta en
Introduciendo esos valores en el modelo, la corriente de cortocircuito es de 5.137 A, que se considera correcto.
10. Corriente de cortocircuito en el nudo frontera.
A partir de ese cálculo, la corriente de cortocircuito en el punto de conexión del generador a estudiar, nudo 8404, es de 2.014 A según el simulador.
11. Corriente de cortocircuito en el nudo de conexión de la generación.
La potencia de cortocircuito sería entonces
Y por límite del 10% en el punto de conexión, entonces Pmax = 8,72 MW
Capacidad de Acceso final
Con las capacidades de acceso obtenidas en cada una de las situaciones anteriores, se determina que la capacidad de acceso, la menor de todas ellas, en este caso como se muestra en la tabla resumen, 2,9 MW.
Tabla 1. Generación máxima en cada apartado.
Conclusiones
Los datos de la red obtenidos desde el procesado automático de los archivos de la circular 2015 proporciona de una manera fácil y rápida un modelo válido para que el simulador de flujo de cargas pueda determinar cada una de las condiciones que determinan la capacidad de acceso. Tras un leve proceso manual de arreglo de los esquemas para una mejor visualización (especialmente en redes urbanas/subterráneas), se simulan fácilmente las condiciones requeridas para determinar la capacidad de acceso en un punto de la red.
Toda la información de las simulaciones puede ser visualizada en forma de animación, de mapa de niveles de tensión o de carga de las líneas o en forma de tablas numéricas.
Cabe indicar que además existe una herramienta gratuita de Powerworld, denominada Viewer, que permite a los distribuidores ver todos los todos los valores y resultados de las simulaciones hechas en la red, aunque no permite modificación alguna de las condiciones de explotación.
El trabajo futuro se dirige a exportar los resultados de las simulaciones a otros formatos de simuladores, como PTI RAW y a establecer simulaciones de ciclos de carga horarios que permitan observar el efecto de las plantas solares en las variaciones diarias de tensión ya que varios distribuidores han mostrado su interés en ese aspecto.
[2] Circular informativa 4/2015, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de petición de información a las empresas distribuidoras de energía eléctrica para la supervisión y cálculo de la retribución de la actividad.
Victoria Abad San Martín es Ingeniera Técnica Industrial Electrónica, Ingeniera Industrial en Técnicas Energéticas y Doctora Ingeniera Industrial en Investigación en Ingeniería. Es profesora del Área de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Burgos desde 1990.
Jesús Sagredo González es Ingeniero Técnico Industrial Mecánico, Ingeniero Industrial Eléctrico y Doctor Ingeniero en Electrotecnia. Es profesor del Área de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Burgos desde 1994 y desde 2010 es responsable de Sistemas Eléctricos de Potencia del Máster de Ingeniería Industrial de la Universidad de Burgos
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