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ESTUDIO DEL IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN
SISTEMAS DE PRUEBA IEEE.
LUIS FELIPE GAITÁN CUBIDES
JUAN DAVID GOMEZ ARIZA
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C., COLOMBIA
2017
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ESTUDIO DEL IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN
SISTEMAS DE PRUEBA IEEE.
LUIS FELIPE GAITÁN CUBIDES
JUAN DAVID GOMEZ ARIZA
PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
DIRECTOR:
PhD. EDWIN RIVAS TRUJILLO
Líder Grupo de Investigación en Compatibilidad Electromagnética GCEM-UD
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C., COLOMBIA
2017
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Agradecimientos
A la Universidad Distrital Francisco José de Caldas por ser la institución que nos formó como
profesionales y aporto a nuestro crecimiento personal.
Al Ingeniero Edwin Rivas Trujillo por su tiempo y colaboración en esta investigación y en las
demás actividades en que nos colaboró.
Al Ingeniero Carlos Andrés Velásquez Jiménez, por su colaboración en el transcurso de la
investigación.
A la empresa Ingeniería Especializada S.A., empresa que nos facilitó continuar con este trabajo
de investigación mientras laburábamos con ellos.
A todos nuestros compañeros y amigos, que han sido parte de nuestro paso por la Universidad.
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Resumen
La necesidad de un sistema eléctrico más flexible, la implementación de estrategias de uso racional de la energía y cambios en las políticas energéticas han aportado a la aparición de sistemas de generación distribuida. Este nuevo paradigma de generación de electricidad proyecta una serie de cambios en las estrategias de planeación y operación de las redes eléctricas el mundo. Al presentarse cambios en los elementos constitutivos del sistema, es necesario analizar las consecuencias económicas y técnicas que se derivan por la inclusión de los mismos, por tal motivo se realizan estudios de flujo de carga y optimización de los sistemas IEEE de 14 y 30 nodos antes y después de la inclusión de la generación distribuida. En primera instancia se analiza el comportamiento de los valores de costo de generación de electricidad en los sistemas IEEE de 14 y 30 nodos, modificados con presencia de generación distribuida (GD), para ello se implementan en MATLAB la optimización del despacho económico a través de enjambre de partículas. La premisa de la optimización del despacho económico es que las fuentes de generación distribuida entreguen el total de su generación disponible, en el pico más alto de la curva de demanda energética. Posteriormente, se implementan los valores de potencia obtenidos para los sistemas IEEE de 14 y 30 nodos, en una simulación en DIgSILENT® Powerfactory Versión 14.1, con el objetivo de analizar perfiles de tensión, potencia activa, potencia reactiva y pérdidas en transformadores y líneas de distribución en tres escenarios (convencional, alternativa y GD). Para validar la optimización por enjambre de partículas (PSO) se realizó la comparación con los resultados obtenidos por nueve métodos diferentes, GA (Genetic Algorithm), MGA (Micro Genetic Algorithm), GA-MGA (Genetic Algorithm - Micro Genetic Algorithm), Tabu, GAF OPF (Genetic Algorithm Framework Optimal Power Flow), GA OPF (Genetic Algorithm Optimal Power Flow), RGA (Refined Genetic Algorithm), EP (Evolutionary programming), GA fuzzy (Genetic Algorithm fuzzy), para el sistema convencional IEEE de 30 nodos, identificando que el mayor valor obtenido por uno de estos métodos fue 804 $/h y el menor fue 800,48 $/h, frente al valor obtenido por PSO, el cual fue de 798.34 $/h. Con esto se comprueba que hay una reducción en el valor obtenido para el costo final de generación implementando el PSO como herramienta para el proceso de optimización. Una vez realizada la validación se aplicó la optimización al sistema IEEE de 14 nodos. Posteriormente, con los datos obtenidos del proceso de optimización, se realizó una simulación “Cuasi-Dinámica” para identificar los cambios en los perfiles de tensión y potencia del sistema, además de identificar las variaciones en las pérdidas tanto en líneas como en transformadores. Estas simulaciones plantean realizar flujos de carga a lo largo de un periodo de 24 horas en los diferentes nodos de un sistema eléctrico de potencia, (IEEE de 14 y 30 Nodos). Este análisis permite identificar y analizar los parámetros que varían en el sistema a lo largo del tiempo, además de dimensionar los valores de pérdidas de potencia en las líneas y transformadores del sistema.
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Los resultados obtenidos para un escenario de simulación con generación distribuida, muestran que estos generadores no regulan la tensión en la red. La causa del incremento de los niveles de tensión se debe a la disminución en la potencia activa en algunos nodos, como consecuencia de la entrada en operación de los nodos que contienen GD en el sistema. Además, se observó que la inclusión de GD en el sistema trae una reducción considerable en la generación convencional, teniendo en cuenta que la GD no siempre puede trabajar a plena carga debido al carácter aleatorio de la misma. Al comparar los valores de costo de generación obtenidos por los autores para el sistema convencional IEEE de 30 nodos, se evidenció que hay una reducción en el valor obtenido para el costo final de generación implementando el PSO como herramienta para el proceso de optimización. La entrada de generación distribuida al sistema se traduce en una disminución en las pérdidas presentes en las líneas y en los transformadores de hasta un 89,0% aproximadamente. En la revisión científica bibliográfica realizada se identificó que son muy pocos los trabajos de investigación en los cuales a través de simulaciones “Cuasi-Dinámicas” se analice el comportamiento de los sistemas de potencia. En el país no se identificó ninguna investigación en la cual se analicen los comportamientos “Cuasi-dinámicos” de redes de potencia con generación distribuida. Por tanto, tomando como referencia el manual de usuario del software DigSilent Power Factory versión 14.1, se presenta el primer trabajo de investigación en el país, donde a través de simulaciones “Cuasi-Dinámicas” de redes de potencia con sistemas de generación distribuida se identifica el impacto que traen estas tecnologías tanto en las distintas variables del sistema como en las pérdidas de potencia. Dado que el software DIgSILENT® Powerfactory no era de amplio uso en el grupo de investigación, para validar la simulación de los diferentes elementos de los sistemas IEEE de 14 y 30 Nodos, previamente se simularon y validaron los sistemas IEEE de 9, 13, 34 y 37 nodos. Estas simulaciones quedan en poder del grupo de investigación GCEM-UD para que puedan ser utilizados por futuros estudiantes investigadores del grupo. Como productos derivados de la investigación, se realizaron tres artículos, “Particle Swarm Optimization Applied to Economic Dispatches” artículo presentado en sesión de posters en IEEE Workshop on Power Electronics and Power Quality Applications PEPQA 2017, “Análisis Cuasi-Dinámico De La Inclusión De Generación Distribuida En Sistemas Eléctricos De Potencia, Caso De Estudio: Sistema IEEE De 30 Nodos”, artículo el cual está en fase final de aprobación para ser presentado en el Simposio Internacional sobre Calidad de la Energía Eléctrica SICEL 2017 y “Particle Swarm Optimization Applied to the Economic Dispatch in a Power System with Distributed Generation, Study Case: IEEE 14 Nodes System” artículo el cual está en proceso de aprobación para ser presentado en el Workshop on Engineering Applications 2017.
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Adicionalmente se obtuvo un software desarrollado en Matlab el cual permite realizar el cálculo del costo de generación para cualquier sistema. El software cuenta con una base de datos precargada para los sistemas IEEE de 14 y 30 nodos, así como los sistemas IEEE de 13, 34 y 37 nodos de acuerdo a los valores determinados por IEEE. En cuanto a los aportes a la frontera del conocimiento del área de sistemas de potencia, se puede destacar que el grupo de investigación GCEM-UD de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, con este trabajo se ha convertido en pionero en la investigación del comportamiento del sistema eléctrico de potencia con sistemas de generación distribuida a través de simulaciones “Cuasi-Dinámicas”. Con el conocimiento técnico que se adquirió sobre las simulaciones “Cuasi-Dinámicas”, esta investigación es referencia obligada para la investigación en el área de sistemas de potencia dentro y fuera de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, con el fin de prever el comportamiento de tensión, potencia activa y potencia reactiva de un sistema de potencia en el cual se incluye sistemas de GD. En adición se identificaron los parámetros que se deben tener presentes al momento de ejecutar esta clase de simulaciones en el software DIgSILENT® Powerfactory y evaluar cualquier variable de un sistema eléctrico. Convirtiendo este aporte al área de sistemas de potencia de vital importancia para que el análisis de los sistemas eléctricos no se haga solo con simulaciones estáticas, si no que se pueda evaluar el comportamiento del sistema de potencia a lo largo del tiempo y analizar cualquier variable o fenómeno presente en él. .
8
Tabla de Contenido 1. Introducción .............................................................................................................................. 18
1.1. Planteamiento del Problema ............................................................................................ 18
1.2. Objetivos ........................................................................................................................... 18
1.2.1. Objetivo General ....................................................................................................... 18
1.2.2. Objetivos Específicos ................................................................................................. 18
1.3. Justificación ....................................................................................................................... 19
2. Marco Teórico ........................................................................................................................... 20
2.1. Fuentes No Convencionales de Energía Renovable. ......................................................... 20
2.2. Generación Distribuida. .................................................................................................... 21
2.2.1. Ventajas e Inconvenientes de la Generación Distribuida. ........................................ 21
2.2.2. Tecnologías De Generación Distribuida. ................................................................... 22
2.3.1. Impacto en la regulación de tensión. ........................................................................ 23
2.4. Impacto de la generación distribuida en el sistema eléctrico........................................... 24
2.4.1. Impacto en los niveles de tensión. ............................................................................ 24
2.4.2. Impacto en las pérdidas. ........................................................................................... 24
2.4.3. Impacto en los niveles de cortocircuito. ................................................................... 25
2.4. Optimización del flujo de potencia en sistemas de distribución con generación
distribuida. .................................................................................................................................... 26
3. Optimización De Costos De Generación De Electricidad, Por Enjambre De Partículas ................ 28
3.1. Optimización por enjambre de partículas ......................................................................... 28
3.1.1. Parámetros de la optimización por enjambre de partículas ..................................... 30
3.1.1.1. Funcionamiento de Particle Swarm Optimization ............................................ 31
3.2. Programación y simulación del método de optimización. ................................................ 33
3.2.1. Simulación del sistema para validación .................................................................... 36
3.2.1.1. Algoritmo de búsqueda Tabu ............................................................................ 36
3.2.1.2. Algoritmo genético (GA) .................................................................................... 36
3.3. Casos de Estudio y Escenarios de Simulación. .................................................................. 42
3.3.1. Escenario Convencional. ........................................................................................... 42
3.3.2. Escenario Alternativo. ............................................................................................... 42
3.3.3. Escenario Generación Distribuida. ............................................................................ 42
9
3.4. Ajustes de potencia de los generadores ........................................................................... 46
4. Simulación Cuasi-Dinámica De Sistemas De Potencia Con Fuentes De Generación Distribuida
47
4.1. Ajuste De Los Escenarios De Simulación En DIgSILENT® Powerfactory. ........................... 48
4.1.1. Escenario Convencional. ........................................................................................... 48
4.1.2. Escenario Alternativo. ............................................................................................... 48
4.1.3. Escenario Generación Distribuida. ............................................................................ 48
4.2. Modelamiento De Los Elementos Adicionales En Los Sistemas De Potencia En DIgSILENT®
Powerfactory ................................................................................................................................. 49
4.2.1. Pérdidas en los trasformadores de los sistemas IEEE. .............................................. 49
4.2.2. Modelamiento De Los Sistemas De Generación Distribuida..................................... 49
4.2.2.1. Modelamiento Del Generador Alternativo. ...................................................... 50
4.2.2.2. Modelamiento De Los Transformadores Para Los Generadores Alternativos. . 52
4.2.3. Curvas de Demanda En Las Cargas. ........................................................................... 53
4.2.4. Despacho de las Unidades de Generación Alternativa. ............................................ 55
4.3. Simulación Cuasi-Dinámica Del Sistema IEEE de 14 Nodos Con Fuentes de Generación
Distribuida ..................................................................................................................................... 56
4.3.1. Caso de Estudio Sin Optimización. ............................................................................ 59
4.3.1.1. Perfiles de Tensión, Potencia Activa y Potencia Reactiva. ................................ 59
4.3.1.2. Pérdidas en las líneas. ....................................................................................... 59
4.3.1.3. Pérdidas en los transformadores. ..................................................................... 62
4.3.2. Caso de Estudio Con Optimización. ........................................................................... 64
4.3.2.1. Ajuste de valores de potencia ........................................................................... 64
4.3.2.2. Perfiles de Tensión, Potencia Activa y Potencia Reactiva. ................................ 65
4.3.2.3. Pérdidas en las líneas. ....................................................................................... 65
4.3.2.4. Pérdidas en los transformadores. ..................................................................... 67
4.4. Simulación Cuasi-Dinámica Del Sistema IEEE de 30 Nodos Con Fuentes de Generación
Distribuida ..................................................................................................................................... 69
4.4.1. Caso de Estudio Sin Optimización. ............................................................................ 69
4.4.1.1. Perfiles de Tensión, Potencia Activa. Y Potencia Reactiva. ............................... 69
4.4.1.2. Pérdidas en las líneas. ....................................................................................... 70
4.4.1.3. Pérdidas en los transformadores. ..................................................................... 74
10
4.4.2. Caso de Estudio Con Optimización. ........................................................................... 75
4.4.2.1. Ajuste de valores de potencia ........................................................................... 75
4.4.2.2. Perfiles de Tensión, Potencia Activa. Y Potencia Reactiva. ............................... 75
4.4.2.3. Pérdidas en las líneas. ....................................................................................... 75
4.4.2.4. Pérdidas en los transformadores. ..................................................................... 79
5. Análisis de Resultados ............................................................................................................... 81
5.1. Sistema IEEE de 14 Nodos. ................................................................................................ 81
5.1.1. Caso de Estudio Sin Optimización. ............................................................................ 81
5.1.1.1. Perfiles de Tensión ............................................................................................ 82
Zona 2. ............................................................................................................................... 82
5.1.1.2. Perfiles de Potencia Activa. ............................................................................... 84
Zona 1. ............................................................................................................................... 84
Zona 2. ............................................................................................................................... 86
5.1.1.3. Perfiles de Potencia Reactiva. ........................................................................... 88
Zona 1. ............................................................................................................................... 88
5.1.2. Caso de Estudio Con Optimización. ........................................................................... 90
5.1.2.1. Análisis del despacho económico y cambios de potencia por escenario de
simulación. 90
5.1.2.2. Perfiles de Tensión ............................................................................................ 92
Zona 2. ............................................................................................................................... 92
5.1.2.3. Perfiles de Potencia Activa. ............................................................................... 94
Zona 1. ............................................................................................................................... 94
Zona 2. ............................................................................................................................... 96
5.1.2.4. Perfiles de Potencia Reactiva. ........................................................................... 98
Zona 1. ............................................................................................................................... 98
5.2. Sistema IEEE de 30 Nodos. .............................................................................................. 100
5.2.1. Caso de Estudio Sin Optimización. .......................................................................... 100
5.2.1.1. Perfiles de Tensión .......................................................................................... 101
Zona 3. ............................................................................................................................. 101
5.2.1.2. Perfiles de Potencia Activa. ............................................................................. 103
Zona 2. ............................................................................................................................. 103
Zona 3. ............................................................................................................................. 105
11
5.2.1.3. Perfiles de Potencia Reactiva. ......................................................................... 107
Zona 1. ............................................................................................................................. 107
5.2.2. Caso de Estudio Con Optimización. ......................................................................... 109
5.2.2.1. Análisis del despacho económico y cambios de potencia por escenario de
simulación 109
5.2.2.2. Perfiles de Tensión .......................................................................................... 111
Zona 3. ............................................................................................................................. 111
5.2.2.3. Perfiles de Potencia Activa. ............................................................................. 113
Zona 2. ............................................................................................................................. 113
Zona 3. ............................................................................................................................. 115
5.2.2.4. Perfiles de Potencia Reactiva. ......................................................................... 117
Zona 1. ............................................................................................................................. 117
5. Conclusiones............................................................................................................................ 119
6. Aportes .................................................................................................................................... 121
7. Trabajos Futuros ...................................................................................................................... 121
9. Publicaciones ........................................................................................................................... 122
Trabajos Aprobados .................................................................................................................... 122
Bibliografía ...................................................................................................................................... 123
ANEXO A. Comparación Entre Los Algoritmos Genéticos Y La Optimización Por Enjambre De
Partículas. ........................................................................................................................................ 130
ANEXO B. Simulación De Los Sistemas IEEE De 14 y 30 Nodos En Digsilent® Powerfactory. ......... 132
1. Sistema IEEE de 14 Nodos. .................................................................................................. 132
1.1. Datos del Sistema IEEE de 14 Nodos. .......................................................................... 132
2. Sistema IEEE de 30 Nodos. .................................................................................................. 136
2.1. Datos del Sistema IEEE de 30 Nodos. .......................................................................... 136
ANEXO C. Tablas Con Los Valores De Pérdidas En Líneas, Transformadores Para El Sistema IEEE de
30 Nodos ......................................................................................................................................... 141
1. Caso de Estudio Sin Optimización. ...................................................................................... 141
1.1. Sistema IEEE de 14 Nodos. .......................................................................................... 141
1.1.1. Pérdidas en las líneas. ......................................................................................... 141
1.1.2. Pérdidas en los transformadores. ....................................................................... 143
1.2. Sistema IEEE de 30 Nodos. .......................................................................................... 144
12
1.2.1. Pérdidas en las líneas. ......................................................................................... 144
1.2.2. Pérdidas en los transformadores. ....................................................................... 148
2. Caso de Estudio Con Optimización. ..................................................................................... 150
2.1. Sistema IEEE de 14 Nodos. .......................................................................................... 150
2.1.1. Pérdidas en las líneas. ......................................................................................... 150
2.1.2. Pérdidas en los transformadores. ....................................................................... 152
2.2. Sistema IEEE de 30 Nodos. .......................................................................................... 154
2.2.1. Pérdidas en las líneas. ......................................................................................... 154
2.2.2. Pérdidas en los transformadores. ....................................................................... 158
13
Índice De Ilustraciones
Ilustración 1. Clasificación de las fuentes de energía realizada en la ley 1715 de 2014. .................. 20
Ilustración 2. Ventajas y desventajas dela entrada de la GD en los sistemas de potencia. .............. 22
Ilustración 3. Clasificación de las tecnologías de generación distribuida ......................................... 23
Ilustración 4. Comparación de la curva linealizada frente a la curva real de la eficiencia teniendo en
cuenta la apertura de válvulas. [45] .................................................................................................. 29
Ilustración 5 Diagrama de flujo para PSO [42] .................................................................................. 32
Ilustración 6 Interacción de los archivos de Matlab. ........................................................................ 33
Ilustración 7 Pantalla de inicio de la simulación ............................................................................... 34
Ilustración 8 Resultado final de la ventana de partículas, ventana emergente final y ventana de
resultados. ......................................................................................................................................... 35
Ilustración 9. Datos de potencia obtenidos por los autores en el sistema IEEE 30 nodos para el
generador número 1. ........................................................................................................................ 38
Ilustración 10. Datos de potencia obtenidos por los autores en el sistema IEEE 30 nodos para el
generador número 2. ........................................................................................................................ 38
Ilustración 11. Datos de potencia obtenidos por los autores en el sistema IEEE 30 nodos para los
demás generadores del sistema IEEE de 30 Nodos. ......................................................................... 39
Ilustración 12. Datos de potencia obtenidos ante el aumento en el número de iteraciones para el
generador número 1 del sistema IEEE de 30 Nodos. ........................................................................ 40
Ilustración 13. Datos de potencia obtenidos ante el aumento en el número de iteraciones para el
generador número 2 del sistema IEEE de 30 Nodos. ........................................................................ 40
Ilustración 14. Datos de potencia obtenidos ante el aumento en el número de iteraciones para los
generadores 5, 8 11 y 13 del sistema IEEE de 30 Nodos. .................................................................. 41
Ilustración 15. Variación de los costos durante el aumento en el número de iteraciones. ............. 41
Ilustración 16. Estructura metodológica del proyecto. ..................................................................... 43
Ilustración 17. Sistema IEEE de 30 Nodos con los 5 nodos de generación distribuida. .................... 45
Ilustración 18. Esquema del circuito que contiene el nuevo generador y la carga tipo spot original.
........................................................................................................................................................... 50
Ilustración 19. Modelamiento del generador alternativo en DIgSILENT® Powerfactory. ................. 51
Ilustración 20. Ajustes de potencia activa en los generadores alternativos. .................................... 52
Ilustración 21. Características de los transformadores en los nodos de generación distribuida. .... 53
Ilustración 22. Curvas típicas de carga diaria residencial, comercial e industrial. ............................ 54
Ilustración 23. Grafica de DIgSILENT® Powerfactory donde se ve la hora en que se activa y
desactiva el despacho de potencia en uno de los nodos de GD. ...................................................... 55
Ilustración 24. Ubicación de los nodos con generación distribuida en el sistema IEEE de 14 Nodos.
........................................................................................................................................................... 56
Ilustración 25. Simulación de los nodos con generación distribuida en el sistema IEEE de 14 Nodos.
........................................................................................................................................................... 57
Ilustración 26. Sistema IEEE de 14 Nodos con los 5 nodos de generación distribuida. .................... 58
14
Ilustración 27. Pérdidas en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
........................................................................................................................................................... 61
Ilustración 28. Pérdidas en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
........................................................................................................................................................... 61
Ilustración 29. Corriente máxima en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de
operación. ......................................................................................................................................... 62
Ilustración 30. Pérdidas presentes en los transformadores, en el sistema IEEE de 14 nodos. ......... 64
Ilustración 31. Pérdidas en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
........................................................................................................................................................... 65
Ilustración 32. Pérdidas en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
........................................................................................................................................................... 66
Ilustración 33. Corriente máxima en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de
operación. ......................................................................................................................................... 66
Ilustración 34. Pérdidas presentes en los transformadores, en el sistema IEEE de 14 nodos. ......... 67
Ilustración 35. Ubicación de los nodos con generación distribuida en el sistema IEEE de 30 Nodos.
........................................................................................................................................................... 69
Ilustración 36. Pérdidas presentes en las líneas del sistema IEEE de 30 Nodos. .............................. 70
Ilustración 37. Pérdidas presentes en las líneas del sistema IEEE de 30 Nodos. .............................. 71
Ilustración 38. Pérdidas presentes en las líneas del sistema IEEE de 30 Nodos. .............................. 72
Ilustración 39. Pérdidas presentes en los transformadores del sistema IEEE de 30 Nodos. ............ 74
Ilustración 40. Pérdidas presentes en las líneas del sistema IEEE de 30 Nodos. .............................. 76
Ilustración 41. Pérdidas presentes en las líneas del sistema IEEE de 30 Nodos. .............................. 77
Ilustración 42. Pérdidas presentes en las líneas del sistema IEEE de 30 Nodos. .............................. 78
Ilustración 43. Pérdidas presentes en los transformadores del sistema IEEE de 30 Nodos. ............ 80
Ilustración 44 Cambios de potencia por escenario de simulación en sistema 14 nodos .................. 90
Ilustración 45 Cambios de costo por escenario de simulación en sistema 14 nodos ....................... 90
Ilustración 46 Cambios de potencia por escenario de simulación en sistema 30 nodos. ............... 109
Ilustración 47 Cambios de costo por escenario de simulación en sistema 30 nodos. .................... 110
Ilustración 48. Diagrama del Sistema IEEE 14 Nodos. ..................................................................... 132
Ilustración 49. Simulación del Sistema IEEE de 14 Nodos en DIgSILENT® Powerfactory. ............... 135
Ilustración 50. Diagrama del Sistema IEEE 30 Nodos. ..................................................................... 136
Ilustración 51. Simulación del Sistema IEEE de 30 Nodos en DIgSILENT® Powerfactory. ............... 140
15
Índice De Tablas
Tabla 1. Descripción métodos de optimización. Fuentes: [22] ......................................................... 27
Tabla 2 Coeficientes y potencias sistema IEEE 30 nodos. ................................................................. 37
Tabla 3. Tipo de nodos en el sistema IEEE de 30 nodos en los escenarios Convencional, Alternativo
y Generación Distribuida. .................................................................................................................. 44
Tabla 4. Valores de los nuevos generadores incluidos en el sistema IEEE de 30 Nodos. ................. 44
Tabla 5. Tipo de nodos en el sistema IEEE de 14 nodos en los escenarios Convencional, Alternativo
y Generación Distribuida. .................................................................................................................. 57
Tabla 6. Valores de los nuevos generadores incluidos en el sistema IEEE de 14 Nodos. ................. 59
Tabla 7. Datos de las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario convencional.................................... 59
Tabla 8. Datos de las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario alternativo. ...................................... 60
Tabla 9. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos Generación Distribuida................................ 60
Tabla 10. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en las líneas entre el escenario
convencional y el escenario generación distribuida. ........................................................................ 62
Tabla 11. Datos de los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Convencional. ............. 63
Tabla 12. Datos de los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Alternativo. ................. 63
Tabla 13. Datos de los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Generación Distribuida.
........................................................................................................................................................... 63
Tabla 14. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los transformadores entre el
escenario convencional y el escenario generación distribuida. ........................................................ 64
Tabla 15. Resultados obtenidos para el sistema de 14 nodos .......................................................... 65
Tabla 16. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en las líneas entre el escenario
convencional y el escenario generación distribuida. ........................................................................ 67
Tabla 17. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los transformadores entre el
escenario convencional y el escenario generación distribuida. ........................................................ 68
Tabla 18. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en las líneas entre el escenario
convencional y el escenario generación distribuida. ........................................................................ 73
Tabla 19. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los transformadores entre el
escenario convencional y el escenario generación distribuida. ........................................................ 74
Tabla 20. Resultados obtenidos para el sistema de 30 nodos .......................................................... 75
Tabla 21. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en las líneas entre el escenario
convencional y el escenario generación distribuida. ........................................................................ 79
Tabla 22. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los transformadores entre el
escenario convencional y el escenario generación distribuida. ........................................................ 80
Tabla 23 Diferencia porcentual de potencia por escenario de simulación en sistema IEEE 14 nodos
........................................................................................................................................................... 91
Tabla 24 Diferencia porcentual del costo por generador convencional por escenario de simulación
en sistema IEEE 14 nodos .................................................................................................................. 91
Tabla 25 Diferencia porcentual de potencia por escenario de simulación en sistema IEEE 30 nodos.
......................................................................................................................................................... 110
16
Tabla 26 Diferencia porcentual de costo por escenario de simulación en sistema IEEE 30 nodos 110
Tabla 27. Datos obtenidos por diferentes autores en el sistema IEEE 30 nodos (GA, MGA, GA-MGA,
TABU, GAF OPF)............................................................................................................................... 130
Tabla 28. Datos obtenidos por diferentes autores en el sistema IEEE 30 nodos (GA OPF, RGA, EP,
GA fuzzy, GA-MGA). ........................................................................................................................ 130
Tabla 29. Potencias obtenidas, costo y pérdidas en los generadores de 20 a 100 iteraciones ...... 131
Tabla 30. Potencias obtenidas, costo y pérdidas en los generadores de 100 a 200 iteraciones. ... 131
Tabla 31. Coeficientes sistema IEEE de 30 con el seno en sus componentes. ................................ 131
Tabla 32. Datos de tensión en los nodos del sistema IEEE de 14 nodos. ........................................ 133
Tabla 33. Datos de los generadores presentes en el sistema IEEE de 14 nodos. ........................... 133
Tabla 34. Datos de los transformadores presentes en el sistema IEEE de 14 Nodos. .................... 133
Tabla 35. Datos de las líneas de distribución presentes en el sistema IEEE de 14 Nodos. ............. 134
Tabla 36. Datos del capacitor tipo shunt, presente en el sistema IEEE de 14 nodos. .................... 134
Tabla 37. Datos de las cargas tipo Spot, presentes en el sistema IEEE de 14 nodos. ..................... 134
Tabla 38. Datos de los Nodos presentes en el sistema IEEE de 30 nodos. ..................................... 137
Tabla 39. Datos de los generadores presentes en el sistema IEEE de 30 nodos. ........................... 137
Tabla 40. Datos de los transformadores presentes en el sistema IEEE de 30 Nodos. .................... 138
Tabla 41. Datos de las líneas de distribución presentes en el sistema IEEE de 30 Nodos. ............. 138
Tabla 42. Datos de las cargas tipo Spot, presentes en el sistema IEEE de 30 nodos. ..................... 139
Tabla 43. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario convencional. .......................... 141
Tabla 44. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario alternativo............................... 142
Tabla 45. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos Generación Distribuida............................ 142
Tabla 46. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Convencional. ...... 143
Tabla 47. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Alternativo. .......... 143
Tabla 48. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Generación
Distribuida. ...................................................................................................................................... 143
Tabla 49. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario convencional. .......................... 144
Tabla 50. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario alternativo............................... 145
Tabla 51. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario Generación Distribuida. .......... 146
Tabla 52. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Convencional. 148
Tabla 53. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Alternativo. .... 148
Tabla 54. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Alternativo. .... 149
Tabla 55. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario convencional. .......................... 150
Tabla 56. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario alternativo............................... 150
Tabla 57. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario generación distribuida. ........... 151
Tabla 58. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Convencional. ...... 152
Tabla 59. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Alternativo. .......... 152
Tabla 60. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Generación
Distribuida. ...................................................................................................................................... 153
Tabla 61. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario convencional. .......................... 154
Tabla 62. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario alternativo............................... 155
17
Tabla 63. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario Generación Distribuida. .......... 156
Tabla 64. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Convencional. 158
Tabla 65. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario GD. ................. 158
Tabla 66. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Alternativo. .... 159
18
1. Introducción
1.1. Planteamiento del Problema
La necesidad de un sistema eléctrico más flexible, la implementación de estrategias de uso racional
de la energía y cambios en las políticas energéticas han aportado a la aparición de sistemas de
generación distribuida. Este nuevo paradigma de generación de electricidad proyecta una serie de
cambios en las estrategias de planeación y operación de las redes eléctricas el mundo. Al
presentarse cambios en los elementos constitutivos del sistema, es necesario observar las
consecuencias económicas y técnicas que se derivan por la inclusión de los mismos, por tal motivo
se requiere realizar los estudios de optimización del despacho económica y análisis del flujo de carga
del sistema de potencia antes y después de la inclusión de la generación distribuida.
Determinar los cambios en las variables que miden el comportamiento del sistema eléctrico de
potencia acarrea la conexión de diferentes requiere un análisis particular ya que identificar el
impacto de la conexión de estos generadores, permitiría conocer que tan beneficioso es para la red
eléctrica y los usuarios la inclusión de estos generadores en el sistema.
Es conveniente realizar los análisis de flujo de carga a través de simulaciones “Cuasi-Dinámicas”.
Estas simulaciones en esencia son flujos de carga a lo largo de un periodo de 24 horas en los
diferentes nodos de un sistema eléctrico de potencia, permitiendo identificar y analizar los
parámetros que varían en el sistema a lo largo del tiempo, además de dimensionar los valores de
pérdidas de potencia en las líneas y transformadores del sistema.
Por ende, surge la siguiente pregunta problema ¿Cómo es el comportamiento de los perfiles de
tensión, perfiles de potencia y pérdidas en líneas y transformadores ante una optimización del
despacho económico en redes eléctricas con generación distribuida?
1.2. Objetivos
1.2.1. Objetivo General
Adaptar un algoritmo de optimización para el despacho de las unidades de generación,
convencionales y renovables de sistemas de potencia, minimizando costos.
1.2.2. Objetivos Específicos
1. Proponer escenarios de simulación, a partir de los sistemas de prueba IEEE de 14 y 30 nodos
con tecnologías de generación distribuida, que permitan ajustar los criterios de despacho
económico de las unidades de generación, tanto convencionales como renovables, con el fin de
verificar el comportamiento (valores de tensión, potencia activa, potencia reactiva y pérdidas,
tanto en los transformadores como en las líneas de distribución) de cada uno de los sistemas de
potencia.
19
2. Ejecutar las simulaciones de los sistemas de prueba IEEE, implementando la optimización
propuesta, en los escenarios planteados identificando su comportamiento y el impacto de la
generación distribuida en los sistemas de potencia.
3. Comparar y analizar los resultados de los escenarios con y sin generación distribuida,
identificando los problemas que podrían acarrear el uso de estas tecnologías en el sistema de
potencia.
1.3. Justificación
Los sistemas de potencia tenderán a ser más complejos debido a la ampliación de la red y la inclusión de generadores distribuidos. Este nuevo paradigma de generación de electricidad proyecta una serie de cambios en las estrategias de planeación y operación de las redes eléctricas el mundo. El análisis del cambio en los parámetros eléctricos, cuando se realiza previamente un proceso de optimización del despacho económico, partiendo de la premisa que las fuentes de generación distribuida entregarán el total de su generación disponible, se presenta como una necesidad a la hora de evaluar el comportamiento del sistema eléctrico de potencia.
El cálculo del flujo de carga limita el análisis de los sistemas eléctricos de potencia bajo un solo conjunto de condiciones de funcionamiento. Si se quiere hacer un estudio del rendimiento del sistema a lo largo del tiempo, el análisis de flujo de carga ofrecería un resultado parcial de la operación del sistema. En ese orden de ideas, es necesario ejecutar varias simulaciones del sistema bajo diferentes condiciones de manera independiente, para lo cual, sería necesario modelar los cambios en la red a lo largo del tiempo.
Partiendo del anterior planteamiento, y con base en las investigaciones existentes sobre el modelamiento de sistemas de generación distribuida, con el fin de contribuir con el pronóstico del comportamiento del sistema eléctrico a nivel de distribución, este proyecto de investigación, se analiza el comportamiento de los perfiles de tensión, potencia activa y reactiva, así como los criterios para realizar el despacho económico en sistemas de potencia modificados con los valores del promedio de demanda industrial colombiana y nodos de generación distribuida.
Este tema es de interés por parte de los grupos académicos de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas y permite contribuir a la generación de conocimiento que sirva como referencia en la toma de decisiones técnicas y económicas que puede conducir al cambio de paradigmas en los sistemas eléctricos de potencia.
20
2. Marco Teórico
2.1. Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.
En el sistema eléctrico colombiano la ley 1715 de 2014, [1] emitida por el Congreso de la República,
define las diferentes fuentes de energía como Fuentes Convencionales De Energía, Fuentes No
Convencionales De Energía (FNCE) y Fuentes No Convencionales De Energía Renovable (FNCER). Las
diferentes tecnologías que aprovechan estas fuentes para generar energía eléctrica se relacionan
en la Ilustración 1. Según lo determine la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) otras
fuentes podrán ser consideradas como FNCE y FNCER.
Ilustración 1. Clasificación de las fuentes de energía realizada en la ley 1715 de 2014.
Fuentes de Energia según ley 1715 de 2014
Fuentes Convencionales De
Energía
Recursos de energia:
Hidroeléctrica
Térmica a carbón
Térmica a gas
Fuentes No Convencionales De
Energía (FNCE)
Recursos deenergia:
Energía nuclear
Fuentes No Convencionales De Energía Renovable
(FNCER)
Energia de:
Biomasa
Pequeñosaprovechamientoshidroeléctricos
Eólica
Geotérmica
Solar
Mares
21
2.2. Generación Distribuida.
El término Generación Distribuida (GD), no tiene una definición única, depende de la regulación de
cada país [2] [3].
En [4] se define la GD como la generación de energía eléctrica dentro de las redes de distribución o
en el parte de la red donde se encuentra el cliente. En [5] se amplía este concepto mencionado que
la GD, además de estar en la parte de la red donde está ubicado el cliente, su capacidad de
generación es pequeña en comparación con las plantas de generación de energía centralizadas, en
[6] se refiere a la GD como la producción de energía cerca del lugar de consumo.
En [7] definen la GD como la generación de energía eléctrica mediante instalaciones más pequeñas
que las centrales convencionales y situadas en las proximidades de las cargas, señalando que esta
situación ha existido desde hace muchos años en todos los países industrializados.
En [8] se define la GD, como el uso en forma integrada o segregada de recursos de generación o de
almacenamiento de energía eléctrica, lo más cercana al centro de carga, con la opción de interactuar
(comprar o vender) con la red eléctrica y/o a empresas eléctricas o terceros.
Los sistemas eléctricos en Colombia, [1] definen la GD como: “la producción de energía eléctrica,
cerca de los centros de consumo, conectada a un Sistema de Distribución Local (SDL). La capacidad
de la generación distribuida se definirá en función de la capacidad del sistema en donde se va a
conectar, según los términos del código de conexión y las demás disposiciones que la Comisión
Reguladora de Energía y Gas (CREG) defina para tal fin”.
Los recursos de GD son las energías renovables. En los últimos años el uso de la generación
distribuida en sistemas eléctricos inteligentes (denominados Smart Grids) ha demostrado contribuir
en las pérdidas que presentan los generadores convencionales, perfiles de tensión, flujo de carga,
calidad de energía, fiabilidad de la red y pérdidas de potencia. Estas ventajas, sumadas a la facilidad
de instalar y manipular, hacen que la generación distribuida promueva el uso de tecnologías de
generación de electricidad a partir de fuentes renovables de energía [6] [9] [10].
2.2.1. Ventajas e Inconvenientes de la Generación Distribuida.
En la Ilustración 2 se resumen las principales ventajas e inconvenientes de la generación distribuida
en los sistemas de potencia.
En [6] se expone que las fuentes de generación distribuida son intermitentes, por lo que la energía
fluctúa dependiendo de la disponibilidad de la fuente primaria, lo cual conduce a problemas de
estabilidad, fiabilidad y calidad en la red.
22
Ilustración 2. Ventajas y desventajas dela entrada de la GD en los sistemas de potencia. Fuentes.[11] [12] [13] [14].
2.2.2. Tecnologías De Generación Distribuida.
En la ilustración 3 se presenta la clasificación de las tecnologías de generación distribuida, las cuales son clasificadas de acuerdo a [15], [16] y [18] presenta los rangos de factor de potencia de cada tipo.
• Tipo 1: GD capaz de inyectar solo potencia activa (P), su factor de potencia es 1
• Tipo 2: GD capaz de inyectar solo potencia reactiva (Q), su factor de potencia es 0
• Tipo 3: GD capaz de inyectar P y Q. Factor de potencia 0<FP<1 en adelanto
• Tipo 4: GD capaz de inyectar P, pero consume Q. factor de potencia 0<FP<1 en atraso.
Generación Distribuida
Ventajas
-Aspectos Económicos
Reducción en los precios de la electricidad
-Aspectos Ambientales
Reducción de gases de efectoinvernadero.
-Aspectos Tecnicos
Reduccin de reducción de pérdidas en las líneas dedistribución
Aumento de la confiabilidad del sistema, calidad de laenergía y perfil de tensión.
Desventajas
-Aspectos de Tensión y Potencia.
Sobretensiones y distorsionesarmonicas.
Inconvenientes en la coordinación de protecciones.
Problemas de estabilidad y seguridad,ocasionados por la conexión ydesconexión de GD de forma fortuita.
23
Ilustración 3. Clasificación de las tecnologías de generación distribuida Fuentes: [15] [16] [17].
2.3.1. Impacto en la regulación de tensión.
En los sistemas de distribución convencionales los flujos de potencia activa y reactiva van desde las
subestaciones de alta tensión (AT) hasta los usuarios finales en baja tensión (BT), con la entrada de
las unidades de GD en los sistemas se producen cambios en perfiles de tensión, magnitud y dirección
y de los flujos de potencia entre otros. Considerar si estos cambios en el perfil de tensión traen
efectos positivos o negativos, depende de sistema de potencia, las características y ubicación de la
GD [11] [3] [18].
En los casos en que la potencia generada por la Generación Distribuida es mayor que la consumida
por las cargas conectadas, la potencia sobrante es transferida a través de las subestaciones
primarias a la red de transporte de AT. Esta posibilidad de flujos de potencia inversos, puede
presentar algún problema en los transformadores donde se realiza la operación de control
automático de la relación de transformación (“tap”), para regular la tensión en el lado de BT de los
transformadores [7].
En [18] señala que la instalación de unidades GD a lo largo de los alimentadores de distribución de
energía puede causar sobre tensión debido a una inyección excesiva de potencia activa y reactiva.
A manera de ejemplo menciona que en un sistema de potencia pequeño con GD que comparte un
transformador de distribución común, con varias cargas, puede elevar la tensión en el lado
secundario, lo cual es suficiente para provocar un alto tensión en estos clientes. Esto puede suceder
si el transformador de distribución está ubicado en un punto en el alimentador donde la tensión
primaria está cerca o por encima de los límites fijados.
Tecnologías De Generación Distribuida
Tipo 1Celdas fotovoltaicasMicroturbinasCeldas de combustible
Tipo 2Turbinas de Gas(CompensadoresSincronos)
Tipo 3Maquinas Sincronicas
(Cogeneración)
Tipo 4Generadores eólicos (Generadores deinduccion)
24
2.4. Impacto de la generación distribuida en el sistema eléctrico.
La instalación de fuentes de generación distribuida, modifica algunas características de los sistemas
eléctricos de potencia, en este capítulo se analizará algunas modificaciones.
2.4.1. Impacto en los niveles de tensión.
En un sistema eléctrico de potencia (SEP) donde la reactancia (X) es más significante que la
resistencia (R), la variación de la tensión depende fundamentalmente de los flujos de potencia
reactiva. La operación de un GD tenderá a elevar el nivel local de tensión en la red a la cual está
conectado, especialmente si el generador se conecta a un circuito de tensión regulada. Si una carga
adyacente absorbe la salida de un GD, entonces el impacto sobre la tensión de la red de distribución
es favorable. Sin embargo, si es necesario transmitir la potencia a través de la red las variaciones de
tensión pueden llegar a ser excesivas [7]. El autor señala que el factor de potencia al que opera la
tecnología de GD, depende su impacto en los niveles de tensión del sistema:
• Operando el GD a un factor de potencia inductivo, en el cual se absorbe potencia reactiva, se
tiende a reducir la elevación de la tensión. Sin embargo, las pérdidas en la red se incrementan.
• Operando el GD a un factor de potencia capacitivo, se produce una reducción en las pérdidas y
una mejora en la variación de la tensión.
Además, el arranque o entrada de una fuente de generación renovable puede causar saltos bruscos
de los niveles de tensión en la red de distribución. Estos saltos bruscos pueden ser causados por las
corrientes de arranque, las cuales aparecen cuando los transformadores o los generadores de
inducción son energizados. Los generadores síncronos no inducen corrientes de arranque altas por
ellos mismos, pero sus transformadores, pueden hacerlo cuando son energizados. Saltos bruscos de
tensión se pueden generar además cuando un generador es desconectado abruptamente de la red
debido a un fallo u otra ocurrencia [7].
2.4.2. Impacto en las pérdidas.
La introducción de GD puede influir en el comportamiento del sistema, reduciendo pérdidas, de la
misma manera en que lo hace la ubicación de bancos de capacitores. El factor que los diferencia es
que mientras que los capacitores solo aportan potencia reactiva, las tecnologías de GD pueden
aportar potencia activa y reactiva.
Si en un sistema de potencia con altas pérdidas se ubican unidades de GD de pequeña capacidad
mostrará un efecto positivo importante en las pérdidas y tendrá un gran beneficio para el sistema,
las pérdidas se reducen considerablemente, cuanto más cerca este la generación de la carga.
Si la ubicación de nuevas unidades de GD no es la adecuada, puede incrementar las pérdidas. Si se
agregan unidades más grandes, se debe considerar los límites de capacidad el sistema, a manera de
ejemplo puede estar limitado por las características térmicas de los conductores de las líneas aéreas
[7] [18].
25
2.4.3. Impacto en los niveles de cortocircuito.
La conexión de nuevos generadores o cargas, pueden dar lugar a incrementos en los niveles de
cortocircuito. Los equipos de protección existentes, los cuales han sido seleccionados para unos
valores determinados, presentan un nivel máximo de tolerancia que se define como nivel de
cortocircuito de diseño. Este algunas veces puede llegar a ser un factor que limita la conexión de
nuevos generadores o cargas [7]. A manera de ejemplo las protecciones que más se verían afectadas
serían las protecciones direccionales (Código ANSI 67) y sobrecorrientes (Código ANSI 51/57)
La influencia de la GD en fallas depende de algunos factores como el tipo, tamaño de las fuentes de
generación y su distancia hasta la ubicación de la falla. La adición de un GD en una red de distribución
tiene el efecto de incrementar los niveles de fallo en puntos de la red cercano al punto de conexión,
lo cual podría afectar la fiabilidad y seguridad del sistema de distribución [7] [18].
En el caso de una GD pequeña embebida en el sistema, tendrá poco efecto sobre el aumento del
nivel de corrientes de cortocircuito. Si muchas unidades pequeñas o algunas unidades grandes están
instaladas en el sistema, pueden alterar los niveles de cortocircuito lo suficiente, como para
provocar fallas en la coordinación de las protecciones. En general, la contribución de los
generadores síncronos al nivel de cortocircuito es alta, la de los generadores de inducción es baja y
la de los generadores de corriente en DC acoplados al sistema a través de equipos electrónicos, es
muy baja [7].
En [19] se concluye que la principal consecuencia de los flujos bidireccionales es la reducción de la
corriente entregada por las subestaciones. Además, señala que al agregar una fuente de generación
a la red de distribución se debe garantizar que la máxima inyección de potencia de esta fuente
durante el análisis y simulación, sea la misma potencia máxima real que podría entregar o que los
parámetros de cualquier elemento del sistema tenga un valor pertinente de acuerdo al nivel de
tensión o tipo de red.
26
2.4. Optimización del flujo de potencia en sistemas de distribución con
generación distribuida.
La optimización del flujo de potencia, por sus siglas en inglés OPF (Optimal Power Flow), es uno de
los problemas que más ha sido tratado en el análisis de los sistemas de potencia. En 1962 Carpentier
[20] introduce las ecuaciones del flujo de potencia en la formulación del despacho económico
(Economic Dispatch, por sus siglas en inglés, ED) [21]. Los métodos convencionales están basados
en programación matemática y han sido usados de manera efectiva con la finalidad de solucionar la
optimización del flujo de potencia, aunque tienen algunas desventajas. En muchos casos hay que
simplificar la formulación matemática con el propósito de lograr resolver el problema, pueden
quedarse atascados en el óptimo local, solo pueden encontrar una solución óptima por simulación,
se vuelve muy lento si el número de variables es muy grande y necesita muchos recursos de
computadora si los sistemas cuentan con una gran cantidad de elementos. Los métodos inteligentes
están basados en técnicas de inteligencia artificial. La mayor ventaja de este tipo de métodos es que
pueden manejar varias restricciones encontrando múltiples soluciones del problema de
optimización realizando una misma simulación y por lo tanto en muchas ocasiones, se puede
encontrar el óptimo global. Otras ventajas que poseen es que tienen la habilidad de aprender, son
rápidos, son apropiados para el modelamiento no lineal, aunque, el tener que escoger la
metodología de entrenamiento puede ser una desventaja. Una breve descripción de algunos de los
métodos que se utilizan en la resolución de la optimización del flujo de potencia se lista en la Tabla
1 el cual es tomado de [22] .
Método Descripción
Programación no lineal Trabaja con funciones y restricciones no lineales. Las restricciones pueden estar compuestas de inecuaciones. [23]
Programación cuadrática
Es una forma especial de la programación no lineal cuya función objetivo es cuadrática con restricciones lineales. Varios métodos han sido usados buscando resolver problemas de optimización del flujo de potencia como el despacho económico. Tiene una mayor precisión que la programación lineal.[24] [25] [26]
Soluciones basadas en Newton
Las condiciones obtenidas a fin de resolver de manera óptima el problema están definidas por las condiciones obtenidas de Kuhn-Tucker. Es de los más usados por las propiedades de convergencia cuadrática y rápida convergencia cercana a la solución. [27] [28]
Programación lineal Resuelve problemas con restricciones y funciones objetivo lineales con variables no negativas. El método simplex es el más usado. [28] [29] [30]
Programación en enteros mixta
Es un tipo particular de la programación lineal que requiere que las ecuaciones de restricciones solo tengan variables enteras. Exige bastante al computador en el cual se realiza este proceso como los métodos de programación no lineal.[31]
Método de los puntos interiores
Resuelve los problemas de programación lineal de manera rápida y tiende a ser mejor que el método simplex convencional. Funciona con sistemas mucho más grande y la velocidad de solución de un problema es aproximadamente doce veces mayor que el método simplex.[32][33] [34]
27
Método del gradiente
Se centra en las variables de estado y de control que, con las ecuaciones del flujo de carga, dan una base nodal con el propósito de la eliminación de las variables de estado lo que ayuda a reducir el problema de optimización. [35] [36]
Método de algoritmo genético binario codificado
Puede manejar las variables discretas o enteras lo cual permite que el operador genético evolucione y necesite menos cálculos, busca entre una cantidad de puntos, no uno solo, pudiendo brindar una solución óptima global y se reduce la posibilidad de quedar atascado en un mínimo local. [37] [38]
Optimización por enjambre de partículas
Es un método de optimización estocástico inspirado por el comportamiento social de los cardúmenes de peces o las bandadas de pájaros. Se genera una población de partículas, siendo cada una un posible candidato para la solución del problema de optimización. Las partículas se mueven hasta se logra una posición que no cambia o hasta que los límites computacionales son excedidos. Cada partícula ajusta su trayectoria hacia su propia mejor posición previa y hasta que encuentra la mejor posición global. [39] [40]
Tabla 1. Descripción métodos de optimización. Fuentes: [22]
En este proyecto se hará uso de la optimización por enjambre de partículas para realizar el despacho
económico.
28
3. Optimización De Costos De Generación De Electricidad, Por
Enjambre De Partículas
En este capítulo se describe el proceso de optimización del flujo de potencia con generación
distribuida para los sistemas IEEE de 14 y 30 nodos, el cual precede al proceso de optimización de
costos de generación de electricidad por enjambre de partículas. Además, se describe los casos de
estudio y escenarios de simulación que se establecieron para el desarrollo de este trabajo de
investigación.
El software utilizado para la realización del proceso de optimización por enjambre de partículas es
Matlab R2015a 8.5.0. Este permite realizar la integración con C/C++, Java, .NET y Python para crear
y empaquetar las aplicaciones y puedan ser ejecutadas en equipos de usuarios que no cuenten con
MATLAB instalado. [41]
3.1. Optimización por enjambre de partículas
De acuerdo a [42] el método de optimización por enjambre de partículas, por sus siglas en inglés
PSO (Particle Swarm Optimization), fue desarrollado por James Kennedy y Russell Eberhart en
1995 [43], donde introducen el concepto de optimización de funciones no lineales, con el fin de
entender los comportamientos sociales.
En 1998 Russell et.al, modifican el proceso de optimización agregando el parámetro del factor de
inercia, el cual se encarga de balancear la búsqueda global y local de las partículas, si el valor de
inercia es menor a 0,8, encontrará el mínimo local rápido pero puede que no sea la mejor solución
porque tiene un área de búsqueda reducido, si es mayor a 1,2 se asemeja a un método de búsqueda
global que intenta explorar nuevas áreas para encontrar el óptimo global pero va a necesitar más
iteraciones para terminar el proceso, y si el valor de inercia se encuentra entre 0,8 y 1,2 tiene una
mayor probabilidad de encontrar el óptimo global a un costo intermedio de iteraciones. [44].
La metodología aplicada en la resolución de los problemas sociales, ha sido aplicada análogamente
en los sistemas eléctricos, donde el problema es hallar el flujo óptimo de potencia, sujeta a las
ecuaciones del flujo de potencia y los límites operacionales de cada uno de los elementos del
sistema.
El principal objetivo de este trabajo es realizar la optimización del costo de combustible sujeta a las
restricciones de tensión y potencia en cada uno de los nodos utilizando el método de optimización
por enjambre de partículas PSO.
29
Para solucionar el problema se plantean las siguientes ecuaciones presentadas por [21] :
1. Función de costo total del combustible:
𝑓(𝑃𝐺) = ∑ 𝑓𝑖(𝑃𝐺𝑖)𝑁𝑔
𝑖=1 (1)
2. Potencia activa con la función cuadrática de costo
𝑓𝑖(𝑃𝐺𝑖) = 𝑎𝑖𝑃𝐺𝑖2 + 𝑏𝑖𝑃𝐺𝑖 + 𝑐𝑖 (2)
Donde:
𝑓(𝑃𝐺) es el costo de la producción total en $/hr
𝑓𝑖(𝑃𝐺𝑖) es la función costo de combustible de unidad i en $/hr
𝑎𝑖 𝑏𝑖 𝑐𝑖 son los coeficientes del costo de combustible de unidad i
𝑃𝐺𝑖 es la potencia real entregada de unidad i en MW.
La función cuadrática de costo consta de 3 coeficientes, a, b y c, donde a representa todos los costos
en función de la eficiencia, b representa los costos que son proporcionales a la potencia generada y
c representa los costos que se tienen incluso cuando no hay generación.
El despacho tradicional hace una simplificación asumiendo que la eficiencia de la planta crece de
manera cuadrática o de manera lineal, pero en las plantas reales se debe tener en cuenta las válvulas
que controlan la entrada de vapor en las turbinas por medio de boquillas, por ejemplo [45]. Como
no todas las boquillas están abiertas siempre al máximo, cuando se realiza la apertura de las mismas
se genera el resultado que se observa en la Ilustración 4.
Ilustración 4. Comparación de la curva linealizada frente a la curva real de la eficiencia teniendo en cuenta la apertura de válvulas. [45]
30
Con el fin de modificar el comportamiento lineal que se tenía en la función cuadrática se agregan
los coeficientes d y e, los cuales representan la apertura y el cerramiento de las válvulas en las
plantas que cuentan con este sistema.
𝑓𝑖(𝑃𝐺𝑖) = ∑ (𝑎𝑖𝑃𝐺𝑖2 + 𝑏𝑖𝑃𝐺𝑖 + 𝑐𝑖 + |𝑑𝑖 𝑥 sin𝑒𝑖 𝑥 (𝑃𝑖
𝑚𝑖𝑛 − 𝑃𝑖) |)𝑁𝑔
𝑖=1 (3)
Las restricciones que deben cumplirse son las siguientes: [21]
La potencia generada debe ser la misma que la potencia demandada más las pérdidas.
∑ 𝑃𝐺𝑖 = 𝑃𝐷 + 𝑃𝑃𝑁𝑔
𝑖=1 (4)
∑ 𝑃𝐷𝑗𝑁𝐷𝑗=1 es la demanda total del sistema
∑ 𝑃𝐺𝑖𝑁𝑔
𝑖=1 es la producción total del sistema
𝑃𝐷 es la potencia demandada
𝑃𝑃 son las pérdidas del sistema en MW
𝑁𝑔 es el número de generadores en el sistema.
Los límites de generación se restringen de la siguiente manera:
𝑃𝐺𝑖𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝑃𝐺𝑖 ≤ 𝑃𝐺𝑖
𝑚𝑎𝑥 (5)
𝑃𝐺𝑖𝑚𝑖𝑛 y 𝑃𝐺𝑖
𝑚𝑎𝑥 son la potencia mínima y máxima en la iésima unidad de generación.
3.1.1. Parámetros de la optimización por enjambre de partículas
Los parámetros de la optimización por enjambre de partículas los presenta [46] son los siguientes:
• Población inicial: Es generada de manera aleatoria, generando una cantidad n de partículas en
un tiempo t.
• Enjambre: es la población de partículas que se mueve y que tiende a agruparse mientras que
las partículas se mueven en una aparente dirección aleatoria.
• Tamaño de la población: el desempeño del algoritmo no depende de la población, pero si
influye en la tasa de convergencia. También es importante resaltar que a mayor número de
partículas mayores serán los requisitos del sistema.
• Espacio de búsqueda: Es el rango en el que las partículas pueden moverse teniendo en cuenta
las restricciones. El algoritmo tiene como restricción este espacio con el propósito de que en
dado caso que una partícula se salga del mismo, su valor sea reiniciado.
31
3.1.1.1. Funcionamiento de Particle Swarm Optimization
La optimización por enjambre de partículas consiste en una cantidad fija de partículas que se
mueven por un espacio de búsqueda determinado, con cierta posición y cierta velocidad, siendo
cada una de estas partículas una posible solución. Se realiza la optimización con respecto a la función
objetivo en el que y cada partícula sabe cuál es su mejor posición obtenida en el proceso y es llamada
Pbest (Personal best); y así mismo, las demás partículas conocen cuál es la mejor posición obtenida
por el grupo y es llamada Gbest (Global best) [46]. Estos valores se utilizan para calcular los nuevos
valores de velocidad de las partículas en la siguiente iteración. El cálculo de la velocidad y posición
lo presenta [21] y está dado por las siguientes ecuaciones:
Ecuación de velocidad
𝑣𝑖(𝑘 + 1) = 𝑣𝑖(𝑘) + 𝑔1𝑖(𝑝𝑖 − 𝑥𝑖(𝑘)) + 𝑔2𝑖(𝐺 − 𝑥𝑖(𝑘)) (6)
Ecuación de posición
𝑥𝑖(𝑘 + 1) = 𝑥𝑖(𝑘) + 𝑣𝑖(𝑘 + 1) (7)
Siendo, i el número de la partícula, k el índice de tiempo discreto, V la velocidad de la iésima
partícula, X la posición de la iésima partícula, P la mejor posición encontrada en la iésima partícula
y G la mejor posición encontrada por el enjambre. Adicionalmente cuentan con números aleatorios
en el intervalo [0,1] aplicados a la iésima partícula.
Cada una de las partículas cambia de posición a la siguiente modificando su velocidad por medio de
la ecuación de posición hasta que se llegue al número de iteraciones deseadas.
En la Ilustración 5 se muestra el diagrama de flujo del proceso de optimización por enjambre de
partículas. El criterio de parada de este método se cumple cuando se alcance el número de
iteraciones determinadas por el usuario. Por defecto se establece en 200.
33
3.2. Programación y simulación del método de optimización.
En la sección 3.1.1 se presentó la formulación matemática del problema de optimización referente
al despacho económico de los sistemas IEEE de 14 y 30 nodos, utilizando el método de optimización
por enjambre de partículas, mediante el programa Matlab tomando como base Particle Swarm
Optimization Toolbox [47]. Este fue desarrollado por Brian Birge en 2005 y recibió una actualización
en 2006 y, a pesar de no haber recibido ninguna actualización en 10 años, sigue siendo un referente
en varios trabajos de investigación [48] [49] [50] [51] [52].
El software con el cual se realizó la simulación del método de optimización consta de 9 archivos:
Base.m, Forcecol.m, Forcerow.m, Golplotpso.m, Normmat.m, Opf2.m, Pflow.m, Pso.m, Pso.m y
Trelea_vectorized.m
En la Ilustración 6 se observa la forma en que se interactúan estos archivos.
Ilustración 6 Interacción de los archivos de Matlab.
El archivo “pso.m” permite visualizar la interfaz gráfica de usuario de todos los sistemas. La ventaja
de usar este tipo de interfaz es que brinda un rápido acceso al usuario, un acceso a la base de datos
y la posibilidad de modificarla en caso de ser necesario. Todos los valores que se cargan en la interfaz
de manera automática son editables.
El archivo “base.m” contiene la información de los sistemas simulados. Los sistemas que están
cargados en el archivo base son de 9, 13, 14, 26, 30 y 37 aunque hay que aclarar que los únicos que
cuentan con escenario GD y alternativo son los sistemas de 14 y 30 nodos. Los demás sistemas que
no cuentan con los otros escenarios se dejan en la base de datos a fin de que éstos estén listos para
usarse al momento de desarrollar un trabajo basado en esta investigación.
El archivo “pso_Trelea_vectorized.m” encuentra el mínimo o máximo de cualquier función de
Matlab de sistemas de Múltiples Entradas con una Sola Salida (por sus siglas en inglés, MISO)
34
Los archivos “forcerow.m”, “forcecol.m” y “normmat.m” toman los archivos que se cargan en forma
matricial, los ajusta y adapta a un nuevo rango en el que puedan ser usados por los diferentes
archivos que interactúan con esos datos.
El archivo “opf2.m” realiza el cálculo de los costos en el método, “pflow.m” es el encargado de
realizar el flujo de potencia de cada sistema y estos dos se están comunicando permanente para
calcular los valores del flujo de potencia con base a los costos obtenidos para cada uno de los
genradores. Una vez finaliza el cálculo, el archivo “goplotpso.m” realiza la visualización de la
simulación del método de optimización por enjambre de partículas. Si no se ha alcanzado el límite
de iteraciones, el programa regresa al cálculo de flujo de potencia y de costos; en caso contrario el
archivo “pso.m” muestra los resultados obtenidos para el proceso de optimización.
Para iniciar el programa, el usuario debe seleccionar el número de nodos del sistema a simular.
Pudiendo modificar los datos de entrada. En la Ilustración 7 se muestra la pantalla de inicio de la
simulación (posición, el número de iteraciones y la mejor posición global (Global Best) de las
partículas).
Ilustración 7 Pantalla de inicio de la simulación
35
Este proceso trabaja en paralelo con los otros archivos que se encargan de correr el flujo de
potencia, realizar el cálculo de los costos, mostrar los resultados de las partículas. El proceso
iterativo continúa hasta que se alcancen el número de iteraciones estipuladas en la interfaz gráfica.
La gráfica de la simulación del enjambre de partículas, que se puede observar en la parte superior
derecha de la Ilustración 7, muestra la posición de las partículas y los cambios del valor de Global
Best durante todas las iteraciones. La ventana emergente de la Ilustración 8 índica el valor de las
pérdidas del sistema y el costo total de generar la energía requerida por los generadores
seleccionados. Además, la Ilustración 8 muestra la ventana de resultados de la interfaz gráfica donde
se observan el costo por generador, los valores por potencias de cada generador, las pérdidas del
sistema y el costo total del mismo. A manera de ejemplo se muestra los resultados en el proceso
iterativo de un sistema de 30 nodos convencional (Ilustración 8).
Ilustración 8 Resultado final de la ventana de partículas, ventana emergente final y ventana de resultados.
Debido al carácter aleatorio que está incluido en el algoritmo de optimización de partículas, los
valores obtenidos pueden variar de una simulación a otra, dependiendo de la cantidad de
iteraciones establecidas, siendo necesario realizar varias simulaciones antes de considerar un valor
definitivo.
36
3.2.1. Simulación del sistema para validación
Con el fin de comprobar el funcionamiento del sistema de partículas, se optó por tomar el sistema
IEEE de 30 nodos como caso base, dado que ha sido uno de los más utilizados en la literatura
científica [53].
Para la comparación entre los algoritmos genéticos y la optimización por enjambre de partículas, se
hace necesario conocer las ventajas y el funcionamiento de cada uno para la optimización del flujo
de potencia.
3.2.1.1. Algoritmo de búsqueda Tabu
En [54] y [55] los autores indican que la búsqueda TABU es un algoritmo metaheurístico que busca
resolver los problemas de optimización combinatoria. Realiza un proceso iterativo que mejora
empezando desde una solución inicial, generada de manera aleatoria o por algoritmos heurísticos,
e intenta obtener una mejor solución., aunque hay que tener en cuenta que generar una solución
inicial de manera aleatoria puede tener como resultado una solución de mala calidad y por lo tanto,
al seguir el proceso, obtener valores que no son los adecuados.
Buscando que lo anterior no ocurra, son más usadas las soluciones a partir de algoritmos heurísticos,
los cuales brindan una solución inicial más acertada. Una vez hecho esto, se eligen los elementos
iniciales o el vecindario con el que se generarán las nuevas soluciones, iniciando el proceso iterativo
y evaluando los resultados obtenidos con la función objetivo y su factibilidad; si no están restringidas
por un movimiento tabú, que es una restricción que tiene el algoritmo, se guarda la mejor solución
factible y se sigue con el proceso hasta cumplir con el criterio de parada.
3.2.1.2. Algoritmo genético (GA)
Los algoritmos genéticos funcionan creando una población que es sometida a acciones aleatorias y
que llevan a que evolucionen y, según un criterio establecido, logrando así que algunos de los
elementos de la población continúen con el proceso evolutivo mientras que los otros se descarten,
por lo que se espera que a partir de un programa inicial surjan programas mejores. El
funcionamiento del proceso puede ser entendido de la siguiente manera: Se genera una población
de programas al azar, se corre el programa y se evalúa su calidad, se seleccionan los programas con
un buen funcionamiento y se hace que dos programas se combinen escogiendo partes al azar (cruce)
buscando obtener programas nuevos, o se selecciona un solo programa y se modifica al azar a partir
de una parte seleccionada del mismo programa (mutación). Este tipo de algoritmos se busca en la
población en varios puntos a la vez, no de manera individual y usa reglas de transición
probabilísticas, lo que permite buscar en áreas complicadas o desconocidas intentando encontrar
el óptimo global. Entre los inconvenientes que se pueden encontrar en este tipo de algoritmos es
que, si se tiene un problema muy complejo, la solución del problema puede consumir muchos
recursos de procesamiento teniendo como consecuencia que el tiempo de resolución será muy
extenso y esto no asegura que se encuentre la solución óptima. [56] [57].
37
Algunas variaciones de los algoritmos genéticos son Genetic Algorithm Fuzzy (GAF), que utiliza reglas
simples como lo son los condicionales si y entonces; micro Genetic Algorithm (MGA) que es una
variación específica que busca una solución más exacta y cercana a la solución final, se puede
generar el híbrido entre el algoritmo genético y el micro algoritmo genético (GA-MGA) el cual
funciona con el algoritmo genético en primera medida hasta que alcanza un número determinado
de iteraciones y después finaliza el proceso con el micro algoritmo genético [53] y los algoritmos
genéticos refinados (RGA) son modificaciones que se hacen al algoritmo con el objetivo de mejorar
el desempeño y la capacidad del algoritmo genético [58].
La programación evolutiva (EP) es una variación de los algoritmos genéticos, lo que cambia son la
forma de los elementos con los que trabaja, pero la manera en que evolucionan y mejoran en el
proceso es muy similar a la del algoritmo genético. [59]
La información de la conformación total del sistema se encuentra en [60]. La demandad total del
sistema es de 283.4 MW. Los límites de tensión están entre 0.95 y 1.05 p.u. Los coeficientes y límites
de potencia que se han aplicado en el sistema se muestran en la Tabla 2:
Tabla 2 Coeficientes y potencias sistema IEEE 30 nodos.
Nodo a b c Pmin Pmax
PG1 0,00375 2,00 0,00 50,00 200,00
PG2 0,01750 1,75 0,00 20,00 80,00
PG5 0,06250 1,00 0,00 15,00 50,00
PG8 0,00834 3,25 0,00 10,00 35,00
PG11 0,02500 3,00 0,00 10,00 30,00
PG13 0,02500 3,00 0,00 12,00 40,00
Los coeficientes aplican en la ecuación cuadrática de minimización del costo de combustible y los
resultados obtenidos por los distintos autores se resumen de la Tabla 27 a la Tabla 28 en el anexo B
de este documento.
La Ilustración 9 muestra una comparación de los datos obtenidos por los autores para el G1 del
sistema IEEE de 30 Nodos. En ésta se observa el valor de potencia que entrega el generador por
cada tipo de algoritmo evaluado y en la Ilustración 10 y la Ilustración 11 muestra la comparación
para los demás generadores del sistema.
38
Ilustración 9. Datos de potencia obtenidos por los autores en el sistema IEEE 30 nodos para el generador número 1.
Ilustración 10. Datos de potencia obtenidos por los autores en el sistema IEEE 30 nodos para el generador número 2.
39
Ilustración 11. Datos de potencia obtenidos por los autores en el sistema IEEE 30 nodos para los demás generadores del sistema IEEE de 30 Nodos.
Los anteriores son los datos que se van a comparar con los resultados obtenidos por el método de
optimización por enjambre de partículas.
El estudio consiste en comparar los resultados obtenidos en la simulación, variando el número de
iteraciones, con la finalidad de comprobar cómo cambian los resultados y cuál podría ser un número
confiable de iteraciones para obtener los valores finales.
Esta comparación se documenta de la Tabla 29 a la Tabla 30 en el anexo B de este documento. La
Ilustración 12 grafica los resultados de este proceso para el G1 del sistema IEEE de 30 Nodos. De la
misma manera la Ilustración 13 y la Ilustración 14 muestran los resultados de este proceso para los
demás generadores del sistema.
Por último, la Ilustración 15 muestra la variación del costo versus el aumento en el número de
iteraciones.
Dado el carácter aleatorio de la simulación por enjambre de partículas, los resultados obtenidos de
una simulación a otra podían variar entre un 1% y un 2%, por lo que fue necesario realizar cien
simulaciones y seleccionar el valor promedio de las mismas para tener un valor definitivo. Lo
anterior se realizó para cada caso de estudio.
40
Ilustración 12. Datos de potencia obtenidos ante el aumento en el número de iteraciones para el generador número 1 del sistema IEEE de 30 Nodos.
Ilustración 13. Datos de potencia obtenidos ante el aumento en el número de iteraciones para el generador número 2 del sistema IEEE de 30 Nodos.
41
Ilustración 14. Datos de potencia obtenidos ante el aumento en el número de iteraciones para los generadores 5, 8 11 y 13 del sistema IEEE de 30 Nodos.
Ilustración 15. Variación de los costos durante el aumento en el número de iteraciones.
42
3.3. Casos de Estudio y Escenarios de Simulación.
El procedimiento realizado en el apartado 3.2.1 se aplica al sistema IEEE 30, En el primer caso (IEEE
30 nodos) se realiza la simulación Cuasi-Dinámica con la máxima potencia que pueden despachar
los generadores; En el segundo caso (IEEE 14 nodos) se tiene implementado los datos de potencia
optimizados en MATLAB, en cada generador convencional y los nodos con GD cuentan con el
despacho total de su potencia.
La Ilustración 16 presenta la estructura metodológica del proyecto. Se parte de la premisa que las
fuentes de generación distribuida entregarán el total de su generación disponible, en el pico más
alto en la curva de demanda energética, en el proceso de optimización del despacho económico.
La optimización implementada en MATLAB, se ejecuta para los tres escenarios de simulación
descritos a continuación:
3.3.1. Escenario Convencional.
En este escenario de operación, los sistemas de potencia solo tienen presentes las cargas y
generadores convencionales que ofrecen los autores y que están descritos detalladamente en el
Anexo B de este documento.
3.3.2. Escenario Alternativo.
En este escenario de operación, solo están activados los generadores convencionales, se
desconectan ciertas cargas y éstas son reemplazadas con generadores con capacidades de
generación iguales a la potencia de la carga que están reemplazando.
3.3.3. Escenario Generación Distribuida.
En este escenario de operación están activadas, al mismo tiempo, todas las cargas y los generadores
incluidos en el escenario alternativo.
En la Tabla 3 y en la Tabla 4 se muestra tanto la configuración de los nodos en el sistema IEEE de 30
nodos y la capacidad de los nodos de GD que se incluyen en el sistema.
44
Tabla 3. Tipo de nodos en el sistema IEEE de 30 nodos en los escenarios Convencional, Alternativo y Generación Distribuida.
Sistema IEEE de 30 Nodos.
Nodo Esc. Convencional Esc. Alternativo Esc. GD
1 Generación Generación Generación
2 Generación – Carga Generación – Carga Generación – Carga
3 Carga Carga Carga
4 Carga Carga Carga
5 Generación – Carga Generación – Carga Generación – Carga
6 Subestación Subestación Subestación
7 Carga Carga Carga
8 Generación – Carga Generación – Carga Generación – Carga
9 Subestación Subestación Subestación
10 Subestación - Carga Subestación - Carga Subestación - Carga
11 Generación Generación Generación
12 Subestación - Carga Subestación - Carga Subestación - Carga
13 Generación Generación Generación
14 Carga Carga Carga
15 Carga Carga Carga
16 Carga Carga Carga
17 Carga Carga Carga
18 Carga Carga Carga
19 Carga Carga Carga
20 Carga Carga Carga
21 Carga Carga Carga
22 Paso Paso Paso
23 Carga Generación Generación – Carga
24 Carga Generación Generación – Carga
25 Paso Paso Paso
26 Carga Generación Generación – Carga
27 Paso Paso Paso
28 Subestación Subestación Subestación
29 Carga Generación Generación – Carga
30 Carga Generación Generación – Carga
Tabla 4. Valores de los nuevos generadores incluidos en el sistema IEEE de 30 Nodos.
Generador Potencia Activa
MW
Generador 23 3,2
Generador 24 8,7
Generador 26 3,5
Generador 29 2,4
Generador 30 10,6
46
3.4. Ajustes de potencia de los generadores
Se realizaron las simulaciones del método de optimización de partículas en los sistemas IEEE de 14
y 30 nodos con el objetivo de obtener la minimización de los costos. En cada uno de los sistemas se
corrieron los escenarios de simulación convencional, alternativa y GD.
Teniendo en cuenta el carácter aleatorio del algoritmo, se realizaron 100 simulaciones en cada
sistema, se obtuvieron los resultados y se calculó el promedio de cada uno de los valores. Los
resultados finales se muestran en la Tabla 44 del sistema de 14 nodos y la Tabla 55 del sistema de
30 nodos en el Anexo B del documento.
Con el propósito de lograr que los generadores alternativos siempre estuvieran a plena carga se
ajustaron los valores de los coeficientes a, b y c; de tal manera que, al realizar el proceso de
optimización, el algoritmo garantizaba que estos generadores estuvieran despachando al 100% de
su capacidad haciendo que el despacho de los generadores convencionales se ajustara a esa
condición.
Los valores obtenidos fueron incluidos, posteriormente, en las simulaciones de DIgSILENT®
Powerfactory Versión 14.1 de tal manera que se pudiera visualizar el comportamiento del sistema
eléctrico cuando se ajustaban los generadores a estos nuevos valores. El análisis de estos resultados
se realiza en el capítulo 4.
47
4. Simulación Cuasi-Dinámica De Sistemas De Potencia
Con Fuentes De Generación Distribuida
El cálculo del flujo de carga limita el análisis de los sistemas de potencia bajo un solo conjunto de
condiciones de funcionamiento. Si se quiere hacer un análisis del rendimiento del sistema en las
condiciones de funcionamiento más desfavorables, el análisis de flujo de carga ofrecería un análisis
parcial de la operación del sistema, debido a que por la complejidad que exige el análisis, puede ser
difícil entender intuitivamente qué escenarios operativos y estados de red causan tales condiciones
[61].
Así mismo, [61] señala que, para realizar un análisis a ese nivel de complejidad, se deben ejecutar
varias simulaciones de flujo de carga con una gama de condiciones de funcionamiento diferentes.
Esto se logra generalmente modelando los cambios en la red a lo largo del tiempo porque la mayoría
de los parámetros operacionales tienen una dependencia del tiempo. En ese orden de ideas, cuando
se examina la variación del flujo de carga a lo largo del tiempo, se empieza a tener en consideración
el rendimiento de la red a lo largo de horas. Una simulación dinámica que tenga detallados todos
los parámetros de control de potencia deberá ser ejecutada la misma cantidad de tiempo que se
requiera simular, sin embargo, esto demandaría un gran esfuerzo computacional, y, además implica
una complejidad innecesaria si sólo son de interés las condiciones de flujo de carga en estado
estacionario. En consecuencia, se considera un enfoque razonable y pragmático para simular los
llamados fenómenos "cuasi dinámicos" utilizar una serie de cálculos de flujo de carga dependientes
del tiempo.
Los modelos “Cuasi-Dinámicos” han sido utilizados en diferentes investigaciones, por ejemplo en el
campo de la investigación de los estudios de terremotos para superar los inconvenientes de los
métodos de simulación cuasi-estáticos [62] [63]. En el campo de la ingeniería eléctrica se proponen
métodos “Cuasi-Dinámicos” para la simulación de interruptores de potencia en cascada [64] y
simulación de sistemas fotovoltaicos para el dimensionamiento de sus componentes [65].
La idea básica de los métodos “Cuasi-Dinámicos” es considerar escalas de tiempo distintas en la
naturaleza a lo largo de todo el proceso simulando procesos de escala de tiempo más cortos entre
transiciones vecinas más largas. Estos autores señalan que estos métodos no sólo mejoran la
fidelidad de la simulación en el proceso general en comparación con los métodos cuasi-estáticos,
sino que también disminuyen el tiempo de procesamiento que tienen las simulaciones dinámicas ya
que no es necesario que se resuelvan la totalidad de las ecuaciones diferenciales que tienen los
modelos [62] [63] [64].
Para el desarrollo de este trabajo de investigación, se realizaron las simulaciones del sistema IEEE
de 14 y 30 nodos en el software DIgSILENT® Powerfactory Versión 14.1.
En [66] se presenta la biblioteca de elementos que posee el programa, el cual permite obtener los
parámetros de tensión, potencia activa y reactiva en cada uno de sus nodos, así como los valores de
corriente y pérdidas en las líneas, trasformadores y demás elementos del sistema de potencia.
48
DIgSILENT® Powerfactory es usada por los operadores del mercado en Colombia Ecuador y Perú.
Además, DIgSILENT® Powerfactory Versión 14.1, incluye una herramienta dedicada de cálculo del
flujo de carga que varía en el tiempo, llamada Simulación Cuasi-Dinámica. Esta herramienta
completa una serie de simulaciones de flujo de carga en un tiempo determinado, permitiendo que
el usuario pueda seleccionar el periodo de simulación. Para ello, la simulación cuasi-dinámica hace
uso de los parámetros que varían en el sistema a lo largo del tiempo [61]. Para evaluar el
comportamiento de los sistemas IEEE de 14 y 30 nodos con fuentes de generación distribuida,
cuando se ha realizado un proceso de optimización del despacho económico, se grafican los perfiles
de tensión, potencia activa y reactiva en un período de 24 horas de un día. En adición se presentan
las pérdidas en los transformadores y líneas en los tres escenarios.
4.1. Ajuste De Los Escenarios De Simulación En DIgSILENT® Powerfactory.
Para estudiar e identificar el impacto de estos nuevos generadores en los sistemas de potencia se
ajustaron las simulaciones como se describe a continuación:
4.1.1. Escenario Convencional.
En este escenario de operación, solo están activados los “Breaker/Switch” que conectan los nodos
“Load” los cuales tienen asociados las cargas tipo spot presentes en el sistema de potencia original.
4.1.2. Escenario Alternativo.
En este escenario de operación, solo están activados los “Breaker/Switch” que conectan los nodos
“Generator” los cuales tienen asociados los nuevos generadores del sistema.
4.1.3. Escenario Generación Distribuida.
En este escenario de operación, están activados los “Breaker/Switch” que conectan tanto los nodos
“Load” como los nodos “Generator”.
En la Ilustración 18 y en Ilustración 35 se observa la manera en que se modelaron estos elementos
en DIgSILENT® Powerfactory.
Según [19] es de gran importancia en cualquier proceso de simulación, control o supervisión de un
sistema eléctrico, la similitud entre el sistema real y el modelo, y esta debe ser tal que los resultados
que se obtengan sean lo más precisos posibles. Ese mismo autor menciona que al agregar una fuente
de generación a la red de distribución, se debe garantizar que la máxima inyección de potencia de
esta fuente durante el análisis, sea la misma potencia máxima real que podría entregar o que los
parámetros de cualquier elemento del sistema tengan un valor pertinente de acuerdo al nivel de
tensión o tipo de red.
49
4.2. Modelamiento De Los Elementos Adicionales En Los Sistemas De
Potencia En DIgSILENT® Powerfactory
4.2.1. Pérdidas en los trasformadores de los sistemas IEEE.
Los sistemas IEEE de 14 y 30 nodos son modelados originalmente sin pérdidas en sus devanados. En
los escenarios de simulación de los casos de estudio, se ajustó a un valor de pérdida que se
determinó de acuerdo a la Norma Técnica Colombiana 819 Electrotecnia. Transformadores
Trifásicos Autorrefrigerados Y Sumergidos En Líquido. Corriente Sin Carga, Pérdidas Y Tensión De
Cortocircuito, [67].
En la sección 5 de esta norma se referencia la ecuación 1 como una ecuación válida para determinar
el valor de pérdidas con carga presentes en los transformadores.
Se debe tener en cuenta que esta norma solo menciona transformadores hasta de 10 MVA, y los
transformadores presentes en ambos sistemas IEEE son de 100 MVA; sin embargo, es una buena
aproximación a un valor de pérdidas que podría llegar a tener un transformador.
𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑠𝑖𝑛 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 = 8,3104 ∗ 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙0,7926 (1)
𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 sin 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 = 8,3104 ∗ 100000 𝐾𝑉𝐴0,7926 (2)
𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 sin 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 = 76317,11 𝐾𝑉𝐴 (3)
En las simulaciones se ajusta un nivel de 76 KW, como las pérdidas presentes en el cobre de los
devanados.
4.2.2. Modelamiento De Los Sistemas De Generación Distribuida.
Para simular los generadores alternativos en el sistema de potencia se adiciona, en los nodos
trifásicos donde se encuentran cargas tipo spot, dos nuevos barrajes a través de un Breaker/Switch”.
En uno de estos nuevos barrajes se ubica la carga que tenía inicialmente el nodo original y en el otro
se encuentra ubicado un transformador el cual eleva el nivel de tensión proveniente de un
generador simulado como “Static Generator”. Los “Breaker/Switch” permiten que cuando se desee
se tenga solo conectado al circuito solamente el nodo con la carga, el nodo con el nuevo generador
o los dos al mismo tiempo. La implementación de estos elementos en el sistema de potencia se
realiza como se observa en la Ilustración 18.
50
Ilustración 18. Esquema del circuito que contiene el nuevo generador y la carga tipo spot original.
4.2.2.1. Modelamiento Del Generador Alternativo.
El generador alternativo se configura a partir de la herramienta “Static Generator” del software
DIgSILENT® Powerfactory, el cual modela el comportamiento de la mayoría de generadores de
energía eléctrica a partir de fuentes renovables que se conectan a la red a través de un inversor [68]
[61].
En la Ilustración 15 se observa la configuración seleccionada para los generadores incluidos en los
sistemas simulados. Tomando como referencia los ejemplos que ofrece DIgSILENT® Powerfactory
donde tienen incluida Generación Distribuida en algunos sistemas, el factor de potencia que
manejan estos sistemas es de 0,9. De tal manera este valor se usa en los generadores usados en la
simulación.
La configuración de potencia activa y aparente de los generadores varía de acuerdo al valor de la
potencia activa de la carga tipo spot que estaba originalmente en el sistema de potencia. De tal
manera que los valores de los generadores alternativos se calculan a la relación entre este valor y el
factor de potencia tal como se relaciona en la Ecuación 4.
𝐏 = 𝐒 ∙ 𝐅𝐚𝐜𝐭𝐨𝐫 𝐝𝐞 𝐏𝐨𝐭𝐞𝐧𝐜𝐢𝐚
51
Ecuación 4. Relación entre la potencia activa y aparente.
Ilustración 19. Modelamiento del generador alternativo en DIgSILENT® Powerfactory.
Se debe ajustar el controlador local de tensión en el modo “Power Factor” y el despacho de potencia
se hace con el modo “P, cos (phi)”. Los demás valores se dejan por defecto, tal y como los determina
el software, y se observan en la Ilustración 16.
52
Ilustración 20. Ajustes de potencia activa en los generadores alternativos.
4.2.2.2. Modelamiento De Los Transformadores Para Los Generadores Alternativos.
Como se observa en la Ilustración 14 para el nodo donde se encuentra el generador alternativo se
modela también un transformador cuya función es adecuar el nivel de tensión presente a la salida
del generador alternativo (Nodo “Farm”) y el nivel de tensión presente en el sistema de potencia
original (Nodo “Generator”). El nivel de tensión del nuevo generador es de 690 voltios, este valor se
incluye basándose en ejemplos de sistemas con generación alternativa ofrecidos por DIgSILENT®
Powerfactory. En adición, otra característica incluida en los nuevos transformadores presentes en
el sistema es que las pérdidas de este serán de 3% y que su conexión en Estrella Neutro Cero (YN-
YN-0). Los demás valores se dejan por defecto, tal y como los determina el software, y se observan
en la Ilustración 17.
53
Ilustración 21. Características de los transformadores en los nodos de generación distribuida.
4.2.3. Curvas de Demanda En Las Cargas.
A cada una de las cargas presentes en el sistema se modeló una curva de demanda diaria. En [69]
se indica que las curvas de carga diaria están formadas por los picos obtenidos en intervalos de una
hora para cada hora del día. Las curvas de carga diaria indican las características de la carga en el
sistema, sean estas predominantemente residenciales, comerciales o industriales y de la forma en
que se combinan con el fin de producir los picos. En la Ilustración 22 se encuentra las gráficas
correspondientes a las curvas de demanda residencial, comercial e industrial.
En los dos casos de estudio, se decidió simular la curva industrial en cada una de las cargas, ya que
esta clase de clientes, son los que tienen la capacidad económica de adquirir y poner en marcha los
equipos necesarios para la generación de electricidad de manera independiente, aprovechando los
eventuales descuentos y auxilios que les brinde el gobierno nacional.
55
4.2.4. Despacho de las Unidades de Generación Alternativa.
En los casos de estudio, se ajusta que las unidades de generación alternativa inicien su despacho de
potencia, a las 14:00:00 horas del día y finaliza este despacho a las 18:00:00, atendiendo el segundo
pico de la curva de demanda típico de carga industrial.
Ilustración 23. Grafica de DIgSILENT® Powerfactory donde se ve la hora en que se activa y desactiva el despacho de potencia en uno de los nodos de GD.
56
4.3. Simulación Cuasi-Dinámica Del Sistema IEEE de 14 Nodos Con Fuentes
de Generación Distribuida
Para este sistema de potencia cuenta con 5 generadores que alimentan 11 cargas tipo spot, 4
transformadores y un banco de capacitores.
Los nodos de generación distribuida escogidos para este caso, se ubicaron en los nodos que tenían
cargas trifásicas en el sistema y que representaba un 18% de la carga total del sistema. En la
Ilustración 24 e Ilustración 25 se observa la disposición de estos nodos de generación distribuida en
el sistema.
Ilustración 24. Ubicación de los nodos con generación distribuida en el sistema IEEE de 14 Nodos.
57
Ilustración 25. Simulación de los nodos con generación distribuida en el sistema IEEE de 14 Nodos.
Los cambios observados en los diferentes nodos del sistema en cada uno de los escenarios de
operación, se describen a continuación:
La información de los cambios que se realizan en la topología de los sistemas IEEE de 14 se encuentra
en la Tabla 5. La capacidad de los nuevos generadores está en la Tabla 6. La Ilustración 26 permite
referenciar la ubicación de estos nuevos generadores en cada uno de los sistemas de potencia
objetos de estudio.
Tabla 5. Tipo de nodos en el sistema IEEE de 14 nodos en los escenarios Convencional, Alternativo y Generación Distribuida.
SISTEMA IEEE DE 14 NODOS.
Nodo Esc. Convencional Esc. Alternativo Esc. GD
1 Generación Generación Generación
2 Generación – Carga Generación – Carga Generación – Carga
3 Generación – Carga Generación – Carga Generación – Carga
4 Carga – Subestación Carga – Subestación Carga – Subestación
5 Carga – Subestación Carga – Subestación Carga – Subestación
6 Generación – Subestación –
Carga Generación – Subestación
- Carga Generación –
Subestación - Carga
7 Subestación Subestación Subestación
58
SISTEMA IEEE DE 14 NODOS.
Nodo Esc. Convencional Esc. Alternativo Esc. GD
8 Generación Generación Generación
9 Carga – Subestación Carga – Subestación Carga – Subestación
10 Carga Generación Generación – Carga
11 Carga Generación Generación – Carga
12 Carga Generación Generación – Carga
13 Carga Generación Generación – Carga
14 Carga Generación Generación – Carga
Ilustración 26. Sistema IEEE de 14 Nodos con los 5 nodos de generación distribuida.
59
Tabla 6. Valores de los nuevos generadores incluidos en el sistema IEEE de 14 Nodos.
Generador Potencia Activa
MW
Generador 10 9,0
Generador 11 3,5
Generador 12 6,1
Generador 13 13,5
Generador 14 14,9
Los cambios observados en los diferentes nodos del sistema en cada uno de los escenarios de
operación, se describen a continuación:
4.3.1. Caso de Estudio Sin Optimización.
4.3.1.1. Perfiles de Tensión, Potencia Activa y Potencia Reactiva.
La comparación de las gráficas de los perfiles de tensión y potencia, presentes en el sistema durante
los diferentes escenarios de operación, están en el anexo F de este trabajo.
4.3.1.2. Pérdidas en las líneas.
La información de las pérdidas en las líneas de este sistema de potencia se encuentra de la Tabla 7
a la Tabla 9. De la Ilustración 27 a la Ilustración 28 se grafican los cambios en los valores de pérdidas
y corrientes presentes en las líneas en los tres escenarios.
Tabla 7. Datos de las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario convencional.
DATOS DE LAS LÍNEAS DEL SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Línea 1-2 0,658 0,837 78,582 4765,869 1588,623 1588,623
Línea 1-5 0,314 0,418 74,999 3049,930 1016,643 1016,643
Línea 10-11 0,074 1,673 4,412 15,974 5,325 5,325
Línea 12-13 0,031 1,673 1,831 7,403 2,468 2,468
Línea 13-14 0,101 1,673 6,054 62,641 20,880 20,880
Línea 2-3 0,308 0,418 73,522 2547,792 849,264 849,264
Línea 2-4 0,236 0,418 56,475 1847,520 615,840 615,840
Línea 2-5 0,174 0,418 41,620 987,566 329,189 329,189
Línea 3-4 0,104 0,418 24,897 405,198 135,066 135,066
Línea 4-5 0,277 0,418 66,157 581,256 193,752 193,752
Línea 6-11 0,139 1,673 8,300 65,437 21,812 21,812
60
Tabla 8. Datos de las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario alternativo.
DATOS DE LAS LÍNEAS DEL SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Línea 1-2 0,382 0,837 45,614 1608,348 536,116 536,116
Línea 1-5 0,163 0,418 39,067 823,205 274,402 274,402
Línea 10-11 0,108 1,673 6,425 33,874 11,291 11,291
Línea 12-13 0,005 1,673 0,301 0,201 0,067 0,067
Línea 13-14 0,026 1,673 1,543 4,068 1,356 1,356
Línea 2-3 0,254 0,418 60,792 1736,919 578,973 578,973
Línea 2-4 0,130 0,418 31,115 552,246 184,082 184,082
Línea 2-5 0,076 0,418 18,101 184,145 61,382 61,382
Línea 3-4 0,154 0,418 36,754 905,180 301,727 301,727
Línea 4-5 0,235 0,418 56,110 417,658 139,219 139,219
Línea 6-11 0,055 1,673 3,257 10,077 3,359 3,359
Tabla 9. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos Generación Distribuida.
DATOS DE LAS LÍNEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO GENERACIÓN DISTRIBUIDA
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Línea 1-2 0,516 0,837 61,653 2933,663 977,888 977,888
Línea 1-5 0,237 0,418 56,669 1741,131 580,377 580,377
Línea 10-11 0,087 1,673 5,213 22,294 7,431 7,431
Línea 12-13 0,018 1,673 1,098 2,665 0,888 0,888
Línea 13-14 0,061 1,673 3,617 22,368 7,456 7,456
Línea 2-3 0,280 0,418 66,978 2112,988 704,329 704,329
Línea 2-4 0,182 0,418 43,482 1090,370 363,457 363,457
Línea 2-5 0,124 0,418 29,635 499,173 166,391 166,391
Línea 3-4 0,129 0,418 30,838 631,936 210,645 210,645
Línea 4-5 0,254 0,418 60,673 488,754 162,918 162,918
Línea 6-11 0,099 1,673 5,940 33,511 11,170 11,170
61
Ilustración 27. Pérdidas en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
Ilustración 28. Pérdidas en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
62
Ilustración 29. Corriente máxima en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
En la Tabla 10 se relaciona la diferencia porcentual entre las pérdidas en las líneas del escenario
convencional y el escenario generación distribuida, donde se observa una variación de hasta un 89%.
Tabla 10. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en las líneas entre el escenario convencional y el escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LÍNEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
Línea Pérdidas [kW] Línea Pérdidas [kW]
Línea 1-2 -38,44% Línea 3-4 55,96%
Línea 1-5 -42,91% Línea 4-5 -15,91%
Línea 10-11 39,56% Línea 6-11 -48,79%
Línea 12-13 -64,01% Línea 6-12 -89,81%
Línea 13-14 -64,29% Línea 6-13 -85,37%
Línea 2-3 -17,07% Línea 9-10 22,56%
Línea 2-4 -40,98% Línea 9-14 -74,11%
Línea 2-5 -49,45%
4.3.1.3. Pérdidas en los transformadores.
La información de las pérdidas en los transformadores de este sistema de potencia se encuentra de
la Tabla 11 a la Tabla 13.
63
Tabla 11. Datos de los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Convencional.
DATOS DE LOS TRANSFORMADORES SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
TRANS. 4-7 32,44 8,00 8,00 0,14 18,73 32,44 32,44
TRANS. 5-9 43,51 14,39 14,39 0,20 0,73 44,66 41,62
TRANS. 7-8 20,51 3,20 3,20 1,08 11,84 20,51 20,51
TRANS. 7-9 27,59 5,79 5,79 0,48 15,93 27,59 27,59
TRANS. 4-9 15,38 1,80 1,80 0,07 0,26 15,18 14,71
Tabla 12. Datos de los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Alternativo.
DATOS DE LOS TRANSFORMADORES DEL SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
TRANS. 4-7 14,60 1,62 1,62 0,06 8,43 14,60 14,60
TRANS. 5-9 16,20 1,99 1,99 0,07 0,27 16,62 15,49
TRANS. 7-8 13,84 1,46 1,46 0,73 7,99 13,84 13,84
TRANS. 7-9 1,09 0,01 0,01 0,02 0,63 1,09 1,09
TRANS. 4-9 0,53 0,002 0,002 0,001 0,01 0,52 0,51
Tabla 13. Datos de los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Generación Distribuida.
DATOS DE LOS TRANSFORMADORES DEL SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
TRANS. 4-7 19,75 2,97 2,97 0,09 11,40 19,75 19,75
TRANS. 5-9 22,75 3,93 3,93 0,10 0,38 23,35 21,76
TRANS. 7-8 18,22 2,52 2,52 0,96 10,52 18,22 18,22
TRANS. 7-9 13,43 1,37 1,37 0,23 7,75 13,43 13,43
TRANS. 4-9 7,37 0,41 0,41 0,03 0,12 7,27 7,05
64
Ilustración 30. Pérdidas presentes en los transformadores, en el sistema IEEE de 14 nodos.
La Ilustración 30 permite ver las variaciones en el valor de las pérdidas de los transformadores en
los diferentes escenarios de simulación. En la Tabla 14 se relaciona la diferencia porcentual entre
las pérdidas presentes en los transformadores del escenario convencional y el escenario generación
distribuida, donde se observa una variación de hasta un 77%.
Tabla 14. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los transformadores entre el escenario convencional y el escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LOS TRANFORMADORES SISTEMA IEEE 14 NODOS
Líneas Pérdidas [kW]
Transformador 4-7 -62,92%
Transformador 5-9 -72,66%
Transformador 7-8 -21,09%
Transformador 7-9 -76,30%
Transformador 4-9 -77,04%
4.3.2. Caso de Estudio Con Optimización.
4.3.2.1. Ajuste de valores de potencia
Para este caso, se toman los valores obtenidos en el proceso de optimización realizado en MATLAB®
y se introducen en los generadores convencionales presentes en el sistema. Los valores con los que
se simuló se muestran en la Tabla 15.
65
Tabla 15. Resultados obtenidos para el sistema de 14 nodos
SISTEMA 14 NODOS
Esc. Convencional Esc. Alternativo Esc. G. Distribuida
Gen P (MW) $/MWh Gen P (MW) $/MWh Gen P (MW) $/MWh
G1 143,684 560,251 G1 105,585 419,424 G1 130,963 511,616
G2 70,026 314,410 G2 21,000 120,015 G2 44,455 210,018
G3 50,000 247,600 G3 40,225 205,166 G3 39,431 201,761
G10 9,000 22,662 G10 9,000 22,662
G11 3,500 8,775 G11 3,500 8,775
G12 6,100 15,324 G12 6,100 15,324
G13 13,500 34,115 G13 13,500 34,115
G14 14,900 37,694 G14 14,900 37,694
4.3.2.2. Perfiles de Tensión, Potencia Activa y Potencia Reactiva.
La comparación de las gráficas de los perfiles de tensión y potencia, presentes en el sistema durante
los diferentes escenarios de operación, están en el capítulo 5 de este trabajo.
4.3.2.3. Pérdidas en las líneas.
La información de las pérdidas en las líneas de este sistema de potencia se encuentra de la Tabla 55
a la Tabla 57 del anexo C y se grafican de la Ilustración 31 a la Ilustración 32.
Ilustración 31. Pérdidas en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
66
Ilustración 32. Pérdidas en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
Ilustración 33. Corriente máxima en las líneas del sistema IEEE 14 nodos en los tres escenarios de operación.
En la Tabla 16 se relaciona la diferencia porcentual entre las pérdidas en las líneas del escenario
convencional y el escenario generación distribuida.
En este caso, se observa como en las líneas 3-4 hay un aumento excesivo en las pérdidas, esto se
debe a que, por la ubicación de los nuevos generadores, la línea pasa de transportar 30 a 58 A, lo
que influye directamente en las pérdidas presentes en esas líneas.
67
En este caso se hace necesario hacer un estudio más profundo para concluir si estas líneas están en
la capacidad de soportar ese nivel de corriente sin afectar su correcta operación.
Si analizamos la variación de las demás líneas, sin contar las anteriormente mencionadas, se
obtienen variaciones de hasta un 89%.
Tabla 16. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en las líneas entre el escenario convencional y el escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LÍNEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
Líneas Pérdidas [kW] Líneas Pérdidas [kW]
Línea 1-2 -4,42% Línea 3-4 446,49%
Línea 1-5 -35,57% Línea 4-5 1,15%
Línea 10-11 44,13% Línea 6-11 -48,79%
Línea 12-13 -63,29% Línea 6-12 -89,58%
Línea 13-14 -65,04% Línea 6-13 -85,03%
Línea 2-3 -4,61% Línea 9-10 -8,43%
Línea 2-4 -44,72% Línea 9-14 -78,55%
Línea 2-5 -54,82%
4.3.2.4. Pérdidas en los transformadores.
La información de las pérdidas en los transformadores de este sistema de potencia se encuentra
de la Tabla 58 a la Tabla 60 del anexo C y se grafican en la Ilustración 34 .
Ilustración 34. Pérdidas presentes en los transformadores, en el sistema IEEE de 14 nodos.
68
En la Tabla 17 se relaciona la diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los
transformadores del escenario convencional y el escenario generación distribuida, donde se observa
una variación de hasta un 76,5%.
Tabla 17. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los transformadores entre el escenario convencional y el escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES SISTEMA IEEE 14 NODOS
Líneas Pérdidas [kW]
Transformador 4-7 -63,04%
Transformador 5-9 -72,61%
Transformador 7-8 -20,88%
Transformador 7-9 -75,92%
Transformador 4-9 -76,53%
69
4.4. Simulación Cuasi-Dinámica Del Sistema IEEE de 30 Nodos Con Fuentes
de Generación Distribuida
4.4.1. Caso de Estudio Sin Optimización.
Para este sistema de potencia cuenta con 6 generadores que alimentan 16 cargas tipo spot, 7
transformadores y un banco de capacitores. Los nodos de generación distribuida escogidos para
este caso, se ubicaron en los nodos que tenían cargas trifásicas en el sistema y que representaba un
10% de la carga total del sistema. En la Ilustración 20 e Ilustración 21 se observa la disposición de
estos nodos de generación distribuida en el sistema.
Ilustración 35. Ubicación de los nodos con generación distribuida en el sistema IEEE de 30 Nodos.
Los cambios observados en los diferentes nodos del sistema en cada uno de los escenarios de
operación, se describen a continuación:
4.4.1.1. Perfiles de Tensión, Potencia Activa. Y Potencia Reactiva.
La comparación de las gráficas de los perfiles de tensión y potencia, presentes en el sistema durante
los diferentes escenarios de operación, están en la sección 5 de este trabajo.
70
4.4.1.2. Pérdidas en las líneas.
La información de las pérdidas en las líneas de este sistema de potencia se encuentra de la Tabla 49
a la Tabla 51 en el anexo C.
De la Ilustración 36 a la Ilustración 38 se grafican la variación en las pérdidas presentes en las líneas
del sistema. Los valores de las pérdidas y demás datos obtenidos de los transformadores de este
sistema de potencia, en cada uno de los escenarios de simulación, se encuentra de la Tabla 39 a la
Tabla 41 del anexo D de este documento.
Ilustración 36. Pérdidas presentes en las líneas del sistema IEEE de 30 Nodos.
73
En la Tabla 18 se relaciona la diferencia porcentual entre las pérdidas en las líneas del escenario
convencional y el escenario generación distribuida. En este caso, se observa como en las líneas 29 y
32 hay un aumento excesivo en las pérdidas de las líneas, esto se debe a que, por la ubicación de
los nuevos generadores, las líneas pasan de transportar 40 a 130 Amperios (A) y 30 a 100 A
respectivamente, lo que influye directamente en las pérdidas presentes en esas líneas. En este caso
se hace necesario hacer un estudio más profundo para concluir si estas líneas están en la capacidad
de soportar ese nivel de corriente sin afectar su correcta operación.
Se analiza la variación de las demás líneas, sin contar las anteriormente mencionadas, se obtienen
variaciones de hasta un 97,3%.
Tabla 18. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en las líneas entre el escenario convencional y el escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
Líneas Pérdidas [kW] Líneas Pérdidas [kW]
Line 10 -24,2% Line 29 1227,2%
Line 11 21,1% Line 3 -27,0%
Line 12 29,6% Line 30 -16,1%
Line 15 -46,4% Line 31 10,9%
Line 16 a -37,5% Line 32 1024,8%
Line 16 b -37,5% Line 33 -1,7%
Line 17 -9,0% Line 34 -68,9%
Line 18 29,9% Line 35 -95,5%
Line 19 -10,9% Line 36 -94,0%
Line 2 -24,5% Line 37 -97,3%
Line 20 -35,5% Line 4 -27,4%
Line 21 -22,3% Line 5 -9,6%
Line 23 -35,9% Line 6 -25,2%
Line 24 -35,4% Line 7 -26,2%
Line 25 11,8% Line 8 32,4%
Line 26 -11,8% Line 9 -79,7%
Line 27 23,6% Line1 a -22,7%
Line 28 -11,7% Line1 b -22,7%
74
4.4.1.3. Pérdidas en los transformadores.
La información de las pérdidas en los transformadores de este sistema de potencia, en cada uno de
los escenarios de simulación, se encuentra de la Tabla 52 a la Tabla 54 del anexo C de este
documento. La Ilustración 39 relaciona las pérdidas de los transformadores en los tres escenarios
de simulación.
Ilustración 39. Pérdidas presentes en los transformadores del sistema IEEE de 30 Nodos.
En la Tabla 19 se relaciona la diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los
transformadores del escenario convencional y el escenario generación distribuida, donde se observa
una variación de hasta un 89%.
Tabla 19. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los transformadores entre el escenario convencional y el escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES SISTEMA IEEE 30 NODOS
Líneas Pérdidas [kW]
Transformador 10/9 -23,52%
Transformador 12/13 -5,63%
Transformador 28/27 -89,00%
Transformador 4/12 -29,75%
Transformador 6/10 -36,01%
Transformador 6/9 -35,49%
Transformador 9/11 -6,26%
75
4.4.2. Caso de Estudio Con Optimización.
4.4.2.1. Ajuste de valores de potencia
Para este caso, se toman los valores obtenidos en el proceso de optimización realizado en MATLAB®
y se introducen en los generadores convencionales presentes en el sistema.
Los valores con los que se simuló se muestran en la Tabla 20.
Tabla 20. Resultados obtenidos para el sistema de 30 nodos
Sistema 30 nodos
Convencional Alternativo G. Distribuida
Gen P (MW) $/MWh Gen P (MW) $/MWh Gen P (MW) $/MWh
G1 173,3735 460,9688 G1 112,0854 271,9107 G1 128,4042 319,4614
G2 48,0005 124,3217 G2 36,9187 88,4601 G2 35,9846 85,6337
G5 21,2204 65,2798 G5 19,3311 42,6868 G5 20,6909 47,4480
G8 24,3824 84,1772 G8 27,9493 97,3189 G8 33,3931 117,7829
G11 12,4963 41,3928 G11 18,5998 64,4482 G11 22,5782 80,4790
G13 12,0000 39,6000 G13 16,1541 54,9862 G13 18,3961 63,6487
G23 3,2000 4,5005 G23 4,5005 4,5005
G24 8,7000 12,3314 G24 12,3314 12,3314
G26 3,5000 4,9245 G26 4,9245 4,9245
G29 2,4400 3,4279 G29 3,4279 3,4279
G30 10,6000 15,0647 G30 15,0647 15,0647
4.4.2.2. Perfiles de Tensión, Potencia Activa. Y Potencia Reactiva.
La comparación de las gráficas de los perfiles de tensión y potencia, presentes en el sistema durante
los diferentes escenarios de operación, están en la sección 5 de este trabajo.
4.4.2.3. Pérdidas en las líneas.
La información de las pérdidas en las líneas de este sistema de potencia se encuentra de la Tabla 61
a la Tabla 63 en el Anexo C del documento.
78
Ilustración 42. Pérdidas presentes en las líneas del sistema IEEE de 30 Nodos.
En la Tabla 21 se relaciona la diferencia porcentual entre las pérdidas en las líneas del escenario
convencional y el escenario generación distribuida. En este caso, se observa como en las líneas 29 y
32 hay un aumento excesivo en las pérdidas de las líneas, esto se debe a que, por la ubicación de
los nuevos generadores, las líneas pasan de transportar 40 a 120 Amperios (A) y 10 a 60 A
respectivamente, lo que influye directamente en las pérdidas presentes en esas líneas. En este caso
se hace necesario hacer un estudio más profundo para concluir si estas líneas están en la capacidad
de soportar ese nivel de corriente sin afectar su correcta operación.
Se analiza la variación de las demás líneas, sin contar las anteriormente mencionadas, se obtienen
variaciones de hasta un 97,3%.
79
Tabla 21. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en las líneas entre el escenario convencional y el escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
Líneas Pérdidas [kW] Líneas Pérdidas [kW]
Line 10 -71,93% Line 29 1298,08%
Line 11 7,57% Line 3 -73,26%
Line 12 -18,93% Line 30 -46,62%
Line 15 -46,25% Line 31 -17,57%
Line 16 a -36,85% Line 32 12415,80%
Line 16 b -36,85% Line 33 -30,82%
Line 17 -2,41% Line 34 -68,99%
Line 18 61,59% Line 35 -95,47%
Line 19 -18,94% Line 36 -93,99%
Line 2 -69,82% Line 37 -97,35%
Line 20 -37,63% Line 4 -71,50%
Line 21 -23,96% Line 5 -50,20%
Line 23 -44,28% Line 6 -71,66%
Line 24 -49,10% Line 7 -77,55%
Line 25 2,59% Line 8 3,96%
Line 26 -23,15% Line 9 -89,90%
Line 27 7,66% Line1 a -68,74%
Line 28 -2,76% Line1 b -68,74%
4.4.2.4. Pérdidas en los transformadores.
La información de las pérdidas en los transformadores de este sistema de potencia, en cada uno de
los escenarios de simulación, se encuentra de la Tabla 64 a la Tabla 66 del anexo C.
80
Ilustración 43. Pérdidas presentes en los transformadores del sistema IEEE de 30 Nodos.
En la Tabla 22 se relaciona la diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los
transformadores del escenario convencional y el escenario generación distribuida, donde se observa
una variación de hasta un 89%.
Tabla 22. Diferencia porcentual entre las pérdidas presentes en los transformadores entre el escenario convencional y el escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES SISTEMA IEEE 30 NODOS
Líneas Pérdidas [kW]
Transformador 10/9 -6,11%
Transformador 12/13 3,54%
Transformador 28/27 -70,15%
Transformador 4/12 -42,93%
Transformador 6/10 -38,39%
Transformador 6/9 -59,19%
Transformador 9/11 12,56%
81
5. Análisis de Resultados
En este capítulo se exponen y analizan los cambios en las variables de cada uno de los escenarios de
simulación de los dos casos de estudio. Para la visualización de datos se dividió cada sistema IEEE
en zonas, las cuales agrupan cierta cantidad de nodos dependiendo del sistema. Esta división busca
que la cantidad de nodos en cada grafica permita visualizar de la mejor manera posible los diferentes
cambios en las variables de cada sistema.
5.1. Sistema IEEE de 14 Nodos.
Para el caso del sistema IEEE de 14 Nodos, en la zona 1 se encuentran los nodos1-7 y la zona 2 los
nodos 8-14.
5.1.1. Caso de Estudio Sin Optimización.
Para este caso, se toman los valores de potencia del sistema IEEE de 14 nodos original.
Se ejecutan los tres escenarios de simulación con los ajustes originales de potencia despachada en
cada uno de los generadores y con los nodos de generación distribuida despachando toda la
potencia simulada.
82
5.1.1.1. Perfiles de Tensión
Zona 2.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
83
3. Escenario Generación Distribuida
En esta zona se presenta un aumento significativo en el nivel de tensión de los nodos 9 a 14 durante
los escenarios 2 y 3. El punto donde se encuentran los cambios más significativos de tensión son
aquellos donde la curva de demanda tiene su segundo pico (entre las 14:00:00 y las 17:00:00).
El nivel de tensión entre las 08:00:00 y las 11:00:00, donde está presente el primer pico de demanda,
aumenta en el escenario alternativo porque hay una desconexión de las cargas en los nodos 10, 11,
12, 13 y 14.
Pero se nota de nuevo la caída en el nivel de tensión en este periodo, durante el escenario de
generación distribuida, ya que estas cargas están conectadas y demandan una cantidad
considerable de potencia que no es suplida por la GD, ya que solo está activa en el segundo pico, y
se nota un aumento en el perfil de tensión mientras estos nuevos nodos de carga están activos.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
84
5.1.1.2. Perfiles de Potencia Activa.
Zona 1.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
85
3. Escenario Generación Distribuida
Se denotan cambios importantes durante los dos picos del día.
En el escenario 2 se observa la disminución ya que las cargas presentes en los nodos 10-14, están
desconectadas y los nodos GD están aportando al sistema.
En el escenario 3 se observa que la GD contribuye a que disminuyan los picos presentes en el
escenario 1 sin importar que todas las cargas estén activas en el sistema, en especial en los nodos 1
y 2.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
86
Zona 2.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
39,400
28,800
18,200
7,6000
-3,0000
8: Power Flow, Active Power in MW
9: Power Flow, Active Power in MW
10: Power Flow, Active Power in MW
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /4
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
39,400
28,800
18,200
7,6000
-3,0000
8: Power Flow, Active Power in MW
9: Power Flow, Active Power in MW
10: Power Flow, Active Power in MW
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /4
DIg
SIL
EN
T
87
3. Escenario Generación Distribuida
El nodo 9, merece especial atención en este caso de estudio.
En el escenario 2, donde no están presentes las cargas 10, 11, 12, 13 y 14, se denota una disminución
de los valores presentes en los dos picos del día. Tomando en consideración que el primer pico del
día no tiene valores tan altos en todos los nodos, debido a que no están presentes todas las cargas
y las que están son suplidas, tanto por la GD como por los generadores convencionales.
En el escenario 3 se denota un aumento en el primer pico, en especial en el nodo 9, ya que todos
los generadores convencionales están atendiendo la demanda del sistema, y el transformador
presente en este nodo, está atendiendo la demanda del sistema. Pero para el segundo pico las
cargas están siendo atendidas también por la GD, lo que ocasiona que el segundo pico del sistema
no esté presente en este escenario con los niveles del primero, sino que, por el contrario, tenga
valores más bajos incluso que el primer escenario.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
39,400
28,800
18,200
7,6000
-3,0000
8: Power Flow, Active Power in MW
9: Power Flow, Active Power in MW
10: Power Flow, Active Power in MW
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /4
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
88
5.1.1.3. Perfiles de Potencia Reactiva.
Zona 1.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0,0000
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 14 NODOS QZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0,0000
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 14 NODOS QZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
89
3. Escenario Generación Distribuida
Se encuentran presentes comportamientos muy diferentes entre los tres escenarios.
A medida que aumentan los niveles de potencia que demandan las cargas, en el escenario 1, durante
el primer pico del día, presenta una disminución en los niveles de potencia reactiva en los nodos 1,
2, 3 y 4, los cuales retoman sus valores iniciales al finalizar los dos picos de demanda del día. Durante
los valores picos del día, ahí un aumento considerable de los niveles de potencia reactiva, en estos
nodos especialmente.
En el escenario dos el comportamiento es muy similar, sin embargo, no se presenta el aumento de
potencia reactiva durante las horas pico como si ocurría en el escenario 1. En adición en este
escenario al finalizar la hora pico y seguir en funcionamiento la GD, se presenta un pico de potencia
reactiva de nodos 1 y 2, hasta que se apaga la GD y vuelve a su funcionamiento habitual.
En el escenario 3, se presentan los picos de potencia reactiva que se veían en el escenario uno, pero
esta vez no superan los niveles alcanzados al comienzo del día, y también se presenta el pico que
representa el descenso en la demanda pero que todavía este activa la GD.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0,0000
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 14 NODOS QZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
90
5.1.2. Caso de Estudio Con Optimización.
5.1.2.1. Análisis del despacho económico y cambios de potencia por escenario de
simulación.
Las variaciones de potencia y costos de los generadores convencionales en el sistema de 14 nodos
se muestran en la Ilustración 41 y la Ilustración 42.
Ilustración 44 Cambios de potencia por escenario de simulación en sistema 14 nodos
Ilustración 45 Cambios de costo por escenario de simulación en sistema 14 nodos
Convencional Alternativo G. D.
G1 143,684 105,585 130,963
G2 70,026 21,000 44,455
G3 50,000 40,225 39,431
0
20
40
60
80
100
120
140
160
PO
TEN
CIA
Cambios de potencia por escenario de simulación
Convencional Alternativo G. D.
G1 560,251 419,424 511,616
G2 314,410 120,015 210,018
G3 247,600 205,166 201,761
0
100
200
300
400
500
600
CO
STO
$/M
WH
Cambios de costo por escenario de simulación
91
Diferencia porcentual de potencia por generador convencional
Escenario Alternativo Escenario GD
G1 -26,52% -8,85%
G2 -70,01% -36,52%
G3 -19,55% -21,14%
Tabla 23 Diferencia porcentual de potencia por escenario de simulación en sistema IEEE 14 nodos
Diferencia porcentual del costo por generador convencional
Escenario Alternativo Escenario GD
G1 -25,14% -8,68%
G2 -61,83% -33,20%
G3 -17,14% -18,51%
Tabla 24 Diferencia porcentual del costo por generador convencional por escenario de simulación en sistema IEEE 14 nodos
92
5.1.2.2. Perfiles de Tensión
Zona 2.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /2
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EN
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23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /2
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93
3. Escenario Generación Distribuida
La optimización no implica cambios significativos en los niveles de tensión.
En esta zona se presenta un aumento significativo en el nivel de tensión de los nodos 9 a 14 durante
los escenarios 2 y 3. El punto donde se encuentran los cambios más significativos de tensión son
aquellos donde la curva de demanda tiene su segundo pico (entre las 14:00:00 y las 17:00:00). El
nivel de tensión entre las 08:00:00 y las 11:00:00, donde está presente el primer pico de demanda,
aumenta en el escenario alternativo porque hay una desconexión de las cargas en los nodos 10, 11,
12, 13 y 14.
Pero se nota de nuevo la caída en el nivel de tensión en este periodo, durante el escenario de
generación distribuida, ya que estas cargas están conectadas y demandan una cantidad
considerable de potencia que no es suplida por la GD, ya que solo está activa en el segundo pico, y
se nota un aumento en el perfil de tensión mientras estos nuevos nodos de carga están activos.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
94
5.1.2.3. Perfiles de Potencia Activa.
Zona 1.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
95
3. Escenario Generación Distribuida
La optimización no implica cambios significativos en los niveles de potencia activa.
En esta zona se presenta un aumento significativo en el nivel de tensión de los nodos 9 a 14 durante
los escenarios 2 y 3. El punto donde se encuentran los cambios más significativos de tensión son
aquellos donde la curva de demanda tiene su segundo pico (entre las 14:00:00 y las 17:00:00).
El nivel de tensión entre las 08:00:00 y las 11:00:00, donde está presente el primer pico de demanda,
aumenta en el escenario alternativo porque hay una desconexión de las cargas en los nodos 10, 11,
12, 13 y 14.
Pero se nota de nuevo la caída en el nivel de tensión en este periodo, durante el escenario de
generación distribuida, ya que estas cargas están conectadas y demandan una cantidad
considerable de potencia que no es suplida por la GD, ya que solo está activa en el segundo pico, y
se nota un aumento en el perfil de tensión.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
96
Zona 2.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
39,400
28,800
18,200
7,6000
-3,0000
8: Power Flow, Active Power in MW
9: Power Flow, Active Power in MW
10: Power Flow, Active Power in MW
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ2
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /4
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
39,400
28,800
18,200
7,6000
-3,0000
8: Power Flow, Active Power in MW
9: Power Flow, Active Power in MW
10: Power Flow, Active Power in MW
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ2
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /4
DIg
SIL
EN
T
97
3. Escenario Generación Distribuida
La optimización no implica cambios significativos en los niveles de potencia activa.
Se denotan cambios importantes durante los dos picos del día. En el escenario 2 se observa la
disminución ya que las cargas presentes en los nodos 10-14, están desconectadas y los nodos GD
están aportando al sistema.
En el escenario 3 se observa que la GD contribuye a que disminuyan los picos presentes en el
escenario 1 sin importar que todas las cargas estén activas en el sistema, en especial en los nodos 1
y 2.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
39,400
28,800
18,200
7,6000
-3,0000
8: Power Flow, Active Power in MW
9: Power Flow, Active Power in MW
10: Power Flow, Active Power in MW
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ2
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /4
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,0950
1,0810
1,0670
1,0530
1,0390
1,0250
8: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
9: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
10: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
11: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
12: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
13: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
14: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 14 NODOS VZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
98
5.1.2.4. Perfiles de Potencia Reactiva.
Zona 1.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
100,00
80,000
60,000
40,000
20,000
0,0000
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 14 NODOS QZ1
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
100,00
80,000
60,000
40,000
20,000
0,0000
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 14 NODOS QZ1
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
99
3. Escenario Generación Distribuida
La optimización no implica cambios significativos en los niveles de potencia reactiva. A medida que
aumentan los niveles de potencia que demandan las cargas, en el escenario 1, durante el primer
pico del día, presenta una disminución en los niveles de potencia reactiva en los nodos 1, 2, 3 y 4,
los cuales retoman sus valores iniciales al finalizar los dos picos de demanda del día. Durante los
valores picos del día, ahí un aumento considerable de los niveles de potencia reactiva, en estos
nodos especialmente.
En el escenario dos el comportamiento es muy similar, sin embargo, no se presenta el aumento de
potencia reactiva durante las horas pico como si ocurría en el escenario 1. En adición en este
escenario al finalizar la hora pico y seguir en funcionamiento la GD, se presenta un pico de potencia
reactiva de nodos 1 y 2, hasta que se apaga la GD y vuelve a su funcionamiento habitual.
En el escenario 3, se presentan los picos de potencia reactiva que se veían en el escenario uno,
pero esta vez no superan los niveles alcanzados al comienzo del día, y también se presenta el pico
que representa el descenso en la demanda pero que todavía este activa la GD.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0,0000
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 14 NODOS QZ1
PERFILES DE VOLTAJE, POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/17/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
250,00
198,20
146,40
94,600
42,800
-9,0000
1: Power Flow, Active Power in MW
2: Power Flow, Active Power in MW
3: Power Flow, Active Power in MW
4: Power Flow, Active Power in MW
5: Power Flow, Active Power in MW
6: Power Flow, Active Power in MW
7: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 14 NODOS PZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
100
5.2. Sistema IEEE de 30 Nodos.
5.2.1. Caso de Estudio Sin Optimización.
Para este caso, se toman los valores de potencia del sistema IEEE de 30 nodos original. Se ejecutan
los tres escenarios de simulación con los ajustes originales de potencia despachada en cada uno de
los generadores y con los nodos de generación distribuida despachando toda la potencia simulada.
A continuación, se relacionan las gráficas de las zonas que presentaron cambios más relevantes
durante la simulación cuasi dinámica junto con la descripción de su comportamiento.
El sistema IEEE de 30 Nodos se dividió en tres zonas. La zona 1 tiene los nodos 1-10, la zona 2 los
nodos 11-20 y por último la zona 3 tiene los nodos 21-30.
101
5.2.1.1. Perfiles de Tensión
Zona 3.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
102
3. Escenario Generación Distribuida
En esta zona se presenta un aumento significativo en el nivel de tensión de los nodos 21 a 30 durante
los escenarios 2 y 3. El punto donde se encuentran los cambios más significativos de tensión son
aquellos donde la curva de demanda tiene su segundo pico (entre las 14:00:00 y las 17:00:00).
El nivel de tensión entre las 08:00:00 y las 11:00:00, donde está presente el primer pico de demanda,
aumenta en el escenario alternativo porque hay una desconexión de las cargas en los nodos 23, 24,
26, 29 y 30.
Pero se nota de nuevo la caída en el nivel de tensión en este periodo, durante el escenario de
generación distribuida, ya que estas cargas están conectadas y demandan una cantidad
considerable de potencia que no es suplida por la GD, ya que solo está activa en el segundo pico, y
se nota un aumento en el perfil de tensión mientras estos nuevos nodos de carga están activos.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
103
5.2.1.2. Perfiles de Potencia Activa.
Zona 2.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
15: Power Flow, Active Power in MW
16: Power Flow, Active Power in MW
17: Power Flow, Active Power in MW
18: Power Flow, Active Power in MW
19: Power Flow, Active Power in MW
20: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
15: Power Flow, Active Power in MW
16: Power Flow, Active Power in MW
17: Power Flow, Active Power in MW
18: Power Flow, Active Power in MW
19: Power Flow, Active Power in MW
20: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
104
3. Escenario Generación Distribuida
El nodo 12, merece especial atención en este caso de estudio.
En el escenario 2, donde no están presentes las cargas 23, 24, 26, 29 y 30, se denota una disminución
de los valores presentes en los dos picos del día. Tomando en consideración que el primer pico del
día no tiene valores tan altos en todos los nodos, debido a que no están presentes todas las cargas
y las que están son suplidas, tanto por la GD como por los generadores convencionales.
En el escenario 3 se denota un aumento en el primer pico, en especial en el nodo 12, ya que todos
los generadores convencionales están atendiendo la demanda del sistema, y el transformador
presente en este nodo, está atendiendo la demanda del sistema. Pero para el segundo pico las
cargas están siendo atendidas también por la GD, lo que ocasiona que el segundo pico del sistema
no esté presente en este escenario con los niveles del primero, si no que por el contrario, tenga
valores más bajos incluso que el primer escenario.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
15: Power Flow, Active Power in MW
16: Power Flow, Active Power in MW
17: Power Flow, Active Power in MW
18: Power Flow, Active Power in MW
19: Power Flow, Active Power in MW
20: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
15: Power Flow, Active Power in MW
16: Power Flow, Active Power in MW
17: Power Flow, Active Power in MW
18: Power Flow, Active Power in MW
19: Power Flow, Active Power in MW
20: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
105
Zona 3.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
-5,00
21: Power Flow, Active Power in MW
22: Power Flow, Active Power in MW
23: Power Flow, Active Power in MW
24: Power Flow, Active Power in MW
25: Power Flow, Active Power in MW
26: Power Flow, Active Power in MW
27: Power Flow, Active Power in MW
28: Power Flow, Active Power in MW
29: Power Flow, Active Power in MW
30: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /6
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
-5,00
21: Power Flow, Active Power in MW
22: Power Flow, Active Power in MW
23: Power Flow, Active Power in MW
24: Power Flow, Active Power in MW
25: Power Flow, Active Power in MW
26: Power Flow, Active Power in MW
27: Power Flow, Active Power in MW
28: Power Flow, Active Power in MW
29: Power Flow, Active Power in MW
30: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /6
DIg
SIL
EN
T
106
3. Escenario Generación Distribuida
El escenario 2, al no estar presentes las cargas 23, 24, 26, 29 y 30 se denota una caída importante
en los niveles de potencia activa de cada nodo, con la salvedad que en se denota el incremento en
el nivel de potencia que ocasiona la entrada en operación de la GD.
El escenario 3, al estar presentes todas las cargas se observa una modificación importante en los
niveles de potencia, ya que mantienen un compartimiento muy similar al del escenario 1, pero al
entrar en operación la GD, la potencia demanda por las cargas está siendo suplida por los nuevos
generadores, lo que ocasiona la ciada de tensión que de observa en el nodo 28.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
-5,00
21: Power Flow, Active Power in MW
22: Power Flow, Active Power in MW
23: Power Flow, Active Power in MW
24: Power Flow, Active Power in MW
25: Power Flow, Active Power in MW
26: Power Flow, Active Power in MW
27: Power Flow, Active Power in MW
28: Power Flow, Active Power in MW
29: Power Flow, Active Power in MW
30: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /6
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
107
5.2.1.3. Perfiles de Potencia Reactiva.
Zona 1.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
-20,00
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
8: Power Flow, Reactive Power in Mvar
9: Power Flow, Reactive Power in Mvar
10: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 30 NODOS QZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /7
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
-20,00
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
8: Power Flow, Reactive Power in Mvar
9: Power Flow, Reactive Power in Mvar
10: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 30 NODOS QZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /7
DIg
SIL
EN
T
108
3. Escenario Generación Distribuida
En el escenario uno, se identifican los picos de potencia reactiva presentes a lo largo del día.
En el escenario dos, se observa como los picos disminuyen con la salida de algunas cargas y con la
entrada en operación de los nodos de GD. Pero en el escenario 3 observa que, aunque los picos del
escenario 1, de nuevo están presentes, no alcanzan los mismos valores máximos que se veían en el
primer escenario. La entrada de la GD denota una disminución en los valores pico de potencia
reactiva.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
-20,00
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
8: Power Flow, Reactive Power in Mvar
9: Power Flow, Reactive Power in Mvar
10: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 30 NODOS QZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /7
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
-20,00
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
8: Power Flow, Reactive Power in Mvar
9: Power Flow, Reactive Power in Mvar
10: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 30 NODOS QZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /7
DIg
SIL
EN
T
109
5.2.2. Caso de Estudio Con Optimización.
Para este caso, se toman los valores de potencia del sistema IEEE de 30 nodos original. Se ejecutan
los tres escenarios de simulación con los ajustes originales de potencia despachada en cada uno de
los generadores y con los nodos de generación distribuida despachando toda la potencia simulada.
5.2.2.1. Análisis del despacho económico y cambios de potencia por escenario de
simulación
Las variaciones de potencia y costo para el sistema de 30 nodos se muestran en la Ilustración 46 y
la Ilustración 47 respectivamente. La Tabla 25 muestra la diferencia porcentual de potencia por
escenario de simulación en sistema IEEE 30 nodos, además, en la Tabla 26, están consignados la
diferencia porcentual de costo por escenario de simulación en sistema IEEE 30 nodos
Ilustración 46 Cambios de potencia por escenario de simulación en sistema 30 nodos.
G1 G2 G5 G8 G11 G13
Convencional 173,3735 48,0005 21,2204 24,3824 12,4963 12,0000
Alternativo 112,0854 36,9187 19,3311 27,9493 18,5998 16,1541
G. D. 128,4042 35,9846 20,6909 33,3931 22,5782 18,3961
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
PO
TEN
CIA
Cambios de potencia por escenario de simulación
110
Ilustración 47 Cambios de costo por escenario de simulación en sistema 30 nodos.
Diferencia porcentual de potencia por generador convencional
Escenario alternativo Escenario GD
G1 -35,35% -25,94%
G2 -23,09% -25,03%
G5 -8,90% -2,50%
G8 14,63% 36,96%
G11 48,84% 80,68%
G13 34,62% 53,30%
Tabla 25 Diferencia porcentual de potencia por escenario de simulación en sistema IEEE 30 nodos.
Diferencia porcentual de costo por generador convencional
Escenario alternativo Escenario GD
G1 -41,01% -30,70%
G2 -28,85% -31,12%
G5 -34,61% -27,32%
G8 15,61% 39,92%
G11 55,70% 94,43%
G13 38,85% 60,73%
Tabla 26 Diferencia porcentual de costo por escenario de simulación en sistema IEEE 30 nodos
G1 G2 G5 G8 G11 G13
Convencional 460,9688 124,3217 65,2798 84,1772 41,3928 39,6000
Alternativo 271,9107 88,4601 42,6868 97,3189 64,4482 54,9862
G. D. 319,4614 85,6337 47,4480 117,7829 80,4790 63,6487
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
CO
STO
$/M
Wh
Cambios de costo por escenario de simulación
111
A continuación, se relacionan las gráficas de las zonas que presentaron cambios más relevantes
durante la simulación cuasi dinámica junto con la descripción de su comportamiento.
5.2.2.2. Perfiles de Tensión
Zona 3.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
112
3. Escenario Generación Distribuida
En esta zona se presenta un aumento significativo en el nivel de tensión de los nodos 21 a 30 durante
los escenarios 2 y 3. El punto donde se encuentran los cambios más significativos de tensión son
aquellos donde la curva de demanda tiene su segundo pico (entre las 14:00:00 y las 17:00:00).
El nivel de tensión entre las 08:00:00 y las 11:00:00, donde está presente el primer pico de demanda,
aumenta en el escenario alternativo porque hay una desconexión de las cargas en los nodos 23, 24,
26, 29 y 30.
Pero se nota de nuevo la caída en el nivel de tensión en este periodo, durante el escenario de
generación distribuida, ya que estas cargas están conectadas y demandan una cantidad
considerable de potencia que no es suplida por la GD, ya que solo está activa en el segundo pico, y
se nota un aumento en el perfil de tensión mientras estos nuevos nodos de carga están activos.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
113
5.2.2.3. Perfiles de Potencia Activa.
Zona 2.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
15: Power Flow, Active Power in MW
16: Power Flow, Active Power in MW
17: Power Flow, Active Power in MW
18: Power Flow, Active Power in MW
19: Power Flow, Active Power in MW
20: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ2
PERFILES DE VOLTAJE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/22/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
15: Power Flow, Active Power in MW
16: Power Flow, Active Power in MW
17: Power Flow, Active Power in MW
18: Power Flow, Active Power in MW
19: Power Flow, Active Power in MW
20: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ2
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
114
3. Escenario Generación Distribuida
El nodo 12, merece especial atención en este caso de estudio.
En el escenario 2, donde no están presentes las cargas 23, 24, 26, 29 y 30, se denota una disminución
de los valores presentes en los dos picos del día. Tomando en consideración que el primer pico del
día no tiene valores tan altos en todos los nodos, debido a que no están presentes todas las cargas
y las que están son suplidas, tanto por la GD como por los generadores convencionales.
En el escenario 3 se denota un aumento en el primer pico, en especial en el nodo 12, ya que todos
los generadores convencionales están atendiendo la demanda del sistema, y el transformador
presente en este nodo, está atendiendo la demanda del sistema. Pero para el segundo pico las
cargas están siendo atendidas también por la GD, lo que ocasiona que el segundo pico del sistema
no esté presente en este escenario con los niveles del primero, si no que por el contrario, tenga
valores más bajos incluso que el primer escenario.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
15: Power Flow, Active Power in MW
16: Power Flow, Active Power in MW
17: Power Flow, Active Power in MW
18: Power Flow, Active Power in MW
19: Power Flow, Active Power in MW
20: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ2
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
50,00
37,50
25,00
12,50
0,00
-12,50
11: Power Flow, Active Power in MW
12: Power Flow, Active Power in MW
13: Power Flow, Active Power in MW
14: Power Flow, Active Power in MW
15: Power Flow, Active Power in MW
16: Power Flow, Active Power in MW
17: Power Flow, Active Power in MW
18: Power Flow, Active Power in MW
19: Power Flow, Active Power in MW
20: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ2
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
115
Zona 3.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
-5,00
21: Power Flow, Active Power in MW
22: Power Flow, Active Power in MW
23: Power Flow, Active Power in MW
24: Power Flow, Active Power in MW
25: Power Flow, Active Power in MW
26: Power Flow, Active Power in MW
27: Power Flow, Active Power in MW
28: Power Flow, Active Power in MW
29: Power Flow, Active Power in MW
30: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ3
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /6
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
-5,00
21: Power Flow, Active Power in MW
22: Power Flow, Active Power in MW
23: Power Flow, Active Power in MW
24: Power Flow, Active Power in MW
25: Power Flow, Active Power in MW
26: Power Flow, Active Power in MW
27: Power Flow, Active Power in MW
28: Power Flow, Active Power in MW
29: Power Flow, Active Power in MW
30: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ3
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /6
DIg
SIL
EN
T
116
3. Escenario Generación Distribuida
El escenario 2, al no estar presentes las cargas 23, 24, 26, 29 y 30 se denota una caída importante
en los niveles de potencia activa de cada nodo, con la salvedad que en se denota el incremento en
el nivel de potencia que ocasiona la entrada en operación de la GD.
El escenario 3, al estar presentes todas las cargas se observa una modificación importante en los
niveles de potencia, ya que mantienen un compartimiento muy similar al del escenario 1, pero al
entrar en operación la GD, la potencia demanda por las cargas está siendo suplida por los nuevos
generadores, lo que ocasiona la ciada de tensión que de observa en el nodo 28.
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
-5,00
21: Power Flow, Active Power in MW
22: Power Flow, Active Power in MW
23: Power Flow, Active Power in MW
24: Power Flow, Active Power in MW
25: Power Flow, Active Power in MW
26: Power Flow, Active Power in MW
27: Power Flow, Active Power in MW
28: Power Flow, Active Power in MW
29: Power Flow, Active Power in MW
30: Power Flow, Active Power in MW
SISTEMA IEEE 30 NODOS PZ3
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /6
DIg
SIL
EN
T
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
1,065
1,040
1,015
0,990
0,965
0,940
21: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
22: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
23: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
24: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
25: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
26: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
27: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
28: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
29: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
30: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
SISTEMA IEEE 30 NODOS VZ3
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
117
5.2.2.4. Perfiles de Potencia Reactiva.
Zona 1.
1. Escenario Convencional
2. Escenario Alternativo
23:59:0019:11:1214:23:2409:35:3604:47:4800:00:00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
-20,00
1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
8: Power Flow, Reactive Power in Mvar
9: Power Flow, Reactive Power in Mvar
10: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 30 NODOS QZ1
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO CONVENCIONAL
Date: 1/29/2017
Annex: /7
DIg
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0,00
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1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
8: Power Flow, Reactive Power in Mvar
9: Power Flow, Reactive Power in Mvar
10: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 30 NODOS QZ1
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO ALTERNATIVO
Date: 1/29/2017
Annex: /7
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118
3. Escenario Generación Distribuida
En el escenario 1, se identifican los picos de potencia reactiva presentes a lo largo del día.
En el escenario dos, se observa como los picos disminuyen con la salida de algunas cargas y con la
entrada en operación de los nodos de GD.
Pero en el escenario 3 observa que aunque los picos del escenario 1, de nuevo están presentes, no
alcanzan los mismos valores máximos que se veían en el primer escenario. La entrada de la GD
denota una disminución en los valores pico de potencia reactiva.
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1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
8: Power Flow, Reactive Power in Mvar
9: Power Flow, Reactive Power in Mvar
10: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 30 NODOS QZ1
PERFILES CON OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /7
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1: Power Flow, Reactive Power in Mvar
2: Power Flow, Reactive Power in Mvar
3: Power Flow, Reactive Power in Mvar
4: Power Flow, Reactive Power in Mvar
5: Power Flow, Reactive Power in Mvar
6: Power Flow, Reactive Power in Mvar
7: Power Flow, Reactive Power in Mvar
8: Power Flow, Reactive Power in Mvar
9: Power Flow, Reactive Power in Mvar
10: Power Flow, Reactive Power in Mvar
SISTEMA IEEE 30 NODOS QZ1
PERFILES SIN OPTIMIZACION ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Date: 1/29/2017
Annex: /7
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EN
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5. Conclusiones
• Los resultados obtenidos y el análisis realizado en los capítulos 3, 4 y 5, dan cumplimiento a
los tres objetivos específicos planteados, los cuales a su vez dan cumplimento al objetivo
general el cual es “Adaptar un algoritmo de optimización para el despacho de las unidades de
generación, convencionales y renovables de sistemas de potencia, minimizando costos”.
• Al comparar los valores de costo de generación obtenidos por los autores para el sistema
convencional IEEE de 30 nodos, se identificó que el mayor valor fue 804 $/h y el menor fue
800,48 $/h, frente al valor obtenido por PSO, el cual fue de 798.34 $/h. Con esto se comprueba
que hay una reducción en el valor obtenido para el costo final de generación implementando
el PSO como herramienta para el proceso de optimización.
• Los coeficientes utilizados en los generadores alternativos son un acercamiento general a su
modelamiento, por lo tanto, si se quisiera conocer los resultados de inclusión de un tipo de
generación particular, es necesario realizar el modelamiento, modificación y adaptación de
las ecuaciones actuales usadas en el cálculo de costos de generación, lo anterior teniendo en
cuenta que cada tipo de generación funciona de manera diferente y como consecuencia los
valores de los coeficientes puede variar de un tipo a otro.
• Tomando como base el procedimiento utilizado en el sistema IEEE de 30 nodos, se realizó la
adecuación de los elementos constitutivos y sus coeficientes, y se llevó a cabo el proceso de
optimización para el sistema IEEE de 14 nodos en cada uno de los escenarios propuestos,
obteniendo resultados similares, los cuales están adjuntos en el anexo D.
• En el escenario “Alternativo”, donde se evalúa el impacto de la salida total de algunas cargas
y la entrada de generación distribuida, se observa que, aunque la disminución en el perfil de
tensión obedece a la salida de ciertas cargas del sistema, el aporte de los generadores GD en
el sistema, no representa ningún impacto negativo, sino que, por el contrario, el sistema sigue
su normal funcionamiento.
• En el escenario “Generación Distribuida”, se observa que la entrada de generación distribuida
al sistema se traduce en una disminución en las pérdidas presentes en las líneas y en los
transformadores del sistema. En este escenario de simulación se tiene una disminución en
las pérdidas de las líneas de hasta un 89,81%. Las pérdidas en los transformadores del sistema
disminuyen hasta un 89,0% con un valor promedio de disminución de 32,24% en el sistema
IEEE de 14 nodos y de 62,00% en el sistema IEEE de 30 Nodos. La manera en que los nodos en
los cuales están presentes los nuevos sistemas de generación, suplen la demanda de las cargas
presentes en el sistema de 14 y 30 nodos, ocasiona que el nivel de corriente presente en la
mayoría de líneas y transformadores del sistema disminuya.
120
• En lo que concierne al sistema de potencia IEEE de 14 nodos, se demuestra que hay una
disminución promedio de 49,95% en las pérdidas de la mayoría de las líneas. Las líneas que
presentan un aumento significativo en las pérdidas son las líneas 10-11, 3-4, 9-10, con valores
de 44,13%, 446,49% y 22,56% respectivamente. En el caso de las líneas 9-10 y 10-11, este
aumento es causado por los flujos bidireccionales de potencia ocasionados por la ubicación
de unidades de generación en los nodos 10 y 11. Para el caso de la línea 3-4, se observa un
aumento en las pérdidas, lo cual demuestra que, si la ubicación de nuevas unidades de GD no
es la adecuada, puede incrementar las pérdidas, en este caso, perjudicaría el funcionamiento
de esta línea en específico.
• Para el sistema IEEE de 30 nodos, se demuestra que hay una disminución promedio de 32,82%
en las pérdidas de la mayoría de las líneas. Las líneas que, por el contrario, presentan un
aumento significativo en las pérdidas son las líneas 29 y 32, con valores de hasta 1298% y
1024% respectivamente. Los cambios en los flujos de corriente de este sistema al estar
presentes las nuevas tecnologías de generación en los nodos del sistema son la causa de esto,
ya que existe un aumento de las corrientes presentes en las líneas, lo que ocasiona el aumento
en las pérdidas.
• Los transformadores presentes en el sistema originalmente, cumplen la función de adecuar el
nivel de tensión de los nodos de generación convencional para suplir la demanda de las cargas.
Al entrar nuevos generadores, los cuales suplen la demanda de ciertos nodos del sistema, la
demanda total de las cargas presentes en el sistema disminuye, lo que ocasiona que en los
transformadores disminuyan las pérdidas del sistema, ya que las corrientes presentes en ellos
son menores a las de los sistemas originales.
• Un estudio previo de ubicación óptima de GD en los sistemas, cuyo objetivo sea determinar
ubicación y tamaño de múltiples fuentes de GD y minimizar las pérdidas de potencia totales
del sistema, permitiría aumentar las ventajas de la inclusión de GD en el sistema, restringiendo
la cantidad de líneas que presentaron un aumento en el nivel de pérdidas.
• Pasar de tener presentes en la red, nodos PQ a nodos PV (nodos GD), ocasionan que estos no
estén en la capacidad de aportar reactivos al sistema. Para esta compensación se hace
necesaria la entrada de tecnologías compensadoras de reactivos en el sistema de potencia.
• Durante el desarrollo de este trabajo de investigación se calcularon las corrientes de
cortocircuito en los nodos de los sistemas IEEE objeto de estudio. Los resultados obtenidos no
permitieron determinar la variación en las corrientes de cortocircuito en cada uno de los
nodos, debido a que, para ello es necesario que en DIgSILENT® Powerfactory, se simulen los
dispositivos de electrónica de potencia de cada uno de las tecnologías de generación
distribuida presentes en los sistemas del estudio, ya que esto permite evaluar los aportes de
estos dispositivos a los niveles de cortocircuito en cada uno de los nodos del sistema.
121
6. Aportes
• Se desarrolló un software en Matlab el cual permite realizar el cálculo del costo de generación
para cualquier sistema. La base de datos del software cuenta con el sistema IEEE de 14 y 30
nodos, así como de los sistemas IEEE 13, 34 y 37 nodos, cuyos valores de flujo de carga están
determinados por IEEE y consignados en [70].
• De igual manera durante el desarrollo de la investigación se simularon también los sistemas IEEE
de 9, 13, 34 y 37 Nodos. Estas simulaciones permitieron identificar también problemas a la hora
de correr flujos de carga convencionales en los sistemas de potencia. Estos sistemas de
potencias simulados y validados quedan en poder del grupo de investigación GCEM-UD para
que puedan ser utilizados por futuros estudiantes investigadores del grupo.
7. Trabajos Futuros
El desarrollo y la investigación realizada en este trabajo de grado dan paso al estudio del
comportamiento de sistemas de potencia cuando solo hay un generador en el sistema de potencia
y se introducen fuentes de generación distribuida. Esta investigación implicaría el cálculo de los
coeficientes para cada tipo de generador para realizar la optimización del despacho económico.
En adición, si se quiere conocer los cambios en los niveles de cortocircuito en el sistema de potencia
es necesario que en DIgSILENT® Powerfactory, se simulen los dispositivos de electrónica de potencia
presentes en las tecnologías de generación distribuida incluidas en los sistemas del estudio, ya que
esto permite determinar los aportes de estos dispositivos a los niveles de cortocircuito en cada uno
de los nodos del sistema.
Realizar un estudio de viabilidad económica en el cual se analice la implementación de un proyecto
de generación distribuida con cualquiera de las capacidades simuladas en este trabajo de
investigación. Este análisis incluiría el cálculo de las áreas necesarias para la central de generación,
adquisición, instalación y puesta en funcionamiento de todos los equipos eléctricos necesarios,
costos de producción, así como el análisis del impacto que traen los beneficios económicos y
subsidios que ha implementado el gobierno nacional.
Realizar el análisis de los precios de venta de la energía en los sistemas con generación distribuida,
teniendo en cuenta los mecanismos de venta de energía utilizados en el país y como se tendría el
carácter aleatorio de estas fuentes de generación.
122
9. Publicaciones
Durante el desarrollo de este trabajo de grado se obtuvo la siguiente producción académica.
Trabajos Aprobados
Seminario internacional (Sesión de posters)
J. Gómez, L. Gaitan, E. Rivas, “Particle Swarm Optimization Applied to Economic Dispatches”, IEEE
Workshop on Power Electronics and Power Quality Applications PEPQA 2017.
Artículos de Conferencia
L. Gaitan, J. Gómez, E. Rivas, “Análisis Cuasi-Dinámico De La Inclusión De Generación Distribuida En
Sistemas Eléctricos De Potencia, Caso De Estudio: Sistema IEEE De 30 Nodos”, Simposio
Internacional sobre Calidad de la Energía Eléctrica SICEL 2017.
J. Gómez, L. Gaitan, E. Rivas, “Particle Swarm Optimization Applied to the Economic Dispatch in a
Power System with Distributed Generation, Study Case: IEEE 14 Nodes System”, Workshop on
Engineering Applications 2017.
123
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130
ANEXO A.
Comparación Entre Los Algoritmos Genéticos Y La Optimización
Por Enjambre De Partículas.
Tabla 27. Datos obtenidos por diferentes autores en el sistema IEEE 30 nodos (GA, MGA, GA-MGA, TABU, GAF OPF).
Nodo GA MGA GA-MGA Tabu GAF OPF
PG1 175.2708 180.1945 183.7565 176 174.96
PG2 54.00526 48.13875 46.7759 48.76 50.353
PG5 19.4533 21.56847 21.2341 21.56 21.451
PG8 12.77906 12.30196 15.7582 22.05 21.176
PG11 16.12452 15.35001 10.7189 12.44 12.667
PG13 15.11279 15.13691 14.409 12 12.11
Costo ($/h)
803.2197 801.9229 800.4869 802.2 802
Pérdidas 9.3457 9.2906 9.2226 9.45 9.323
Tabla 28. Datos obtenidos por diferentes autores en el sistema IEEE 30 nodos (GA OPF, RGA, EP, GA fuzzy, GA-MGA).
Nodo GA OPF RGA EP GA fuzzy GA-MGA
PG1 175.64 174 173.84 178.17 183.7565
PG2 48.941 46.8 49.998 45.16 46.7759
PG5 21.176 22 21.386 20.65 21.2341
PG8 22.647 23.9 22.63 21.29 15.7282
PG11 12.431 11 12.928 15.16 10.7189
PG13 12 14.5 12 12 14.409
Costo ($/h)
802.38 804 802.62 801.21 800.4869
Pérdidas 9.439 8.84 9.39 9.03 9.2226
131
Tabla 29. Potencias obtenidas, costo y pérdidas en los generadores de 20 a 100 iteraciones
Nodo/Iteración 20 40 60 80 100
PG1 169.7475 172.8281 173.5663 173.4391 173.3083
PG2 48.1583 48.1664 48.1014 47.9705 47.8994
PG5 20.7832 21.4258 21.0312 21.0854 21.3873
PG8 27.5772 24.3172 24.6033 24.1599 21.3919
PG11 12.5721 12.2854 12.1934 12.8257 12.4737
PG13 12.3821 12.4163 12 12 12
Costo ($/h) 798.8066856 798.3706633 798.3522583 798.3510703 787.4527828
Pérdidas 7.8204 8.0392 8.0956 8.0806 5.0606
Tabla 30. Potencias obtenidas, costo y pérdidas en los generadores de 100 a 200 iteraciones.
Nodo/Iteración 100 120 140 160 180 200
PG1 173.3083 173.0777 173.5707 173.3724 173.3593 173.2858
PG2 47.8994 48.0985 47.8636 47.9133 48.0226 48.0386
PG5 21.3873 21.351 21.275 21.3479 21.2231 21.3114
PG8 21.3919 24.351 24.5307 24.4416 24.3915 24.476
PG11 12.4737 24.256 12.2782 12.3914 12.4765 12.354
PG13 12 12.669 12 12 12 12
Costo ($/h) 787.45278 846.57314 798.48029 798.34652 798.34619 798.34644
Pérdidas 5.0606 20.4032 8.1182 8.0666 8.073 8.0658
Tabla 31. Coeficientes sistema IEEE de 30 con el seno en sus componentes.
Nodo a b c d e Pmin Pmax
PG1 0.0016 2 150 50 0.063 50 200
PG2 0.01 2.5 25 40 0.098 20 80
PG5 0.0625 1 0 0 0 15 50
PG8 0.00834 3.25 0 0 0 10 35
PG11 0.025 3 0 0 0 10 30
PG13 0.025 3 0 0 0 12 40
132
ANEXO B.
Simulación De Los Sistemas IEEE De 14 y 30 Nodos En Digsilent®
Powerfactory.
1. Sistema IEEE de 14 Nodos.
El sistema IEEE de 14 nodos es la representación del sistema eléctrico del sistema del medio oeste
de los estados unidos en 1962. Los datos de este sistema de potencia entraron en el IEEE Common
Data Format por Rich Christie en la Universidad de Washington en agosto de 1993 [71].
Ilustración 48. Diagrama del Sistema IEEE 14 Nodos.
1.1. Datos del Sistema IEEE de 14 Nodos.
En [72] se señala que este sistema de prueba IEEE tiene 11 cargas, 5 generadores, 17 líneas de
trasmisión, 3 transformadores de potencia, los cuales están interconectados como se ve en la
Ilustración 7. Se replicó los datos de la simulación que se encuentra en [71]. La información de este
sistema de potencia se encuentra de la Tabla 32 a la Tabla 37.
133
Tabla 32. Datos de tensión en los nodos del sistema IEEE de 14 nodos.
Tensión de Nodos
Nodo Tensión [kV] Nodo Tensión [kV]
1 132,0 8 11,0
2 132,0 9 33,0
3 132,0 10 33,0
4 132,0 11 33,0
5 132,0 12 33,0
6 33,0 13 33,0
7 1,0 14 33,0
Tabla 33. Datos de los generadores presentes en el sistema IEEE de 14 nodos.
Datos Generadores
Nodo Potencia
Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
Potencia Aparente
[MVA]
Tensión Nominal
[kV]
Tensión p.u.
1 232,4 -16,9 400,0 132,0 1,06
2 40,0 42,4 100,0 132,0 1,045
3 0,0 23,4 100,0 132,0 1,01
6 0,0 12,2 100,0 33,0 1,07
8 0,0 17,4 55,0 11,0 1,09
Tabla 34. Datos de los transformadores presentes en el sistema IEEE de 14 Nodos.
Datos de los Transformadores
Transformador Capacidad
[MVA] Tensión Lado de Alta [kV]
Tensión Lado de Baja [kV]
Resistencia p.u.
Reactancia p.u.
T 4-7 100 132 Gr. W 1 Gr. W 0 0,20912
T 4-9 100 132 Gr. W 33 Gr. W 0 0,55618
T 5-6 100 132 Gr. W 33 Gr. W 0 0,25202
T 7-8 100 1 Gr. W 11 Gr. W 0 0,17615
T 7-9 100 1 Gr. W 33 Gr. W 0 0,11001
134
Tabla 35. Datos de las líneas de distribución presentes en el sistema IEEE de 14 Nodos.
Datos de Líneas
Nodo i Nodo j Resistencia
[Ω/km] Reactancia
[Ω/km] Susceptancia
[µS/km]
1 2 3,69073 11,26830 277,253
1 5 10,28950 42,47570 258,349
10 11 0,97660 2,28611 -
12 13 2,62950 2,37907 -
13 14 2,03449 4,14231 -
2 3 8,94878 37,70140 229,994
2 4 11,06650 33,57840 196,387
2 5 10,84560 33,11370 178,534
3 4 12,76140 32,57100 181,685
4 5 2,54237 8,01943 67,2128
6 11 1,13050 2,36741 -
6 12 1,46294 3,04478 -
6 13 0,78735 1,55054 -
9 10 0,37862 1,00576 -
9 14 1,51293 3,21820 -
Tabla 36. Datos del capacitor tipo shunt, presente en el sistema IEEE de 14 nodos.
Datos Cargas Tipo “Spot”
Nodo Tensión
[kV] [MVAR]
9 33 19
Tabla 37. Datos de las cargas tipo Spot, presentes en el sistema IEEE de 14 nodos.
Datos Cargas Tipo “Spot”
Nodo Potencia Activa
[MW] Potencia Reactiva
[Mvar] Nodo
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
2 21,70 12,7 10 9,0 5,8
3 94,4 19,0 11 3,5 1,8
4 47,8 -3,9 12 6,1 1,6
5 7,6 1,6 13 13,5 5,8
6 11,2 7,5 14 14,9 5,0
9 29,5 16,6 - - -
135
Ilustración 49. Simulación del Sistema IEEE de 14 Nodos en DIgSILENT® Powerfactory.
5 4
3
2
1413
12 11
9
8
7
6
10
1
PowerFactory 15.1.7
Red IEEE 14 Nodos
Ingenieria Electrica Universidad Distrital Francisco Jose de Caldas
Luis Felipe Gaitan - Juan David Gomez
Project: IEEE 14 Graphic: IEEE 14 Nodos Date: 12/25/2016 Annex:
SC 9
L 9lodtyp_pq
L 6lodtyp_pq
L 5lodtyp_pq
L 4lodtyp_pq
L 3lodtyp_pq
L 2lodtyp_pq
L 14lodtyp_pq
L 13lodtyp_pq
L 12lodtyp_pq
L 11lodtyp_pq
L10lodtyp_pq
G ~C
S8
tsym
_8..
G~
CS
6ts
ym
_6_1
G~
CS3tsym_3..
G~G2
tsym_2_1
G~
G1tsym_1..
Trf 7-9ttrf_9_7_1
Trf 7-8ttrf_7_8_1
Trf
5-9
ttrf
_5_6_1
Ttr
f 4-9
ttrf
_4_9_1
Trf 4-7ttrf_4_7_1
Lin
e 9
-14
tlne_9_14_1
Lin
e 9
-10
tlne_9_10_1
Lin
e 6
-13
tlne_6_13_1
Lin
e 6
-12
tlne_6_12_1
Lin
e 6
-11
tlne_6_11_1
Line 4-5tlne_4_5_1
Line 3-4tlne_3_4_1
Line 2-5tlne_2_5_1
Line 2-4tlne_2_4_1
Line 2-3tlne_2_3_1
Line 1-5tlne_1_5_1
Line 1-2tlne_1_2_1
Line 13-14tlne_13_14_1
Lin
e 1
2-1
3tlne_12_13_1
Lin
e 1
0-1
1tlne_10_11
DIg
SIL
EN
T
136
2. Sistema IEEE de 30 Nodos.
El sistema IEEE de 30 nodos corresponde a una red eléctrica del medio este de los Estados Unidos
(Nueva Inglaterra), tiene 6 generadores, 41 líneas de transmisión; 7 transformadores; y tiene una
demanda del sistema de 283.4 MW y 126.2 MVAr [73] [74].
Ilustración 50. Diagrama del Sistema IEEE 30 Nodos.
2.1. Datos del Sistema IEEE de 30 Nodos.
En [75] se señala que este sistema consta de 21 nodos de carga; 41 elementos de transmisión, entre
los que se encuentran líneas y transformadores; y 6 nodos de tensión controlado (generación). Estos
nodos de tensión controlada están compuestos por dos generadores síncronos y cuatro sincro-
condensadores.
Se replicó los datos de la simulación que se encuentra en [71]. La información de este sistema de
potencia se encuentra de la Tabla 38 a la Tabla 42.
137
Tabla 38. Datos de los Nodos presentes en el sistema IEEE de 30 nodos.
Tensión de Nodos
Nodo Tensión [kV] Nodo Tensión [kV]
1 132 16 33
2 132 17 33
3 132 18 33
4 132 19 33
5 132 20 33
6 132 21 33
7 132 22 33
8 132 23 33
9 1 24 33
10 33 25 33
11 11 26 33
12 33 27 33
13 11 28 132
14 33 29 33
15 33 30 33
Tabla 39. Datos de los generadores presentes en el sistema IEEE de 30 nodos.
Datos Generadores
Nodo Potencia
Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
Potencia Aparente
[MVA]
Tensión Nominal
[kV]
Tensión p.u.
1 260,2 -16,1 400,0 132,0 1,06
2 40, 50, 100,0 132,0 1,045
5 0, 37, 100,0 132,0 1,01
8 0, 37,3 100,0 132,0 1,01
11 0, 16,2 100,0 11,0 1,082
13 0, 10,2 100,0 11,0 1,071
138
Tabla 40. Datos de los transformadores presentes en el sistema IEEE de 30 Nodos.
Datos de los Transformadores.
Transformador MVA Tensión Lado de Alta [kV]
Tensión Lado de Baja [kV]
Resistencia p.u.
Reactancia p.u.
T 4-7 100 134,96 Gr. W 24,9 Gr. W 0 0,20912
T 4-9 100 133,72 Gr. W 34,5 Gr. W 0 0,55618
T 5-9 100 128,61 Gr. W 34,5 Gr. W 0 0,25202
T 7-8 100 24,9 Gr. W 13,8 Gr. W 0 0,17615
T 7-9 100 34,5 Gr. W 24,9 Gr. W 0 0,11001
Tabla 41. Datos de las líneas de distribución presentes en el sistema IEEE de 30 Nodos.
Datos de Líneas
Nodo i Nodo j Resistencia
[Ω/km] Reactancia
[Ω/km] Susceptancia
[µS/km]
1 2 0,0192 0,0575 0,0264
1 3 0,0452 0,1852 0,0204
2 4 0,0570 0,1737 0,0184
3 4 0,0132 0,0379 0,0042
2 5 0,0472 0,1983 0,0209
2 6 0,0581 0,1763 0,0187
4 6 0,0119 0,0414 0,0045
5 7 0,0460 0,1160 0,0102
6 7 0,0267 0,0820 0,0085
6 8 0,0120 0,0420 0,0045
6 9 0,0000 0,2080 -
6 10 0,0000 0,5560 -
9 11 0,0000 0,2080 -
9 10 0,0000 0,1100 -
4 12 0,0000 0,2560 -
12 13 0,0000 0,1400 -
12 14 0,1231 0,2559 -
12 15 0,0662 0,1304 -
12 16 0,0945 0,1987 -
14 15 0,2210 0,1997 -
16 17 0,0824 0,1923 -
15 18 0,1073 0,2185 -
18 19 0,0639 0,1292 -
19 20 0,0340 0,0680 -
139
Datos de Líneas
Nodo i Nodo j Resistencia
[Ω/km] Reactancia
[Ω/km] Susceptancia
[µS/km]
10 20 0,0936 0,2090 -
10 17 0,0324 0,0845 -
10 21 0,0348 0,0749 -
10 22 0,0727 0,1499 -
21 22 0,0116 0,0236 -
15 23 0,1000 0,2020 -
22 24 0,1150 0,1790 -
23 24 0,1320 0,2700 -
24 25 0,1885 0,3292 -
25 26 0,2544 0,3800 -
25 27 0,1093 0,2087 -
28 27 0,0000 0,3960 -
27 29 0,2198 0,4153 -
27 30 0,3202 0,6027 -
29 30 0,2399 0,4533 -
8 28 0,0636 0,2000 -
6 28 0,0169 0,0599 -
Tabla 42. Datos de las cargas tipo Spot, presentes en el sistema IEEE de 30 nodos.
Datos Cargas “Spot”
Nodo MW Mvar Nodo MW Mvar
2 21.7 12.7 17 9.0 5.8
3 2.4 1.2 18 3.2 0.9
4 7.6 1.6 19 9.5 3.4
5 94.2 19.0 20 2.2 0.7
7 22.8 10.9 21 17.5 11.2
8 30.0 30.0 23 3.2 1.6
10 5.8 2.0 24 8.7 6.7
12 11.2 7.5 26 3.5 2.3
14 6.2 1.6 29 2.4 0.9
15 8.2 2.5 30 10.6 1.9
16 3.5 1.8 -- -- --
140
Ilustración 51. Simulación del Sistema IEEE de 30 Nodos en DIgSILENT® Powerfactory.
752
86431
9
11
1017161213
20
222119181514
23 2624 25
28272930
PowerFactory 15.1.7
Red IEEE de 30 Nodos
Ingenieria Electrica Universidad Distri tal Francisco Jose de Caldas
Luis Felipe Gaitan - Juan David Gomez
Project:
Graphic: Grid
Date: 12/25/2016
Annex:
Lin
e 1
6 b
Lin
e 1
0/2
1
Lin
e1 b
Lin
e 1
/2
Transformador 9/112-Winding Transformer Type 11/9
Transformador 10/92-Winding Transfo..
Transformador 12/132-Winding Transformer Type 12/13
Transformador 6/102-Winding Transformer 6/10
Transformador 6/92-Winding Transformer 6/9
General Load 30General Load Type
General Load 20General Load Type
General Load 19General Load Type
General Load 18General Load Type
General Load 17General Load Type
General Load 16General Load Type
General Load 15General Load Type
General Load 14General Load Type
General Load 13General Load Type
General Load 12General Load Type
General Load 11General Load Type
General Load 10General Load Type
General Load 9General Load Type
General Load 8General Load Type
General Load 7General Load Type
General Load 6General Load Type
General Load 5General Load Type
General Load 4General Load Type
General Load 3General Load Type
General Load 2General Load Type
General Load 1General Load Type
Lin
e 1
1Lin
e 6
/7
Transformador 28/272-Winding Transformer 28/27
Lin
e 3
3Lin
e 2
5/2
7
Line 32Line 24/25
Line 30Line 22/24
Lin
e 2
4Lin
e 1
5/2
3
Line 21Line 12/14
Lin
e 2
0Lin
e 1
2/1
5
Line 18Line 10/17
Line 17Line 10/20
Lin
e 1
6 a
Lin
e 1
0/2
1
Line 3Line 2/6
Line 8Line 5/7
Line 4Line 2/4
SG~
Generador Nodo 2Synchronous Machine Nodo 2
Line 6Line 3/4
Transformador 4/122-Winding Transformer 4/12
Lin
e 1
2Lin
e 8
/28
Line 5Line 2/5
Lin
e1 a
Lin
e 1
/2
SG~
Generador Nodo 5Synchronous Machine Nodo 5
SG~
Generador Nodo 8Synchronous Machine Nodo 8
Line 10Line 6/8
Lin
e 9
Lin
e 6
/28
Line 7Line 7/6
SG~
Generador Nodo 1Synchronous Mac..
Line 2Line 1/3
SG~
Generador Nodo 11Synchronous Machine Nodo 11
SG~
Generador Nodo 13Synchronous Machine Nodo 13
Line 15Line 10/22
Line 26Line 16/17
Line 19Line 12/16
Lin
e 2
8Lin
e 1
9/2
0
Line 27Line 18/19
Line 25Line 15/18
Line 23Line 14/15
Line 29Line 21/22
Line 31Line 23/24
Line 34Line 25/26
Line 35Line 27/30
Line 37Line Type(1)
Line 36Line 27/29
DIg
SIL
EN
T
141
ANEXO C.
Tablas Con Los Valores De Pérdidas En Líneas, Transformadores
Para El Sistema IEEE de 30 Nodos
1. Caso de Estudio Sin Optimización.
1.1. Sistema IEEE de 14 Nodos.
1.1.1. Pérdidas en las líneas.
Tabla 43. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario convencional.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1-2 0,658 0,837 78,582 4765,869 1588,623 1588,623
Line 1-5 0,314 0,418 74,999 3049,930 1016,643 1016,643
Line 10-11 0,074 1,673 4,412 15,974 5,325 5,325
Line 12-13 0,031 1,673 1,831 7,403 2,468 2,468
Line 13-14 0,101 1,673 6,054 62,641 20,880 20,880
Line 2-3 0,308 0,418 73,522 2547,792 849,264 849,264
Line 2-4 0,236 0,418 56,475 1847,520 615,840 615,840
Line 2-5 0,174 0,418 41,620 987,566 329,189 329,189
Line 3-4 0,104 0,418 24,897 405,198 135,066 135,066
Line 4-5 0,277 0,418 66,157 581,256 193,752 193,752
Line 6-11 0,139 1,673 8,300 65,437 21,812 21,812
142
Tabla 44. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1-2 0,382 0,837 45,614 1608,348 536,116 536,116
Line 1-5 0,163 0,418 39,067 823,205 274,402 274,402
Line 10-11 0,108 1,673 6,425 33,874 11,291 11,291
Line 12-13 0,005 1,673 0,301 0,201 0,067 0,067
Line 13-14 0,026 1,673 1,543 4,068 1,356 1,356
Line 2-3 0,254 0,418 60,792 1736,919 578,973 578,973
Line 2-4 0,130 0,418 31,115 552,246 184,082 184,082
Line 2-5 0,076 0,418 18,101 184,145 61,382 61,382
Line 3-4 0,154 0,418 36,754 905,180 301,727 301,727
Line 4-5 0,235 0,418 56,110 417,658 139,219 139,219
Line 6-11 0,055 1,673 3,257 10,077 3,359 3,359
Tabla 45. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos Generación Distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO GENERACIÓN DISTRIBUIDA
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1-2 0,516 0,837 61,653 2933,663 977,888 977,888
Line 1-5 0,237 0,418 56,669 1741,131 580,377 580,377
Line 10-11 0,087 1,673 5,213 22,294 7,431 7,431
Line 12-13 0,018 1,673 1,098 2,665 0,888 0,888
Line 13-14 0,061 1,673 3,617 22,368 7,456 7,456
Line 2-3 0,280 0,418 66,978 2112,988 704,329 704,329
Line 2-4 0,182 0,418 43,482 1090,370 363,457 363,457
Line 2-5 0,124 0,418 29,635 499,173 166,391 166,391
Line 3-4 0,129 0,418 30,838 631,936 210,645 210,645
Line 4-5 0,254 0,418 60,673 488,754 162,918 162,918
Line 6-11 0,099 1,673 5,940 33,511 11,170 11,170
143
1.1.2. Pérdidas en los transformadores.
Tabla 46. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Convencional.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 4-7 32,44 8,00 8,00 0,14 18,73 32,44 32,44
T 5-9 43,51 14,39 14,39 0,20 0,73 44,66 41,62
T 7-8 20,51 3,20 3,20 1,08 11,84 20,51 20,51
T 7-9 27,59 5,79 5,79 0,48 15,93 27,59 27,59
T 4-9 15,38 1,80 1,80 0,07 0,26 15,18 14,71
Tabla 47. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 4-7 14,60 1,62 1,62 0,06 8,43 14,60 14,60
T 5-9 16,20 1,99 1,99 0,07 0,27 16,62 15,49
T 7-8 13,84 1,46 1,46 0,73 7,99 13,84 13,84
T 7-9 1,09 0,01 0,01 0,02 0,63 1,09 1,09
T 4-9 0,53 0,002 0,002 0,00 0,01 0,52 0,51
Tabla 48. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Generación Distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 4-7 19,75 2,97 2,97 0,09 11,40 19,75 19,75
T 5-9 22,75 3,93 3,93 0,10 0,38 23,35 21,76
T 7-8 18,22 2,52 2,52 0,96 10,52 18,22 18,22
T 7-9 13,43 1,37 1,37 0,23 7,75 13,43 13,43
T 4-9 7,37 0,41 0,41 0,03 0,12 7,27 7,05
144
1.2. Sistema IEEE de 30 Nodos.
1.2.1. Pérdidas en las líneas.
Tabla 49. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario convencional.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1 a 0,36 36,06 2610,59 870,2 870,2 870,2
Line 1 b 0,36 36,06 2610,59 870,2 870,2 870,2
Line 2 0,36 36,31 3114,44 1038,15 1038,15 1038,15
Line 3 0,25 25,33 1948,11 649,37 649,37 649,37
Line 4 0,18 18,42 1010,7 336,9 336,9 336,9
Line 5 0,35 34,57 2949 983 983 983
Line 6 0,35 35,32 860,82 286,94 286,94 286,94
Line 7 0,31 31,35 611,48 203,83 203,83 203,83
Line 8 0,09 8,73 183,32 61,11 61,11 61,11
Line 9 0,08 8,33 60,5 20,17 20,17 20,17
Line 10 0,13 13,43 113,15 37,72 37,72 37,72
Line 11 0,16 16,5 379,95 126,65 126,65 126,65
Line 12 0,01 1,24 5,15 1,72 1,72 1,72
Line 15 0,16 15,82 59,46 19,82 19,82 19,82
Line 16 a 0,17 16,63 62,8 20,93 20,93 20,93
Line 16 b 0,17 16,63 62,8 20,93 20,93 20,93
Line 17 0,16 16,2 80,26 26,75 26,75 26,75
Line 18 0,1 10,2 11,01 3,67 3,67 3,67
Line 19 0,16 16,03 79,37 26,46 26,46 26,46
Line 20 0,35 34,93 263,87 87,96 87,96 87,96
Line 21 0,15 14,72 87,13 29,04 29,04 29,04
Line 23 0,04 3,88 10,87 3,62 3,62 3,62
Line 24 0,13 12,81 53,65 17,88 17,88 17,88
Line 25 0,12 11,89 49,55 16,52 16,52 16,52
Line 26 0,1 9,55 15,62 5,21 5,21 5,21
Line 27 0,06 6,19 7,99 2,66 2,66 2,66
Line 28 0,12 12,12 16,32 5,44 5,44 5,44
Line 29 0,04 3,64 0,5 0,17 0,17 0,17
Line 30 0,12 12,24 56,3 18,77 18,77 18,77
Line 31 0,07 7,17 22,19 7,4 7,4 7,4
Line 32 0,03 2,96 5,38 1,79 1,79 1,79
145
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 33 0,09 9,35 31,22 10,41 10,41 10,41
Line 34 0,08 7,68 49 16,33 16,33 16,33
Line 35 0,13 13,02 177,27 59,09 59,09 59,09
Line 36 0,11 11,45 94,22 31,41 31,41 31,41
Line 37 0,07 6,84 36,68 12,23 12,23 12,23
Tabla 50. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1 a 0,29 28,84 1669,52 556,51 556,51 556,51
Line 1 b 0,29 28,84 1669,52 556,51 556,51 556,51
Line 2 0,28 28,43 1909,16 636,39 636,39 636,39
Line 3 0,19 19,19 1118,31 372,77 372,77 372,77
Line 4 0,14 13,9 575,67 191,89 191,89 191,89
Line 5 0,32 31,73 2484,51 828,17 828,17 828,17
Line 6 0,27 27,42 518,83 172,94 172,94 172,94
Line 7 0,24 23,88 354,64 118,21 118,21 118,21
Line 8 0,11 10,93 287,29 95,76 95,76 95,76
Line 9 0 0,44 0,02 0,01 0,01 0,01
Line 10 0,11 10,9 74,52 24,84 24,84 24,84
Line 11 0,19 19,26 517,91 172,64 172,64 172,64
Line 12 0,02 2,26 16,97 5,66 5,66 5,66
Line 15 0,1 9,68 22,24 7,41 7,41 7,41
Line 16 a 0,11 11,31 29,04 9,68 9,68 9,68
Line 16 b 0,11 11,31 29,04 9,68 9,68 9,68
Line 17 0,15 14,81 67,09 22,36 22,36 22,36
Line 18 0,12 12,34 16,11 5,37 5,37 5,37
Line 19 0,15 14,55 65,39 21,8 21,8 21,8
Line 20 0,23 23,13 115,69 38,56 38,56 38,56
Line 21 0,12 11,67 54,8 18,27 18,27 18,27
Line 23 0,03 2,88 5,97 1,99 1,99 1,99
Line 24 0,12 12,32 49,56 16,52 16,52 16,52
Line 25 0,13 13,13 60,45 20,15 20,15 20,15
146
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 26 0,09 8,57 12,56 4,19 4,19 4,19
Line 27 0,07 7,47 11,66 3,89 3,89 3,89
Line 28 0,11 10,78 12,9 4,3 4,3 4,3
Line 29 0,18 18,37 12,79 4,26 4,26 4,26
Line 30 0,17 17,1 109,86 36,62 36,62 36,62
Line 31 0,09 8,8 33,4 11,13 11,13 11,13
Line 32 0,19 19,43 232,57 77,52 77,52 77,52
Line 33 0,13 13,48 64,89 21,63 21,63 21,63
Line 34 0,06 6 29,96 9,99 9,99 9,99
Line 35 0,12 11,71 143,48 47,83 47,83 47,83
Line 36 0,1 10,26 75,64 25,21 25,21 25,21
Line 37 0,06 6,18 29,95 9,98 9,98 9,98
Tabla 51. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario Generación Distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1 a 0,32 31,7 2017,52 672,51 672,51 672,51
Line 1 b 0,32 31,7 2017,52 672,51 672,51 672,51
Line 2 0,32 31,55 2351,14 783,71 783,71 783,71
Line 3 0,22 21,64 1422,27 474,09 474,09 474,09
Line 4 0,16 15,69 733,41 244,47 244,47 244,47
Line 5 0,33 32,87 2665,67 888,56 888,56 888,56
Line 6 0,31 30,55 643,9 214,63 214,63 214,63
Line 7 0,27 26,93 451,04 150,35 150,35 150,35
Line 8 0,1 10,05 242,72 80,91 80,91 80,91
Line 9 0,04 3,8 12,27 4,09 4,09 4,09
Line 10 0,12 11,69 85,71 28,57 28,57 28,57
Line 11 0,18 18,16 460,29 153,43 153,43 153,43
Line 12 0,01 1,42 6,68 2,23 2,23 2,23
Line 15 0,12 11,59 31,89 10,63 10,63 10,63
Line 16 a 0,13 13,15 39,28 13,09 13,09 13,09
Line 16 b 0,13 13,15 39,28 13,09 13,09 13,09
Line 17 0,15 15,45 73,03 24,34 24,34 24,34
147
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 18 0,12 11,62 14,3 4,77 4,77 4,77
Line 19 0,15 15,13 70,71 23,57 23,57 23,57
Line 20 0,28 28,06 170,3 56,77 56,77 56,77
Line 21 0,13 12,97 67,69 22,56 22,56 22,56
Line 23 0,03 3,11 6,97 2,32 2,32 2,32
Line 24 0,1 10,3 34,67 11,56 11,56 11,56
Line 25 0,13 12,57 55,37 18,46 18,46 18,46
Line 26 0,09 8,97 13,77 4,59 4,59 4,59
Line 27 0,07 6,88 9,88 3,29 3,29 3,29
Line 28 0,11 11,39 14,42 4,81 4,81 4,81
Line 29 0,13 13,27 6,68 2,23 2,23 2,23
Line 30 0,11 11,21 47,22 15,74 15,74 15,74
Line 31 0,08 7,55 24,6 8,2 8,2 8,2
Line 32 0,1 9,92 60,57 20,19 20,19 20,19
Line 33 0,09 9,27 30,68 10,23 10,23 10,23
Line 34 0,04 4,28 15,22 5,07 5,07 5,07
Line 35 0,03 2,77 8,04 2,68 2,68 2,68
Line 36 0,03 2,81 5,67 1,89 1,89 1,89
Line 37 0,01 1,11 0,97 0,32 0,32 0,32
148
1.2.2. Pérdidas en los transformadores.
Tabla 52. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Convencional.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 10/9 34,66 9,12 9,12 0,61 20,01 34,66 34,66
T 2/13 32,68 8,16 8,16 0,57 1,72 32,68 32,68
T 28/27 19,32 2,84 2,84 0,08 0,34 19,32 19,32
T 4/12 43,47 14,37 14,37 0,19 0,76 43,47 43,47
T 6/10 15,72 1,88 1,88 0,07 0,27 15,72 15,72
T 6/9 28,26 6,09 6,09 0,12 16,32 28,26 28,26
Tabla 53. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 10/9 27,57 5,78 5,78 0,48 15,92 27,57 27,57
T 2/13 30,29 6,97 6,97 0,53 1,59 30,29 30,29
T 28/27 4,99 0,19 0,19 0,02 0,09 4,99 4,99
T 4/12 32,23 7,90 7,90 0,14 0,56 32,23 32,23
T 6/10 10,86 0,90 0,90 0,05 0,19 10,86 10,86
T 6/9 19,83 2,99 2,99 0,09 11,45 19,83 19,83
149
Tabla 54. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 10/9 30,30 6,98 6,98 0,53 17,50 30,30 30,30
T 2/13 31,84 7,70 7,70 0,56 1,67 31,84 31,84
T 28/27 6,41 0,31 0,31 0,03 0,11 6,41 6,41
T 4/12 36,44 10,09 10,09 0,16 0,64 36,44 36,44
T 6/10 12,57 1,20 1,20 0,05 0,22 12,57 12,57
T 6/9 22,74 3,93 3,93 0,10 13,13 22,74 22,74
150
2. Caso de Estudio Con Optimización.
2.1. Sistema IEEE de 14 Nodos.
2.1.1. Pérdidas en las líneas.
Tabla 55. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario convencional.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1-2 0,371 0,837 44,382 1523,056 507,685 507,685
Line 1-5 0,236 0,418 56,367 1714,769 571,590 571,590
Line 10-11 0,066 1,673 3,962 12,878 4,293 4,293
Line 12-13 0,030 1,673 1,772 6,938 2,313 2,313
Line 13-14 0,095 1,673 5,692 55,376 18,459 18,459
Line 2-3 0,193 0,418 46,166 991,339 330,446 330,446
Line 2-4 0,213 0,418 50,993 1507,173 502,391 502,391
Line 2-5 0,170 0,418 40,583 938,865 312,955 312,955
Line 3-4 0,030 0,418 7,265 20,968 6,989 6,989
Line 4-5 0,196 0,418 46,885 291,493 97,164 97,164
Line 6-11 0,130 1,673 7,797 57,742 19,247 19,247
Tabla 56. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1-2 0,314 0,837 37,514 1090,905 363,635 363,635
Line 1-5 0,132 0,418 31,548 530,098 176,699 176,699
Line 10-11 0,100 1,673 5,984 29,376 9,792 9,792
Line 12-13 0,005 1,673 0,319 0,224 0,075 0,075
Line 13-14 0,022 1,673 1,329 3,019 1,006 1,006
Line 2-3 0,161 0,418 38,412 677,753 225,918 225,918
Line 2-4 0,101 0,418 24,070 330,064 110,021 110,021
151
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 2-5 0,058 0,418 13,917 108,125 36,042 36,042
Line 3-4 0,085 0,418 20,331 259,977 86,659 86,659
Line 4-5 0,186 0,418 44,397 261,081 87,027 87,027
Line 6-11 0,048 1,673 2,850 7,712 2,571 2,571
Tabla 57. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 14 nodos escenario generación distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS ESCENARIO GD
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1-2 0,363 0,837 43,383 1455,685 485,228 485,228
Line 1-5 0,189 0,418 45,293 1104,747 368,249 368,249
Line 10-11 0,080 1,673 4,756 18,560 6,187 6,187
Line 12-13 0,018 1,673 1,074 2,547 0,849 0,849
Line 13-14 0,056 1,673 3,366 19,361 6,454 6,454
Line 2-3 0,189 0,418 45,118 945,643 315,214 315,214
Line 2-4 0,159 0,418 37,998 833,182 277,727 277,727
Line 2-5 0,114 0,418 27,302 424,136 141,379 141,379
Line 3-4 0,058 0,418 13,812 114,590 38,197 38,197
Line 4-5 0,197 0,418 47,153 294,844 98,281 98,281
Line 6-11 0,093 1,673 5,580 29,569 9,856 9,856
152
2.1.2. Pérdidas en los transformadores.
Tabla 58. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Convencional.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 4-7 33,03 8,29 8,29 0,14 19,07 33,03 33,03
T 5-9 42,47 13,71 13,71 0,19 0,71 43,59 40,62
T 7-8 20,27 3,12 3,12 1,06 11,70 20,27 20,27
T 7-9 28,27 6,08 6,08 0,49 16,32 28,27 28,27
T 4-9 15,78 1,89 1,89 0,07 0,26 15,57 15,09
Tabla 59. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 4-7 20,08 3,06 3,06 0,09 11,59 20,08 20,08
T 5-9 22,23 3,75 3,75 0,10 0,37 22,81 21,26
T 7-8 18,03 2,47 2,47 0,95 10,41 18,03 18,03
T 7-9 13,87 1,46 1,46 0,24 8,01 13,87 13,87
T 4-9 7,64 0,44 0,44 0,03 0,13 7,55 7,31
153
Tabla 60. Pérdidas en los transformadores sistema IEEE 14 nodos, Escenario Generación Distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 14 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Transformador Cargabilidad
[%]
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 4-7 20,08 3,06 3,06 0,09 11,59 20,08 20,08
T 5-9 22,23 3,75 3,75 0,10 0,37 22,81 21,26
T 7-8 18,03 2,47 2,47 0,95 10,41 18,03 18,03
T 7-9 13,87 1,46 1,46 0,24 8,01 13,87 13,87
T 4-9 7,64 0,44 0,44 0,03 0,13 7,55 7,31
154
2.2. Sistema IEEE de 30 Nodos.
2.2.1. Pérdidas en las líneas.
Tabla 61. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario convencional.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1 a 0,32 32,43 2111,55 703,85 703,85 703,85
Line 1 b 0,32 32,43 2111,55 703,85 703,85 703,85
Line 2 0,16 15,95 758,23 252,74 252,74 252,74
Line 3 0,22 22,39 1522,40 507,47 507,47 507,47
Line 4 0,16 15,95 758,23 252,74 252,74 252,74
Line 5 0,33 33,22 2722,30 907,43 907,43 907,43
Line 6 0,31 31,19 671,15 223,72 223,72 223,72
Line 7 0,29 29,02 523,99 174,66 174,66 174,66
Line 8 0,10 9,79 230,26 76,75 76,75 76,75
Line 9 0,08 7,94 54,78 18,26 18,26 18,26
Line 10 0,13 12,80 102,84 34,28 34,28 34,28
Line 11 0,18 17,82 443,40 147,80 147,80 147,80
Line 12 0,01 0,97 3,11 1,04 1,04 1,04
Line 15 0,16 16,04 61,08 20,36 20,36 20,36
Line 16 a 0,17 16,79 63,99 21,33 21,33 21,33
Line 16 b 0,17 16,79 63,99 21,33 21,33 21,33
Line 17 0,16 15,53 73,79 24,60 24,60 24,60
Line 18 0,09 8,83 8,25 2,75 2,75 2,75
Line 19 0,17 16,98 89,01 29,67 29,67 29,67
Line 20 0,36 36,19 283,30 94,43 94,43 94,43
Line 21 0,15 15,01 90,63 30,21 30,21 30,21
Line 23 0,04 4,09 12,08 4,03 4,03 4,03
Line 24 0,14 13,52 59,75 19,92 19,92 19,92
Line 25 0,12 12,41 54,01 18,00 18,00 18,00
Line 26 0,10 10,32 18,25 6,08 6,08 6,08
Line 27 0,07 6,64 9,21 3,07 3,07 3,07
Line 28 0,11 11,46 14,58 4,86 4,86 4,86
Line 29 0,03 3,22 0,39 0,13 0,13 0,13
Line 30 0,13 12,82 61,72 20,57 20,57 20,57
Line 31 0,08 7,52 24,41 8,14 8,14 8,14
155
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 32 0,01 0,57 0,20 0,07 0,07 0,07
Line 33 0,07 7,41 19,61 6,54 6,54 6,54
Line 34 0,08 7,67 48,94 16,31 16,31 16,31
Line 35 0,13 13,02 177,25 59,08 59,08 59,08
Line 36 0,11 11,45 94,21 31,40 31,40 31,40
Line 37 0,07 6,84 36,67 12,22 12,22 12,22
Tabla 62. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1 a 0,17 17,14 589,73 196,58 196,58 196,58
Line 1 b 0,17 17,14 589,73 196,58 196,58 196,58
Line 2 0,17 16,58 649,75 216,58 216,58 216,58
Line 3 0,11 10,73 349,84 116,61 116,61 116,61
Line 4 0,08 7,87 184,32 61,44 61,44 61,44
Line 5 0,23 23,35 1345,68 448,56 448,56 448,56
Line 6 0,16 15,50 165,82 55,27 55,27 55,27
Line 7 0,13 12,87 103,05 34,35 34,35 34,35
Line 8 0,11 10,52 266,29 88,76 88,76 88,76
Line 9 0,03 2,55 5,14 1,71 1,71 1,71
Line 10 0,08 7,87 184,32 61,44 61,44 61,44
Line 11 0,19 19,16 512,26 170,75 170,75 170,75
Line 12 0,02 1,51 7,57 2,52 2,52 2,52
Line 15 0,10 9,61 21,92 7,31 7,31 7,31
Line 16 a 0,11 11,36 29,32 9,77 9,77 9,77
Line 16 b 0,11 11,36 29,32 9,77 9,77 9,77
Line 17 0,15 14,60 65,23 21,74 21,74 21,74
Line 18 0,12 11,77 14,67 4,89 4,89 4,89
Line 19 0,15 14,79 67,56 22,52 22,52 22,52
Line 20 0,24 23,61 120,53 40,18 40,18 40,18
Line 21 0,12 11,79 55,91 18,64 18,64 18,64
Line 23 0,03 2,70 5,26 1,75 1,75 1,75
Line 24 0,11 11,16 40,71 13,57 13,57 13,57
156
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO ALTERNATIVO
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 25 0,13 13,23 61,38 20,46 20,46 20,46
Line 26 0,09 8,67 12,86 4,29 4,29 4,29
Line 27 0,08 7,57 11,96 3,99 3,99 3,99
Line 28 0,11 10,57 12,42 4,14 4,14 4,14
Line 29 0,17 17,39 11,46 3,82 3,82 3,82
Line 30 0,15 15,30 87,94 29,31 29,31 29,31
Line 31 0,08 7,95 27,28 9,09 9,09 9,09
Line 32 0,16 16,47 167,09 55,70 55,70 55,70
Line 33 0,11 10,51 39,41 13,14 13,14 13,14
Line 34 0,06 6,00 29,90 9,97 9,97 9,97
Line 35 0,12 11,71 143,40 47,80 47,80 47,80
Line 36 0,10 10,26 75,60 25,20 25,20 25,20
Line 37 0,06 6,18 29,93 9,98 9,98 9,98
Tabla 63. Pérdidas en las líneas sistema IEEE 30 nodos escenario Generación Distribuida.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 1 a 0,18 18,13 660,07 220,02 220,02 220,02
Line 1 b 0,18 18,13 660,07 220,02 220,02 220,02
Line 2 0,18 17,68 738,44 246,15 246,15 246,15
Line 3 0,12 11,58 407,06 135,69 135,69 135,69
Line 4 0,09 8,52 216,06 72,02 72,02 72,02
Line 5 0,23 23,44 1355,61 451,87 451,87 451,87
Line 6 0,17 16,60 190,18 63,39 63,39 63,39
Line 7 0,14 13,75 117,61 39,20 39,20 39,20
Line 8 0,10 9,98 239,38 79,79 79,79 79,79
Line 9 0,03 2,77 5,53 1,84 1,84 1,84
Line 10 0,07 6,78 28,86 9,62 9,62 9,62
Line 11 0,18 18,49 476,95 158,98 158,98 158,98
Line 12 0,01 0,87 2,52 0,84 0,84 0,84
Line 15 0,12 11,76 32,83 10,94 10,94 10,94
Line 16 a 0,13 13,34 40,41 13,47 13,47 13,47
Line 16 b 0,13 13,34 40,41 13,47 13,47 13,47
157
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS ESCENARIO GENERACION DISTRIBUIDA
Líneas Corriente Máxima
[kA]
Cargabilidad [%]
Pérdidas [kW]
Pérdidas Fase A [kW]
Pérdidas Fase B [kW]
Pérdidas Fase C [kW]
Line 17 0,15 15,35 72,01 24,00 24,00 24,00
Line 18 0,11 11,22 13,33 4,44 4,44 4,44
Line 19 0,15 15,29 72,15 24,05 24,05 24,05
Line 20 0,29 28,58 176,70 58,90 58,90 58,90
Line 21 0,13 13,09 68,91 22,97 22,97 22,97
Line 23 0,03 3,05 6,73 2,24 2,24 2,24
Line 24 0,10 9,65 30,41 10,14 10,14 10,14
Line 25 0,13 12,57 55,41 18,47 18,47 18,47
Line 26 0,09 9,05 14,03 4,68 4,68 4,68
Line 27 0,07 6,89 9,91 3,30 3,30 3,30
Line 28 0,11 11,30 14,17 4,72 4,72 4,72
Line 29 0,12 12,04 5,49 1,83 1,83 1,83
Line 30 0,09 9,36 32,95 10,98 10,98 10,98
Line 31 0,07 6,83 20,12 6,71 6,71 6,71
Line 32 0,06 6,40 25,25 8,42 8,42 8,42
Line 33 0,06 6,16 13,57 4,52 4,52 4,52
Line 34 0,04 4,27 15,18 5,06 5,06 5,06
Line 35 0,03 2,77 8,03 2,68 2,68 2,68
Line 36 0,03 2,81 5,67 1,89 1,89 1,89
Line 37 0,01 1,11 0,97 0,32 0,32 0,32
158
2.2.2. Pérdidas en los transformadores.
La información de las pérdidas en los transformadores de este sistema de potencia, en cada uno de
los escenarios de simulación, se encuentra de la Tabla 39 a la Tabla 41.
Tabla 64. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Convencional.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Transformador Cargabilidad
%
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 10/9 36,47 10,11 10,11 0,64 21,05 36,47 36,47
T 2/13 33,08 8,32 8,32 0,58 1,74 33,08 33,08
T 28/27 18,09 2,49 2,49 0,08 0,32 18,09 18,09
T 4/12 33,72 8,64 8,64 0,15 0,59 33,72 33,72
T 6/10 12,56 1,20 1,20 0,05 0,22 12,56 12,56
T 6/9 18,68 2,65 2,65 0,08 10,78 18,68 18,68
Tabla 65. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario GD.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO GD
Transformador Cargabilidad
%
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 10/9 30,51 7,07 7,07 0,53 17,61 30,51 30,51
T 2/13 32,19 7,88 7,88 0,56 1,69 32,19 32,19
T 28/27 6,60 0,33 0,33 0,03 0,12 6,60 6,60
T 4/12 17,45 2,31 2,31 0,08 0,31 17,45 17,45
T 6/10 6,80 0,35 0,35 0,03 0,12 6,80 6,80
T 6/9 7,52 0,43 0,43 0,03 4,34 7,52 7,52
159
Tabla 66. Pérdidas en los transformadores del sistema IEEE 30 Nodos, Escenario Alternativo.
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 30 NODOS
PÉRDIDAS EN LAS LINEAS SISTEMA IEEE 13 NODOS ESCENARIO CONVENCIONAL
Transformador Cargabilidad
%
Pérdidas I Max. Potencia Max.
HV [kW] LV [kW] HV
[kW] LV
[kW] HV [kW] LV [kW]
T 10/9 34,24 8,91 8,91 0,60 19,77 34,24 34,24
T 2/13 34,25 8,92 8,92 0,60 1,80 34,25 34,25
T 28/27 5,40 0,22 0,22 0,02 0,09 5,40 5,40
T 4/12 19,25 2,82 2,82 0,08 0,34 19,25 19,25
T 6/10 7,74 0,45 0,45 0,03 0,14 7,74 7,74
T 6/9 7,62 0,44 0,44 0,03 4,40 7,62 7,62