Modelado de Redes de Distribución Usando...
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Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial Modelado de Redes de Distribución Usando OpenDSS Autor: Daniel Hidalgo Begines Tutor: Alejandro Marano Marcolini Dep. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2015
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Proyecto Fin de Carrera
Ingeniería Industrial
Modelado de Redes de Distribución Usando
OpenDSS
Autor: Daniel Hidalgo Begines
Tutor: Alejandro Marano Marcolini
Dep. Ingeniería Eléctrica
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2015
Proyecto Fin de Carrera
Ingeniería Industrial
Modelado de Redes de Distribución Usando
OpenDSS
Autor:
Daniel Hidalgo Begines
Tutor:
Alejandro Marano Marcolini
Profesor Contratado Doctor
Dep. Ingeniería Eléctrica
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2015
V
Agradecimientos
Me gustaría agradecer en primer lugar a mi familia, que me dio la posibilidad de seguir
con mis estudios realizando esta carrera y sin ella no habría sido posible. También me
gustaría agradecer a mi tutor por su gran labor docente y el excelente trato que me brindó.
Por último, dar las gracias a todos mis compañeros y amigos por su apoyo y ayuda durante
todos estos años.
VI
VII
Resumen
En los últimos tiempos, la electricidad se ha convertido en un medio de vida, un elemento
fundamental en la vida diaria de las personas.
Desde los inicios de esta tecnología, con el primer sistema de distribución de energía en
la calle Pearl (Manhattan), hasta la actualidad, ha habido un gran desarrollo de los
sistemas eléctricos de potencia, apoyado en las últimas décadas por el auge de la
informática. Y es que, este avance en los sistemas eléctricos viene de la mano con el
continuo desarrollo y evolución de softwares y programas informáticos dedicados a
controlar y modelar dichos sistemas eléctricos. Estos programas dedicados a modelar los
sistemas eléctricos de potencia, son de gran importancia ya que pueden simular y predecir
su comportamiento, mejorando y optimizando la operación de dichos sistemas.
En este proyecto final de carrera, se modelan y simulan redes de distribución de energía
eléctrica usando el programa OpenDSS.
El proyecto comienza con el capítulo 1, donde se introduce la energía eléctrica, la
estructura básica de los sistemas de energía eléctrica, cómo están regulados dichos
sistemas en el ámbito español, y las herramientas digitales principales que existen en la
actualidad para simularlos. El capítulo finaliza con la descripción de los objetivos que se
marcaron a la hora de realizar este proyecto.
Seguidamente, el capítulo 2 se dedica al programa OpenDSS. En él se incluye una breve
introducción del programa, se exponen sus características y conceptos básicos, se explica
sus sintaxis, y se realiza una introducción detallada de los comandos y objetos utilizados
en este proyecto, seguido de explicaciones y ejemplos para ilustrarlos.
En el capítulo 3 se ilustran varias de las posibilidades que ofrece el programa sobre una
red de distribución de media tensión como ejemplo. Por tanto el capítulo se dividirá en
dos apartados, uno dedicado a describir la red utilizada, y el otro dedicado a mostrar los
análisis realizados.
El proyecto sigue con el capítulo 4. En él se analizan escenarios de explotación semanales
en redes con generadores distribuidos, generadores de tipo eólico y fotovoltaico. Los
VIII
análisis se llevarán a cabo en dos redes distintas, una la utilizada en el capítulo 3, y la otra
será una red ficticia. El análisis realizado sobre cada red constituirá un apartado
independiente.
En el capítulo 5 se exponen las conclusiones finales obtenidas tras realizar el proyecto.
Seguidamente, se incluyen las referencias bibliográficas utilizadas en dicho proyecto.
Para finalizar, se incluyen todos los códigos realizados a lo largo del proyecto en un
anexo, estructurándose en dos apartados, uno dedicado a mostrar los códigos utilizados
en el capítulo 3, y el otro dedicado a mostrar los códigos correspondientes al capítulo 4.
IX
Índice
Agradecimientos ......................................................................................................................... V
Resumen .................................................................................................................................... VII
Índice .......................................................................................................................................... IX
Índice de tablas .......................................................................................................................... XI
Índice de figuras ..................................................................................................................... XIII
1. Introducción. .......................................................................................................................... 17
1.1 Energía eléctrica. ............................................................................................................... 17
1.2 Estructura de un sistema de energía eléctrica. ................................................................... 18
1.3 Regulación del sistema eléctrico en España. ..................................................................... 22
1.3.1 Marco legal estable. .................................................................................................... 22
1.3.2 Sistema eléctrico liberalizado. .................................................................................... 24
1.4 Herramientas de simulación de los sistemas de energía eléctrica. .................................... 25
2. Programa OpenDSS. ............................................................................................................. 31
2.1 Introducción. ..................................................................................................................... 31
2.2 Características básicas. ...................................................................................................... 32
2.3 Conceptos Básicos. ........................................................................................................... 35
2.4 Sintaxis del lenguaje de OpenDSS. ................................................................................... 39
2.5 Comandos de OpenDSS. ................................................................................................... 41
2.6 Objetos de OpenDSS. ........................................................................................................ 49
3. Estudios en OpenDSS. .......................................................................................................... 66
3.1 Descripción de la red de distribución. ............................................................................... 67
3.2 Análisis realizados............................................................................................................. 69
3.2.1 Análisis diario. ........................................................................................................... 69
3.2.2 Transformadores con tomas y control de tensiones. .................................................. 92
3.2.3 Adición óptima de generadores distribuidos y bancos de condensadores. ................. 95
3.2.4 Estudios y simulación de faltas. ................................................................................. 99
X
4. Evaluación de escenarios semanales de explotación en redes con generación distribuida.
................................................................................................................................................... 109
4.1 Red ficticia. ..................................................................................................................... 109
4.1.1 Descripción de la red. ............................................................................................... 109
4.1.2 Estimación de la generación distribuida. .................................................................. 111
4.1.3 Análisis de la red. ..................................................................................................... 116
4.2 Red real. .......................................................................................................................... 121
4.2.1 Descripción de la red. ............................................................................................... 121
4.2.2 Estimación de la generación distribuida. .................................................................. 125
4.2.3 Análisis de la red. ..................................................................................................... 129
5. Conclusiones. ....................................................................................................................... 135
Bibliografía .............................................................................................................................. 137
Anexo ........................................................................................................................................ 140
Códigos empleados en el capítulo 3. ..................................................................................... 140
Códigos empleados en el capítulo 4. ..................................................................................... 154
XI
Índice de tablas
Tabla 3.1: Datos de las líneas. .................................................................................................... 68
Tabla 3.2: Datos de las cargas domésticas en la hora inicial (hora 0). ....................................... 70
Tabla 3.3: Datos de las cargas industriales en la hora inicial (hora 0). ...................................... 71
Tabla 3.4: Datos de los generadores en la hora inicial (hora 0). ................................................ 75
Tabla 3.5: Pérdidas diarias por escenario. .................................................................................. 91
Tabla 3.6: Tomas del transformador TR1. ................................................................................. 92
Tabla 3.7: Resultados del estudio convencional de faltas. ....................................................... 100
Tabla 3.8: Tensiones por secuencia de la red tras una falta trifásica en la barra 6. .................. 101
Tabla 3.9: Tensiones por secuencias de la red tras una falta monofásica en la barra 3. ........... 101
Tabla 3.10: Tensiones de fase en p.u. de la red tras la falta monofásica en la barra 3. ............ 102
Tabla 3.11: Tensiones por secuencias de la red tras una falta bifásica en la barra 5. ............... 103
Tabla 3.12: Tensiones de fase en p.u. de la red tras un fallo bifásico en la barra 5. ................ 104
Tabla 3.13: Tensiones por secuencias tras una falta bifásica a tierra en la barra 7. ................. 105
Tabla 3.14: Tensiones de fase de la red tras una falta bifásica a tierra en la barra 7. ............... 105
Tabla 4.1: Datos nominales de las cargas. ................................................................................ 110
Tabla 4.2: Datos nominales de los generadores. ...................................................................... 111
Tabla 4.3: Datos nominales de las cargas domésticas. ............................................................. 122
Tabla 4.4: Datos nominales de las cargas industriales. ............................................................ 122
Tabla 4.5: Datos nominales de los generadores. ...................................................................... 124
XII
XIII
Índice de figuras
Figura 2.1: Vista general del programa. ..................................................................................... 33
Figura 2.2: Ejecución de comandos. .......................................................................................... 34
Figura 2.3: Ejemplo del comando Do Selected. ......................................................................... 34
Figura 2.4: Ejemplo de ventana guardada (izquierda) y ventana no guardada (derecha). ......... 35
Figura 2.5: Definición de bus en OpenDSS. .............................................................................. 36
Figura 2.6: Definición de terminal en OpenDSS. ...................................................................... 36
Figura 2.7: Definición de los PD Elements. ............................................................................... 37
Figura 2.8: Definición de los PC Elements. ............................................................................... 38
Figura 2.9: Obtención de la solución en OpenDSS. ................................................................... 38
Figura 3.1: Red de distribución. ................................................................................................. 68
Figura 3.2: Curva de evolución de las cargas domésticas. ......................................................... 71
Figura 3.3: Curva de evolución de las cargas industriales. ........................................................ 72
Figura 3.4: Evolución de la tensión en la barra 2 sin generación distribuida. ............................ 73
Figura 3.5: Evolución de la potencia activa que circula por la línea 2-3 sin generación
distribuida. ................................................................................................................................... 74
Figura 3.6: Evolución de las pérdidas en la red sin generación distribuida. .............................. 74
Figura 3.7: Perfil de tensiones de la red durante la hora 19 en el primer escenario. .................. 75
Figura 3.8: Evolución de los generadores fotovoltaicos (GP).................................................... 77
Figura 3.9: Evolución de las baterías (GB). ............................................................................... 77
Figura 3.10: Evolución de las pilas de combustible domésticas (GFC). .................................... 78
Figura 3.11: Evolución del generador eólico (GW). .................................................................. 78
Figura 3.12: Evolución del generador diésel CHP (GCHPD). ................................................... 79
Figura 3.13: Evolución de la pila de combustible CHP (GCHPFC). ......................................... 79
Figura 3.14: Evolución de la tensión en la barra 2 con generación y sin generación. ............... 80
Figura 3.15: Evolución de la potencia activa que circula por la línea 2-3 sin generación y con
generación. .................................................................................................................................. 81
Figura 3.16: Comparación de las pérdidas entre los escenarios con generación y sin generación.
..................................................................................................................................................... 82
Figura 3.17: Comparación del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 entre el primer y
segundo escenario. ...................................................................................................................... 82
Figura 3.18: Acople de ambas subredes a través de un MVDC Coupler. .................................. 83
Figura 3.19: Evolución de la potencia activa que circula por el acoplador. ............................... 84
Figura 3.20: Modelo del acoplador. ........................................................................................... 84
XIV
Figura 3.21: Evolución de la tensión en la barra 2 sin generación y con acoplador. ................. 85
Figura 3.22: Evolución de la potencia activa que circula por la línea 2-3 sin generación y con
acoplador. .................................................................................................................................... 86
Figura 3.23: Evolución de las pérdidas sin generación y con acoplador. .................................. 86
Figura 3.24: Comparación del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 entre el primer y
tercer escenario. ........................................................................................................................... 87
Figura 3.25: Evolución final de la tensión en la barra 2. ........................................................... 88
Figura 3.26: Evolución final de la potencia activa que circula por la línea 2-3. ........................ 89
Figura 3.27: Evolución final de las pérdidas. ............................................................................. 89
Figura 3.28: Comparación de las pérdidas entre los escenarios 2 y 4. ....................................... 90
Figura 3.29: Comparación del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 entre el primer y
cuarto escenario. .......................................................................................................................... 91
Figura 3.30: Control de la tensión en la barra 1 a 20 KV. ......................................................... 93
Figura 3.31: Evolución de las tomas del transformador. ............................................................ 94
Figura 3.32: Perfil de tensiones de la red durante la hora 19 con y sin control de la tensión en la
barra 1.......................................................................................................................................... 95
Figura 3.33: Comparación de la tensión en la barra 2 con y sin la adición de generación óptima.
..................................................................................................................................................... 96
Figura 3.34: Comparación de la potencia activa que circula por la línea 2-3 con y sin la adición
de generación óptima. ................................................................................................................. 97
Figura 3.35: Perfil de tensiones de la red con y sin la adición de generación óptima. ............... 97
Figura 3.36: Comparación del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 con y sin adición
óptima del banco de condensadores. ........................................................................................... 99
Figura 3.37: Distribución de las tensiones por fase en la barra 2 tras un estudio de faltas
Montecarlo. ............................................................................................................................... 107
Figura 4.1: Red de distribución ficticia. ................................................................................... 109
Figura 4.2: Evolución de la carga doméstica. .......................................................................... 110
Figura 4.3: Evolución de la carga industrial. ........................................................................... 111
Figura 4.4: Curva característica de los generadores eólicos. ................................................... 112
Figura 4.5: curva característica del generador fotovoltaico. .................................................... 112
Figura 4.6: Evolución del viento durante la semana de invierno. ............................................ 113
Figura 4.7: Evolución de la radiación durante la semana de invierno. .................................... 113
Figura 4.8: Evolución del viento durante la semana de verano. ............................................... 114
Figura 4.9: Evolución de la radiación durante la semana de verano. ....................................... 114
Figura 4.10: Potencia eólica durante la semana de invierno (por generador). ......................... 115
Figura 4.11: Potencia fotovoltaica durante la semana de invierno........................................... 115
Figura 4.12: Potencia eólica durante la semana de verano (por generador). ............................ 116
XV
Figura 4.13: Potencia fotovoltaica durante la semana de verano. ............................................ 116
Figura 4.14: Comparación de la demanda neta entre escenarios. ............................................ 117
Figura 4.15: Evolución de la tensión en la barra 1 en las semanas de invierno y verano. ....... 118
Figura 4.16: Evolución de la potencia activa en las semanas de invierno y verano................. 118
Figura 4.17: Evolución de las pérdidas diarias en las semanas de invierno y verano. ............. 119
Figura 4.18: Pérdidas totales en las semanas de invierno y verano. ........................................ 120
Figura 4.19: Evolución de las pérdidas con la demanda y la generación en la semana de
invierno. .................................................................................................................................... 120
Figura 4.20: Evolución de las pérdidas con la demanda y la generación en la semana de verano.
................................................................................................................................................... 121
Figura 4.21: Evolución de las cargas domésticas. .................................................................... 123
Figura 4.22: Evolución de las cargas industriales. ................................................................... 124
Figura 4.23: Curva característica de los generadores fotovoltaicos. ........................................ 125
Figura 4.24: Evolución del viento durante la semana de invierno. .......................................... 126
Figura 4.25: Evolución de la radiación durante la semana de invierno. .................................. 126
Figura 4.26: Evolución del viento durante la semana de verano.............................................. 127
Figura 4.27: Evolución de la radiación durante la semana de verano. ..................................... 127
Figura 4.28: Potencia eólica durante la semana de invierno. ................................................... 128
Figura 4.29: Potencia fotovoltaica durante la semana de invierno (por generador). ................ 128
Figura 4.30: Potencia eólica durante la semana de verano....................................................... 129
Figura 4.31: Potencia fotovoltaica durante la semana de verano (por generador). .................. 129
Figura 4.32: Comparación de la demanda neta en la subred 1 entre las semanas de invierno y
verano. ....................................................................................................................................... 130
Figura 4.33: Evolución de la tensión en la barra 6 durante las semanas de invierno y verano. 131
Figura 4.34: Evolución de la tensión en la barra 11 durante las semanas de invierno y verano.
................................................................................................................................................... 131
Figura 4.35: Evolución de la potencia activa inyectada por el transformador en la subred 1 en
las semanas de invierno y verano. ............................................................................................. 132
Figura 4.36: Pérdidas totales producidas en las semanas de invierno y verano. ...................... 133
XVI
17
1. Introducción.
1.1 Energía eléctrica.
La energía eléctrica es a día de hoy un tipo de energía vital y con multitud de usos,
motivado por su gran versatilidad, inmediatez en su consumo y controlabilidad. El uso de
esta energía se extiende desde los ámbitos residenciales hasta los ámbitos comerciales e
industriales. Es tremendamente complicada de reemplazar para la gran mayoría de
aplicaciones donde es utilizada, por lo que el bienestar y la calidad de vida de la sociedad
dependen en gran medida de la disponibilidad de esta forma de energía conocida como
electricidad.
La energía eléctrica tiene aspectos muy peculiares que la convierten en un bien de
consumo de características muy especiales. Uno de estos aspectos es que, a diferencia de
la gran mayoría de bienes, no es almacenable, a excepción de baterías químicas y
centrales de bombeo cuya aportación al consumo es muy reducida. La energía eléctrica
debe generarse y transportarse en el mismo instante en que es consumida. Esta
peculiaridad condiciona de manera fundamental tanto la planificación como la operación,
gestión y organización de los sistemas de energía eléctrica.
Otra característica especial de la energía eléctrica es que no se puede conducir por
caminos específicos durante su transporte, al ser las redes de transporte malladas. El flujo
de energía por los distintos caminos viene gobernado por las leyes de Kirchhoff. Dichas
leyes establecen una relación de dependencia entre los distintos caminos, de manera que
al producirse una perturbación en uno de ellos repercute de manera inmediata en los otros
caminos.
Dada la gran utilidad que ha adquirido la energía eléctrica se ha puesto en marcha la
puesta a punto de sofisticados sistemas industriales, provocado por las peculiaridades que
presenta dicha energía, dedicados a la generación, transporte y consumo de la energía
18
eléctrica, estos sistemas industriales dan lugar a los conocidos sistemas de energía
eléctrica.
1.2 Estructura de un sistema de energía eléctrica.
Los sistemas de energía eléctrica van desarrollándose de manera similar en todos los
países, convergiendo hacia una estructura técnica muy parecida. Esto es así debido a las
particularidades que posee la energía eléctrica. Como se mencionó anteriormente, tanto
la producción como el transporte, distribución y consumo están condicionados al hecho
de tener que cumplirse en todo momento el equilibrio entre la demanda y generación, un
equilibrio tanto permanente como instantáneo. Este aspecto pone de manifiesto que
cualquier fallo en el sistema puede poner en peligro el equilibrio dinámico del conjunto,
existiendo la posibilidad de poner en riesgo el suministro de energía eléctrica a zonas
geográficas concretas o incluso a varias regiones de un país.
Al igual que cualquier sector, los sistemas de energía se estructuran en:
Centros de producción (generación):
En estos centros se produce la energía suficiente para satisfacer la demanda, estos centros
se conocen comúnmente con el nombre de centrales eléctricas. Cada una de estas
centrales se encarga de transformar una fuente primaria de energía en energía eléctrica.
La energía eléctrica producida se genera a tensiones entre 6 y 20 KV típicamente, y a
una frecuencia de 50 o 60 Hz, dependiendo de si se sitúan en Europa o América dichas
centrales. Existen varios tipos de centrales, normalmente asociadas al tipo de combustible
utilizado, de modo que las centrales convencionales se clasifican en: hidráulicas, térmicas
y nucleares.
Las centrales de energía hidráulica utilizan como fuente primaria de energía el agua. La
energía potencial del agua almacenada en embalses es aprovechada por la turbina para
transformarla en energía mecánica en el eje, dicho eje está acoplado al generador el cual
produce la energía eléctrica en forma de tensión e intensidad en los bornes de dicho
generador. Dado que la fuente primaria utilizada es el agua, las centrales hidroeléctricas
19
son las que producen menor contaminación, pero por el contrario es necesaria una gran
inversión en su construcción.
Un aspecto muy importante de este tipo de centrales es su facilidad para conectarse y
desconectarse, lo cual permite su utilización como centrales de regulación para ajustar la
generación a las necesidades de la demanda. No obstante su producción está condicionada
a las precipitaciones del lugar donde se instale dicha central.
Las centrales térmicas utilizan como fuente de energía primaria los combustibles fósiles
(carbón, gas o fueloil). El combustible fósil es quemado en una caldera produciéndose,
entre otros elementos, vapor de agua a alta presión. Dicho vapor a alta presión es
transformado en energía mecánica a través de la turbina de vapor, posteriormente esta
energía mecánica es transformada en energía eléctrica en el generador. El rendimiento
del proceso dependerá en gran medida del poder calorífico del combustible. No obstante
el rendimiento de dicho proceso está en torno al 45%.
Al contrario que las centrales hidroeléctricas, las centrales térmicas presentan cierta
rigidez a la hora de conectarla o desconectarla, debido a la inercia de la caldera, sin
embargo pueden utilizarse para regulación, eso sí, teniendo en cuenta la inercia de la
caldera antes comentada.
Además de las centrales térmicas de vapor de agua existen otros dos tipos de centrales
térmicas, las centrales de gas y las centrales de ciclo combinado. Las centrales de gas son
centrales dotadas con turbinas de gas, en las que se utiliza la combustión del gas con aire
a presión para abastecer a la turbina. Las centrales de ciclo combinado están dotadas de
una turbina de vapor y una turbina de gas, que al combinar ambos ciclos se consiguen
rendimientos mucho mayores, 60% en algunos equipos. El rendimiento de estas centrales
de ciclo combinado, junto a unas tasas de emisiones mucho menores, y unos costes de
inversión aceptables, hacen de esta tecnología una de las más utilizadas.
Las centrales nucleares están dotadas de un reactor nuclear, donde a través de la fisión
del combustible nuclear (Uranio) se produce una gran cantidad de energía en forma de
calor. El calor producido es transferido a un fluido, donde a su vez es transferido a través
de un intercambiador a un circuito con agua. Así, el vapor de agua producido se
transforma en energía mecánica en la turbina de vapor, y la energía mecánica se
transforma en energía eléctrica en el generador.
20
Estas centrales son siempre centrales de base debido al peligro que se genera al cambiar
las condiciones de refrigeración del reactor, además dichas centrales se enfrentan a dos
inconvenientes: la posibilidad de que surja un fallo y la dificultad para eliminar los
residuos que genera.
Además de las centrales convencionales, comentadas anteriormente, existen otro tipo de
centrales que cada vez van adquiriendo mayor protagonismo con el paso del tiempo, estas
son las centrales alternativas, muchas de ellas conocidas como centrales de energía
renovable por el reducido impacto que provocan en el medio ambiente: eólica,
fotovoltaica, de biomasa y de cogeneración. Las centrales eólicas aprovechan la energía
del viento para generar electricidad, las fotovoltaicas aprovechan la radiación solar, las
centrales de biomasa el poder calorífico de los combustibles de origen biológico y las
centrales de cogeneración el poder calorífico de un combustible fósil además de darle al
calor producido otros usos.
Transporte:
La función de la red de transporte es la de conectar entre sí los grandes centros de
generación con los grandes centros de consumo, además de mantener la cohesión del
sistemas eléctrico. Debido a que dicha red debe transportar la energía a largas distancias
es necesario su funcionamiento a muy alta tensión, 220 y 400 KV en España.
Las redes de transporte adoptan una configuración muy mallada, permitiendo que todas
las centrales se respalden unas a otras en el caso de producirse fallos, además la red de
transporte está dotada de equipos de control, medida y protección muy sofisticados para
que no se comprometa el buen funcionamiento del sistema cuando ocurran faltas de todo
tipo.
Los elementos principales que forman las redes de transporte son las subestaciones y las
líneas. Las funciones más importantes que realizan las subestaciones son: conectar entre
sí las diferentes líneas, transformar las tensiones que alimentan las redes de distribución
y proteger el sistema a través de los elementos de protección, corte y maniobra.
Distribución:
A partir de las subestaciones de la red de transporte se ramifican redes de tensiones más
bajas en forma de tentáculos. Estas redes se conocen formalmente con el nombre de redes
21
de distribución. En primera instancia y a nivel de regiones, se extiende una red todavía de
alta tensión (132, 66 o 45 KV típicamente) que se conoce con el nombre de red de reparto
(con el paso del tiempo se está perdiendo el uso de dicho nombre) y que puede conservar
todavía la estructura mallada. A partir de las subestaciones de esta red comienzan las
redes de media tensión, redes de distribución, donde las tensiones ya son más cercanas al
consumo desagregado (20, 15, o 6.6 KV típicamente). Estas redes de media tensión se
construyen malladas pero se operan radialmente por razones económicas. Desde las redes
de media tensión se vuelve a reducir la tensión, en los centros de transformación, hasta la
baja tensión (380, 220 V) para alimentar a los consumidores domésticos, comerciales,
etc.
En las redes de distribución se producen los fallos más frecuentes, que dan lugar a la
mayoría de interrupciones en el suministro. Con respecto a la inversión, estas redes
suponen un coste muy importante en los costes del sistema, superando normalmente los
costes de inversión de las redes de transporte.
Consumo:
Desde los comienzos de la utilización de la energía eléctrica, ha habido un incremento
sostenido de la demanda eléctrica. Los índices de consumo de un país representan con
gran fidelidad el grado de desarrollo industrial de dicho país, por tanto contra mayor
consumo eléctrico per cápita y mayor grado de electrificación mayores niveles de
bienestar se tendrán.
Los conceptos más importantes que caracterizan el consumo son la potencia y energía.
La potencia es el valor instantáneo de la energía consumida. Debido a que la energía
eléctrica no se puede almacenar, como ya se comentó anteriormente, toda instalación
eléctrica tiene que estar preparada para poder soportar los picos de potencia máxima que
va a demandar la instalación a lo largo de todo el ciclo de consumo. Por tanto no sólo es
necesario conocer la energía eléctrica que se va a consumir, sino también el perfil de
consumo a lo largo del tiempo. Dichos perfiles reciben el nombre de perfiles de carga,
que son curvas que representan el consumo a lo largo del tiempo, la integral de dicha
curva representa la energía consumida.
Puede haber múltiples perfiles de carga para una misma energía consumida, de modo que
pueden encontrarse perfiles planos o perfiles que presentan picos y valles, denotando una
22
gran variabilidad con el tiempo. Es muy normal que dichos perfiles de carga presenten
ciclos repetitivos a lo largo del tiempo. Así, los días laborables de la semana son muy
parecidos entre sí, del mismo modo que las semanas de una misma estación del año. Es
por esto y por el periodo de tiempo que se esté considerando que se trabajará con perfiles
de carga tanto diarios como semanales, mensuales, anuales o incluso con perfiles de más
de un año.
El consumo puede llegar a ser demasiado variable, es por esto que el sistema eléctrico
debe estar preparado para seguir de manera inmediata dichas variaciones, para ello debe
dotarse de complejos aparatos de medida, control y supervisión además de disponer de
generación de reserva preparada para producir cuando se necesite.
Por último comentar que tanto el primer apartado (Energía eléctrica) como el segundo
apartado (Estructura de un sistema de energía eléctrica) de este capítulo se realizaron
tomando como referencia [1].
1.3 Regulación del sistema eléctrico en España.
1.3.1 Marco legal estable.
Durante el periodo comprendido entre 1988-1997, el sector eléctrico en España estuvo
regulado por el Marco Legal Estable (MLE), el cual se confeccionó a partir de las
premisas de que el sector eléctrico es un elemento estratégico para el desarrollo del país
y de que además debe ser un bien al que todo ciudadano debe tener acceso. Por tanto,
durante este periodo el estado asumía el papel protagonista y se encargaba de organizar y
planificar el sector.
El objetivo del MLE era dotar de estabilidad a todos los agentes del sector (generación,
transporte, distribución y consumo), de manera que garantizaba recuperar las inversiones
a largo plazo de las empresas eléctricas, además de unos beneficios, y establecía tarifas
al mínimo precio a los consumidores.
La situación de los cuatro agentes del sector en el MLE dependía de su actividad:
23
Generación:
Cada año el Ministerio de Industria y Energía reconocía los costes de inversión en
instalaciones, operación, mantenimiento y combustible de las eléctricas en el “Coste
Estándar”. De modo que dichas eléctricas amortizaban la inversión y además obtenían un
margen de beneficios por el desempeño de la actividad.
Transporte:
La principal novedad que trajo el MLE en este sector fue la nacionalización de dicha red
de transporte. El transporte se convierte en un monopolio natural, de modo que se crea
Red Eléctrica de España (REE).
Distribución:
Al igual que ocurría con la generación, se reconocían los costes asociados a la realización
de esta actividad para asegurar su mantenimiento. Estas redes seguían perteneciendo a las
empresas eléctricas, cuya función era distribuir y comercializar la energía eléctrica.
Consumo:
El MLE establecía el importe que tenían que pagar los consumidores a través de la Tarifa
Integral. Esta tarifa se calculaba sumando todos los costes previstos del sistema y se
dividían por la demanda estimada en ese año.
Los costes que formaban esta tarifa eran:
Costes para la actividad de transporte.
Costes para las actividades de generación y distribución.
Desvíos entre la demanda estimada y real de años anteriores.
Costes varios: moratoria nuclear, ayudas al carbón (a partir de 1995), stock de
Uranio, etc.
Por tanto, tal como estaba configurado el Marco Legal Estable, el consumidor era el que
soportaba todos los gastos del sistema a través de unas tarifas reguladas, tarifas que
permitían a las empresas eléctricas recuperar sus inversiones además de la obtención de
beneficios, y el estado tenía plenos poderes para planificar las políticas energéticas del
país.
24
1.3.2 Sistema eléctrico liberalizado.
En 1997 se dejó atrás el Marco Legal Estable con la aprobación de la nueva ley del sector
eléctrico. En esta ley se elimina la idea de suministro eléctrico como servicio público y
aparece el libre mercado. Dicha ley establece un nuevo escenario para cada agente del
sistema eléctrico, además del ritmo al que ha de ser implantado, de tal modo que en el
año 2009 se finaliza el proceso.
La situación de cada agente del sistema eléctrico tras esta ley es la siguiente:
Generación:
Se liberaliza la generación tras la nueva normativa. Esto implica que cada empresa decide
cuanto generar y con qué tecnología, además las retribuciones por dicha actividad pasan
de estar reguladas a definirse por mecanismos de mercado.
Transporte y Distribución:
Estas actividades siguen estando reguladas. Red Eléctrica Española sigue siendo el único
transportista y operador del sistema. Así mismo, la distribución sigue a cargo de las
mismas empresas distribuidoras, que a su vez se separan de la comercialización.
Consumo:
El precio de la energía se fija en el mercado y además se crea una nueva figura, la
comercializadora. Exactamente, la compra de energía se lleva a cabo en dos tipos de
mercados: el mercado mayorista, donde acuden las comercializadoras y grandes
consumidores a comprar la energía a los generadores a través de mecanismos de mercado,
con la obligación de abonar una tarifa para acceder a la red eléctrica (tarifa regulada), y
el mercado minorista, donde los consumidores domésticos y pequeñas empresas compran
la energía a las comercializadoras en un mercado de libre competencia. Notar como las
comercializadoras realizan tanto el papel de comprador (mercado mayorista) como el de
vendedor (mercado minorista).
En este nuevo escenario sigue habiendo una cosa que no cambia respecto al Marco Legal
Estable en relación a los consumidores, y es que los costes de todo el sistema eléctrico
25
son soportados por estos con el pago de las facturas. La diferencia está ahora en que el
coste está formado por dos componentes, calculadas por separado:
Componente de mercado: es la componente que se obtiene en los mercados entre
los consumidores del mercado mayorista y productores en régimen de libre
competencia.
Componente regulada: aquella componente destinada a sufragar los costes del
sistema (transporte y distribución) y otros incentivos administrados aún por el
estado (primas al carbón autóctono, a la disponibilidad, etc.).
Añadir que los consumidores pequeños pagan a la comercializadora en un contrato libre
que engloba las dos componentes antes mencionadas además de un margen
correspondiente a los beneficios de dicha comercializadora.
Para finalizar comentar que el presente apartado de este capítulo (Regulación del sistema
eléctrico en España) fue elaborado tomando como referencia [2].
1.4 Herramientas de simulación de los sistemas de energía eléctrica.
Tras introducir brevemente las características especiales de la energía eléctrica, la
estructura de los sistemas de energía eléctrica y la regulación de dichos sistemas eléctricos
en el ámbito español, se introduce en este apartado las principales herramientas digitales
de simulación de los sistemas de energía eléctrica con una breve explicación de los
mismos.
La mejor manera de conocer la respuesta de los sistemas de energía eléctrica ante
situaciones dadas por condiciones normales o extraordinarias es simulando sobre el
propio sistema. Dado que esta opción es poco menos que imposible, ya que se dejaría
fuera de servicio dichas instalaciones, es necesario recurrir a la simulación. Se pueden
utilizar tanto simuladores analógicos como simuladores digitales e híbridos. Dejando a
un lado los simuladores analógicos e híbridos, los simuladores digitales van ganando
terreno con el paso del tiempo, convirtiéndose para los ingenieros a día de hoy en una de
sus herramientas básicas para analizar los sistemas de energía eléctrica. Dichas
26
herramientas están basadas en aplicaciones software que modelan el comportamiento de
los distintos elementos que forman los sistemas eléctricos, a través de la resolución de
modelos matemáticos que caracterizan dicho comportamiento. Las ventajas que otorga la
utilización de este tipo de simuladores son evidentes:
Simulación de sistemas eléctricos de grandes dimensiones.
Cambios de topología del sistema de manera mucho más cómoda que los
simuladores analógicos.
Capacidad de elegir el incremento de tiempo utilizado en la simulación.
Ocupan un menor espacio físico y son más económicos que los simuladores
analógicos.
Pero como todo, también presentan algunos inconvenientes:
No pueden operar en tiempo real.
Pueden presentar inestabilidades numéricas, bien por el algoritmo empleado o
bien por el intervalo de tiempo utilizado, lo que puede llevar a errores en los
resultados.
Debido a que en la actualidad existen multitud de herramientas informáticas para analizar
los sistemas de energía eléctrica, se describirán algunas de ellas en este apartado:
SimPowerSystem (Simulink):
SimPowerSystem es una Blokset, término usado para referirse a una librería de bloques,
de Matlab/Simulink. Utiliza una interfaz gráfica que permite construir el circuito
eléctrico. Dentro de sus usos destacan: análisis transitorios, análisis de flujo de cargas y
cálculo de tensiones e intensidades en régimen permanente.
Al ser una Blokset de Matlab/Simulink es posible realizar simulaciones desde la ventana
de comandos de Matlab, y viceversa.
PowerWorld Simulator:
Al igual que SimPowerSystem, presenta una interfaz gráfica de simulación. El principal
módulo del que dispone realiza el flujo de cargas. Además está complementado por otros
27
módulos adicionales que permiten realizar estudios de contingencias, despacho
económico, estudios de cortocircuitos, etc.
PowerWorld concibe la evolución en el tiempo de un sistema eléctrico como una sucesión
de estados estacionarios, por tanto no es capaz de simular transitorios electromecánicos.
Dicho simulador está orientado a resolver enormes sistemas de energía eléctrica en estado
estacionario.
PSS/E:
Este simulador permite estudiar multitud de fenómenos, tanto estacionarios como en
condiciones dinámicas. Está compuesto por una gran variedad de módulos que realizan
funciones como: flujo de cargas, análisis lineal de redes, estudios de faltas, simulaciones
dinámicas, cálculo de equivalentes de red, etc. Este software además de poder usarse de
forma interactiva, puede usarse mediante un lenguaje propio de programación.
Este programa permite obtener valores en régimen permanente de las variables que
definen el sistema, además de la variación con el tiempo de dichas variables y de
parámetros internos a través de la simulación dinámica. Una cualidad importante de
PSS/E es su capacidad para simular sistemas con un gran número de componentes.
ATP-EMTP:
El desarrollo de esta herramienta se realizó con fines de diseño, definición de parámetros
eléctricos y especificaciones de equipos, para ello permite realizar cálculos
electromagnéticos y electromecánicos.
Dentro de sus múltiples estudios destacan: análisis de protecciones y sistemas de control,
transporte en continua, compensadores estáticos de reactiva, análisis de transitorios
electromecánicos y de maniobra, coordinación de aislamiento, sobretensiones
atmosféricas, etc.
Una de las características más importantes de esta herramienta de simulación es su
habilidad para realizar análisis en régimen transitorio, analizando el periodo
subtransitorio del mismo (en los primeros instantes).
PSCAD/EMTDC:
28
Esta herramienta está formada por dos módulos, el PSCAD (interfaz gráfica para el
usuario) y el EMTDC (simulador de los sistemas de energía eléctrica). En sus inicios, este
software fue concebido para realizar análisis electromagnéticos en corriente continua, sin
embargo en la actualidad puede realizar multitud de estudios: análisis de generación
distribuida, modelado de líneas y cables, análisis de transformadores saturables, máquinas
rotativas, sistemas integrados, dispositivos electrónicos de potencia, etc.
Este software resuelve, tanto desde una perspectiva electromecánica como
electromagnética, las ecuaciones diferenciales que modelan los distintos elementos del
sistema. Otra característica a señalar es que el usuario puede definir sus propios modelos
en otro lenguaje de programación (Fortran, C, o Matlab), encargándose la interfaz gráfica
PSCAD de definir el icono y la ventana de entrada de datos.
OpenDSS [5]:
OpenDSS es una herramienta de simulación de carácter general, que opera en el dominio
de la frecuencia. Posee múltiples modos de análisis, tales como: diario, anual, instantáneo,
estudios de faltas, dinámico, flujo de armónicos, estudios Montecarlo, etc. Ha sido usado
para multitud de aplicaciones, algunas de ellas son: análisis de generación distribuida,
simulaciones de plantas eólicas, simulaciones de sistemas de protección, estimaciones de
estado, análisis de armónicos, análisis de corrientes inducidas geomagnéticamente (GIC),
estudios de planificación probabilísticos, y muchos más.
La interacción con el usuario es por medio de códigos y líneas de comandos en un
lenguaje orientado a objetos, por tanto es necesario aprenderlo antes de poder usar dicho
software.
También señalar que este software fue en sus inicios una herramienta de análisis de flujo
de armónicos, y con el paso del tiempo fue evolucionando para resolver el problema del
flujo de potencia. Dicha manera de abordar el diseño dotó al programa de una gran
flexibilidad.
Tras describir algunas de las herramientas de simulación, es conveniente comentar
algunas diferencias entre ellas a la hora de realizar un análisis determinado.
Así, para realizar un análisis típico de flujo de cargas, todos los programas citados son
aptos para realizar dicho análisis, sin embargo si se dispone de un circuito de cientos de
29
nudos PSS/E o PowerWorld son las herramientas apropiadas. Para cálculos de
cortocircuitos también pueden utilizarse todas las herramientas mencionadas. Para
estudios de armónicos las herramientas PowerWorld y PSS/E no son aptas. Con respecto
a los análisis transitorios electromecánicos, PowerWorld es el único software que no
permite realizar dichos análisis. Y para finalizar, para simular transitorios
electromagnéticos, OpenDSS, PowerWorld y PSS/E no permiten sus estudio, pudiéndose
escoger entre SimPowerSystem, ATP-EMTP o PSCAD/EMTDC, siendo las dos últimas
las herramientas óptimas para este tipo de análisis.
Por último decir que la elaboración del presente apartado (Herramientas de simulación de
los sistemas de energía eléctrica) de este capítulo se realizó tomando como referencia [3],
salvo el texto dedicado al programa OpenDSS [5].
Una vez descrito varios de los simuladores digitales de sistemas de energía eléctrica que
existen en la actualidad, comentar que este proyecto final de carrera trata precisamente
de modelar sistemas de energía eléctrica (en concreto redes de distribución) usando como
simulador OpenDSS. Los objetivos que se persiguen con la realización de este proyecto
final de carrera son los siguientes:
Como objetivo principal aprender a modelar redes de distribución de energía
eléctrica usando el programa OpenDSS. El aprendizaje de este programa implica
conocer su sintaxis, su lista de comandos con su utilidad, los diferentes objetos
que lo forman, que dan lugar a los diferentes elementos que componen las redes
de distribución, y por supuesto manejar su interfaz gráfica.
Dado que hoy en día es bastante común caracterizar los consumos con perfiles de
carga semanales, otro objetivo importante será aprender a analizar redes con
generación distribuida durante escenarios semanales de explotación, estimando la
producción de dichos generadores a partir de sus curvas características y los datos
meteorológicos. De modo que se analizará la influencia que tiene en las distintas
magnitudes de la red tanto estos perfiles de carga semanales (tanto domésticos
como industriales) como la evolución de dicha generación durante este periodo
temporal.
Para finalizar, otro objetivo y no menos importante, es que este trabajo sirva de
apoyo a aquellos alumnos que quieran aprender a manejar el programa OpenDSS.
30
31
2. Programa OpenDSS.
2.1 Introducción.
El programa OpenDSS (The open Distribution System Simulator) o simplemente DSS es
una herramienta de simulación muy versátil y completa de sistemas de distribución de
energía eléctrica. OpenDSS soporta multitud de análisis de todo tipo, además está
diseñado para ser expandido indefinidamente, lo que permite que pueda ser modificado
fácilmente para las necesidades futuras.
El desarrollo del programa se inició en Abril de 1997, en Electrotek Concepts, Inc. Roger
Dugan fue el principal artífice en el desarrollo secundado poco después por Tom
McDermott, los dos desarrollaron el programa hasta finales de 2001 cuando Tom
abandonó Electrotek. Roger continuó con el desarrollo durante varios años hasta que
volvió Tom de nuevo. OpenDSS fue adquirido por EPRI Solutions en 2004, que se unió
a EPRI en 2007. EPRI publicó el programa bajo una licencia de código abierta en 2008.
El programa ha sido usado para multitud de estudios:
Planificación y análisis de distribución
Análisis de generación distribuida
Simulaciones diarias y anuales de demanda y generación
Estudios de planificación probabilísticos
Simulaciones de sistemas con generadores fotovoltaicos
Simulaciones de plantas eólicas
Simulaciones de sistemas de protección
Estimaciones de estado
Análisis de corrientes inducidas geomagnéticamente (GIC)
Análisis de configuraciones inusuales de transformadores
Análisis de armónicos
Cargas tipo impulso
Y muchos más
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El programa OpenDSS tiene una gran variedad de modos de análisis, tales como:
Snapshot Power Flow → flujo de potencia instantáneo.
Daily Power Flow → flujo de potencia diario.
Yearly Power Flow → flujo de potencia anual.
Harmonics → análisis armónico.
Dynamics → análisis dinámico.
Faultstudy → estudios de faltas.
Montecarlo fault study → estudios de faltas por Montecarlo.
Y muchos más
La versión actual del programa (7.6.4), versión con la que fue realizado este trabajo, ha
cumplido la mayoría de los objetivos que se plantearon, convirtiendo el programa en una
herramienta muy potente que ha adquirido muchas otras cualidades que no se encuentran
fácilmente en otros programas, tales como: análisis de configuraciones inusuales de
transformadores, análisis de corrientes inducidas geomagnéticamente (GIC), estudios de
planificación probabilísticos, cargas tipo impulso, simulación de horno de arco, etc. Si
bien el análisis de la generación distribuida sigue siendo uno de sus usos más populares,
nuevas características están siendo implementadas con frecuencia para apoyar la
investigación que se va desarrollando.
Una característica importante de OpenDSS es que es una herramienta de simulación que
opera en el dominio de la frecuencia, pudiéndose realizar análisis a cualquier frecuencia.
Por último añadir que el programa fue en sus inicios un programa de análisis de flujo de
armónicos y posteriormente evolucionó para resolver el problema del flujo de potencia,
esta manera de abordar el diseño del software dotó al programa de una gran flexibilidad
de modelado.
2.2 Características básicas.
El programa OpenDSS tiene como característica más llamativa la funcionalidad a través
de códigos y líneas de comandos. La creación de circuitos o redes en OpenDSS llevará
33
asociado un conjunto de líneas de códigos que representarán las líneas, transformadores,
cargas, generadores, etc. de dicha red o circuito. Por lo tanto, cada vez que se quiera crear
un circuito en OpenDSS se tendrá que crear un código que lo defina.
En la figura 2.1 se puede ver una imagen general de cómo luce el programa. Se puede
observar un conjunto de líneas de códigos que modelan una red de distribución. En
siguientes apartados se explicará cómo modelar los distintos elementos de una red.
Una vez que se tiene modelado el circuito en cuestión habrá que ejecutarlo. Hay 3 formas
para ejecutar un código, la primera de ellas consiste en abrir el archivo (.DSS) que modela
el circuito directamente, sin haber abierto antes el programa, de esta manera se abre el
programa y lo ejecuta automáticamente. Hay que decir que es una forma poco común
para ejecutar los códigos y comandos. La segunda de ellas y más utilizada se ilustra en la
figura 2.2.
Figura 2.1: Vista general del programa.
34
En ella se pone de manifiesto que una vez elegido el archivo que se desea ejecutar, se
pulsa el botón de compilación, redondeado en verde, y se ejecuta sin necesidad de abrirlo.
Es necesario tener guardado los archivos en el directorio del programa para usar esta
opción. Y la última opción es usando el comando Do Selected, para ello hay que
seleccionar previamente las líneas de códigos que se desean ejecutar. Hay a su vez tres
formas de invocar este comando, la primera de ellas es clicando sobre el botón derecho
del ratón, tal como se ilustra en la figura 2.3.
La segunda forma es accediendo a la barra de menús del programa, clicando en Do
seguido de Selected Line. Y la tercera es pulsando la combinación de teclas “Ctrl + D”.
Figura 2.3: Ejemplo del comando Do Selected.
Figura 2.2: Ejecución de comandos.
35
Comentar que el uso de este comando se suele reservar para la ejecución de porciones de
códigos, no para circuitos enteros.
En OpenDSS hay que distinguir dos tipos de ventanas, la ventana principal (Main Script
Window) y las posteriores ventanas que crea el usuario. En la ventana principal, todo lo
que se escriba queda guardado automáticamente, no ocurre así con las ventanas creadas
por el usuario, donde es necesario guardarlas antes de cerrar el programa para no perder
los códigos introducidos.
Una cualidad que tiene OpenDSS es que cambia el color de fondo de la ventana
dependiendo de si ha sido guardada o no. Para las ventanas guardadas el fondo es blanco,
y amarillo claro para las que no han sido guardadas. En la figura 2.4 se muestra un
ejemplo.
2.3 Conceptos Básicos.
Definición de barra:
Figura 2.4: Ejemplo de ventana guardada (izquierda) y ventana no guardada
(derecha).
36
En OpenDSS las barras reciben el nombre de “buses”. Un bus es un elemento del circuito
que posee uno o más nodos, y representa el punto de conexión entre los diferentes
elementos que forman el circuito. Cada nodo del bus tiene una tensión con respecto al
nivel de referencia (nodo cero conectado a tierra). En la figura 2.5 se ilustra la definición
de bus.
Los buses pueden ser nombrados por cualquier cadena de caracteres alfanumérica, incluso
sólo con números. Sin embargo se recomienda no utilizar espacios en blanco,
tabulaciones u otros caracteres de control.
Definición de terminales:
Cada elemento eléctrico que forma parte de los sistemas de energía eléctrica tiene uno o
más terminales de uno o varios conductores. En OpenDSS los terminales de los elementos
no son declarados, de modo que cada dispositivo tendrá definido un número de
terminales. En la figura 2.6 se muestra la definición de terminal.
Elemento del
circuito
Figura 2.5: Definición de bus en OpenDSS.
Figura 2.6: Definición de terminal en OpenDSS.
37
En la conexión de un elemento del circuito con cualquier barra, los conductores del
terminal se conectan con los nodos del bus. Así, si se tiene un elemento trifásico, las tres
fases del terminal se conectarán en los nodos 1, 2, y 3 respectivamente, formando la
conexión especificada.
Clasificación de los elementos:
OpenDSS clasifica todos los dispositivos presentes en las redes de distribución en dos
grupos:
PD Elements
PC Elements
Los PD elements (Power Delivery Elements) son elementos de entrega de energía, por lo
general tienen 2 o más terminales multifase y su función principal es la de transportar la
energía de un lugar a otro. En los sistemas de energía eléctrica los más comunes son las
líneas y los transformadores. Son representados por su matriz de impedancias primitiva
(Yprim). En la figura 2.7 se representa la definición de los PD Elements.
En cuanto a los PC Elements (Power Conversion Elements), convierten la energía
eléctrica a otro tipo, o viceversa. En general tienen un terminal multifase, siendo los más
comunes las cargas y los generadores. Pueden ser representados por una simple
Iterm = [Yprim]Vterm
Terminal 1 Terminal 2
Figura 2.7: Definición de los PD Elements.
38
impedancia o por un conjunto complicado de ecuaciones diferenciales. En la figura 2.8
se muestra la definición de los PC Elements.
Obtención de la solución:
La figura 2.9 [4] muestra como OpenDSS pone todos los elementos juntos para realizar
una solución:
El proceso comienza con la obtención de valores iniciales para las tensiones de las barras,
para ello se desconectan todos los elementos shunt y sólo los PD Elements son
considerados (flujo de cargas cero). El ciclo iterativo comienza ahora con la obtención de
PC Elements
Y prim 1 Y prim 2 Y prim 3 Y prim n
I1
I2
In
Iiny Y V Tensiones
nodales
Todos los elementos
Figura 2.8: Definición de los PC Elements.
Figura 2.9: Obtención de la solución en OpenDSS.
39
las corrientes inyectadas por los PC Elements, corrientes que son introducidas en el vector
Iiny. Seguidamente el sistema se resuelve para obtener un nuevo vector de tensiones. El
bucle iterativo se repite hasta que los valores de tensiones converjan.
2.4 Sintaxis del lenguaje de OpenDSS.
Sintaxis de comandos:
Antes que nada comentar que las líneas de código serán escritas en cursiva para
diferenciarlas correctamente del resto del texto.
El lenguaje de comandos es de la forma:
Comando parámetro 1 parámetro 2 parámetro 3...
Los parámetros pueden separarse por espacios en blanco o por comas.
Parámetros:
Hay dos formas para hacer referencia a un parámetro, nombrándolo explícitamente donde
el signo “=” es esperado, nombre parámetro=valor, o por la posición que ocupa en un
listado ordenado, poniendo simplemente el valor en la posición del parámetro deseado.
Por ejemplo, las siguientes líneas de comandos son equivalentes:
New object=line.línea1 bus1=b4 bus2=32 linecode=336ACSR
New line.línea1 b4 32 336ACSR
La primera línea muestra la primera forma de hacer referencia a un parámetro, es decir,
nombrándolo explícitamente y la segunda muestra la opción posicional.
El orden de los parámetros está siempre disponible en la ventana “Help” del programa,
en concreto, en “DSS Help”. Por experiencia, es aconsejable utilizar la primera opción,
es decir nombrando los parámetros, ya que minimiza los errores.
40
Cuando se ajustan los parámetros, puede haber efectos secundarios. Por ejemplo,
supóngase que se ha creado una carga y se ha especificado la potencia nominal en Kw y
el factor de potencia, al hacer esto el parámetro que define la potencia reactiva de la carga
queda actualizado inmediatamente.
Hay objetos en el programa, por ejemplo las cargas, que tienen parámetros que indican lo
mismo, así los parámetros KVA y MVA representan la potencia nominal de la carga,
bastando con especificar cualquiera de ellos.
Por último añadir que hay una serie de parámetros donde si no se especifican sus valores
el programa internamente les da valores predeterminados.
Delimitadores y otros caracteres especiales:
Para declarar matrices se pueden usar los siguientes caracteres:
[ ]
( )
“ “
‘ ‘
Para delimitar las filas de una matriz se utiliza la barra vertical: |
Ejemplos:
KVs= [150,6.6,22] → matriz 1x3
KVs= 20000 20000 16000 → matriz 1x3
Xmatrix= 1.2 .3 | .3 1.2 → matriz 2x2
Xmatrix= 1.2 | .3 .1.2 → matriz 2x2 triangular inferior
Delimitadores de valores:
Coma
Espacio
Tabulador
41
Continuación de línea previa: ~ (sinónimo del comando more)
Línea tratada como comentario: // o !
Comentario en línea de comandos: !
Comentario de un bloque de líneas: /*…*/
2.5 Comandos de OpenDSS.
A continuación se muestra una lista de los comandos utilizados en este trabajo con una
breve explicación de los mismos seguido de unos ejemplos:
Buscoords:
Define las coordenadas x, y de las barras de la red. Lee las coordenadas de un archivo
CSV con la siguiente forma:
Nombre de la barra, coordenada x, coordenada y
Se pueden usar tanto comas como espacios o tabuladores para separar los valores.
Ejemplo: buscoords coordenadas_red_distribución.csv
Nota: El archivo CSV debe estar guardado en el directorio del programa para que
funcione correctamente.
Calcvoltagebases:
Estima el voltaje base de cada barra. Para ello es necesario indicar los niveles de tensión
del circuito con el comando set, como se verá más adelante.
OpenDSS no necesita las tensiones base para la mayoría de cálculos, pero si para elaborar
los informes de resultados. Una excepción sería el modo autoadd, donde es necesario este
comando para especificar la tensión nominal de los generadores y condensadores que se
añadirán al sistema.
42
Este comando es útil para confirmar que la tensión nominal de las barras es la correcta y
no ha habido errores en la conexión de los elementos que conforman el circuito, también
para mostrar en p.u. las tensiones de las barras en los informes.
Por último, se recomienda el uso de este comando cuando se utiliza el modo faultstudy.
Clear:
Cuando se dispone de varios circuitos creados y se quieren ejecutar, entre ejecución y
ejecución es necesario utilizar el comando clear, ya que borra las definiciones que
almacenó el programa cuando se ejecutó el anterior circuito.
Edit:
Edita los objetos especificados cambiando los parámetros señalados, es necesario que el
objeto especificado haya sido creado previamente. La sintaxis es la siguiente:
Edit [object] [edited parameters]
Ejemplo: edit object=vsource.fuente1 kv=110 → edita la fuente de tensión llamada
“fuente1”, cambiando el parámetro kv a 110.
Export:
Cuando se resuelve un circuito se pueden visualizar los resultados directamente en el
programa o exportarlos a través del comando export. Este comando genera un archivo de
texto tipo CSV de la magnitud especificada. El propósito es producir un archivo que
pueda ser leído por otros programas tales como Matlab (usando el comando csvread),
hojas de cálculo como Excel, etc.
Se pueden exportar múltiples variables, tales como tensiones, intensidades, potencias,
monitores, cargas, generadores, etc. La sintaxis es la siguiente:
Export [quantity= voltages, currents, powers, monitors, loads, etc.] [filename]
Ejemplo: export voltages tensiones_barras → exporta las tensiones de las barras del
circuito en un archivo CSV llamado “tensiones_barras”.
Help:
43
El comando help es de gran importancia, ya que dispone de la descripción de todos los
comandos, objetos y parámetros que se encuentran disponibles en la versión del programa
que se tenga instalada. No siempre vendrá incluida la totalidad de estos comandos,
parámetros y objetos en el último manual del programa, ya que este se va actualizando a
menudo.
Makebuslist:
Crea un listado de las barras que forman el circuito a partir de los elementos declarados.
Un error típico es poner este comando después del comando buscoords, ya que de esta
manera el programa no detecta las barras que forman el circuito y no puede atribuirles las
coordenadas. Por tanto siempre hay que poner el comando makebuslist antes del comando
buscoords.
More:
Se utiliza para continuar el código de comandos en la siguiente línea. El comando more
es equivalente a: M / ~.
Ejemplo: new line.línea1 bus1=1254
More bus2=3441 R1=0.5
~ X1=0.1 C1=3.5
M length=1.3
New:
Añade un Nuevo objeto al circuito, la sintaxis es la siguiente:
New [object] [edit parameters of object]
Ejemplo: new object= line.línea1 bus1=bus4 bus2=bus5 R1=0.5 X1=0.1 length=1.6 →
crea una línea llamada “línea1” editando la impedancia y longitud de la línea, además de
las barras donde se conecta.
44
Generalmente, el parámetro object se suele especificar en la forma posicional, así el
ejemplo anterior quedaría: new line.línea1 bus1=bus4 bus2=bus5 R1=0.5 X1=0.1
~length=1.6.
No es necesario ajustar los parámetros del objeto a la vez que cuando se crea, de esta
manera reciben valores por defecto, siendo posible más tarde editarlos con el parámetro
edit explicado anteriormente.
Open:
Todos los conductores de todos los elementos creados en OpenDSS tienen
inherentemente un interruptor en sus terminales. El comando open abre el interruptor del
conductor/es del elemento en el terminal especificado.
Sintaxis: open [object] [term] [cond]
Ejemplo: open object=line.línea1 term=1 cond=3 → abre los tres conductores del
terminal 1 de la línea llamada “línea1”.
Plot:
El comando plot se utiliza principalmente para graficar sobre el circuito creado la
magnitud que se desee, donde el espesor de las líneas indica el mayor o menor valor de
dicha magnitud. También es útil para representar monitores, loadshapes, etc.
La sintaxis es la siguiente: plot (options…); hay numerosas opciones, las más utilizadas
son, (en orden):
Type= circuit, monitor, loadshape, etc. → indica el tipo de representación.
Quantity= voltage, current, power, etc. → indica la magnitud a representar.
Max= 0, max escale → indica la escala máxima.
Dots= Y, N → “yes or no”, indicar si se incluye o no en la representación símbolos
(círculos) para localizar las barras del circuito.
Labels= Y, N → indicar si se incluye o no en la representación etiquetas con los
nombres de las barras.
45
Object= monitor, loadshape, etc. → especificar el nombre del monitor, loadshape, etc.
que se desea representar.
Channels= → matriz del número de canales del monitor a representar.
Subs= Y, N → indicar si se incluye o no las subestaciones del circuito en la
representación.
Thickness= → máximo grosor permitido para las líneas del circuito, por defecto 7.
Nota: Para representar el circuito es necesario indicar las coordenadas de las barras
usando el comando buscoords mencionado anteriormente.
A continuación se muestran una serie de ejemplos usando el comando plot:
Plot type=circuit quantity=power max=100 dots=y labels=y subs=y
Plot type=loadshape object=evolución_cargas
Plot type=monitor object=tension_barra_1 channels= [1 3]
La primera línea representa la distribución de potencias en el circuito incluyendo las
subestaciones, además de los localizadores y etiquetas de las barras, con una escala
máxima de 100. La segunda representa el loadshape llamado “evolución_cargas” y la
última representa la primera y tercera columna del monitor llamado “tensión_barra_1”.
Show:
El comando show sirve para mostrar informes de la magnitud indicada.
La sintaxis es la siguiente: show [quantity]; hay numerosas magnitudes, las más comunes
son:
Currents → muestra las intensidades que circulan por los terminales de todos los
elementos.
Monitor [monitor name] → muestra la información almacenada en el monitor
especificado en un archivo CSV.
46
Faults → muestra los resultados del estudio de cortocircuito, es necesario resolver el
circuito en el modo faultstudy.
Meter → muestra los valores almacenados en los contadores del energymeter.
Losses → muestra el resumen de pérdidas del circuito.
Powers [MVA, KVA] [seq, elements] → muestra la potencia consumida por los terminales
de todos los elementos.
Voltages [LL, LN] [seq, nodes, elements] → muestra la tensión de todas las barras del
circuito.
Zone [energymeter name] → muestra la zona del circuito que se encarga de analizar el
energymeter en cuestión.
Taps → muestra el valor de las tomas del transformador.
A continuación se muestran una serie de ejemplos donde se usa el comando show:
Show monitor tensión_barra_1
Show powers KVA elements
Show voltages LL elements
Show zone contador1
En el primer ejemplo se muestra el monitor llamado “tensión_barra_1”, en la segunda
línea se muestra la potencia consumida en KVA por los terminales de todos los elementos,
en el tercer ejemplo las tensiones de línea de todos los elementos del circuito y en la
última línea la zona vigilada por el energymeter llamado “contador1”.
Nota: Los comandos plot, show, y export son declarados después del comando solve.
Solve:
Ejecuta el circuito creado y lo resuelve.
Set:
47
El comando set sirve para ajustar variables globales, parámetros de convergencia,
especificar el algoritmo de resolución, indicar el modo de solución del circuito, etc.
Sintaxis: set (options); hay numerosas opciones las más usuales son:
Addtype= generator, capacitor → tipo de objeto a añadir en el modo autoadd.
Algorithm= normal, newton → tipo de algoritmo para resolver el circuito. Se
recomienda utilizar el algoritmo de Newton para circuitos grandes y complejos que son
difíciles de resolver.
Basefrequency= → ajusta la frecuencia a la que opera el circuito, 60 Hz por defecto.
Capkvar= → tamaño de la batería de condensadores, en KVAR, para añadir en el modo
autoadd. 600 por defecto.
Genkw= → tamaño del generador, en KW, para añadir en el modo autoadd. 1000 por
defecto.
Hour= → ajusta la hora de comienzo de la solución del circuito.
Maxiter= → ajusta el máximo de iteraciones permitidas para la obtención de la solución.
Mode= → ajusta el tipo de modo en el que se va a analizar el circuito creado. El programa
dispone de multitud de modos de análisis, los más utilizados son:
Autoadd: Modo autoañadir, consiste en la adición al circuito de bancos de
condensadores o generadores de manera optimizada, es decir, reduciendo pérdidas.
El modo te indica en que barra debes conectar el generador o condensador para
reducir pérdidas.
Snap: Modo instantáneo, resuelve un único flujo de potencia instantáneo.
Daily: Modo diario, da una serie de soluciones siguiendo las curvas diarias de
generadores y cargas. Ejecuta 24 soluciones por defecto.
Yearly: Modo anual, da una serie de soluciones siguiendo las curvas anuales de
cargas y generadores. Ejecuta 8760 soluciones por defecto.
48
Faultstudy: Modo estudio de faltas, realiza un estudio completo de faltas
determinando los equivalentes Thevenin para cada barra de la red. Ejecutando el
comando show fault, se genera un informe que muestra las intensidades de
cortocircuito para faltas trifásicas, bifásicas, y monofásicas para cada barra del
circuito.
Montecarlo fault mode (MF): Modo faltas Montecarlo, simula la aleatoriedad de las
faltas en las redes de distribución. Definiendo varias faltas por todo el circuito, este
modo elegirá de manera aleatoria, siguiendo una distribución de probabilidad
especificada, una de ellas.
Number= → especifica el número de soluciones a ejecutar.
Random= uniform, gaussian, lognormal, none → especifica la distribución de
probabilidades para los estudios de Montecarlo.
Tolerance= → ajusta la tolerancia de la solución. 0.0001 por defecto.
Trapezoidal= yes/true, no/false → indicar si se usa o no integración trapezoidal para
obtener la solución. Se recomienda cuando se tienen variaciones de carga y/o generación
bruscas.
Voltagebases= → indica los niveles de tensión del circuito en KV, necesario para poder
ejecutar el comando calcvoltagebases. Introducir los niveles de tensión en una matriz.
A continuación se muestran una serie de ejemplos donde se ilustra el uso del comando
set:
Set mode=daily
Set basefrequency=50
Set maxiter=10000
Set voltagebases= [20 110]
Set genkw=100
49
En el primer ejemplo se ajusta el modo de análisis del circuito al modo diario, en el
segundo la frecuencia del circuito a 50 Hz, en la tercera línea la máxima iteración a 10000,
en la cuarta se indica los niveles de tensión del circuito, siendo en este caso de 20 y 110
KV, y en el último ejemplo se ajusta a 100 KW la potencia del generador a añadir en el
modo autoadd.
2.6 Objetos de OpenDSS.
A continuación se muestra una descripción de los objetos utilizados en este proyecto con
una breve explicación de los mismos y de los parámetros más utilizados para cada uno,
seguido de unos ejemplos para ilustrar su uso:
Linecode:
Este objeto se emplea para definir la impedancia característica de las líneas y cables. El
término “line-code” es un término que hace referencia al código creado por los
programadores para describir la construcción de una línea.
La impedancia de una línea puede ser especificada directamente cuando se crea dicha
línea sin la necesidad de usar este objeto, como se verá más adelante, sin embargo la
mayoría de las veces será más conveniente su uso, ya que se tendrán multitud de líneas
pero solo unas pocas con diferente construcción.
Los parámetros más utilizados, en orden, son:
Nphases= → número de fases, 3 por defecto.
R1= → resistencia de secuencia directa, Ω por unidad de longitud.
X1= → reactancia de secuencia directa, Ω por unidad de longitud.
C1= → capacitancia de secuencia directa, nanofaradios por unidad de longitud.
Units= mi, km, m, ft, etc. → unidad de longitud.
50
Basefreq= → frecuencia base en la cual son especificados los valores de la impedancia.
60 Hz por defecto.
Normamps= → intensidad nominal de la línea.
Faultrate= → número de fallos producidos al año por unidad de longitud.
Pctperm= → porcentaje de fallos que son permanentes.
Like= → nombre de un objeto linecode existente en el cual basar este.
Ejemplos:
New linecode.código_línea1 R1=0.579 X1=0.367 C1=158.88 units=km basefreq=50
~normamps=361
New linecode.código_línea1b like=código_línea1 → crea un linecode llamado
“código_línea1b” igual que el linecode llamado “código_línea1”.
Loadshape:
El objeto loadshape consiste en una serie de multiplicadores que son aplicados a los
valores base en KW y KVAR de las cargas y generadores para representar la variación de
demanda y generación durante un periodo de tiempo determinado.
Los parámetros más utilizados, en orden, son:
Npts= → número de puntos que definen la curva de evolución.
Interval= → intervalo de tiempo de los datos, en horas. 1 hora por defecto. Si la curva no
tiene una distribución uniforme especificar como 0.0.
Minterval= → introducir el intervalo en minutos.
Sinterval= → introducir el intervalo en segundos.
Mult= → matriz de multiplicadores, aplicados al valor base en KW. Valores extras al
número de puntos definido anteriormente son ignorados y los omitidos son asumidos
51
como cero. También se pueden definir en un archivo de texto, introduciendo los valores
uno por línea, siendo la sintaxis de la forma: mult= [file=nombre_archivo.txt].
Hour= → matriz de los valores de horas correspondientes a los multiplicadores. No se
requiere si el intervalo es uniforme. También se puede usar la sintaxis anterior, en la cual
los valores son introducidos en el documento de texto uno por línea: hour=
~[file=nombre_archivo.txt].
Qmult= → matriz de multiplicadores, aplicados al valor base en KVAR. Mismas
propiedades que el parámetro mult. Si no se especifican, los valores de mult son aplicados
al valor base en KVAR.
Like= → nombre de un loadshape existente en el cual basar este.
Ejemplos:
New loadshape.evolución_carga1 npts=4 interval=1 mult= [0.5 0.7 1.2 1]
New loadshape.evolución_carga2 npts=169 interval=1 mult= [file=Mul_carga2.txt]
Vsource:
Modela la fuente de tensión. Su principal uso es modelar la alimentación a las
subestaciones de distribución. Tiene dos terminales, generalmente el primer terminal se
conecta a la barra de interés y el segundo se conecta a tierra. Con este uso no es necesario
especificar la conexión del segundo terminal.
Cuando se crea un nuevo circuito, se crea por defecto una fuente de tensión trifásica
llamada “source” conectada a una barra llamada “sourcebus” de 115 KV y una potencia
de cortocircuito de 2000 MVA.
Los parámetros más utilizados, en orden, son:
Bus1= → barra a la que se conecta el primer terminal de la fuente.
Bus2= → barra a la que se conecta el segundo terminal. La mayoría de veces a tierra, por
tanto no es necesario especificarlo en ese caso.
Basekv= → tensión nominal de la fuente en KV. Tensión de línea.
52
P.u.= → tensión en p.u. a la que se encuentra operando la fuente.
Frequency= → frecuencia a la que opera la fuente.
Phases= → número de fases, 3 por defecto.
Mvasc3= → potencia de cortocircuito en MVA.
R1= → resistencia de secuencia directa de la fuente, en Ω.
X1= → reactancia de secuencia directa de la fuente, en Ω.
Basefreq= → frecuencia base en la cual son especificados los valores de la impedancia.
Like= → nombre de una fuente existente en la cual basar esta.
Ejemplos:
New circuit.red_distribución bus1=bus0 basekv=120 frequency=50 mvasc3=1500
~R1=1.5 X1=7 basefreq=50
A la vez que se crea un nuevo circuito llamado “red_distribución”, se editan los
parámetros de la fuente de tensión creada por defecto. También se podrían haber editado
los parámetros de la fuente usando el comando edit:
New circuit.red_distribución
Edit vsource.source bus1=bus0 basekv=120 frequency=50 mvasc3=1500 R1=1.5 X1=7
~basefreq=50
Nota: Recordar que la fuente creada por defecto al iniciar un circuito recibe el nombre de
“source”.
Line:
Este objeto se emplea para modelar las líneas de las redes de distribución.
Los parámetros más empleados, en orden, son:
Bus1= → nombre de la barra a la que se conecta el primer terminal de la línea.
53
Bus2= → nombre de la barra a la que se conecta el segundo terminal de la línea.
Linecode= → nombre de un linecode existente que contiene la impedancia de la línea.
Length= → longitud de la línea.
Phases= → número de fases, 3 por defecto.
R1= → resistencia de secuencia directa, Ω por unidad de longitud.
X1= → reactancia de secuencia directa, Ω por unidad de longitud.
C1= → capacitancia de secuencia directa, nanofaradios por unidad de longitud.
Normamps= → intensidad nominal de la línea.
Faultrate= → número de fallos producidos al año por unidad de longitud.
Pctperm= → porcentaje de fallos que son permanentes.
Repair= → horas de reparación de la línea.
Basefreq= → frecuencia en la cual son especificados los valores de la impedancia. 60 Hz
por defecto.
Units= mi, km, m, ft, etc. → unidad de longitud de la línea.
Like= → nombre de una línea existente en la cual basar esta.
Ejemplos:
New line.línea2_3 bus1=bus2 bus2=bus3 linecode=código_línea2_3 length=3
~basefreq=50 units=km
New line.línea_2_3 bus1=bus2 bus2=bus3 length=3 R1=0.5 X1=0.1 C1=5.4
~normamps=300 basefreq=50 units=km
En el primer ejemplo se hace uso de un linecode para definir la impedancia de la línea, y
en el segundo se definen directamente los valores.
Transformer:
54
Este objeto se emplea para modelar los transformadores de las redes de distribución. Se
pueden definir de dos o más devanados; para especificar los parámetros de los devanados
se pueden usar dos métodos, uno mediante matrices, con esta forma se especifican los
parámetros de una vez, o devanado a devanado.
Los parámetros más usados, en orden, son:
Phases= → número de fases, 3 por defecto.
Windings= → número de devanados, 2 por defecto.
Para definir los valores de los devanados uno a uno usar los siguientes parámetros:
Wdg= → número entero que representa al devanado el cual va a ajustarse.
Bus= → barra a la que se conecta este devanado.
Conn= → conexión de este devanado. wye, ln para conexión en estrella y delta, ll
para conexión en triángulo. Estrella (wye) por defecto.
Kv= → tensión nominal de este devanado. Tensión de línea en KV.
Kva= → potencia nominal de este devanado en KVA.
Tap= → toma en la cual está ajustado este devanado, valor en p.u.
Maxtap= → máxima toma en p.u. de este devanado, 1.1 por defecto.
Mintap= → mínima toma en p.u. de este devanado, 0.9 por defecto.
Numtaps= → número total de tomas entre la máxima y mínima toma, 32 por defecto.
Para definir los valores de los devanados empleando matrices usar los siguientes
parámetros:
Buses= → matriz de las barras a las que se conectan los devanados.
Conns= → matriz de conexiones de los devanados.
Kvs= → matriz de tensiones nominales de los devanados en KV, tensiones de línea.
55
Kvas= → matriz de potencias nominales de los devanados en KVA.
Taps= → matriz de tomas en p.u. en la cual están ajustados los devanados.
Parámetros generales:
Xhl= → reactancia de cortocircuito en % entre los devanados 1 y 2.
Xlt= → reactancia de cortocircuito en % entre los devanados 2 y 3.
Xht= → reactancia de cortocircuito en % entre los devanados 1 y 3.
Xscarray= → matriz de reactancias de cortocircuito para n devanados. La matriz se forma
como sigue: [12 13 14 … 1n 23 24 … 34 …].
Faultrate= → tasa de fallos del transformador. Son considerados permanentes.
Basefreq= → frecuencia del transformador, 60 Hz por defecto.
Like= → nombre de otro transformador en el cual basar este.
Sub= yes, no → indicar si este transformador es tratado como una subestación, no por
defecto.
Ejemplos:
New transformer.T1 buses= [bus3560 bus3561] conns= [delta wye] kvs= [115 15] kvas=
~[20000 20000] xhl=4 sub=yes
New transformer.T4 wdg=1 bus=bus6 conn=delta kv=110 kva=15000 wdg=2 bus=bus7
~conn=wye kv=30 kva=15000 maxtap=1.15 mintap=0.98 tap=1.05 xhl=6 sub=yes
En el primer ejemplo se define el transformador mediante matrices, y en el segundo
devanado a devanado. Para definir un transformador con tomas hay que especificar que
devanado lleva las tomas además del número total y rango, para ello es necesario definir
el transformador devanado a devanado.
Capacitor:
56
Este objeto modela los bancos de condensadores que se emplean en las redes de
distribución. El modelo del condensador es básicamente implementado como un
elemento de entrega de potencia (Power Delivery Element) de dos terminales.
Los parámetros más utilizados, en orden, son:
Bus1= → Barra a la que se conecta el primer terminal del condensador. Por defecto, al
especificar la barra donde se conectará el primer terminal, el terminal 2 es conectado al
nodo 0 de la misma barra.
Bus2= → barra a la que se conecta el segundo terminal del condensador. No es necesario
especificar para conexiones en triángulo o estrella.
Phases= → número de fases, 3 por defecto.
Kvar= → potencia reactiva nominal, 600 KVAR por defecto.
Kv= → tensión nominal del condensador. Para 2 o 3 fases introducir la tensión de línea.
Conn= → conexión del banco de condensadores. wye, ln para conexión en estrella y
delta, ll para conexión en triángulo. Estrella (wye) por defecto.
Basefreq= → frecuencia del banco de condensadores, 60 Hz por defecto.
Like= → nombre de otro banco de condensadores existente en el cual basar este.
Ejemplo:
New capacitor.C1 bus1=bus7 phases=3 kvar=600 kv=20 basefreq=50
Load:
El objeto load modela todo tipo de cargas que pueden encontrarse en las redes de
distribución. Hay varias maneras de especificar la potencia nominal de la carga, en
concreto:
1. Especificando los parámetros kw y pf.
2. Especificando los parámetros kw y kvar.
3. Especificando los parámetros kva y pf.
57
Los parámetros más empleados, en orden, son:
Bus1= → barra donde se conecta la carga.
Phases= → número de fases de la carga.
Kv= → tensión nominal de la carga en KV, tensión de línea.
Kw= → potencia nominal de la carga en KW.
Pf= → factor de potencia de la carga.
Model= → número entero que define como variará la carga con la tensión. Los modelos
son:
1. Carga típica de un flujo de potencia: P y Q constantes, modo por defecto.
2. Carga cuya impedancia es constante.
3. P constante, Q cuadrática (carga como un motor).
4. P lineal, Q cuadrática (resistiva, motor).
5. Carga rectificadora (P e intensidad constantes).
6. P constante. Q igual al valor nominal.
7. P constante. Q igual al valor nominal de la impedancia.
8. Carga con modelo ZIP.
Nota: Los valores constantes pueden modificarse por los multiplicadores de los
loadshapes, los valores fijos no varían, por tanto no pueden ser modificados, quedando
ajustados a los valores nominales especificados al declarar la carga.
Yearly= → nombre del loadshape anual al que sigue esta carga.
Daily= → nombre del loadshape diario al que sigue esta carga.
Conn= wye, y, ln, delta, ll → tipo de conexión de la carga, estrella por defecto (wye).
Kvar= → potencia reactiva nominal en KVAR.
Status= fixed, variable → variable por defecto. Si se ajusta como fijo la carga no se
modifica por los multiplicadores del loadshape, manteniéndose siempre en los valores
nominales.
58
Kva= → potencia nominal de la carga en KVA.
Numcust= → número de clientes que representa esta carga, 1 por defecto.
Basefreq= → frecuencia de la carga, 60 Hz por defecto.
Like= → nombre de otra carga en la cual basar esta.
Ejemplos:
New load.carga1 bus1=358 phases=3 kv=66 kw=100 pf=0.9 model=1 basefreq=50
New load.carga2 bus1=bus3 phases=3 kv=15 kw=1000 model=1 daily=curva_carga_2
~kvar=400 basefreq=50
En el primer ejemplo la carga siempre demanda la potencia nominal, pero en el segundo
la carga sigue una evolución diaria.
Generator:
Modela los generadores que se incorporan a las redes de distribución.
Los parámetros más usados, en orden, son:
Bus1= → barra a la que se conecta el generador.
Phases= → número de fases del generador.
Kv= → tensión nominal del generador en KV, tensión de línea.
Kw= → potencia nominal del generador en KW.
Pf= → factor de potencia del generador, negativo si absorbe reactiva.
Model= → número entero que define como variará el generador con la tensión. Los
modelos son:
1. P y Q constantes, modo por defecto.
2. El generador es una admitancia constante.
3. P y V constantes, como un generador convencional, típico de un flujo de
potencia.
59
4. P constante y Q fija.
5. P constante y Q fija (como una reactancia constante).
6. Modelo escrito por el usuario.
7. P y Q constantes, pero la intensidad es limitada cuando la tensión baja de un
mínimo.
Yearly= → nombre del loadshape anual al que sigue el generador.
Daily= → nombre del loadshape diario al que sigue el generador.
Conn= wye, y, ln, delta, ll → tipo de conexión del generador, por defecto en estrella
(wye).
Kvar= → potencia reactiva nominal del generador en KVAR.
Status= fixed, variable → variable por defecto. Si se ajusta como fijo el generador no
se modifica por los multiplicadores del loadshape, manteniéndose siempre en los valores
nominales.
Kva= → potencia nominal del generador en KVA.
Basefreq= → frecuencia del generador, 60 Hz por defecto.
Like= → nombre de otro generador en el cual basar este.
Ejemplo:
New generator.G5 bus1=bus4 phases=3 kv=15 kw=100 pf=1 daily=evolución_G5
~basefreq=50
Regcontrol:
Este objeto se emplea para regular la tensión de cualquier barra del circuito. Para ello,
este elemento de control se conecta en un devanado de un transformador y va ajustando
las tomas del devanado para mantener la tensión al valor especificado.
Los parámetros más usados, en orden, son:
Transformer= → nombre del transformador en el cual se conecta el regulador de tensión.
60
Winding= → devanado del transformador donde se conecta el regulador.
Vreg= → valor de la tensión que se desea controlar. Multiplicar este valor por ptratio
para obtener la tensión deseada. Si el devanado donde se conecta el regulador está
conectado en estrella especificar la tensión de fase, si está en triángulo especificar la de
línea. Valor en voltios.
Band= → ancho de banda en voltios para la barra controlada.
Ptratio= → valor que multiplica a vreg para obtener la tensión a controlar, 60 por defecto.
Tapwinding= → devanado que contiene las tomas a ajustar. Devanado donde se conecta
el regulador por defecto.
Bus= → barra cuya tensión es controlada. Barra del devanado del transformador donde
se conecta el regulador por defecto.
Ejemplo:
New regcontrol.reg1 transformer=TR1 winding=2 vreg=11547.00538 band=1
~ptratio=1 tapwinding=2 bus=bus6
El regulador es conectado en el devanado 2 del transformador “TR1” y la tensión de la
barra 6 es controlada a 20 KV, variando las tomas del transformador colocadas en el
devanado 2.
Nota: El devanado 2 se supuso conectado en estrella, por lo que hay que expresar la
tensión de fase (11547.00538*√3=20 KV).
Energymeter:
Un energymeter es un contador de energía inteligente conectado a un terminal de
cualquier elemento del circuito. Simula las funciones de los contadores de energía real.
Sin embargo, tiene más habilidades ya que puede acceder a los valores de otros lugares
del circuito en lugar de acceder simplemente a los valores de la zona donde es instalado.
Además de medir valores de potencia y energía en su zona, mide valores de pérdidas y
sobrecargas dentro de una región definida de la red o circuito.
61
Su funcionamiento es sencillo, dispone de varios registros que acumulan los valores. Al
principio de la ejecución los registros son iniciados a cero. Al final de cada solución, el
contador toma una muestra y los valores de energía son integrados utilizando el tiempo
que ha transcurrido desde la solución anterior.
Así, por ejemplo, si se quiere medir las pérdidas del circuito que se han producido en un
día, se conecta un energymeter en el circuito y cuando se simula, se mira en el registro de
pérdidas del energymeter.
Los parámetros más usados, en orden, son:
Element= → nombre del elemento del circuito donde se conecta el contador.
Terminal= → terminal del elemento donde se conecta el contador, normalmente al
principio de la subestación.
Action= → indicar el tipo de acción a realizar sobre los registros del contador, las
principales son:
Clear: resetea todos los registros del contador a cero.
Save: guarda los valores actuales de los registros del contador en un archivo llamado
MTR_nonbre_contador.CSV.
Take: el contador toma una muestra en la solución actual.
Zonelist= → matriz de nombres de los elementos que definen la zona de análisis del
contador, por defecto define todos los elementos aguas abajo donde se conecta el
contador. También se puede indicar a través de un archivo de texto, introduciendo un
elemento por línea.
Ejemplos: zonelist= [line.L1 transformer.T1 line.L3 line.L4 line.L5 load.C1 load.L5]
zonelist= [file=zona_contador.txt]
Basefreq= → frecuencia nominal del contador.
Like= → nombre de otro contador en el cual basar este.
Ejemplo:
62
New energymeter.contador element=transformer.TR1 terminal=1 action=clear
~basefreq=50
Fault:
El objeto falta es una red resistiva de dos terminales que se emplea para modelar todo tipo
de faltas que ocurren en las redes de distribución.
Los parámetros más comunes, en orden, son:
Phases= → número de fases de la falta, 1 por defecto.
Bus1= → nombre de la primera barra donde se conecta la falta.
Bus2= → nombre de la segunda barra donde se conecta la falta. Si no se especifica, todas
las fases se conectan al nodo 0 de la primera barra, es decir, a tierra.
R= → resistencia de la falta en Ω, cada fase. 0.0001 Ω por defecto.
Basefreq= → frecuencia nominal de la falta.
Enabled= yes, no or true, false → indicar si la falta está o no habilitada, yes por defecto.
Like= → nombre de otra falta en la cual basar esta.
Ejemplos:
New fault.F3 phases=3 bus1=barra3 r=1
New fault.F2 phases=1 bus1=barra3.1 bus2=barra3.2
New fault.F2t phases=2 bus1=barra3.1.1 bus2=barra3.2.0
New faul.F1 phases=1 bus1=barra3.1
En el primer ejemplo se declara una falta trifásica en la barra 3 con una resistencia de
falta por fase de 1 Ω, en el segundo se crea una falta bifásica en la barra 3 entre las fases
1 y 2, en el tercero una falta bifásica a tierra, de nuevo en la barra 3, de las fases 1 y 2, y
en el último una falta monofásica en la barra 3 de la fase 1.
Monitor:
63
El monitor se encarga de almacenar la evolución de distintas magnitudes, según el modo
de ajuste, tales como tensiones, intensidades, potencias, tomas del transformador, en
cualquier punto del circuito donde se conecte durante un periodo de tiempo determinado.
Los parámetros más utilizados, en orden, son:
Element= → nombre del elemento donde se conecta el monitor.
Terminal= → terminal del elemento donde se conecta el monitor.
Mode= → número entero que describe las magnitudes que guardará el monitor. Los
modos son:
0: Modo estándar, tensiones e intensidades de cada fase.
1: Potencia monofásica en KVA.
2: Tomas del transformador.
3: variables de estado.
+16: Desglose de magnitudes por secuencias.
+32: Módulo de las magnitudes.
+64: Secuencia directa.
Ejemplos:
New monitor.monitor1 element=line.línea1_2 terminal=1 mode=96
New monitor.monitor2 element=transformer.TR1 terminal=2 mode=1
En el primer ejemplo se coloca un monitor llamado “monitor1” en el terminal 1 de la
línea llamada “línea1_2”, que almacena la evolución de los módulos de tensión e
intensidad de secuencia directa. En el segundo ejemplo se define un monitor llamado
“monitor2”, que almacena la evolución de la potencia inyectada por el transformador
llamado “TR1” en la barra donde se conecta el terminal 2 de dicho transformador.
Nota: En el primer ejemplo el modo 96 nace de: 0+32+64=96.
64
Para finalizar indicar que todo este capítulo (Programa OpenDSS) se realizó tomando
como referencia el manual del programa [5].
65
66
3. Estudios en OpenDSS.
Como ya se comentó anteriormente, el programa OpenDSS es capaz de realizar multitud
de análisis de distinta índole, lo que le convierte en un programa muy versátil y completo.
En este capítulo se analizarán varias de las posibilidades que ofrece este software sobre
una red de distribución real de media tensión como ejemplo. El capítulo se dividirá en
dos apartados, uno correspondiente a la descripción de la red de distribución, utilizada
para ilustrar varios de los distintos análisis que pueden hacerse en OpenDSS, y el otro
dedicado a mostrar los distintos análisis realizados. Dentro de este último, los análisis
realizados fueron los siguientes:
Análisis diario de la red de distribución: En este análisis se analiza el
comportamiento de dicha red durante cuatro escenarios distintos, es decir, un
primer escenario en ausencia de generación distribuida, un segundo escenario
donde es añadida dicha generación distribuida, un tercero donde se simula el
acople de las dos subredes que forman la red, y un último escenario donde además
de añadir la generación distribuida se simula el acople de ambas subredes.
Transformadores con tomas y control de tensiones: En este estudio se incorpora a
la red transformadores dotados con tomas, y se analiza la variación de dichas
tomas durante el control de la tensión en cualquier barra de la red, además de
evaluar la influencia que tiene dicho control en el perfil de tensiones de la red.
Adición óptima de generadores distribuidos y bancos de condensadores: En este
análisis se estudian los lugares óptimos de la red para conectar los generadores y
bancos de condensadores de manera que al añadirlos se minimizan las pérdidas
de la red. Además se analizará el impacto que tiene la adición de estos elementos
en la red.
Estudios y simulación de faltas: En este apartado se incluyen todos los modos de
los que dispone OpenDSS para el estudio de faltas. El apartado comienza con un
estudio convencional de faltas, es decir, se analiza para cada barra de la red las
corrientes de cortocircuito que se producen para cada tipo de falta. Seguidamente,
y cambiando de modo de análisis, se realizan simulaciones de faltas de todos los
67
tipos (trifásicas, bifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas), y para finalizar se
realiza un estudio de faltas Montecarlo.
3.1 Descripción de la red de distribución.
La red utilizada se muestra en la figura 3.1 [6], donde se indica la numeración de las
distintas barras que la forman además de los parámetros de los transformadores. En ella
se observan dos líneas en rojo, líneas 6-7 y 11-4, para poner de manifiesto que son
desconectadas en condiciones normales de operación, de manera que la red es explotada
radialmente, rasgo común de las redes de distribución de media tensión donde su
topología es mallada y su explotación radial. En cuanto a las cargas, la red está formada
por dos tipos, cargas domésticas y cargas industriales, conectadas a lo largo de todas las
barras de la red salvo en la barra 2 donde no hay ningún tipo de carga conectada. La red
a su vez está formada por dos subredes, la subred 1 (izquierda), formada por las barras 1,
2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 y 11, y la subred 2 (derecha), formada por las barras 12, 13 y 14.
68
A continuación, en la tabla 3.1, se muestra la descripción de las distintas líneas que
forman la red, indicándose la longitud, resistencia, reactancia y capacitancia de secuencia
directa, y la intensidad nominal [6]. Destacar la elevada capacitancia de la mayoría de
líneas, lo que pone de manifiesto la naturaleza subterránea de las mismas.
Tabla 3.1: Datos de las líneas.
LÍNEA R (Ω/Km) X (Ω/Km) C (nF/Km) L (Km) I.nom (A)
Línea 1_2 0,579 0,367 158,88 2,82 361
Línea 2_3 0,164 0,113 6608 4,42 345
Línea 3_4 0,262 0,121 6480 0,61 260
Figura 3.1: Red de distribución.
69
Línea 4_5 0,354 0,129 4560 0,56 235
Línea 5_6 0,336 0,126 5488 1,54 235
Línea 6_7 0,256 0,13 3760 0,24 260
Línea 7_8 0,294 0,123 5600 1,67 260
Línea 8_9 0,339 0,13 4368 0,32 235
Línea 9_10 0,399 0,133 4832 0,77 235
Línea 10_11 0,367 0,133 4560 0,33 235
Línea 11_4 0,423 0,134 4960 0,49 205
Línea 3_8 0,172 0,115 6576 1,3 345
Línea 12_13 0,337 0,358 162,88 4,89 361
Línea 13_14 0,202 0,122 4784 2,99 295
3.2 Análisis realizados.
3.2.1 Análisis diario.
Como ya se sabe, OpenDSS puede realizar análisis diarios, donde las cargas y
generadores siguen sus respectivas curvas de evolución a lo largo del día. En este primer
estudio se analizará la red en cuatro escenarios distintos:
Primer escenario: En este primer escenario sólo se tendrá demanda, es decir, sólo
se conectarán las cargas en las distintas barras de la red, tal como se observa en la
figura 3.1.
Segundo escenario: En este punto se añadirá generación distribuida a la red.
Tercer escenario: En lugar de añadir generación distribuida se simulará el efecto
de acoplar las dos subredes.
Cuarto escenario: En este último escenario, además de añadir generación
distribuida a la red se simulará el efecto de acoplar ambas subredes. Este escenario
sería como la combinación del segundo y el tercero.
70
De aquí en adelante se referirá a cada escenario de la siguiente forma:
Primer escenario → Análisis sin generación.
Segundo escenario → Análisis con generación.
Tercer escenario → Análisis con acoplador.
Cuarto escenario → análisis con generación y acoplador.
Para cada escenario, se analizará la evolución durante el día que sigue la tensión en la
barra 2 de la red, la evolución de la potencia activa que circula por la línea 2-3, las
pérdidas que se producen en toda la red, el perfil de tensiones de la red durante la hora
más significativa y por supuesto comparando los resultados entre escenarios.
El día de análisis, además de contener las 24 horas ordinarias, tendrá una hora más, hora
0, que corresponde con la hora inicial u hora de referencia en el eje temporal. Por tanto,
cargas y generadores demandarán y generarán respectivamente en esta hora.
Los datos de demanda, tanto para las cargas domésticas como para las industriales, en
esta hora inicial se muestran en las tablas 3.2 y 3.3 respectivamente [6]. En ellas, se indica
la barra a la que están conectadas además de la potencia activa y reactiva que consumen.
Tabla 3.2: Datos de las cargas domésticas en la hora inicial (hora 0).
Carga Doméstica Barra P (KW) Q (KVAR)
Carga doméstica 1 1 3848,7 2385,2
Carga doméstica 3 3 70,816 43,888
Carga doméstica 4 4 110,84 68,694
Carga doméstica 5 5 186,02 115,29
Carga doméstica 6 6 141,12 87,458
Carga doméstica 8 8 150,87 93,5
Carga doméstica 10 10 122,39 75,85
Carga doméstica 11 11 84,928 52,634
Carga doméstica 12 12 3848,7 2385,2
Carga doméstica 14 14 53,112 32,916
71
Tabla 3.3: Datos de las cargas industriales en la hora inicial (hora 0).
Carga industrial Barra P (KW) Q (KVAR)
Carga industrial 1 1 1674,8 1038
Carga industrial 3 3 80,393 49,823
Carga industrial 7 7 25,793 15,985
Carga industrial 9 9 192,27 119,16
Carga industrial 10 10 22,778 14,117
Carga industrial 12 12 1674,8 1038
Carga industrial 13 13 10,719 6,643
Carga industrial 14 14 110,54 68,507
La evolución de las cargas domésticas a lo largo del día se muestra en la figura 3.2 [6],
donde la curva de evolución dada en p.u. se refirió a la hora inicial u hora “cero”. Por
tanto, las curvas de evolución de las distintas cargas domésticas tienen la misma forma
diferenciándose entre ellas en un factor de escala impuesto por la hora inicial.
De igual forma, la curva de evolución de las cargas industriales se muestra en la figura
3.3 [6], también referida a la hora inicial.
Figura 3.2: Curva de evolución de las cargas domésticas.
72
Notar que el factor de potencia de las cargas domésticas e industriales permanece
constante (0.85) a lo largo del día, ya que los valores de P y Q iniciales son multiplicados
a cada hora por el mismo coeficiente, correspondiente a las curvas de evolución.
Destacar que la máxima demanda durante el día se produce en la hora 19, con un valor
de 23,0164 MVA para la subred 1 y 19,2761 MVA para la subred 2, convirtiéndola en la
hora más significativa del día.
Análisis sin generación:
En este primer escenario, sólo se conectan a la red las cargas, tanto domésticas como
industriales, tal como se aprecia en la figura 3.1. La evolución de las cargas viene descrita
en las tablas 3.2 y 3.3 junto con las figuras 3.2 y 3.3, tal como se comentó anteriormente.
En la figura 3.4, se empieza el análisis con la evolución de la tensión en la barra 2.
Figura 3.3: Curva de evolución de las cargas industriales.
73
En dicha figura se observan dos bandas de operación, una en línea roja discontinua dada
por el intervalo [0.95 1.05], que representa los límites de operación de la red de
distribución, y la otra en línea negra continua dada por el intervalo [0.98 1.02], que
representa la banda de funcionamiento óptimo, tal como se consideró en [6]. Se puede
observar cómo la evolución de la tensión queda la mayoría del día fuera de los límites de
la banda de funcionamiento óptimo, pero por el contrario queda en todo momento dentro
de la banda de operación de la red. También se observa como la mínima tensión se
produce en la hora 19, hora donde la demanda es mayor tal como se comentó
anteriormente, y los valores máximos tienen lugar en las primeras horas del día, horas
que corresponden con la mínima demanda.
La evolución de la potencia activa que circula por la línea 2-3 se muestra en la figura 3.5,
donde se observa que ocurre todo lo contrario, en las primeras horas del día la potencia
que circula por la línea es mínima, y alcanza el máximo en la hora 19 donde la demanda
es máxima lógicamente.
Figura 3.4: Evolución de la tensión en la barra 2 sin generación distribuida.
74
A continuación, en la figura 3.6 se muestran las pérdidas que se producen en la red a lo
largo del día.
Destacar que el máximo de pérdidas se alcanza en la hora 19, como era de esperar,
alcanzando un valor de 0.408 MW.
Figura 3.5: Evolución de la potencia activa que circula por la línea 2-3 sin generación
distribuida.
Figura 3.6: Evolución de las pérdidas en la red sin generación distribuida.
75
El perfil de tensiones de la red durante la hora más significativa (hora 19), se representa
en la figura 3.7, en ella se puede ver cómo la tensión va disminuyendo conforme se va
avanzando aguas abajo en la subred 1, no ocurre así en la subred 2 donde las tensiones
aumentan levemente.
Análisis con generación:
En este escenario, como ya se comentó anteriormente, se añaden a la red generadores
distribuidos. En la tabla 3.4 se muestran, para la hora inicial, los distintos tipos de
generadores que se añaden, la barra donde se conectan, la potencia que inyectan, en KW,
y el factor de potencia, factor que se mantendrá en 1 durante todo el día [6].
Tabla 3.4: Datos de los generadores en la hora inicial (hora 0).
Generador Tipo Barra Potencia (KW) FP
GP3 PV (Fotovoltaico) 3 0,501 1
GP4 PV 4 0,501 1
GP5 PV 5 0,752 1
GB5 Batería 5 513,16 1
Figura 3.7: Perfil de tensiones de la red durante la hora 19 en el primer escenario.
76
GFC5 Pila de combustible
doméstica
5 10,717 1
GP6 PV 6 0,752 1
GWT7 Eólico 7 965,52 1
GP8 PV 8 0,752 1
GP9 PV 9 0,752 1
GCHPD9 Diésel CHP 9 36,066 1
GCHPFC9 Pila de combustible
CHP
9 163,16 1
GP10 PV 10 0,752 1
GB10 Batería 10 513,16 1
GFC10 Pila de combustible
doméstica
10 10,717 1
GP11 PV 11 0,251 1
Los diferentes generadores fueron nombrados por las iniciales de sus nombres en inglés
seguido de las barras donde se conectaron. A continuación se indica el significado de cada
sigla:
(G) → Generator: Generador
(P) → Photovoltaic: Fotovoltaico
(B) → Battery: Batería
(FC) → Fuel Cell: Pila de combustible
(WT) → Wind Turbine: Turbina eólica
(CHP) → Combined Heat and Power: Cogeneración
(D) → Diesel: Diésel
Las curvas de evolución en p.u. de los generadores se muestran a continuación [6], curvas
que al igual que las cargas, están referidas a los valores iniciales de los distintos
generadores. Comentar que la generación de los generadores PV durante la hora inicial y
las horas nocturnas se redondeó a cero a la hora de realizar las simulaciones, tal como se
observa en la figura 3.8.
77
Figura 3.8: Evolución de los generadores fotovoltaicos (GP).
Figura 3.9: Evolución de las baterías (GB).
78
Figura 3.10: Evolución de las pilas de combustible domésticas (GFC).
Figura 3.11: Evolución del generador eólico (GW).
79
La evolución de la tensión en la barra 2 en este nuevo escenario se representa en la figura
3.14 (tono azul), donde se compara con la evolución de la tensión en el primer escenario,
(tono rojo).
Figura 3.12: Evolución del generador diésel CHP (GCHPD).
Figura 3.13: Evolución de la pila de combustible CHP (GCHPFC).
80
Se puede observar cómo la adición de generación distribuida a la red aumenta los valores
de tensión en la barra 2, mejorando su evolución, ya que se aumentan las horas del día
donde la curva queda dentro del rango de funcionamiento óptimo, esto es, [0.98 1.02], y
ni que decir tiene que en todo momento se mantiene dentro del rango de operación de la
red, [0.95 1.05].
De la misma manera, se analiza la potencia activa que circula por la línea 2-3 en la figura
3.15.
Figura 3.14: Evolución de la tensión en la barra 2 con generación y sin generación.
81
Se puede ver como disminuye la potencia activa que fluye por la línea 2-3 al añadir la
generación distribuida. Esto es debido a que los generadores aportan parte de la potencia
que demandan las cargas y por tanto se disminuye el requerimiento de potencia por parte
de la red de 110 KV. También se puede observar como hay ciertas horas donde se invierte
el sentido del flujo de potencia (valores negativos), esto se debe a que en esas horas la
generación supera a la demanda aguas abajo de la barra 2, lo que da lugar a que se invierta
el sentido del flujo de potencia y la línea pase a inyectar potencia aguas arriba.
La comparación de las pérdidas entre este escenario y el primero se realiza en la figura
3.16, donde se observa que para la mayor parte del día hay una disminución acusada de
las mismas cuando se añade a la red dicha generación distribuida.
Figura 3.15: Evolución de la potencia activa que circula por la línea 2-3 sin generación
y con generación.
82
En la figura 3.17 se lleva a cabo la comparación del perfil de tensiones de la red entre el
primer y segundo escenario durante la hora 19. Es claro que al añadir la generación
distribuida a la red los valores de tensión aumentan significativamente en todas las barras
de la subred 1, subred donde fueron añadidos dichos generadores, no así ocurre con las
barras de la subred 2, donde prácticamente los valores de tensión se ven inalterados.
Figura 3.16: Comparación de las pérdidas entre los escenarios con generación y sin
generación.
Figura 3.17: Comparación del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 entre el
primer y segundo escenario.
83
Análisis con acoplador:
En este escenario, en lugar de añadir generadores distribuidos a la red de la figura 3.1, se
simula el efecto de acoplar la subred 1 con la subred 2 a través de las barras 8 y 14.
Originariamente, se iban a acoplar ambas subredes con un acoplador de corriente continua
de media tensión (MVDC Coupler) utilizando convertidores de fuente de tensión (Voltage
Source Converter (VSC)), como se ilustra en la figura 3.18.
El control de potencia activa que se llevaría a cabo en el acoplador se muestra en la figura
3.19 [6], potencia que fluiría desde la subred 2 a la subred 1, ya que ésta última posee
mayor demanda.
Figura 3.18: Acople de ambas subredes a través de un MVDC Coupler.
84
Pero debido a limitaciones con el programa OpenDSS, el objeto Voltage Source
Converter está actualmente en pleno desarrollo y no es posible simularlo en el modo
diario, se utilizó un modelo equivalente que simula el efecto del acoplador, como se puede
apreciar en la figura 3.20.
Como el flujo de potencia va desde la subred 2 a la subred 1, se colocan 2 generadores de
manera que el generador colocado en la barra 14 simula la inyección de potencia desde
la subred 2 al acoplador, por tanto el generador debe consumir la potencia que circula por
el acoplador, representada en la figura 3.19, y el generador colocado en la barra 8 simula
la inyección de potencia del acoplador a la subred 1, por tanto debe inyectar la potencia
representada en la figura 3.19.
Figura 3.19: Evolución de la potencia activa que circula por el acoplador.
Figura 3.20: Modelo del acoplador.
85
Tras estas explicaciones, se comienza con la simulación en la figura 3.21, donde se
compara la evolución de la tensión en la barra de estudio entre el primer escenario, red
original, y este escenario, red con acoplador.
Se puede ver como el efecto de acoplar ambas subredes da lugar a un aumento de la
tensión, siendo más acusado en el entorno de la hora 19, ya que es en este entorno cuando
mayor trasvase de potencia se da entre ambas subredes, como se puede apreciar en la
figura 3.19.
La comparación de la potencia activa que circula por la línea 2-3 entre el primer escenario
y éste se hace en la figura 3.22. En ella se puede apreciar como hay una disminución de
la potencia activa que circula por la línea a lo largo de todo el día, y como ocurría
anteriormente con la tensión en la barra 2, la mayor disminución ocurre en el entorno de
la hora 19 lógicamente, ya que es cuando mayor intercambio de potencia hay entre ambas
subredes y por tanto se reduce la potencia que es necesaria inyectar por la línea 2-3 aguas
abajo.
Figura 3.21: Evolución de la tensión en la barra 2 sin generación y con acoplador.
86
En la siguiente figura, figura 3.23, se representa la evolución de las pérdidas que se
producen en la red durante este escenario y el primero.
Se observa como hay una reducción general de las pérdidas a lo largo del día, y siguiendo
con el mismo patrón que antes, la mayor reducción se produce en el entorno de la hora
19, ya que en este entorno se produce el mayor decremento de potencia por la línea 2-3.
Figura 3.22: Evolución de la potencia activa que circula por la línea 2-3 sin generación
y con acoplador.
Figura 3.23: Evolución de las pérdidas sin generación y con acoplador.
87
Para finalizar con este escenario, en la figura 3.24 se representa la comparación del perfil
de tensiones de la red durante la hora más significativa (hora 19) entre el primer y tercer
escenario, tal como se viene haciendo hasta ahora.
Se puede ver cómo las tensiones de la subred 1 aumentan al simular el acople de ambas
subredes, todo lo contrario ocurre con las tensiones de las barras de la subred 2, donde
sus valores disminuyen. Esto es debido a que el flujo de potencia va desde la subred 2 a
la subred 1, lo que provoca caídas de tensión en las barras de la subred 2 y aumentos en
las barras de la subred 1.
Análisis con generación y acoplador:
En este último escenario se añade a la red original de la figura 3.1 generación distribuida
y a la vez se simula el efecto de acoplar ambas subredes.
La evolución final de la tensión en la barra 2 se muestra en la figura 3.25, donde se
compara nuevamente con la evolución de la tensión en el primer escenario.
Figura 3.24: Comparación del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 entre el
primer y tercer escenario.
88
Se puede apreciar como la acción conjunta de la generación distribuida y el efecto de
simular el acople entre ambas subredes mejora considerablemente la evolución de la
tensión en la barra 2, ya que la curva queda prácticamente dentro del rango de
funcionamiento óptimo [0.98 1.02], y por tanto dentro también de la banda de operación
de la red [0.95 1.05].
La evolución final de la potencia activa que circula por la línea 2-3 se representa en la
figura 3.26. En ella se observa cómo se suman los efectos que producen tanto la
generación distribuida como el acople de ambas subredes en el flujo de potencia que
circula por la línea.
Figura 3.25: Evolución final de la tensión en la barra 2.
89
En la siguiente figura, figura 3.27, se hace la comparación de pérdidas entre escenarios.
Se puede ver como las pérdidas que se producen en este escenario, es decir, red con
generación distribuida y acoplador, son prácticamente las mismas a las que se producen
en el segundo escenario, red sólo con generación distribuida, figura 3.16. Se ve como el
efecto de simular el acople de ambas subredes en las pérdidas es notorio cuando no está
Figura 3.26: Evolución final de la potencia activa que circula por la línea 2-3.
Figura 3.27: Evolución final de las pérdidas.
90
presente la generación distribuida, figura 3.23, pero no cobra importancia cuando se añade
a la red dicha generación distribuida, tal como se ilustra en la figura 3.28.
En la figura 3.29 se representa el perfil de tensiones final de la red durante la hora 19 tras
añadir la generación distribuida y simular el acople de las subredes que forman dicha red.
En ella se puede observar cómo el hecho de añadir la generación distribuida junto al
acople de las subredes da lugar a un incremento más acusado de los valores de tensión en
las barras de la subred 1 con respecto a los incrementos producidos en el segundo y tercer
escenario. Respecto a las barras de la subred 2, se puede afirmar que los valores de tensión
en el tercer escenario no se ven prácticamente alterados al añadir la citada generación
distribuida.
Figura 3.28: Comparación de las pérdidas entre los escenarios 2 y 4.
91
Para finalizar con este apartado, en la tabla 3.5 se incluye un resumen de las pérdidas
totales diarias que se han producido en cada escenario, pérdidas que incluyen las
producidas en la hora inicial (hora 0).
Tabla 3.5: Pérdidas diarias por escenario.
Pérdidas totales diarias en cada escenario (MWh)
Escenarios Primer
escenario
Segundo
escenario
Tercer
escenario
Cuarto
escenario
Pérdidas 9,42814 8,80883 9,23265 8,85784
Cómo se puede observar el escenario donde se producen las menores pérdidas diarias es
el segundo, red con generación distribuida, produciéndose prácticamente las mismas
pérdidas que en el cuarto, red con generación distribuida y acoplador, tal cómo se
comentó anteriormente. Por tanto es beneficioso en relación a las pérdidas producidas
colocar dicha generación distribuida y acoplar ambas subredes ya que se consiguen
reducir las pérdidas ocasionadas en el primer escenario, es decir, red sólo con cargas
conectadas en sus barras, tal como se ilustra en la figura 3.1.
Figura 3.29: Comparación del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 entre el
primer y cuarto escenario.
92
3.2.2 Transformadores con tomas y control de tensiones.
De las muchas capacidades de OpenDSS, está por supuesto la de modelar transformadores
con tomas y el posterior control de tensiones. Para ello, además de incorporar al modelo
del transformador las tomas, hay que introducir y ajustar el dispositivo de control de
tensiones, dispositivo que irá ajustando las posiciones de las tomas para mantener en el
valor especificado la tensión de cualquier barra del circuito.
Como ejemplo, se controlará a 20 KV (1 p.u.) la tensión de la barra 1 de la red de la figura
3.1 en el marco del primer escenario. Para ello se tomará como valor máximo de la toma
1.1 en p.u. y como valor mínimo 0.9 en p.u. con un total de 32 tomas entre la mínima y
máxima toma , lo que da lugar a un paso de 0.00625 en p.u., por tanto se tiene que la
evolución de las tomas es una evolución discreta. En la siguiente tabla, tabla 3.6, se
muestran los distintos valores que pueden adoptar las tomas del transformador TR1,
además de la posición que ocupan.
Tabla 3.6: Tomas del transformador TR1.
P.U. Posición P.U. Posición
1.1 16 0.99375 -1
1.09375 15 0.9875 -2
1.0875 14 0.98125 -3
1.08125 13 0.975 -4
1.075 12 0.96875 -5
1.06875 11 0.9625 -6
1.0625 10 0.95625 -7
1.05625 9 0.95 -8
1.05 8 0.94375 -9
1.04375 7 0.9375 -10
1.0375 6 0.93125 -11
1.03125 5 0.925 -12
93
1.025 4 0.91875 -13
1.01875 3 0.9125 -14
1.0125 2 0.90625 -15
1.00625 1 0.9 -16
Cómo se puede ver se disponen de 32 posiciones, 16 positivas y 16 negativas, que
corresponden con los distintos puntos de conexión de los que dispone el transformador y
que el dispositivo de control se encargará de conectar adecuadamente para mantener el
valor de la tensión en la barra 1 en el valor especificado. Notar que existe una posición
más de conexión, posición 0, y que corresponde con la toma 1 en p.u.
Los resultados se muestran en la figura 3.30. Se puede observar como el control que se
lleva a cabo en la barra 1 en torno a los 20 KV es muy bueno (curva en verde),
mostrándose prácticamente horizontal.
En la figura 3.31 se representa el control que se ha llevado a cabo de las tomas del
transformador para mantener en 20 KV la tensión en la barra 1.
Figura 3.30: Control de la tensión en la barra 1 a 20 KV.
94
Se puede apreciar como la máxima toma (1.0375 en p.u.) tiene lugar en la hora 19
(también se alcanza dicha toma durante las horas 10 y 12), hora donde la tensión en la
barra 1 es mínima, y por el contrario las mínimas tomas se dan en las primeras horas del
día ya que es cuando la tensión alcanza los valores máximos.
La influencia que tiene el control de la tensión en la barra 1 en torno a los 20 KV (1 en
p.u.) en el resto de barras de la red se representa en la figura 3.32, figura donde se realiza
la comparativa del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 con y sin el control de
la tensión en la barra 1. Se observa cómo este control de la tensión en la barra 1 provoca
que en el resto de barras de la subred 1 las tensiones suban a valores muy próximos al 1
en p.u. No ocurre así con los valores de tensión en las barras de la subred 2, donde
prácticamente permanecen constantes.
Figura 3.31: Evolución de las tomas del transformador.
95
3.2.3 Adición óptima de generadores distribuidos y bancos de condensadores.
OpenDSS dispone de un modo denominado Autoadd, que elige los lugares óptimos de la
red para incorporar generadores y bancos de condensadores, de manera que al añadirlos
se reducen lo máximo posible las pérdidas de la red.
Este modo realiza análisis instantáneos, por tanto, para ilustrar su uso se simulará en la
hora 19 del día de análisis, por ejemplo, en el marco del primer escenario, con los valores
de demanda correspondientes a esa hora. Además, una vez establecidos los lugares
óptimos de conexión, se analizará la influencia que tiene la adición de estos elementos en
la red durante el día de análisis, siempre en el marco del primer escenario.
Adición de generación distribuida:
Se añadirá un generador de 2000 KW de potencia a la red. Tras hacer la simulación se
indica que el lugar óptimo para conectarlo es la barra 5, ya que se pasa de unas pérdidas
de 0.407995 MW a 0.33762 MW, por tanto ha habido una reducción de 0.070375 MW.
Para analizar la influencia que tiene la adición de dicho generador en la red durante el
resto de horas, en la figura 3.33 se realiza la comparación de la evolución de la tensión en
la barra 2 durante el día de análisis, con y sin la adición óptima del generador.
Figura 3.32: Perfil de tensiones de la red durante la hora 19 con y sin control de la
tensión en la barra 1.
96
Se puede ver cómo la adición óptima del generador distribuido eleva los valores de
tensión durante el día de análisis, sin embargo no se producen sobretensiones, ya que la
curva de evolución queda en todo momento dentro del rango de operación de la red, esto
es, [0.95 1.05].
La influencia que supone la adición de dicho generador en la potencia activa que circula
por la línea 2-3 se representa en la figura 3.34, en ella se observa cómo se reduce la
potencia activa que circula por la línea durante todo el día, llegando incluso a valores
negativos durante las primeras horas y últimas del día, ya que la inyección en la barra 5
de estos 2000 KW supera a la demanda durante esas horas, dando lugar a que se invierta
el flujo de potencia por la citada línea.
Figura 3.33: Comparación de la tensión en la barra 2 con y sin la adición de
generación óptima.
97
Por último, en la figura 3.35 se representa la comparación del perfil de tensiones de la red
durante la hora 19 con y sin la adición óptima del generador distribuido.
Cómo era de esperar hay un aumento significativo de las tensiones en el resto de barras
de la subred 1, no ocurriendo lo mismo en las barras de la subred 2 donde prácticamente
no se ven alterados los valores de tensión.
Figura 3.34: Comparación de la potencia activa que circula por la línea 2-3 con y sin la
adición de generación óptima.
Figura 3.35: Perfil de tensiones de la red con y sin la adición de generación óptima.
98
Adición de bancos de condensadores:
Análogamente, se puede estar interesado en la adición de bancos de condensadores a la
red para multitud de aplicaciones, tales como: compensar la energía reactiva consumida
por cargas tipo motores, disminuir caídas de tensión, minimizar pérdidas de energía (caso
que se está tratando), etc. Los bancos de condensadores pueden ser fijos (tratados como
una única batería de condensadores) o automáticos, que disponen de un regulador
automático de potencia reactiva dotado de varios pasos. En este modo, modo Autoadd,
OpenDSS trata el banco de condensadores a añadir como fijo, de manera que solo hay
que definir la potencia reactiva de dicha batería, tal como se explicó en el capítulo
anterior.
Como ejemplo se añadirá un banco de condensadores de 600 KVAR. Tras realizar la
simulación el software indica que el lugar óptimo para conectarlo es la barra 12, donde
se pasa de 0.407995 MW a 0.406383 MW de pérdidas, produciéndose una reducción de
0.001612 MW.
La influencia que tiene la adición de dicho banco en las barras y líneas de la subred 1 es
prácticamente nula, manteniéndose constante tanto las tensiones como los flujos de
potencia. Esto es debido a que el banco es conectado en la barra 12, barra que pertenece
a la subred 2, y por tanto la influencia en la subred 1 es inapreciable.
El perfil de tensiones de la red con y sin banco de condensadores durante la hora 19 se
muestra en la figura 3.36. Se observa cómo el perfil de tensiones de la subred 1 permanece
prácticamente constante (se produce un aumento inapreciable), sin embargo es más
apreciable el aumento de tensiones producido en las barras de la subred 2.
99
3.2.4 Estudios y simulación de faltas.
Al igual que antes, los estudios de faltas son instantáneos, de modo que se seguirá con la
hora 19 para los análisis, en el marco del primer escenario.
OpenDSS permite realizar estudios de faltas de varias maneras. A continuación se
describen las distintas formas seguidas de sus resultados de simulación.
Estudio convencional de faltas:
En este análisis, OpenDSS realiza un estudio completo de faltas, mostrando para cada
barra de la red las tensiones y corrientes de cortocircuito para cada tipo de falta:
Trifásicas
Bifásicas
Monofásicas
El modo que lleva a cabo este estudio es el denominado Faultstudy, como ya se comentó
en apartados anteriores. Para ilustrar este modo, en la tabla 3.7 se muestran las corrientes
de cortocircuito (en amperios) que se obtienen para faltas trifásicas, bifásicas y
monofásicas en todas las barras de la red:
Figura 3.36: Comparación del perfil de tensiones de la red durante la hora 19 con y sin
adición óptima del banco de condensadores.
100
Tabla 3.7: Resultados del estudio convencional de faltas.
Barra F. trifásicas F. monofásicas F. bifásicas
Barra 0 10335 10815 8950
Barra 1 11301 12138 9787
Barra 2 4101 4604 3552
Barra 3 3106 3110 2690
Barra 4 2968 2954 2570
Barra 5 2820 2805 2442
Barra 6 2489 2469 2155
Barra 7 2553 2483 2211
Barra 8 2892 2832 2504
Barra 9 2812 2754 2435
Barra 10 2614 2568 2263
Barra 11 2541 2498 2200
Barra 12 11318 12106 9802
Barra 13 3379 3535 2927
Barra 14 2819 2781 2441
Como se puede observar, los valores de las corrientes de cortocircuito, para todos los
tipos de falta, van disminuyendo conforme se va desplazando aguas abajo, ya que va
aumentando el valor de la impedancia equivalente. Resaltar que los picos de corriente de
cortocircuito se dan (en media tensión) en las barras de las subestaciones, es decir, en las
barras 1 y 12, como consecuencia de la menor impedancia equivalente.
Simulación de faltas:
En este tipo de estudios, el usuario declara una falta (o varias) en cualquier barra del
circuito, y simula el comportamiento de la red ante esta contingencia. El modo de análisis
a utilizar es el snapshot.
A modo de ejemplo se simulará una falta trifásica en la barra 6, con una resistencia por
fase de 0.5 Ω, una falta monofásica en la fase 1 de la barra 3 con una resistencia de 2 Ω,
una falta bifásica entre las fases 1 y 2 en la barra 5 con una resistencia por fase de 1 Ω, y
una falta bifásica a tierra en la barra 7 entre las fases 1 y 2 con una resistencia por fase de
1 Ω.
Comenzando con la falta trifásica en la barra 6, las tensiones por secuencias que aparecen
tras esta falta en todas las barras de la red se muestran en la tabla 3.8.
101
Tabla 3.8: Tensiones por secuencia de la red tras una falta trifásica en la barra 6.
Barras Base (kV) V1 (V - fase) P.U. V2 (V - fase) V0 (V - fase)
Barra 0 110 59730.6 0.94051 2.92E-05 4.07E-06
Barra 1 20 9527 0.82506 4.93E-06 1.36E-09
Barra 2 20 5160.29 0.44689 2.67E-06 9.97E-10
Barra 3 20 3229.88 0.27972 1.67E-06 4.36E-10
Barra 4 20 2836.03 0.24561 1.47E-06 3.61E-10
Barra 5 20 2359.7 0.20436 1.22E-06 2.94E-10
Barra 6 20 1138.75 0.098618 5.90E-07 1.48E-10
Barra 7 20 3229.64 0.2797 1.67E-06 4.38E-10
Barra 8 20 3228.84 0.27963 1.67E-06 4.38E-10
Barra 9 20 3227.97 0.27955 1.67E-06 4.38E-10
Barra 10 20 3226.02 0.27938 1.67E-06 4.38E-10
Barra 11 20 3225.69 0.27935 1.67E-06 4.39E-10
Barra 12 20 10625.2 0.92017 5.50E-06 1.61E-09
Barra 13 20 10682.5 0.92513 5.53E-06 1.70E-09
Barra 14 20 10682.9 0.92517 5.53E-06 1.75E-09
Se puede apreciar como hay una caída importante de las tensiones en todas las barras de
la subred 1 como consecuencia de la falta en la barra 6, siendo la tensión en ésta
prácticamente cero, no alcanzando este valor por la pequeña resistencia de 0.5 Ω que
posee la falta. También se indican los valores de las tensiones de las barras en las
secuencias inversa y homopolar, siendo cero estos valores al tratarse de una falta trifásica,
y por tanto ser equilibrada. Añadir que el valor que alcanza la intensidad de cortocircuito
en la barra 6 es de 2277,5 amperios.
Siguiendo con los ejemplos, en la tabla 3.9 se muestran las tensiones por secuencias que
se obtienen tras una falta monofásica en la fase 1 de la barra 3 con una resistencia de falta
de 2 Ω.
Tabla 3.9: Tensiones por secuencias de la red tras una falta monofásica en la barra 3.
Barras Base
(kV)
V1
(V - fase)
P.U. V2
(V - fase)
%V2/V1 V0
(V - fase)
%V0/V1
Barra 0 110 61144.2 0.96277 781.876 1.279 4.07E-06 6.66E-09
Barra 1 20 10568.8 0.91528 714.747 6.763 552.104 5.224
Barra 2 20 9173.58 0.79445 1973.74 21.52 1417.04 15.45
Barra 3 20 8526.77 0.73844 2606.22 30.57 2791.69 32.74
Barra 4 20 8522.5 0.73807 2604.82 30.56 2788.83 32.72
Barra 5 20 8518.35 0.73771 2603.44 30.56 2786.86 32.72
102
Barra 6 20 8513.71 0.73731 2601.9 30.56 2784.54 32.71
Barra 7 20 8526.16 0.73839 2605.99 30.56 2785.25 32.67
Barra 8 20 8524.05 0.7382 2605.35 30.56 2785.42 32.68
Barra 9 20 8521.76 0.73801 2604.6 30.56 2784.43 32.67
Barra 10 20 8516.61 0.73756 2602.9 30.56 2782.65 32.67
Barra 11 20 8515.74 0.73749 2602.62 30.56 2782.35 32.67
Barra 12 20 10876.5 0.94194 139.052 1.278 0.673102 0.006189
Barra 13 20 10935.3 0.94702 139.913 1.279 0.812649 0.007431
Barra 14 20 10935.7 0.94706 139.957 1.28 0.894693 0.008181
Al tratarse de una falta monofásica, y por tanto ser una falta desequilibrada, aparecen las
secuencias inversa (2) y homopolar (0). Analizando los valores de la secuencia directa se
observa una bajada considerable de las tensiones en las barras pertenecientes a la subred
1, sin embargo las tensiones de las barras de la subred 2 se mantienen en valores cercanos
a los normales. Además de indicar los valores de tensión por secuencias, se indica la
proporción en porcentaje de las tensiones de secuencias inversa y homopolar respecto a
la tensión de secuencia directa. Indicar que la corriente de cortocircuito alcanzada en la
barra 3 tras la falta es de 2186,9 amperios, siendo el módulo de las tensiones de línea en
p.u. en dicha barra de: 0.61535 (fases 1-2), 0.96111 (fases 2-3) y 0.69737 (fases 3-1).
Las tensiones de fase (en módulo) en toda la red tras la falta monofásica se indican en la
tabla 3.10. En ella se puede ver cómo se vienen abajo las tensiones de la fase 1 en todas
las barras de la subred 1 ya que el fallo tuvo lugar en dicha fase. Además se observa cómo
se desequilibran las tres fases en toda la red. Por último indicar cómo las tensiones en la
fase 1 de las barras de la subred 2 no se ven afectadas por el fallo, ya que éste tuvo lugar
en la subred 1.
Tabla 3.10: Tensiones de fase en p.u. de la red tras la falta monofásica en la barra 3.
Barras Base (kV) Fase 1 Fase 2 Fase 3
Barra 0 110 0.95192 0.97324 0.96328
Barra 1 20 0.84361 0.94817 0.95962
Barra 2 20 0.54749 0.96781 0.88876
Barra 3 20 0.37879 1.0447 0.85397
Barra 4 20 0.37865 1.0441 0.85349
Barra 5 20 0.3785 1.0436 0.85301
Barra 6 20 0.37834 1.043 0.85248
Barra 7 20 0.37918 1.0443 0.85361
103
Barra 8 20 0.37891 1.044 0.85357
Barra 9 20 0.3788 1.0437 0.85333
Barra 10 20 0.37853 1.0431 0.85281
Barra 11 20 0.37848 1.043 0.85273
Barra 12 20 0.93172 0.94154 0.95266
Barra 13 20 0.93674 0.94662 0.95783
Barra 14 20 0.93677 0.94666 0.95787
Continuando con los ejemplos, en la tabla 3.11 se muestran las tensiones por secuencias
obtenidas tras la simulación de una falta bifásica en la barra 5 entre las fases 1 y 2 y con
una resistencia por fase de 1 Ω.
Tabla 3.11: Tensiones por secuencias de la red tras una falta bifásica en la barra 5.
Barras Base
(kV)
V1
(V - fase)
P.U. V2
(V - fase)
%V2/V1 V0
(V - fase)
%V0/V1
Barra 0 110 60614.9 0.95444 1369.14 2.259 4.07E-06 6.71E-09
Barra 1 20 10153.4 0.87931 1251.39 12.32 2.54003 0.02502
Barra 2 20 7690.27 0.666 3453.75 44.91 5.63471 0.07327
Barra 3 20 6558.42 0.56798 4558.43 69.5 11.071 0.1688
Barra 4 20 6331.38 0.54831 4771.73 75.37 11.4232 0.1804
Barra 5 20 6063.82 0.52514 5022.48 82.83 11.6691 0.1924
Barra 6 20 6060.22 0.52483 5019.45 82.83 11.9638 0.1974
Barra 7 20 6557.43 0.56789 4557.62 69.5 11.8055 0.18
Barra 8 20 6555.83 0.56775 4556.51 69.5 11.7859 0.1798
Barra 9 20 6553.93 0.56759 4555.16 69.5 11.9001 0.1816
Barra 10 20 6549.68 0.56722 4552.14 69.5 12.1063 0.1848
Barra 11 20 6548.97 0.56716 4551.63 69.5 12.1411 0.1854
Barra 12 20 10782.5 0.9338 243.924 2.262 0.406981 0.003774
Barra 13 20 10840.8 0.93884 245.364 2.263 0.488492 0.004506
Barra 14 20 10841.2 0.93888 245.403 2.264 0.543277 0.005011
Al tratarse de una falta bifásica solo juegan las secuencias directa e inversa, ya que la
homopolar desaparece al no estar aterrizada a tierra la falta bifásica. Se puede observar
cómo en esta ocasión la secuencia inversa cobra mayor peso que en el caso de una falta
monofásica, alcanzando porcentajes cercanos al 83% respecto a la secuencia directa en
algunas barras. Fijándose en los valores de la secuencia directa, las barras de la subred 1
sufren una bajada de tensión considerable, al igual que ocurría en el caso anterior, al
contrario que en las barras de la subred 2, donde sus valores permanecen cerca del rango
104
de operación. La corriente de cortocircuito producida en la barra del fallo, barra 5, es de
2214,9 amperios y el módulo de las tensiones de línea en p.u. en dicha barra son: 0.11074
(fases 1-2), 0.79889 (fases 2-3) y 0.86279 (fases 3-1).
Las tensiones de fase en todas las barras de la red tras la aparición de dicha falta bifásica
en la barra 5 se muestran a continuación:
Tabla 3.12: Tensiones de fase en p.u. de la red tras un fallo bifásico en la barra 5.
Barras Base (kV) Fase 1 Fase 2 Fase 3
Barra 0 110 0.93578 0.95477 0.97312
Barra 1 20 0.91161 0.77589 0.96007
Barra 2 20 0.64274 0.51451 0.9598
Barra 3 20 0.57299 0.4348 0.9581
Barra 4 20 0.55882 0.43023 0.95754
Barra 5 20 0.54108 0.43158 0.95701
Barra 6 20 0.54078 0.43134 0.95642
Barra 7 20 0.57296 0.43478 0.95789
Barra 8 20 0.57282 0.43467 0.95766
Barra 9 20 0.57266 0.43455 0.95737
Barra 10 20 0.57231 0.43429 0.95672
Barra 11 20 0.57225 0.43424 0.95662
Barra 12 20 0.93391 0.91565 0.95219
Barra 13 20 0.93894 0.92059 0.95736
Barra 14 20 0.93897 0.92063 0.95741
Al producirse una falta bifásica entre las fases 1 y 2, las tensiones de dichas fases se
reducen bruscamente, sin embargo los valores de tensión en la fase 3 no se ven afectados,
al igual que las tensiones de las barras de la subred 2, ya que la falta tuvo lugar en la
subred 1. Además, al igual que ocurría con la falta monofásica, se produce un
desequilibrio entre fases en toda la red.
Para finalizar con los ejemplos, en la tabla 3.13 se indican las tensiones por secuencias
obtenidas tras el fallo bifásico a tierra entre las fases 1 y 2 en la barra 7 con una resistencia
por fase de 1 Ω.
105
Tabla 3.13: Tensiones por secuencias tras una falta bifásica a tierra en la barra 7.
Barras Base
(kV)
V1
(V - fase)
P.U. V2
(V - fase)
%V2/V1 V0
(V - fase)
%V0/V1
Barra 0 110 60430.4 0.95153 868.251 1.437 4.07E-06 6.73E-09
Barra 1 20 10008.1 0.86673 794.064 7.934 483.074 4.827
Barra 2 20 7195.21 0.62312 2198.43 30.55 1242.58 17.27
Barra 3 20 5903.81 0.51128 2902.82 49.17 2450.25 41.5
Barra 4 20 5900.53 0.511 2901.05 49.17 2447.27 41.48
Barra 5 20 5897.37 0.51073 2899.36 49.16 2445.23 41.46
Barra 6 20 5893.84 0.51042 2897.46 49.16 2442.81 41.45
Barra 7 20 4744.58 0.41089 3535.69 74.52 3290.43 69.35
Barra 8 20 5509.3 0.47712 3119.12 56.62 2813.92 51.08
Barra 9 20 5507.68 0.47698 3118.14 56.61 2812.75 51.07
Barra 10 20 5504.05 0.47666 3115.97 56.61 2810.66 51.07
Barra 11 20 5503.44 0.47661 3115.6 56.61 2810.3 51.06
Barra 12 20 10749.3 0.93092 154.227 1.435 0.355824 0.00331
Barra 13 20 10807.3 0.93594 155.035 1.435 0.37538 0.003473
Barra 14 20 10807.7 0.93597 155.034 1.434 0.386899 0.00358
Al tratarse de una falta bifásica a tierra aparecen las tres secuencias (directa, inversa y
homopolar). Es de destacar que la mínima tensión de secuencia directa se da en la barra
del fallo, barra 7, además la proporciones de las secuencias inversa y homopolar respecto
a la secuencia directa son máximas en dicha barra. Al igual que en los ejemplo anteriores,
las tensiones de secuencia directa de la subred 1 se reducen drásticamente tras el fallo, no
ocurriendo lo mismo en las barras de la subred 2, donde los valores de tensión en dicha
secuencia están en torno al 0.93 en p.u. La corriente de cortocircuito que se alcanza en la
barra del fallo es de 2114,4 amperios, y el módulo de las tensiones de línea en p.u. en
dicha barra son: 0.10572 (fases 1-2), 0.61585 (fases 2-3) y 0.63034 (fases 3-1).
Por último, en la tabla 3.14 se muestran las tensiones de fase en todas las barras de la red
tras producirse dicho fallo.
Tabla 3.14: Tensiones de fase de la red tras una falta bifásica a tierra en la barra 7.
Barras Base (kV) Fase 1 Fase 2 Fase 3
Barra 0 110 0.93923 0.95267 0.96285
Barra 1 20 0.83998 0.81791 0.94791
Barra 2 20 0.47337 0.52994 0.89633
Barra 3 20 0.26398 0.40059 0.93742
Barra 4 20 0.26396 0.40031 0.93678
106
Barra 5 20 0.26388 0.40008 0.93622
Barra 6 20 0.26379 0.39982 0.93558
Barra 7 20 0.16775 0.29088 0.95845
Barra 8 20 0.21462 0.36261 0.94997
Barra 9 20 0.21457 0.36247 0.94967
Barra 10 20 0.21441 0.36216 0.94905
Barra 11 20 0.21438 0.3621 0.94895
Barra 12 20 0.93 0.91994 0.94296
Barra 13 20 0.93502 0.9249 0.94804
Barra 14 20 0.93505 0.92493 0.94807
Se puede observar cómo las tensiones de las fases 1 y 2 se reducen drásticamente en las
barras de la subred 1, produciéndose una mayor reducción que en el ejemplo anterior
(falta bifásica). Además al tratarse de una falta bifásica a tierra, se produce un
desequilibrio entre las fases.
Simulación de faltas Montecarlo:
Para realizar los estudios de faltas Montecarlo hay que utilizar el modo MF (Monte Carlo
Fault Study). Este estudio consiste en la declaración de faltas repartidas por todas las
barras de la red y la posterior simulación aleatoria, de modo que para cada ejecución este
modo elegirá una de las faltas declaradas de manera aleatoria y con un valor de resistencia
de falta aleatorio. Típicamente se realizan 1000 simulaciones o más. Este modo es útil
para observar cómo se comporta cualquier magnitud de cualquier elemento del circuito
ante faltas producidas por toda la red.
A modo de ejemplo se declararán faltas monofásicas a tierra de la fase 1 en todas las
barras de la red, ya que es el tipo de falta más popular en los sistemas eléctricos de
potencia (70-80%), y se realizarán 1000 simulaciones. Dado que el valor de la resistencia
de falta es aleatorio, se simularán 1000 faltas monofásicas distintas repartidas por toda la
red. En la figura 3.37 se muestra el comportamiento de la tensión (por fase) en la barra 2
ante este tipo de faltas.
107
Se puede ver cómo la distribución de los valores de tensión en la fase 1 oscila en torno al
0.4 en p.u., pasando por valores cercanos a 0.9 y 0 en p.u. Debido a que se han simulado
faltas monofásicas en la fase 1 es lógico obtener este rango de variación tan grande.
Respecto a la fase 2, su rango de variación está en torno al 1 en p.u., pasando por valores
cercanos al 0.6 en p.u. Y respecto a la fase 3, sus valores de tensión oscilan en torno al
0.9 en p.u., pasando por valores cercanos a 0.8 y 1 en p.u.
Tras hacer este análisis concluir que este modo es útil para predecir, dentro de unos
márgenes de error probabilísticos, el comportamiento de magnitudes de interés ante todo
tipo de faltas que ocurran en los sistemas eléctricos, lo que es muy útil para el diseño de
equipos de protección.
Figura 3.37: Distribución de las tensiones por fase en la barra 2 tras un estudio de
faltas Montecarlo.
108
109
4. Evaluación de escenarios semanales de explotación en redes
con generación distribuida.
Tras analizar varias de las posibilidades que ofrece el programa OpenDSS, en este
capítulo se evaluarán escenarios de explotación semanales en dos redes distintas, una
ficticia (de prueba), y la otra será la que se viene usando hasta ahora, esto es, la red de
distribución de la figura 3.1, y ambas en presencia de generación distribuida eólica y
fotovoltaica. Cada red se analizará en dos escenarios de explotación, uno correspondiente
a una semana de invierno y el otro correspondiente a una semana de verano, lo que
permitirá hacer comparaciones entre uno y otro. Para cada red y escenario se estimará la
generación tanto eólica como fotovoltaica dadas las curvas características de los
generadores y los datos meteorológicos.
El capítulo se dividirá en dos apartados, uno correspondiente al análisis en la red ficticia,
y el otro correspondiente al estudio en la red real de la figura 3.1.
4.1 Red ficticia.
4.1.1 Descripción de la red.
La red utilizada se muestra en la figura 4.1, donde se indican los datos de las líneas y de
la subestación.
Figura 4.1: Red de distribución ficticia.
110
En la tabla 4.1 se indican los datos nominales de las cargas para cada escenario.
Tabla 4.1: Datos nominales de las cargas.
Tipo de carga Barra
P (MW) FP
Semana de
invierno
Semana de
verano
Carga doméstica 2 0.75 1.5 0.85
Carga industrial 3 1 1 0.85
Indicar que el consumo de la carga doméstica es el doble en verano con respecto al
invierno, mientras que la industrial mantiene su consumo constante en ambos escenarios.
En relación al factor de potencia, se mantendrá constante durante las semanas de invierno
y verano tanto para la carga doméstica como para la industrial, en un valor de 0.85.
Las curvas de evolución dadas en p.u. de las cargas doméstica e industrial se muestran en
las figuras 4.2 y 4.3 respectivamente, curvas que han sido referidas a los valores
nominales de las cargas.
Figura 4.2: Evolución de la carga doméstica.
111
Comentar que el consumo de la carga doméstica aumenta un 50% los fines de semana,
todo lo contrario que la carga industrial, donde su consumo disminuye el 50%.
En cuanto a los generadores distribuidos, los datos nominales se indican en la tabla 4.2.
Tabla 4.2: Datos nominales de los generadores.
Tipo de generador Barra P ( MW) FP
Generador eólico 1 3 2 1
Generador eólico 2 3 2 1
Generador PV 2 1 1
Decir que los dos generadores eólicos conectados en la barra 3 son idénticos, y por tanto
producen la misma potencia.
4.1.2 Estimación de la generación distribuida.
Las curvas características de los generadores eólico y fotovoltaico se muestran en las
figuras 4.4 [7] y 4.5 respectivamente.
Figura 4.3: Evolución de la carga industrial.
112
Se observa como los generadores eólicos producen a partir de una velocidad del viento
de 3 m/s, alcanzando la potencia nominal a los 17 m/s. Con respecto al generador
fotovoltaico, su curva característica muestra una relación lineal respecto a la radiación
solar, medida en W/m2.
Figura 4.4: Curva característica de los generadores eólicos.
Figura 4.5: curva característica del generador fotovoltaico.
113
Para estimar la producción de los generadores se recogieron los registros meteorológicos
de viento y radiación de la estación meteorológica situada en Jerez de la Frontera (Cádiz),
durante una semana de invierno y verano. En las figuras 4.6, 4.7, 4.8 y 4.9 se muestran
los datos recogidos de viento [8] y radiación [9] en las semanas de invierno y verano.
Figura 4.6: Evolución del viento durante la semana de invierno.
Figura 4.7: Evolución de la radiación durante la semana de invierno.
114
Se observa cómo en la semana de invierno se obtienen rachas de viento más fuertes que
en la semana de verano. Sin embargo los registros de radiación alcanzan valores más altos
durante la semana de verano, lógicamente. Por tanto se obtendrá una mayor potencia
eólica durante la semana de invierno y una mayor potencia fotovoltaica durante la semana
de verano.
Figura 4.8: Evolución del viento durante la semana de verano.
Figura 4.9: Evolución de la radiación durante la semana de verano.
115
Una vez obtenidos los datos meteorológicos y tomadas las curvas características de las
figuras 4.4 y 4.5, se obtiene la producción de los generadores en las semanas de invierno
y verano dadas en las figuras 4.10, 4.11, 4.12 y 4.13.
Figura 4.10: Potencia eólica durante la semana de invierno (por generador).
Figura 4.11: Potencia fotovoltaica durante la semana de invierno.
116
4.1.3 Análisis de la red.
Una vez caracterizada la demanda y la generación durante las semanas de invierno y
verano se inicia el análisis. En la figura 4.14 se realiza la comparación entre escenarios
de la demanda neta, demanda que resulta de restar la demanda total de la red, dada por
las cargas, con la generación producida por los generadores distribuidos. El
Figura 4.12: Potencia eólica durante la semana de verano (por generador).
Figura 4.13: Potencia fotovoltaica durante la semana de verano.
117
comportamiento de esta variable será muy útil para explicar la evolución de las tensiones
y potencias que fluyen por la red.
Se puede apreciar como la demanda neta en verano queda por encima de la demanda neta
en invierno durante prácticamente toda la semana, salvo en pequeños periodos de tiempo.
Destacar que los valores negativos de demanda neta indican un exceso de generación
sobre la demanda. Estos excesos de generación son máximos durante la semana de
invierno, superando los 1.5 MW, siendo mínimos en la semana de verano, tal como puede
observarse de la figura.
En la figura 4.15 se compara la evolución de la tensión en la barra 1 entre los dos
escenarios. En ella se observa como la curva de evolución de la tensión en la barra 1
durante la semana de invierno queda siempre por encima de la curva de evolución en
verano, ya que la demanda en invierno es menor que en verano. En los periodos donde se
producen los excesos de generación, representados en la figura 4.14, se producen
aumentos significativos en los valores de tensión, tal como se aprecia al comparar ambas
gráficas.
Figura 4.14: Comparación de la demanda neta entre escenarios.
118
La evolución de la potencia activa que circula por la línea 1-2 tanto en la semana de
invierno como de verano se representa en la figura 4.16.
Se puede ver como la evolución de la potencia activa que circula por la línea 1-2 en ambos
escenarios es prácticamente igual a la evolución de la demanda neta, representada en la
figura 4.14, diferenciándose en las pérdidas que se producen. En los periodos donde la
Figura 4.15: Evolución de la tensión en la barra 1 en las semanas de invierno y verano.
Figura 4.16: Evolución de la potencia activa en las semanas de invierno y verano.
119
demanda es mayor que la generación, la potencia que circula por la línea es levemente
mayor que la demanda neta, ya que se deben cubrir las pérdidas, por el contrario, cuando
la generación supera la demanda, la potencia activa que circula por la línea es menor que
la demanda neta, ya que se pasa a inyectar potencia a la red de 110 KV y se producen
pérdidas por el camino. Por tanto, aunque no se aprecien las diferencias entre los valores
de las dos gráficas, sí las hay (las pérdidas afectan al tercer decimal).
La evolución de las pérdidas en ambas semanas se representa en la figura 4.17, y en la
4.18 se muestran las pérdidas totales en ambos escenarios. En ellas se observa como es
durante la semana de verano cuando se producen mayores pérdidas, semana donde la
demanda es superior, siendo todos los registros diarios de esta semana mayores a los de
la semana de invierno.
Figura 4.17: Evolución de las pérdidas diarias en las semanas de invierno y verano.
120
Para finalizar con la simulación en esta red ficticia, en las figuras 4.19 y 4.20 se representa
la evolución de las pérdidas con la demanda y la generación durante las semanas de
invierno y verano respectivamente, con la finalidad de entender mejor la naturaleza de las
pérdidas.
Figura 4.18: Pérdidas totales en las semanas de invierno y verano.
Figura 4.19: Evolución de las pérdidas con la demanda y la generación en la semana de
invierno.
121
En ambas gráficas se puede observar la dependencia de las pérdidas diarias con el área
que encierran las curvas de demanda y generación. Así, cuanto mayor sea esta área
mayores serán las pérdidas producidas. Destacar las pérdidas que se dan en el último día
de la semana de invierno, ya que es el día donde se producen las menores pérdidas de
todos los días de los dos escenarios, como consecuencia de la menor área que encierran
las curvas de demanda y generación. Por último, añadir que el área que encierran las
curvas de demanda y generación es equivalente al área que encierra la curva de la
demanda neta con el eje x.
4.2 Red real.
4.2.1 Descripción de la red.
Tras evaluar escenarios semanales de explotación en una red ficticia, pasamos ahora a la
evaluación en una red de distribución real, es decir, la representada en la figura 3.1.
Figura 4.20: Evolución de las pérdidas con la demanda y la generación en la semana
de verano.
122
Los consumos nominales en ambos escenarios de las cargas domésticas e industriales se
muestran en las tablas 4.3 y 4.4 respectivamente, donde además se indica la barra donde
están conectadas dichas cargas.
Tabla 4.3: Datos nominales de las cargas domésticas.
Carga
doméstica
Barra
P (MW) FP
Semana de
invierno
Semana de
verano
Carga doméstica 1 1 6.871 13.742 0.85
Carga doméstica 3 3 0.12643 0.25285 0.85
Carga doméstica 4 4 0.19788 0.39576 0.85
Carga doméstica 5 5 0.3321 0.66419 0.85
Carga doméstica 6 6 0.25194 0.50387 0.85
Carga doméstica 8 8 0.26934 0.53868 0.85
Carga doméstica 10 10 0.2185 0.43699 0.85
Carga doméstica 11 11 0.15162 0.30324 0.85
Carga doméstica 12 12 6.871 13.742 0.85
Carga doméstica 14 14 0.09482 0.18964 0.85
Tabla 4.4: Datos nominales de las cargas industriales.
Carga
industrial
Barra
P (MW) FP
Semana de
invierno
Semana de
verano
Carga industrial 1 1 4.9428 4.9428 0.85
Carga industrial 3 3 0.23725 0.23725 0.85
Carga industrial 7 7 0.07612 0.07612 0.85
Carga industrial 9 9 0.56743 0.56743 0.85
Carga industrial 10 10 0.06722 0.06722 0.85
Carga industrial 12 12 4.9428 4.9428 0.85
123
Carga industrial 13 13 0.03163 0.03163 0.85
Carga industrial 14 14 0.32622 0.32622 0.85
Al igual que ocurría en el análisis anterior, las cargas domésticas consumen el doble en
verano, mientras que las industriales mantienen su consumo constante, y el factor de
potencia de todas las cargas permanece constante en un valor de 0.85 durante todo el
análisis. Las curvas de evolución en p.u. de las cargas domésticas e industriales son las
representadas en las figuras 4.21 y 4.22 respectivamente, curvas referidas a los valores
nominales. Se puede observar cómo son idénticas a las figuras 4.2 y 4.3 respectivamente,
salvo en la hora inicial de la semana, (hora 0), donde la red ficticia se encuentra operando
en vacío, al contrario que la red real de este apartado.
Figura 4.21: Evolución de las cargas domésticas.
124
Los datos nominales de los generadores y la barra donde se conectan se representan en la
tabla 4.5.
Tabla 4.5: Datos nominales de los generadores.
Generador Barra
P (MW) FP
PV 3 3 1 1
PV 4 4 1 1
PV 5 5 1 1
PV 6 6 1 1
Eólico 7 2 1
PV 8 8 1 1
PV 9 9 1 1
PV 10 10 1 1
PV 11 11 1 1
Figura 4.22: Evolución de las cargas industriales.
125
4.2.2 Estimación de la generación distribuida.
El único generador eólico que se tiene en la red tiene las mismas características que el
utilizado en el apartado anterior, por tanto su curva característica es la mostrada en la
figura 4.4. Con respecto a los generadores fotovoltaicos, todos son idénticos y presentan
la misma curva característica representada en la figura 4.23, donde se aprecia, al igual
que en la figura 4.5, una relación lineal de la potencia producida con la radiación. Añadir
que todos los generadores están conectados en la subred 1.
Para este análisis, los datos meteorológicos fueron recopilados de la estación
meteorológica de Santander. En las figuras 4.24, 4.25, 4.26 y 4.27 se muestran los
registros de viento y radiación durante las semanas de invierno y verano [10].
Figura 4.23: Curva característica de los generadores fotovoltaicos.
126
Figura 4.24: Evolución del viento durante la semana de invierno.
Figura 4.25: Evolución de la radiación durante la semana de invierno.
127
De las figuras mostradas se desprende que la producción eólica será mayor durante la
semana de invierno, ya que durante esta semana se producen rachas de viento más
violentas, y la producción fotovoltaica será más importante durante la semana de verano,
ya que la radiación alcanza cotas más superiores que en invierno. La producción de los
generadores en ambos escenarios se representa en las figuras 4.28, 4.29, 4.30 y 4.31.
Figura 4.26: Evolución del viento durante la semana de verano.
Figura 4.27: Evolución de la radiación durante la semana de verano.
128
Figura 4.28: Potencia eólica durante la semana de invierno.
Figura 4.29: Potencia fotovoltaica durante la semana de invierno (por generador).
129
4.2.3 Análisis de la red.
Una vez representada la demanda y generación durante ambos escenarios, se comienza
con el análisis en la figura 4.32, donde se realiza la comparación de la demanda neta en
la subred 1 entre las semanas de invierno y verano.
Figura 4.30: Potencia eólica durante la semana de verano.
Figura 4.31: Potencia fotovoltaica durante la semana de verano (por generador).
130
Se puede observar como la demanda neta en la semana de verano queda por encima de la
demanda neta en la semana de invierno durante prácticamente todo el tiempo, debido
principalmente a que la demanda de las cargas domésticas se duplica en verano mientras
que la demanda de las cargas industriales permanece constante en ambos escenarios.
También indicar que en ningún momento ni escenario alcanza valores negativos la
demanda neta en la subred 1, al contrario de lo que ocurría en el análisis anterior.
La mínima y máxima tensión que aparecen en la subred se producen en las barras 6 y 11
respectivamente, ambas durante la semana de verano. La evolución de la tensión en estas
barras durante ambos escenarios se representa en las figuras 4.33 y 4.34 respectivamente.
En ellas se indica con una etiqueta el valor mínimo o máximo que alcanza la tensión
respectivamente, además de la banda de operación de la red [0.95 1.05]. En ambas
gráficas se puede ver cómo la curva de tensión perteneciente a la semana de invierno
queda por encima de la curva de tensión en verano durante la mayor parte del tiempo,
además indicar que prácticamente durante toda la semana la red se encuentra operando
dentro del rango de operación. También se puede observar la dependencia de la evolución
de las tensiones con la demanda neta representada en la figura 4.32, de modo que cuanto
mayor sean los valores de demanda neta, menores serán las tensiones y viceversa.
Figura 4.32: Comparación de la demanda neta en la subred 1 entre las semanas de
invierno y verano.
131
En la figura 4.35 se muestra la evolución de la potencia activa que inyecta el
transformador en la subred 1 en ambos escenarios.
Figura 4.33: Evolución de la tensión en la barra 6 durante las semanas de invierno y
verano.
Figura 4.34: Evolución de la tensión en la barra 11 durante las semanas de invierno y
verano.
132
Se puede observar cómo la potencia activa que es inyectada por el transformador a la
subred 1 durante las semanas de invierno y verano es prácticamente igual a la evolución
de la demanda neta, representada en la figura 4.32, como no podría ser de otra manera.
La diferencia entre ambas gráficas radica en las pérdidas producidas. Debido a que la
curva de demanda neta siempre es positiva, la demanda es mayor que la generación en
todo momento, así que, el transformador deberá siempre inyectar potencia a la subred 1,
potencia que deberá ser la demanda neta, más un incremento para cubrir las pérdidas.
Para finalizar con este capítulo, en la figura 4.36 se representan las pérdidas totales que
ha habido en la red durante las semanas de invierno y verano, pérdidas que incluyen las
producidas en la hora inicial de la semana (hora 0).
Figura 4.35: Evolución de la potencia activa inyectada por el transformador en la
subred 1 en las semanas de invierno y verano.
133
Se puede observar de manera clara cómo se producen mayores pérdidas durante la semana
de verano, ya que es cuando se tienen mayores demandas.
Figura 4.36: Pérdidas totales producidas en las semanas de invierno y verano.
134
135
5. Conclusiones.
A continuación se exponen las distintas conclusiones que se obtienen tras finalizar este
trabajo final de carrera.
Una de ellas es haber aprendido a utilizar el programa OpenDSS, tanto para el modelado
de los distintos elementos que forman las redes distribución, como para los distintos
análisis que ofrece.
Otras de las conclusiones obtenidas es el haber cumplido con el objetivo (marcado al
comienzo del proyecto) de que este trabajo sirva a otros estudiantes que quieran aprender
a usar el programa OpenDSS.
Este proyecto también ha servido para aprender a analizar redes con generación
distribuida durante escenarios semanales de explotación, estimando la producción de
dichos generadores dadas sus curvas de producción y los datos meteorológicos. También
se ha aprendido la influencia que tiene esta generación distribuida en las redes de
distribución, tanto en las tensiones de sus barras como en las intensidades que circulan
por las líneas y por tanto las pérdidas que se generan.
Para acabar, como conclusión final indicar que este proyecto final de carrera ha
significado muchas horas de esfuerzo, de trabajo durante varios meses, pero al final todo
este esfuerzo vale la pena, ya que la cantidad de cosas aprendidas son realmente útiles y
válidas para la vida profesional.
136
137
Bibliografía
[1] → Gómez expósito, A (Coordinador). “Análisis y operación de sistemas de energía
eléctrica”. Madrid: McGraw-Hill, 2002.
[2] → Gallego, C.J.; Victoria, M. “Entiende el mercado eléctrico”. El Observatorio
Crítico de la Energía, 2012.
[3] → Zamora, M.I.; Mazón, A.J.; Fernández, E.; Sagastabeitia, K.J.; Albizu, I.; Eguía,
P.; Torres, E.; Valverde, V. “Simulación de sistemas eléctricos”. Madrid: PEARSON
PRENTICE HALL, 2005.
[4] → da Silva Cunha, L. “Estudo do Comportamento de un Sistema de Distribuição
de Energia Eléctrica na Presença de Geração Distribuída Via OpenDSS”, 2010.
[5] → Dugan, R.C. “Reference Guide: The Open Distribution System Simulator
(OpenDSS)”. Electric Power Research Institute, Program Revision: 7.6, June 2013.
[6] → Rudion, K.; Orths, A.; Styczynski, Z.A.; Strunz, K. “Design of benchmark of
medium voltage distribution network for investigation of DG integration”. Power
Engineering Society General Meeting, 2006. IEEE, doi: 10.1109/PES.2006.1709447,
http://ieeexplore.ieee.org/xpl/login.jsp?tp=&arnumber=1709447&isnumber=36065
[7] → Moffet, M.A; Sirois, F; Beavius, D. “Review of Open Source Code Power Grid
Simulation Tools For Long-Term Parametric Simulations”. CanmetEnergy, Natural
Resources Canada, July 11th, 2011. https://www.nrcan.gc.ca/energy/offices-
labs/canmet/5715
[8] → Tutiempo Network, S.L. [En línea]: Estación Meteorológica del Aeropuerto de
Jerez de la Frontera – Viento. <http://www.tutiempo.net/Estaciones/Aeropuerto-de-
Jerez-de-la-Frontera/> [Consulta: 31 Mar. 2015].
[9] → Agencia Andaluza de la Energía. Consejería de Economía, Innovación, Ciencia y
Empleo. Junta de Andalucía. [En línea]: Radiación Solar en Andalucía. <
https://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/ciudadania/energia-andalucia/cartografia-
energetica/recursos-y-potencial/radiacion-solar > [Consulta: 9 Abr. 2015].
138
[10] → System Advisor Model. National Renewable Energy Laboratory.
https://sam.nrel.gov/. Programa Informático.
139
140
Anexo
En el presente anexo se incluyen todos los códigos del programa OpenDSS utilizados a
lo largo de este trabajo, en letra cursiva. El anexo se dividirá en dos apartados, uno
correspondiente a los códigos empleados para elaborar el capítulo 3, Estudios en
OpenDSS, y el otro correspondiente a los códigos del capítulo 4, Evaluación de escenarios
semanales de explotación en redes con generación distribuida.
Códigos empleados en el capítulo 3.
-Análisis diario:
A continuación se muestra el conjunto de códigos empleado para realizar este apartado:
//definimos la red
new circuit.red_distribución bus1=bus0 basekv=110 pu=0.985 frequency=50
~basefreq=50
//definimos el método de solución y los parámetros de convergencia
set trapezoidal=true
set algorithm=newton
set tolerance=0.00001
set maxiter=100000
set basefrequency=50
//definimos los transformadores
141
new transformer.TR1 buses=[bus0 bus1] conns=[delta wye] kvs=[110 20]
~kvas=[25000 25000] xhl=5 sub=yes
new transformer.TR2 buses=[bus0 bus12] conns=[delta wye] kvs=[110 20]
~kvas=[25000 25000] xhl=5 sub=yes
//para ver los resultados en p.u. definimos las tensiones de la red
set voltagebases=[20 110]
//creamos las características de las líneas
new linecode.código_línea1 R1=0.579 X1=0.367 C1=158.88 units=km basefreq=50
~normamps=361
new linecode.código_línea2 R1=0.164 X1=0.113 C1=6608 units=km basefreq=50
~normamps=345
new linecode.código_línea3 R1=0.262 X1=0.121 C1=6480 units=km basefreq=50
~normamps=260
new linecode.código_línea4 R1=0.354 X1=0.129 C1=4560 units=km basefreq=50
~normamps=235
new linecode.código_línea5 R1=0.336 X1=0.126 C1=5488 units=km basefreq=50
~normamps=235
new linecode.código_línea6 R1=0.256 X1=0.13 C1=3760 units=km basefreq=50
~normamps=260
new linecode.código_línea7 R1=0.294 X1=0.123 C1=5600 units=km basefreq=50
~normamps=260
new linecode.código_línea8 R1=0.339 X1=0.13 C1=4368 units=km basefreq=50
~normamps=235
new linecode.código_línea9 R1=0.399 X1=0.133 C1=4832 units=km basefreq=50
~normamps=235
142
new linecode.código_línea10 R1=0.367 X1=0.133 C1=4560 units=km basefreq=50
~normamps=235
new linecode.código_línea11 R1=0.423 X1=0.134 C1=4960 units=km basefreq=50
~normamps=205
new linecode.código_línea12 R1=0.172 X1=0.115 C1=6576 units=km basefreq=50
~normamps=345
new linecode.código_línea13 R1=0.337 X1=0.358 C1=162.88 units=km basefreq=50
~normamps=361
new linecode.código_línea14 R1=0.202 X1=0.122 C1=4784 units=km basefreq=50
~normamps=295
//definimos las líneas
new line.línea1_2 bus1=bus1 bus2=bus2 linecode=código_línea1 length=2.82
~basefreq=50 units=km
new line.línea2_3 bus1=bus2 bus2=bus3 linecode=código_línea2 length=4.42
~basefreq=50 units=km
new line.línea3_4 bus1=bus3 bus2=bus4 linecode=código_línea3 length=0.61
~basefreq=50 units=km
new line.línea4_5 bus1=bus4 bus2=bus5 linecode=código_línea4 length=0.56
~basefreq=50 units=km
new line.línea5_6 bus1=bus5 bus2=bus6 linecode=código_línea5 length=1.54
~basefreq=50 units=km
//new line.línea6_7 bus1=bus6 bus2=bus7 linecode=código_línea6 length=0.24
~basefreq=50 units=km
new line.línea7_8 bus1=bus7 bus2=bus8 linecode=código_línea7 length=1.67
~basefreq=50 units=km
143
new line.línea8_9 bus1=bus8 bus2=bus9 linecode=código_línea8 length=0.32
~basefreq=50 units=km
new line.línea9_10 bus1=bus9 bus2=bus10 linecode=código_línea9 length=0.77
~basefreq=50 units=km
new line.línea10_11 bus1=bus10 bus2=bus11 linecode=código_línea10 length=0.33
~basefreq=50 units=km
//new line.línea11_4 bus1=bus11 bus2=bus4 linecode=código_línea11 length=0.49
~basefreq=50 units=km
new line.línea3_8 bus1=bus3 bus2=bus8 linecode=código_línea12 length=1.3
~basefreq=50 units=km
new line.línea12_13 bus1=bus12 bus2=bus13 linecode=código_línea13 length=4.89
~basefreq=50 units=km
new line.línea13_14 bus1=bus13 bus2=bus14 linecode=código_línea14 length=2.99
~basefreq=50 units=km
//definimos los loadshape para los generadores
new loadshape.shape_GP3 npts=25 interval=1 mult=[0 0 0 0 0 0 0 0 1.2515 2 14.507
~20.7605 11.006 15.7585 6.2535 4.002 1 0 0 0 0 0 0 0 0]
new loadshape.shape_GP4 like=shape_GP3
new loadshape.shape_GP5 npts=25 interval=1 mult=[0 0 0 0 0 0 0 0 1.25 2 14.4973
~20.746 10.9987 15.7473 6.2487 4 1 0 0 0 0 0 0 0 0]
new loadshape.shape_GB5 npts=25 interval=1 mult=[1 1 0 -0.7692 0 0 -0.2564 -
~0.1026 -0.0256 0 0 0 0 0.5128 0 -0.5897 -0.2564 -0.1026 -0.0256 0 0 0 0 0 1]
new loadshape.shape_GFC5 npts=25 interval=1 mult=[1 1.0344 1.1724 1.2758 1.2758
~1.2758 1.1724 0.7586 -0.069 -0.069 -0.069 0 0.069 -0.2414 -0.1724 0 0.4483 0.4483 -
~0.069 -0.4483 -0.8965 -0.6207 -0.4828 0.069 0.6207]
new loadshape.shape_GP6 like=shape_GP5
144
new loadshape.shape_GWT7 npts=25 interval=1 mult=[1 1 1.125 1 1.25 0.9821 0.8571
~0.9821 0.8571 0.9821 0.9821 0.8929 1.5714 1.4286 1.2678 1.2678 1.2678 0.9821 0.75
~1.2322 0.7321 1.3035 1.4465 1.4286 1.2678]
new loadshape.shape_GP8 like=shape_GP5
new loadshape.shape_GP9 like=shape_GP5
new loadshape.shape_GCHPD9 npts=25 interval=1 mult=[1 1 1 1 1 1 1 1 7.8182
~8.5454 8.3636 8.7271 8.7271 8.1817 6.2727 6.909 6.9999 7.4544 6.4546 1 1 1 1 1 1]
new loadshape.shape_GCHPFC9 npts=25 interval=1 mult=[1 0.9677 1 0.9355 0.9516
~0.9839 1.1936 1.258 1.2741 1.2741 1.2741 1.2741 1.2741 1.2741 1.2741 1.2741
~1.2741 1.2741 1.2741 1.2741 1.2419 1 0.9193 0.9677 0.9677]
new loadshape.shape_GP10 like=shape_GP5
new loadshape.shape_GB10 like=shape_GB5
new loadshape.shape_GFC10 like=shape_GFC5
new loadshape.shape_GP11 npts=25 interval=1 mult=[0 0 0 0 0 0 0 0 1.247 1.996
~14.4781 20.7171 10.9841 15.7251 6.239 3.996 1 0 0 0 0 0 0 0 0]
//definimos el loadshape de las cargas domésticas
new loadshape.shape_cargas_domésticas npts=25 interval=1 mult=[1 0.8205 0.7372
~0.7180 0.7308 0.9487 1.6025 2.3782 2.4679 2.4615 2.6282 2.3461 2.8462 2.5385
~2.1731 1.9231 1.8333 2.5192 3.0834 3.5706 3.1603 2.6474 2.1474 1.5064 1.0705]
//definimos el loadshape de las cargas industriales
new loadshape.shape_cargas_industriales npts=25 interval=1 mult=[1 0.9561 0.8488
~0.9269 1.0830 1.3805 1.9561 2.6342 2.9366 2.9269 2.9513 2.3611 2.4537 2.5561
~2.5513 2.5805 2.4147 1.6586 1.4878 1.3659 1.2439 1.1708 1.0683 1.0390 1.0049]
//definimos la evolución de los generadores para el acoplamiento
new loadshape.shape_G1 npts=25 interval=1 mult=[0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23 0.23
~0.7 0.9 0.23 0.23 0.23 0.46 0.46 0.23 0.23 0.23 0.23 1.41 1.61 1.4 1.05 0.7 0.23 0.23]
145
new loadshape.shape_G2 npts=25 interval=1 mult=[-0.23 -0.23 -0.23 -0.23 -0.23 -0.23
~-0.23 -0.7 -0.9 -0.23 -0.23 -0.23 -0.46 -0.46 -0.23 -0.23 -0.23 -0.23 -1.41 -1.61 -1.4 -
~1.05 -0.7 -0.23 -0.23]
//definimos los generadores
new generator.GP3 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=0.501 pf=1 daily=shape_GP3
~basefreq=50
new generator.GP4 bus1=bus4 phases=3 kv=20 kw=0.501 pf=1 daily=shape_GP4
~basefreq=50
new generator.GP5 bus1=bus5 phases=3 kv=20 kw=0.752 pf=1 daily=shape_GP5
~basefreq=50
new generator.GB5 bus1=bus5 phases=3 kv=20 kw=513.16 pf=1 daily=shape_GB5
~basefreq=50
new generator.GFC5 bus1=bus5 phases=3 kv=20 kw=10.717 pf=1
~daily=shape_GFC5 basefreq=50
new generator.GP6 bus1=bus6 phases=3 kv=20 kw=0.752 pf=1 daily=shape_GP6
~basefreq=50
new generator.GWT7 bus1=bus7 phases=3 kv=20 kw=965.52 pf=1
~daily=shape_GWT7 basefreq=50
new generator.GP8 bus1=bus8 phases=3 kv=20 kw=0.752 pf=1 daily=shape_GP8
~basefreq=50
new generator.GP9 bus1=bus9 phases=3 kv=20 kw=0.752 pf=1 daily=shape_GP9
~basefreq=50
new generator.GCHPD9 bus1=bus9 phases=3 kv=20 kw=36.066 pf=1
~daily=shape_GCHPD9 basefreq=50
new generator.GCHPFC9 bus1=bus9 phases=3 kv=20 kw=163.16 pf=1
~daily=shape_GCHPFC9 basefreq=50
146
new generator.GP10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=0.752 pf=1 daily=shape_GP10
~basefreq=50
new generator.GB10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=513.16 pf=1
~daily=shape_GB10 basefreq=50
new generator.GFC10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=10.717 pf=1
~daily=shape_GFC10 basefreq=50
new generator.GP11 bus1=bus11 phases=3 kv=20 kw=0.251 pf=1 daily=shape_GP11
~basefreq=50
//definimos los generadores del acoplamiento
new generator.G1 bus1=bus8 phases=3 kv=20 kw=1000 pf=1 daily=shape_G1
~basefreq=50
new generator.G2 bus1=bus14 phases=3 kv=20 kw=1000 pf=1 daily=shape_G2
~basefreq=50
//definimos las cargas domésticas
new load.carga_doméstica1 bus1=bus1 phases=3 kv=20 kw=3848.7
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=2385.2 basefreq=50
new load.carga_doméstica3 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=70.816
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=43.888 basefreq=50
new load.carga_doméstica4 bus1=bus4 phases=3 kv=20 kw=110.84
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=68.694 basefreq=50
new load.carga_doméstica5 bus1=bus5 phases=3 kv=20 kw=186.02
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=115.29 basefreq=50
new load.carga_doméstica6 bus1=bus6 phases=3 kv=20 kw=141.12
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=87.458 basefreq=50
new load.carga_doméstica8 bus1=bus8 phases=3 kv=20 kw=150.87
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=93.5 basefreq=50
147
new load.carga_doméstica10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=122.39
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=75.85 basefreq=50
new load.carga_doméstica11 bus1=bus11 phases=3 kv=20 kw=84.928
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=52.634 basefreq=50
new load.carga_doméstica12 bus1=bus12 phases=3 kv=20 kw=3848.7
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=2385.2 basefreq=50
new load.carga_doméstica14 bus1=bus14 phases=3 kv=20 kw=53.112
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=32.916 basefreq=50
//definimos las cargas industriales
new load.carga_industrial1 bus1=bus1 phases=3 kv=20 kw=1674.8
~daily=shape_cargas_industriales kvar=1038 basefreq=50
new load.carga_industrial3 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=80.393
~daily=shape_cargas_industriales kvar=49.823 basefreq=50
new load.carga_industrial7 bus1=bus7 phases=3 kv=20 kw=25.793
~daily=shape_cargas_industriales kvar=15.985 basefreq=50
new load.carga_industrial9 bus1=bus9 phases=3 kv=20 kw=192.27
~daily=shape_cargas_industriales kvar=119.16 basefreq=50
new load.carga_industrial10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=22.778
~daily=shape_cargas_industriales kvar=14.117 basefreq=50
new load.carga_industrial12 bus1=bus12 phases=3 kv=20 kw=1674.8
~daily=shape_cargas_industriales kvar=1038 basefreq=50
new load.carga_industrial13 bus1=bus13 phases=3 kv=20 kw=10.719
~daily=shape_cargas_industriales kvar=6.643 basefreq=50
new load.carga_industrial14 bus1=bus14 phases=3 kv=20 kw=110.54
~daily=shape_cargas_industriales kvar=68.507 basefreq=50
//actualizamos la lista de barras declaradas en el circuito
148
makebuslist
//calculamos los voltajes base de cada barra
calcvoltagebases
//introducimos las coordenadas de las barras en el plano x-y en un archivo csv para
~poder usar el comando plot
buscoords coordenadas_red_distribución.csv
//establecemos el modo de solución
set mode=daily
//como por defecto en modo diario ejecuta 24 soluciones, y disponemos de 25 puntos lo
~ajustamos a 25 horas
set number=25
//para mostrarnos los resultados de la hora 19
//set hour=20 !ya que la hora 0 hay que tenerla en cuenta
//colocamos un monitor en la barra 2 y en la línea 2-3 para ver la evolución de la
~tensión y la potencia activa que circula
new monitor.monitorv_barra2 element=line.línea2_3 terminal=1 mode=96
new monitor.monitorp_línea2_3 element=line.línea2_3 terminal=1 mode=1
//resolvemos la red de distribución en el modo diario especificado antes
solve
Antes de seguir con los demás códigos, comentar un par de cuestiones: La primera es que
además de incorporar las líneas de comandos, se han ido añadiendo comentarios (doble
barra inclinada, //,), para indicar lo que se iba haciendo, y la segunda, es que el conjunto
de códigos mostrado representa el último de los cuatro escenarios simulados en el análisis
diario (con generación y acoplador).
149
Nota: Para obtener los códigos del primer escenario, no hay más que tratar como
comentarios los generadores distribuidos y los generadores que simulan el acoplamiento
entre subredes, a través de la doble barra inclinada. Acto seguido, para obtener los códigos
del segundo y tercer escenario, habrá que quitar la condición de comentario para estos
generadores distribuidos y de acoplamiento respectivamente.
-Transformadores con tomas y control de tensión:
Para este punto, se añadió al conjunto de códigos del primer escenario, las siguientes
líneas de códigos:
//redefinimos el transformador de la subred 1 añadiendo las tomas
new transformer.TR1 wdg=1 bus=bus0 conn=delta kv=110 kva=25000 wdg=2
~bus=bus1 conn=wye kv=20 kva=25000 maxtap=1.1 mintap=0.9 tap=1 numtaps=32
~xhl=5 sub=yes
//definimos el controlador de tomas en el trafo TR1 para controlar la tensión de la
~barra 1 en 20 kv
new regcontrol.reg1 transformer=TR1 winding=2 vreg=11547.00538 band=1
~ptratio=1 tapwinding=2 bus=bus1
//colocamos un monitor en el trafo para ver la evolución de las tomas a lo largo del día
new monitor.monitorTR1 element=transformer.TR1 terminal=2 mode=2
-Adición óptima de generadores distribuidos y bancos de condensadores:
Dado que este análisis es instantáneo (el análisis se hizo en la hora 19), y se realizó en el
marco del primer escenario, además de quitar los loadshape de las cargas y los códigos:
set mode=daily, set number=25 y set hour=20 de este escenario, ya que carecen de
sentido aquí, se añadieron los consumos de las cargas en la hora 19, además de los nuevos
códigos correspondientes a este punto:
// definimos las cargas domésticas con los consumos de la hora 19
new load.carga_doméstica1 bus1=bus1 phases=3 kv=20 kw=13742 kvar=8516.4
~basefreq=50
150
new load.carga_doméstica3 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=252.85 kvar=156.7
~basefreq=50
new load.carga_doméstica4 bus1=bus4 phases=3 kv=20 kw=395.76 kvar=245.27
~basefreq=50
new load.carga_doméstica5 bus1=bus5 phases=3 kv=20 kw=664.19 kvar=411.63
~basefreq=50
new load.carga_doméstica6 bus1=bus6 phases=3 kv=20 kw=503.87 kvar=312.27
~basefreq=50
new load.carga_doméstica8 bus1=bus8 phases=3 kv=20 kw=538.68 kvar=333.84
~basefreq=50
new load.carga_doméstica10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=436.99 kvar=270.82
~basefreq=50
new load.carga_doméstica11 bus1=bus11 phases=3 kv=20 kw=303.24 kvar=187.93
~basefreq=50
new load.carga_doméstica12 bus1=bus12 phases=3 kv=20 kw=13742 kvar=8516.4
~basefreq=50
new load.carga_doméstica14 bus1=bus14 phases=3 kv=20 kw=189.64 kvar=117.53
~basefreq=50
//definimos las cargas industriales con los consumos de la hora 19
new load.carga_industrial1 bus1=bus1 phases=3 kv=20 kw=2287.6 kvar=1417.7
~basefreq=50
new load.carga_industrial3 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=109.81 kvar=68.051
~basefreq=50
new load.carga_industrial7 bus1=bus7 phases=3 kv=20 kw=35.229 kvar=21.833
~basefreq=50
151
new load.carga_industrial9 bus1=bus9 phases=3 kv=20 kw=262.62 kvar=162.76
~basefreq=50
new load.carga_industrial10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=31.111 kvar=19.281
~basefreq=50
new load.carga_industrial12 bus1=bus12 phases=3 kv=20 kw=2287.6 kvar=1417.7
~basefreq=50
new load.carga_industrial13 bus1=bus13 phases=3 kv=20 kw=14.641 kvar=9.073
~basefreq=50
new load.carga_industrial14 bus1=bus14 phases=3 kv=20 kw=150.98 kvar=93.57
~basefreq=50
//establecemos el modo autoadd
set mode=autoadd
//añadimos el generador o banco de condensadores
set addtype=generator
//set addtype=capacitor
//establecemos la potencia activa/reactiva del generador/banco de condensadores
set genkw=2000 !por defecto son 1000kw
//set capkvar=600 !600 por defecto
Para analizar la influencia que tiene la adición de dichos elementos (por separado) en la
red durante el día de análisis (en el marco del primer escenario), se parte de los códigos
empleados en el primer escenario, descritos anteriormente, y se añaden los siguientes
códigos:
//adición del generador óptimo en la barra 5 correspondiente al modo autoadd
new loadshape.shape_GOP npts=25 interval=1 mult=[1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
~1 1 1 1 1 1 1]
152
new generator.GOP bus1=bus5 phases=3 kv=20 kw=2000 pf=1 daily=shape_GOP
~basefreq=50
//adición óptima del banco de condensadores correspondiente al modo autoadd
//new capacitor.COP bus1=bus12 phases=3 kvar=600 kv=20 basefreq=50
-Estudios y simulación de faltas:
Al ser también instantáneo este tipo de análisis, se siguió con la hora 19, bajo el marco
del primer escenario. Por tanto, teniendo en cuenta las mismas consideraciones que en el
punto anterior, respecto a los códigos a eliminar del primer escenario, y teniendo en
cuenta los consumos de las cargas en la hora 19 mostrados anteriormente, los nuevos
códigos a añadir en este punto son:
//establecemos el modo de solución
set mode=snapshot !para la simulación de faltas
//set mode=faultstudy !para el estudio convencional de faltas
//set mode=MF !para el modo Montecarlo
//declaramos faltas para el modo simulación de faltas
//new fault.F3 phases=3 bus1=bus6 r=0.5 !fallo trifásico en la barra 6
//new fault.F1 phases=1 bus1=bus3.1 r=2 !fallo monofásico en la barra 3 de la fase 1
//new fault.F2 phases= 1 bus1=bus5.1 bus2=bus5.2 r=1 !fallo bifásico en la barra 5
~entre las fases 1 y 2
new fault.F2T phases=2 bus1=bus7.1.1 bus2=bus7.2.0 r=1 !fallo bifásico a tierra en la
~barra 7 entre las fases 1 y 2
//declaramos faltas monofásicas repartidas por todo el circuito para el modo Montecarlo
//new fault.F0 phases=1 bus1=bus0.1 !fallo monofásico en la barra 0
//new fault.F1 phases=1 bus1=bus1.1 !fallo monofásico en la barra 1
153
//new fault.F2 phases=1 bus1=bus2.1 !fallo monofásico en la barra 2
//new fault.F3 phases=1 bus1=bus3.1 !fallo monofásico en la barra 3
//new fault.F4 phases=1 bus1=bus4.1 !fallo monofásico en la barra 4
//new fault.F5 phases=1 bus1=bus5.1 !fallo monofásico en la barra 5
//new fault.F6 phases=1 bus1=bus6.1 !fallo monofásico en la barra 6
//new fault.F7 phases=1 bus1=bus7.1 !fallo monofásico en la barra 7
//new fault.F8 phases=1 bus1=bus8.1 !fallo monofásico en la barra 8
//new fault.F9 phases=1 bus1=bus9.1 !fallo monofásico en la barra 9
//new fault.F10 phases=1 bus1=bus10.1 !fallo monofásico en la barra 10
//new fault.F11 phases=1 bus1=bus11.1 !fallo monofásico en la barra 11
//new fault.F12 phases=1 bus1=bus12.1 !fallo monofásico en la barra 12
//new fault.F13 phases=1 bus1=bus13.1 !fallo monofásico en la barra 13
//new fault.F14 phases=1 bus1=bus14.1 !fallo monofásico en la barra 14
//set number=1000 !realizamos 1000 ejecuciones para el modo Montecarlo
//Analizamos el comportamiento de la tensión por fases en la barra 2 ante faltas
~monofásicas repartidas por toda la red en el modo Montecarlo
//new monitor.tension_barra2 element=line.línea2_3 terminal=1 mode=0
//set random=u !establecemos una distribución uniforme de probabilidades en el modo
~Montecarlo
solve
//show faults !mostramos los resultados del estudio de faltas convencional
//export faultstudy !exportamos los resultados del estudio de faltas convencional
154
Comentar que dada la situación de los códigos mostrados se estaría ejecutando el modo
snapshot para simular una falta bifásica a tierra en la barra 7, con una resistencia de falta
por fase de 1 Ω entre las fases 1 y 2.
Códigos empleados en el capítulo 4.
-Red ficticia:
A continuación se muestran los códigos empleados para realizar el análisis sobre la red
ficticia:
new circuit.red bus1=bus0 basekv=110 frequency=50 basefreq=50
new transformer.TRAFO buses=[bus0 bus1] conns=[delta wye] kvs=[110 20]
~kvas=[5000 5000] xhl=5 basefreq=50 sub=yes
new line.línea1_2 bus1=bus1 bus2=bus2 length=2.82 R1=0.579 X1=0.367
~basefreq=50 units=km
new line.línea2_3 bus1=bus2 bus2=bus3 length=4.42 R1=0.164 X1=0.113
~basefreq=50 units=km
new loadshape.loadshape_carga_doméstica npts=169 interval=1
~mult=[file=Coeficientes_carga_H.txt]
new loadshape.loadshape_carga_industrial npts=169 interval=1
~mult=[file=Coeficientes_carga_I.txt]
new loadshape.loadshape_generador_eolico npts=169 interval=1
~mult=[file=C_invierno_G.txt]
new loadshape.loadshape_generador_pv npts=169 interval=1
~mult=[file=coeficientes_rad_inv.txt]
155
new load.carga_doméstica bus1=bus2 phases=3 kv=20 kw=750
~daily=loadshape_carga_doméstica kvar=464.775 basefreq=50
new load.carga_industrial bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=1000
~daily=loadshape_carga_industrial kvar=619.7 basefreq=50
new generator.gen_eólico1 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1
~daily=loadshape_generador_eolico basefreq=50
new generator.gen_eólico2 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1
~daily=loadshape_generador_eolico basefreq=50
new generator.gen_pv bus1=bus2 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1
~daily=loadshape_generador_pv basefreq=50
//colocamos un contador de energía (energymeter) para contabilizar las pérdidas
new energymeter.contador action=clear basefreq=50 element=transformer.TRAFO
~terminal=1
//colocamos en el terminal 1 de la línea 1-2 un par de monitores para monitorear la
~tensión y la potencia
new monitor.tension_barra1inv element=line.línea1_2 terminal=1 mode=96
new monitor.potencia_línea1_2inv element=line.línea1_2 terminal=1 mode=1
set trapezoidal=true
set algorithm=newton
set tolerance=0.00001
set maxiter=100000
set basefrequency=50
set voltagebases=[20 110]
makebuslist
156
calcvoltagebases
set mode=daily
//ejecutamos las 168 horas de la semana más la hora inicial (hora 0)
set number=169
solve
//exportamos la evolución de la tensión en la barra 1 y la potencia por la línea 1-2
export monitors tension_barra1inv
export monitors potencia_línea1_2inv
Comentar que el consumo y la generación por parte de las cargas y los generadores
respectivamente, corresponden a la semana de invierno. Por tanto, para obtener el código
correspondiente a la semana de verano habrá que cambiar la potencia nominal de las
cargas y los coeficientes de los loadshape de los generadores, introducidos, como se
puede observar, en un archivo de texto.
-Red real:
//definimos la red
new circuit.red_distribución bus1=bus0 basekv=110 frequency=50 basefreq=50
//definimos el método de solución y los parámetros de convergencia
set trapezoidal=true
set algorithm=newton
set tolerance=0.00001
set maxiter=100000
set basefrequency=50
//definimos los transformadores
157
new transformer.TR1 buses=[bus0 bus1] conns=[delta wye] kvs=[110 20]
~kvas=[25000 25000] xhl=5 sub=yes
new transformer.TR2 buses=[bus0 bus12] conns=[delta wye] kvs=[110 20]
~kvas=[25000 25000] xhl=5 sub=yes
//para ver los resultados en p.u. definimos las tensiones de la red
set voltagebases=[20 110]
//creamos las características de las líneas
new linecode.código_línea1 R1=0.579 X1=0.367 C1=158.88 units=km basefreq=50
~normamps=361
new linecode.código_línea2 R1=0.164 X1=0.113 C1=6608 units=km basefreq=50
~normamps=345
new linecode.código_línea3 R1=0.262 X1=0.121 C1=6480 units=km basefreq=50
~normamps=260
new linecode.código_línea4 R1=0.354 X1=0.129 C1=4560 units=km basefreq=50
~normamps=235
new linecode.código_línea5 R1=0.336 X1=0.126 C1=5488 units=km basefreq=50
~normamps=235
new linecode.código_línea6 R1=0.256 X1=0.13 C1=3760 units=km basefreq=50
~normamps=260
new linecode.código_línea7 R1=0.294 X1=0.123 C1=5600 units=km basefreq=50
~normamps=260
new linecode.código_línea8 R1=0.339 X1=0.13 C1=4368 units=km basefreq=50
~normamps=235
new linecode.código_línea9 R1=0.399 X1=0.133 C1=4832 units=km basefreq=50
~normamps=235
158
new linecode.código_línea10 R1=0.367 X1=0.133 C1=4560 units=km basefreq=50
~normamps=235
new linecode.código_línea11 R1=0.423 X1=0.134 C1=4960 units=km basefreq=50
~normamps=205
new linecode.código_línea12 R1=0.172 X1=0.115 C1=6576 units=km basefreq=50
~normamps=345
new linecode.código_línea13 R1=0.337 X1=0.358 C1=162.88 units=km basefreq=50
~normamps=361
new linecode.código_línea14 R1=0.202 X1=0.122 C1=4784 units=km basefreq=50
~normamps=295
//definimos las líneas
new line.línea1_2 bus1=bus1 bus2=bus2 linecode=código_línea1 length=2.82
~basefreq=50 units=km
new line.línea2_3 bus1=bus2 bus2=bus3 linecode=código_línea2 length=4.42
~basefreq=50 units=km
new line.línea3_4 bus1=bus3 bus2=bus4 linecode=código_línea3 length=0.61
~basefreq=50 units=km
new line.línea4_5 bus1=bus4 bus2=bus5 linecode=código_línea4 length=0.56
~basefreq=50 units=km
new line.línea5_6 bus1=bus5 bus2=bus6 linecode=código_línea5 length=1.54
~basefreq=50 units=km
//new line.línea6_7 bus1=bus6 bus2=bus7 linecode=código_línea6 length=0.24
~basefreq=50 units=km
new line.línea7_8 bus1=bus7 bus2=bus8 linecode=código_línea7 length=1.67
~basefreq=50 units=km
159
new line.línea8_9 bus1=bus8 bus2=bus9 linecode=código_línea8 length=0.32
~basefreq=50 units=km
new line.línea9_10 bus1=bus9 bus2=bus10 linecode=código_línea9 length=0.77
~basefreq=50 units=km
new line.línea10_11 bus1=bus10 bus2=bus11 linecode=código_línea10 length=0.33
~basefreq=50 units=km
//new line.línea11_4 bus1=bus11 bus2=bus4 linecode=código_línea11 length=0.49
~basefreq=50 units=km
new line.línea3_8 bus1=bus3 bus2=bus8 linecode=código_línea12 length=1.3
~basefreq=50 units=km
new line.línea12_13 bus1=bus12 bus2=bus13 linecode=código_línea13 length=4.89
~basefreq=50 units=km
new line.línea13_14 bus1=bus13 bus2=bus14 linecode=código_línea14 length=2.99
~basefreq=50 units=km
//definimos los loadshape para los generadores
new loadshape.loadshape_PV npts=169 interval=1 mult=[file=CR_invierno.txt]
new loadshape.loadshape_EOL npts=169 interval=1 mult=[file=Ceol_inv.txt]
//definimos el loadshape de las cargas domésticas
new loadshape.shape_cargas_domésticas npts=169 interval=1
~mult=[file=C_Cargas_Home.txt]
new loadshape.shape_cargas_industriales npts=169 interval=1
~mult=[file=C_Cargas_Ind.txt]
//definimos los generadores
new generator.GPV3 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1 daily=loadshape_PV
~basefreq=50
160
new generator.GPV4 bus1=bus4 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1 daily=loadshape_PV
~basefreq=50
new generator.GPV5 bus1=bus5 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1 daily=loadshape_PV
~basefreq=50
new generator.GPV6 bus1=bus6 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1 daily=loadshape_PV
~basefreq=50
new generator.GEOL7 bus1=bus7 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1
~daily=loadshape_EOL basefreq=50
new generator.GPV8 bus1=bus8 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1 daily=loadshape_PV
~basefreq=50
new generator.GPV9 bus1=bus9 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1 daily=loadshape_PV
~basefreq=50
new generator.GPV10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1
~daily=loadshape_PV basefreq=50
new generator.GPV11 bus1=bus11 phases=3 kv=20 kw=100 pf=1
~daily=loadshape_PV basefreq=50
//definimos las cargas domésticas
new load.carga_doméstica1 bus1=bus1 phases=3 kv=20 kw=6871
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=4258.2 basefreq=50
new load.carga_doméstica3 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=126.425
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=78.35 basefreq=50
new load.carga_doméstica4 bus1=bus4 phases=3 kv=20 kw=197.88
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=122.635 basefreq=50
new load.carga_doméstica5 bus1=bus5 phases=3 kv=20 kw=332.095
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=205.815 basefreq=50
161
new load.carga_doméstica6 bus1=bus6 phases=3 kv=20 kw=251.935
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=156.135 basefreq=50
new load.carga_doméstica8 bus1=bus8 phases=3 kv=20 kw=269.34
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=166.92 basefreq=50
new load.carga_doméstica10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=218.495
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=135.41 basefreq=50
new load.carga_doméstica11 bus1=bus11 phases=3 kv=20 kw=151.62
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=93.965 basefreq=50
new load.carga_doméstica12 bus1=bus12 phases=3 kv=20 kw=6871
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=4258.2 basefreq=50
new load.carga_doméstica14 bus1=bus14 phases=3 kv=20 kw=94.82
~daily=shape_cargas_domésticas kvar=58.765 basefreq=50
//definimos las cargas industriales
new load.carga_industrial1 bus1=bus1 phases=3 kv=20 kw=4942.8
~daily=shape_cargas_industriales kvar=3063.3 basefreq=50
new load.carga_industrial3 bus1=bus3 phases=3 kv=20 kw=237.25
~daily=shape_cargas_industriales kvar=147.04 basefreq=50
new load.carga_industrial7 bus1=bus7 phases=3 kv=20 kw=76.119
~daily=shape_cargas_industriales kvar=47.174 basefreq=50
new load.carga_industrial9 bus1=bus9 phases=3 kv=20 kw=567.43
~daily=shape_cargas_industriales kvar=351.66 basefreq=50
new load.carga_industrial10 bus1=bus10 phases=3 kv=20 kw=67.222
~daily=shape_cargas_industriales kvar=41.661 basefreq=50
new load.carga_industrial12 bus1=bus12 phases=3 kv=20 kw=4942.8
~daily=shape_cargas_industriales kvar=3063.3 basefreq=50
162
new load.carga_industrial13 bus1=bus13 phases=3 kv=20 kw=31.634
~daily=shape_cargas_industriales kvar=19.605 basefreq=50
new load.carga_industrial14 bus1=bus14 phases=3 kv=20 kw=326.22
~daily=shape_cargas_industriales kvar=202.18 basefreq=50
//colocamos contadores en ambas subredes para contabilizar las pérdidas totales de la
red, simulando uno a la vez.
new energymeter.contador1 action=clear basefreq=50 element=transformer.TR1
~terminal=1
//new energymeter.contador2 action=clear basefreq=50 element=transformer.TR2
~terminal=1
//actualizamos la lista de barras declaradas en el circuito
makebuslist
//calculamos los voltajes base de cada barra
calcvoltagebases
//introducimos las coordenadas de las barras en el plano x-y en un archivo csv
buscoords coordenadas_red_distribución.csv
//establecemos el modo de solución
set mode=daily
//como por defecto se ejecutan 24 soluciones en el modo diario y disponemos de 169
~puntos, lo ajustamos a 169 horas (una semana más hora 0)
set number=169
//colocamos monitores por todas las barras de la red para ver la evolución de las
~tensiones
new monitor.tension_barra0_inv element=vsource.source terminal=1 mode=96
163
new monitor.tension_barra1_inv element=line.línea1_2 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra2_inv element=line.línea2_3 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra3_inv element=line.línea3_4 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra4_inv element=line.línea4_5 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra5_inv element=line.línea5_6 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra6_inv element=line.línea5_6 terminal=2 mode=96
new monitor.tension_barra7_inv element=line.línea7_8 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra8_inv element=line.línea8_9 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra9_inv element=line.línea9_10 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra10_inv element=line.línea10_11 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra11_inv element=line.línea10_11 terminal=2 mode=96
new monitor.tension_barra12_inv element=line.línea12_13 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra13_inv element=line.línea13_14 terminal=1 mode=96
new monitor.tension_barra14_inv element=line.línea13_14 terminal=2 mode=96
//colocamos un monitor en el terminal 2 del trafo TR1 para ver la potencia inyectada a
~la subred 1
new monitor.potencia_tr1_inv element=transformer.TR1 terminal=2 mode=1
//resolvemos la red de distribución en el modo diario especificado antes
solve
//exportamos las tensiones de las barras de la subred 1 y la potencia inyectada a dicha
~subred
export monitors tension_barra1_inv
164
export monitors tension_barra2_inv
export monitors tension_barra3_inv
export monitors tension_barra4_inv
export monitors tension_barra5_inv
export monitors tension_barra6_inv
export monitors tension_barra7_inv
export monitors tension_barra8_inv
export monitors tension_barra9_inv
export monitors tension_barra10_inv
export monitors tension_barra11_inv
export monitors potencia_tr1_inv
Al igual que en el apartado anterior, los consumos y generaciones corresponden a la
semana de invierno, por tanto, para obtener el código correspondiente a la semana de
verano solamente habrá que cambiar los consumos nominales de las cargas y los
coeficientes de los loadshape de los generadores, también introducidos en un archivo de
texto.
