IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 39

1,08
1,06

Límite de Tensión

1,04
1,02
1

HC de Tensión

14
Probabilidad de HC (%)

Tensión Máxima de la Red (p. u.)

1,1

0
10
20
30
40
50
Potencia Nominal Total de la GD Instalada (MW)
(a)

12
10
8
6
4
2
0
0

150

(a)
Carga de HC
14

100
Límite de Carga
50

50
0
10
20
30
40
Potencia Nominal Total de la GD Instalada (MW)
(b)

Único Generador Instalado en el Bus Más Remoto
GD Distribuida Uniformemente
Único Generador Instalado en las Proximidades de
la Subestación Primaria
Posición Aleatoria de las Unidades de GD

Probabilidad de HC (%)

Carga de la Red (%)

Total Potencia Nominal de la GD Instalada (MW)

12
10
8
6
4
2
0
0

Total Potencia Nominal de la GD Instalada (MW)
(b)

gráfico 2. Resultados de la simulación de las numerosas
de GD comparadas con (a) la tensión y (b) los límites de
corriente de la red.

gráfico 3. Distribuciones probabilísticas de HC obtenidas
usando una combinación de la aproximación de Monte
Carlo y la basada en FPO que tienen en cuenta (a) la tensión y (b) los límites de corriente.

(CTC) y otros medios, como un compensador estático síncrono (STATCOM, por su abreviatura en inglés), control de
potencia reactiva a GD y mediciones de campo. El uso de
una única solución [STATCOM, CTC o regulador de tensión
automático (AVR, por sus siglas en inglés)] o de varios elementos individuales que trabajen localmente produce resultados inferiores.
Puesto que la simulación proporciona funciones de probabilidad de HC, se puede extraer información adicional de
los resultados. La Tabla 1 informa, para cada solución investigada, de cómo el aumento de la HC está influenciado por la
posición de las unidades de FERD en la red (desviación estándar de la función de probabilidad). En general, el rendimiento
de las soluciones distribuidas depende en gran medida de la
posición de las unidades de FERD. Sin embargo, el rendimiento de tecnologías centralizadas/supervisadas es casi el
mismo en todos los escenarios considerados.
Otro factor común entre las soluciones con el mejor rendimiento son las mediciones de campo de unos pocos parámetros en puntos bien seleccionados en la red. Estos estudios

muestran que aproximadamente el 80% de los alimentadores
de media tensión (MT) solo presentan un nodo crítico afectado por las limitaciones aceptables de tensión máxima. Esto
significa que no es necesario desplegar un gran número de
sensores para obtener los mejores resultados para aumentar
la HC, pero es importante seleccionar los lugares adecuados para instalarlos. Identificar un nodo para la medición de
las condiciones normales es mucho más fácil que examinar
diferentes escenarios de suministro de emergencia para apagones forzados o suministro alternativo en condiciones de
mantenimiento del sistema. Sin embargo, incluso en condiciones normales, el nodo crítico podría cambiar cuando se
instalan unidades de GD adicionales. En las redes de baja
tensión (BT) analizadas, el 60% de los alimentadores presentan más de un nodo crítico. Puesto que el número de
sensores necesarios depende del punto de conexión de las
FERD a lo largo de los alimentadores, este aspecto debe
estudiarse caso por caso.
Analizamos dos redes de distribución completas
de distintos gestores de redes de distribución (GRD) e

mayo/junio 2017

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