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Llega a surgir la optimización del sistema eléctrico debido al continuo crecimiento de la demanda de energía eléctrica que obliga a la planificación, redimensionamiento y a la expansión de la red de distribución, lo cual permite embarcar nuevas tecnologías al sistema eléctrico. Por esta razón la denominada optimización del sistema eléctrico conduce a un óptimo parcial desde el punto de vista del conjunto.
Tipo: Tesis
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PhD. RICARDO HINCAPIÉ
Existe una herramienta muy importante para solucionar este tipo de problemas y es diseñar una simulación a través del software NEPLAN que permita hacer un análisis de estudio en las posibles ubicaciones teniendo en cuenta los parámetros principales de la estación de recarga, el cual se llevara a cabo la ubicación exacta o la más apropiada para obtener un punto de equilibrio en la red. En este trabajo como anteriormente se mencionó, se plantea una metodología para la ubicación optima de estaciones de recarga de vehículos eléctricos (ERVE) en sistemas de distribución de energía eléctrica, usando una técnica heurística. El objetivo principal es proporcionar una herramienta para la toma de decisiones que beneficie a los operadores de red, de forma que permita garantizar un equilibrio técnico y económico. El desarrollo de esta metodología es necesario para el sector eléctrico debido al surgimiento de vehículos eléctricos que se tiene proyectada, y además permite dar cumplimiento a los nuevos cambios regulatorios enmarcados en la Resolución 1056 de 2013 expedida por el Ministerio de Transporte (por la cual se establecen condiciones especiales de los vehículos cero emisiones destinados al servicio público de transporte terrestre automotor). Como resultado de la investigación se pretende ofrecer un método general que pueda ser aplicada en sistemas de distribución bajo las exigencias operativas actuales. Los altos índices de contaminación ambiental presentes en el planeta han llevado a tomar decisiones drásticas, como tomar medidas políticas pertinentes a nivel mundial [4]. Estas políticas están encaminadas a la reducción de gases contaminantes que pretendan disminuir el deterioro del medio ambiente. Uno de los sectores que más ha contribuido a la emisión de estos gases es la automotriz convencional, dado que la gran mayoría de vehículos emplean derivados del petróleo como combustible, los cuales usan cerca del 30% de la energía provista por el combustible y el porcentaje restante se transforma en gases y calor. Lo anterior ha motivado al sector automotriz a desarrollar nuevas tecnologías que permitan usar fuentes alternas de energía y por ende, disminuir la emisión de gases contaminantes [1]. Entre las fuentes alternas se encuentran el gas natural, diésel y electricidad. Esta última tecnología ha permitido solucionar el problema planteado anteriormente, y además, ha impulsado avances acelerados en el desarrollo de este tipo de automotores, lo cual se ha convertido en un nuevo y atractivo mercado para inversionistas interesados. De acuerdo con esto, grandes empresas como Toyota, Tesla y Mercedes Benz han enfocado sus nuevas líneas de negocio al desarrollo de estos nuevos tipos de vehículos, así como los componentes necesarios para garantizar su adecuado funcionamiento, es decir, baterías y sus estaciones de recarga (ERVE o medios de recarga domiciliarias). De acuerdo con cifras expuestas en la Conferencia de las Naciones Unidad en diciembre de 2015 sobre el cambio climático, se espera que para el año 2030 el 20% de los vehículos sean eléctricos [2]. Un ejemplo claro de esta tendencia es Japón, el cual en este momento tiene más electrolineras (estaciones de recarga de vehículos eléctricos), que gasolineras (40.000 y 34.000 respectivamente) [3]. Otros países en el mundo como China, Noruega y Estados Unidos han tenido comportamientos similares, los cuales en el año 2015 se convirtieron en los países con mayor cantidad de vehículos eléctricos en el mundo. Dentro de este contexto Colombia no ha sido la excepción, ya que el gobierno colombiano tiene como política de estado la integración paulatina de estas tecnologías en la sociedad. Prueba de esto es que por medio del Decreto 2909 de 2013 [4], se aprobó que en los años 2014 al 2016 se importen alrededor de 750 unidades de vehículos eléctricos. Adicionalmente en el mismo Decreto se aprobó la importación anual de 100 unidades de recarga (electrolineras) para ser instaladas en el país y 1500 unidades de recarga domiciliaria, por un periodo de tres años. De igual forma, alguna normatividad en Colombia ha ido cambiando para permitir una mejor integración de lugares de recarga de vehículos eléctricos. La Norma NTC 2050 en la sección 625 describe la forma como deben ser construidas estaciones de recarga para estos vehículos alimentadas por niveles de baja tensión [5]. Con respecto a la ubicación de electrolineras no hay políticas claras que direccionen adecuadamente su ubicación. Las electrolineras requieren de un suministro de energía eléctrica que debe ser proporcionada por las redes eléctricas de los sistemas de distribución, donde su tamaño depende de la cantidad de vehículos que pueda recargar en un momento determinado. Dado que su capacidad de recarga es directamente proporcional al consumo de energía que requieren de la red eléctrica, este tipo de estaciones imponen nuevas condiciones operativas a los sistemas de distribución, debido al volumen de energía que en algunos casos podrían necesitar.
Una ubicación y dimensionamiento inadecuado de las electrolineras puede ocasionar en los sistemas de distribución sobrecargas en conductores en ciertos tramos de red o subestaciones, e incluso violación de los límites de tensión del sistema. Debido a esto se debe contar con herramientas adecuadas que permitan tomar decisiones para integrar las estaciones de recarga a los sistemas de distribución sin afectar su operación. Esta situación impone la necesidad de plantear el siguiente interrogante, Donde ubicar adecuadamente las estaciones de recarga de vehículos eléctricos, ¿con el fin de garantizar un equilibrio técnico y económico para el operador de red. La solución a esta pregunta origina el desarrollo de esta investigación, para lo cual se propone una metodología general que pueda ser aplicada en el sector eléctrico y contemple escenarios reales de operación. Esta metodología tiene como objetivo principal encontrar la ubicación y capacidad optima de ERVE que permita reducir el impacto de su integración a las redes de distribución de energía eléctrica, la cual debe garantizar el cumplimiento de criterios técnicos y económicos al menor costo posible. Es preciso aclarar que esta metodología no considera el problema del ruteo de los vehículos eléctricos, por lo que las electrolineras son consideradas como un valor de demanda en función del valor máximo requerido. El desarrollo de esta metodología proporciona herramientas adicionales para la toma de decisiones de los actores involucrados en la operación de las redes de distribución, con el fin de evitar situaciones indeseadas, y que además permita su integración en los nuevos esquemas de operación de los sistemas eléctricos. Los primeros desarrollos realizados sobre vehículos eléctricos fueron reportados a mediados del siglo XIX [6]. Durante el trascurrir del siglo XX se presentaron algunos avances y nuevas tecnologías, entre las que se destacan las presentadas en [7], [8], [9] y [10]. En 1990 se presenta un punto de inflexión en la industria automotriz, al lanzarse al mercado el vehículo Impact producido por General Electric. A partir de este momento se genera una nueva línea de mercado en esta industria, por lo que aparecen cada vez mayores participantes. En esta década son varios los vehículos que impactan por su diseño y tecnología, entre los que se destacan los producidos por Mercedes Benz en 1994 (Necar 1), General Motors en 1996 (EV-1) y Toyota en 1997 (Prius). Posteriormente en 2003 es fundada la empresa Tesla, con el fin de participar en este mercado a partir del desarrollo de baterías para estos vehículos. En 2008 la empresa BYD Auto lanza al mercado su vehículo.F3DM, el cual es el primer vehículo enchufable con característica hibrida (gasolina y electricidad). En el comienzo de la segunda década del siglo XXI, Tesla revoluciona el mercado al aparecer los vehículos Model S en 2012 y Model X en 2015, los cuales tienen una autonomía mayor a los existentes en el mercado. Durante el desarrollo de los vehículos eléctricos se han mejorado las características asociadas a las baterías empleadas, creciendo cada vez más su autonomía y eficiencia. A pesar de esto, la integración de estos vehículos en la sociedad actual ha ocasionado que se tengan que realizar nuevos estudios y desarrollos sobre la forma de recargar sus baterías. Uno de estos mecanismos son las estaciones de intercambio o recarga de baterías, temática alrededor de la cual se presentan a continuación las investigaciones más relevantes. Schoroder y Traber (2012) [11], investigan la rentabilidad de varios tipos de estaciones de carga en Alemania mediante el cálculo del retorno estimado de la inversión. Wagner et al. (2013) [12], sugieren una estrategia basada en sistemas inteligentes para determinar ubicaciones optimas de estaciones de recarga para vehículos eléctricos. En esta investigación se asocian ubicaciones óptimas con posibles puntos de interés como restaurantes, almacenes, tiendas y parques, asumiendo que a los usuarios potenciales de los vehículos eléctricos les gustaría recargar su vehículo en los sitios en donde ocupan la mayor parte de su tiempo. Chen et al. (2013) [13], utilizan información de estacionamientos para identificar los sitios óptimos para la ubicación de estaciones de recarga en la región de Seattle. Su modelo minimiza los costos de acceso para los usuarios de vehículos eléctricos en función de la distancia entre la estación de recarga y el destino final del usuario. Andrews et al. (2013) [14], desarrollan un modelo de programación lineal entero-mixto que determina la ubicación optima de estaciones de recarga, minimizando la distancia total del trayecto de cada vehículo a la estación de recarga. Rastegarfar et al. (2013) [15], establecen una micro-red dentro de un área geográfica de interés. Las características de la red son empleadas para determinar los puntos candidatos para ubicar las estaciones de recarga, donde los costos de inversión y los costos de operación son calculados para cada estación.
El sistema eléctrico de potencia está conformado por 4 etapas, generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. La función principal es llevar la energía de los centros de generación hasta los centros de consumos, entregando al usuario la energía de manera segura, confiable y con los niveles de calidad exigidos. Para las redes de distribución es la encargada de distribuir esa potencia generada a los usuarios que se encuentran dispersos en diferentes territorios. El sistema de distribución es un sistema más complejo debido a sus cargas desbalanceadas respecto al sistema de potencia. Ya que el sistema eléctrico de potencia (SEP) es el conjunto de centrales generadoras, líneas de transmisión y sistemas de distribución que operan como un todo. En operación normal todas las máquinas del sistema operan en paralelo y la frecuencia en todo el SEP es constante [1]. Como anteriormente ya mencionado en los sistemas de distribución, se producen los mayores porcentajes de pérdidas de energía, debido que es un sistema robusto por los elementos que lo conforman, y los bajos niveles de tensión que se operan. Para ubicar el sistema de distribución obsérvese el esquema de un sistema de potencia de la figura 1.1. [1] Figura 1 sistema de distribución, vinculado al sistema de potencia En el sistema de distribución, el rol que cumple las cargas se puede definir como la cantidad de consumo de potencia por parte de los consumidores de energía eléctrica. De esta manera existe la clasificación de las redes de distribución de acuerdo al tipo de carga y la finalidad del usuario en como destinar la energía. [1] Redes de distribución para carga Residencial: puede ser urbana, suburbana y rural, Actualmente en las zonas rurales se utilizan sistemas de distribución monofásicos, Estas cargas se caracterizan por ser eminentemente resistivas (alumbrado y calefacción) y aparatos electrodomésticos de pequeñas características reactivas. De acuerdo al nivel de vida y a los hábitos de los consumidores residenciales. [1]
Redes de distribución para carga comercial: áreas céntricas, centros comerciales y edificios comerciales. Las densidades de carga en estos casos son mayores. Caracterizadas por ser resistivas y se localizan en áreas céntricas de las ciudades donde se realizan actividades comerciales, centros comerciales y edificios de oficinas. Tienen algún componente inductivo que bajan un poco el factor de potencia. Se predominan por ser cargas muy sensibles que introducen armónicos. [1] Redes de distribución para carga industrial: La carga industrial en general puede tener grandes potencias y contratar el servicio en altas tensiones, como 115 KV o más que tienen un componente importante de energía reactiva debido a la gran cantidad de motores instalados. A estas cargas se les controla el consumo de reactivos y se les realiza gestión de carga pues tienen doble tarifa (alta y baja) para evitar que su pico máximo coincida con el de la carga residencial. [1] Redes de distribución para cargas de alumbrado público: Para contribuir y gestionar la seguridad ciudadana en las horas nocturnas se instalan redes que alimentan lámparas de mercurio y sodio de característica resistiva. [1] Redes de distribución para cargas mixtas : En este tipo de redes se tienen varias de estas cargas en una misma red de distribución. Se dificulta el control de pérdidas. 1.1 ELEMENTOS 1.1.1 SUBESTACION DE DISTRIBUCION Las subestaciones de distribución son aquellos puntos de transformación del nivel de distribución primaria al nivel de distribución secundaría. Los niveles de tensión primaria comprenden: 13,2 - 11,4 7,62 - 4,16 - 2,4 kV y los niveles de tensión secundaria comprende: 440 - 220 - 208 - 127 - 120 V. Las Subestación de distribución. Se encarga de recibir la potencia de los circuitos de subtransmisión y de transformarla al voltaje de los alimentadores primarios anteriormente descritos. Maneja potencias de decenas de MW, por ejemplo, bancos de transformadores de 60 o 75 MVA. Las subestaciones se pueden clasificar por su ubicación, por el tipo de transformador MT / BT utilizado, por el equipo de maniobra y protección, de la siguiente manera: Subestación aérea: Son aquellas cuyas características de tamaño, peso y capacidad permiten su montaje a la intemperie. Y se requiere transformadores de distribución sumergidos en aceite monofásico con capacidad no mayor de 75KVA y trifásico con capacidad no mayor de 150 KVA. Subestaciones en piso: Son aquellas cuyas características de tamaño, peso y capacidad permiten su montaje sobre el nivel del piso o a una altura no mayor de 1 metro. Pueden estar ubicados en interiores o a la intemperie y contienen todas las capacidades hasta 500 kVA. Y se requiere transformadores de distribución sumergidos en aceite, se diferencian únicamente en su construcción del tipo convencional en que no tienen partes vivas expuestas. Posee compartimientos de alta y baja tensión completamente cabinados e independientes. Subestaciones capsuladas: Son aquellas que tienen el equipo alojado en celdas (módulos) de lámina metálica con dimensiones que conservan las distancias mínimas de acercamiento. Puede disponer de entrada y salida de alimentador primario, con sus respectivas celdas (módulos) de seccionamiento, celdas de protección y seccionamiento para cada transformador que se derive, celda para el transformador, celda para los equipos de medida de alta y / o baja tensión. Subestaciones subterráneas: Son aquellas cuyas características y capacidades permiten su montaje bajo el nivel del piso en la vía pública o en un predio particular. Se construyen en bóvedas o cámaras de equipo propiamente dichas; también pueden estar instaladas en cámaras especiales, casi siempre van bajo andén. 1.1.2 ALIMENTACION PRIMARIOS
configuración de los circuitos de Nivel de Tensión II es de tipo radial en anillo abierto, para la configuración de los circuitos de Nivel de Tensión III, estará dirigida a atender clientes industriales y subestaciones MT/MT, y su esquema podrá ser de anillo abierto o abierto con transferencia. [2] 1.3.1 SISTEMAS RADIALES En el sistema radial la corriente eléctrica circula en una sola dirección, lo que ofrece un control sencillo del flujo ya que es realizado exclusivamente del centro de alimentación. El sistema radial es análogo a una rueda con rayos emanando desde el centro. La potencia principal se envía a un punto central, y desde allí se divide en circuitos con ramificaciones en serie para suministrar servicios a clientes individuales. El sistema tipo red se parece a una rejilla en paralelo y, dada su facilidad de lectura se ha convertido en el estándar para los sistemas de distribución subterráneos donde existe una densidad elevada de carga. [2] Figura 1.1 Configuración circuito radial 1.3.2 SISTEMAS EN ANILLO Esta topología se utiliza en situaciones en las que queremos aumentar la fiabilidad del servicio, ya que, si hay una avería en un punto del anillo, se puede mantener dicho servicio si alimentamos desde otro punto Vemos que hay dos centros de transformación A y B, que evidentemente no pueden estar en servicio simultáneamente. Para estudiar el anillo habrá que descomponerlo en dos redes abiertas, correspondientes a las dos figuras siguientes y calcularlas por separado [2] Configuración circuito anillo abierto: La configuración en anillo abierto comprende la operación no simultánea de dos circuitos que presentan eventos de contingencia sobre cualquiera de ellos. La labor principal para aislar la zona de falla o de intervención se efectúa la operación automática mediante diferentes equipos de maniobra (Interruptor, reconectador y seccionalizador), de manera que la zona afectada sea máxima una tercera parte de la carga total del circuito [2]. Esta configuración utiliza equipos de operación bajo carga entre circuitos normalmente abiertos que permite el restablecimiento del servicio y aislamiento de la zona de falla en forma automática con supervisión y control desde el Centro de Control. En la Figura 1.2 se presenta un esquema de la configuración para circuitos en anillo abierto aéreo. [3]
Figura 1.2 Configuración anillo abierto Configuración circuito anillo de transferencia: La configuración anillo de transferencia se opta para circuitos que presentan alto impacto de interrupción del servicio de energía. Para la operación de los equipos de maniobra deben configurarse para un flujo bidireccional, con el fin de aislar selectivamente la zona de falla en eventos de contingencia garantizando la continuidad del servicio. El esquema de anillo abierto con transferencia es utilizado para soporte de cargas sensibles como subestaciones MT/MT, clientes industriales, hospitales, etc, para asegurar que el suministro de tensión desde una red alternativa en el caso de una falla en la red principal. En la Figura 1.3 se presenta un esquema de la configuración para circuitos en anillo abierto con transferencia. [3] Figura 1.3. Configuración Anillo Abierto con transferencia CAPITULO 2. ESTACIONES DE RECARGA DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS 2.1 DEFINICIONES Estación de carga eléctrica: es el lugar que provee electricidad para la recarga rápida de las baterías de los vehículos eléctricos e híbridos. Las estaciones de carga son elementos necesarios para el funcionamiento del vehículo eléctrico, y surgen como respuesta a la industria automovilística a los desafíos planteados por el cambio climático y la escasez de combustibles fósiles. También buscan facilitar el acceso a la energía en
Las estaciones de recarga se pueden clasificar en diferentes aspectos debido a su tamaño, diseño, distintas potencias, flujos de corriente y tiempos de carga. [4] 2.2.1 TIPOS DE CARGA Existen actualmente tres tipos de carga que son:
- Carga lenta: la carga lenta está configurada para que la potencia demandada por el VE está comprendida entre 3.5 - 22 kW, y que el tiempo máximo de carga esté comprendido entre 6 - 8 horas dependiendo de la capacidad de batería y su cargador. Para este caso los VE del mercado, siendo la más habitual dada su sencillez, se trata simplemente de conectar el carro a cualquier enchufe “domestico”, donde se producirá una carga con corriente alterna monofásica a 230V, 16A y con 3,5 kW de potencia mínima anteriormente mencionada. [4]
3. Modo 3 : El modo 3 tiene un grado elevado de comunicación con la red. Los dispositivos de control y protecciones se encuentran dentro del propio punto de recarga, y el cable incluye hilo piloto de comunicación integrado. Una de las principales características de es te modo es que la comunicación con el VE permite medir la energía que se aplica en las baterías [4]. 4. Modo 4 : El modo 4 posee un grado elevado de comunicación con la red. Posee un conversor c.c- c.a y solo se aplica a recarga rápida. Este modo de carga no es adecuado para instalaciones domesticas debido al alto voltaje y corriente (mayor a 500V y 200A respectivamente) que maneja. Esta configuración permite cargar el 80% de la batería alrededor de 30 minutos. A pesar de ser un modo muy llamativo el uso de este modo afecta la vida útil de las baterías y genera un alto impacto en las redes de distribución [4] se puede desarrollar una tabla resumen de las principales características demandadas en cada modo de carga, ver tabla 2. Tabla 2.2 principales características de los modos de recarga MODO CORRIENTE (A) POTENCIA (kW) CARGA Modo 1 Max. 16 A por fase 3.7 - 11 Lenta Modo 2 Max. 32 A por fase 7.4 - 22 Lenta Modo 3 Max. 64 A por fase 14.8 - 43 Semi-rápida Modo 4 Hasta 400 A Aprox. 50 - 150 Rápida Figura 2.2. Modos de carga de un vehículo eléctrico 2.2.3 TIPOS DE CONECTORES Los tipos de cargadores son los enchufes que sirven para la conexión de recarga de los vehículos eléctricos. Para llevar a cabo el uso de estos conectores se rigen a la norma IEC 62196. Existen diferentes tipos de conectores de acuerdo con sus configuraciones y características técnicas, a continuación, se presentarán algunos de ellos [4]. Tipo 1 : ( SAEJ1772) este conector está compuesto por 5 bornes, dos de ellos para corriente, uno de tierra y dos complementarios de control y proximidad. Este tipo de conector está configurado para soportar una intensidad de 16 A para carga lenta y 80 A para carga rápida y la tensión máxima de 250 V AC monofásica [5]. Tipo 2: ( MENNEKES ) este conector está compuesto por 7 bornes, 4 de potencia (trifásico y neutro), otro de tierra y dos para comunicaciones, este tipo de conector está diseñado para soportar una corriente de 16 A para recarga lenta, monofásica o una corriente de 63 A para recarga rápida, trifásica, a una tensión de 250 V y 500 V respectivamente [5].
En la Figura 5 se muestra la metodología a desarrollar. Que consiste en la búsqueda de nuevas configuraciones a partir de una configuración inicial, que puede ser la de operación, donde posiblemente se pueda expandir los ramales iniciales del sistema, adquiriendo la configuración más viable del sistema Figura 3.1. Esquema de formación de configuraciones. Al analizar las posibles configuraciones y los nodos del árbol, el primer criterio de solución es eliminar una parte o ramales de la configuración inicial, usando el criterio de sensibilidad que permite seleccionar los posibles caminos para obtener una nueva configuración reducida y hacer un análisis de flujo de potencia. Para llevar a cabo la metodología se exige la implementación de dos modelos de flujo de carga aproximado; la primera permite calcular las pérdidas y los factores de sensibilidad de la lista de las nuevas configuraciones y escoger las más adecuada y la segunda permite determinar el valor aproximado de pérdidas y la corriente correspondiente de la nueva configuración. 3.1.2 algoritmo simplificado
1. Escoger la configuración de la lista que tiene menor valor la función objetivo (menor perdidas)
= 2 α (^) ii Pi + (^2) ∑ j≠ i
= 2 αii Qi + (^2) ∑ j≠ i
Lo anterior se logra haciendo uso de la relación de cambio entre las pérdidas de potencia activa del sistema y las inyecciones de potencia reactiva en los nodos, así: S k L Q (^) (3.4) Donde S
representa las pérdidas de potencia activa en el sistema y k
la potencia reactiva inyectada en el
kE kE S ij i j i j ij i j i j i j
En la ecuación (3.5), los factores ij y ij son:
, ,
ij ij i j mín i mín j
, ,
ij ij i j mín i mín j
Donde ij
es el elemento ij^ de barra
(parte real de la matriz barra
del sistema). Para el cálculo de los factores ij y ij se utiliza el valor de voltaje mínimo presentado en una de las fases de los nodos i^ y j^ , con esto se busca mejorar el perfil de tensión de los nodos teniendo en cuenta el valor de voltaje más bajo en cada uno de ellos. Se aplica la derivada mostrada en la ecuación (3.4) a la ecuación (3.5), con lo que se obtiene lo siguiente:
, ,
kE kE kE kE S kk k kj j kj j ik i ik i k^ j^ j^ k^ i^ i^ k ij ij i j i j i j i j i j (^) k k
Luego, se emplean las aproximaciones para ij , ij y las derivadas parciales para simplificar la ecuación (3.8) y obtener:
,
kE S kk k kj j kj j k^ j^ j^ k
Figura 3.2.1. cartografía de la ubicación y la zona del ámbito de estudio Figura 3.2.3. Nodos candidatos para la ubicación de la electrolinera Estación de recarga para buses eléctricos.
- Diagrama unifilar de las redes eléctricas que pasan por el sector En el siguiente diagrama se muestra el sistema de prueba de 123 nodos, el circuito es de topología radial y opera a un nivel de tensión de 13,2 kv. En la figura 3.2.4 se muestra el circuito descrito anteriormente, y el conjunto de nodos candidatos seleccionados para ubicar la ERB se muestra con un X roja.
Figura 3.2.4 diagrama unifilar de la red de distribucion
- Longitud de los tramos de red. En la siguiente figura 3.2.5 se observan los trayectos que recorren los buses eléctricos y en la tabla 3.2.1 se muestra la longitud en kilómetros de cada tramo.
