Conclusiones y aportaciones de la Tesis 137

En esta Tesis Doctoral se ha presentado un método para evaluar de forma estocástica redes eléctricas radiales con generación distribuida fotovoltaica. Las principales conclusiones del trabajo se resumen a continuación, como aportaciones originales de la Tesis.

Las redes de distribución, presentan un valor elevado del cociente entre su resistencia y reactancia. Además dada su estructura radial, caen dentro de la categoría de sistemas eléctricos mal condicionados para su resolución mediante algoritmos de flujo de carga clásicos. La experiencia muestra que el uso del método básico de Newton-Raphson para la resolución de redes de distribución no alcanza la convergencia para la mayoría de las redes estudiadas.

En esta Tesis Doctoral se propone un método analítico para resolver el flujo de carga probabilista que tiene en cuenta las características especiales de los sistemas radiales. Esta técnica se basa en el uso combinado del método de los cumulantes con las expansiones de Gram-Charlier y Cornish-Fisher. Las cargas en el sistema son

estimado y la desviación típica el error asociado al método de estimación utilizado. El método de los cumulantes resuelve el flujo de carga probabilista en sí. Es necesario incorporar en este procedimiento un método de resolución de flujo de carga radial de forma determinista. Las expansiones de Gram-Charlier y Cornish-Fisher reconstruyen las funciones de distribución de las variables aleatorias de salida, una vez resuelto el flujo de carga radial probabilista mediante el método de los cumulantes.

Se ha utilizado la simulación de Monte Carlo como el método para la validación de los resultados, al considerar que éste proporciona los resultados “exactos”. La validación consiste en la comparación de resultados entre el método de Monte Carlo y la técnica analítica propuesta en esta Tesis Doctoral. Para las simulaciones realizadas con el método de Monte Carlo se ha utilizado un procedimiento de resolución del flujo de carga radial determinista.

Los resultados obtenidos mediante el método analítico, tanto en funciones de distribución para las tensiones en los nudos como para los flujos de potencia aparente por las líneas, son suficientemente aproximados a los obtenidos mediante el método de simulación de Monte Carlo, con un coste computacional mucho menor, lo que valida la técnica analítica propuesta en esta Tesis Doctoral.

Por otro lado, se ha incorporado al sistema estudiado (el sistema de 33 nudos y 32 líneas del IEEE) una serie de generadores fotovoltaicos, a modo de generación distribuida. Para incorporar esta generación al método de flujo de carga radial probabilista ha sido preciso modelar dichos generadores fotovoltaicos como una variable aleatoria. El modelo que se presenta en esta Tesis Doctoral tiene en cuenta la naturaleza aleatoria de la radiación solar, dependiente del emplazamiento geográfico en que están instalados los paneles fotovoltaico, y de la hora y día del año en que se está realizando la simulación. Este planteamiento posibilita determinar la potencia de salida de un generador fotovoltaico en cualquier lugar y hora como variable aleatoria.

Se ha realizado un estudio en un día representativo de verano y otro de invierno, ya que la generación fotovoltaica depende mucho de la época del año. La inclusión de la generación fotovoltaica en el sistema mejora el perfil de tensiones del sistema. Dado que en verano la radiación solar es más intensa, los resultados obtenidos para el perfil de tensiones en verano es mejor que en invierno, quedando su valor medio dentro de los

que se refiere a que aumenta la probabilidad de que las tensiones en los nudos se mantengan dentro de los límites especificados.

Se ha demostrado también el mejor comportamiento de la expansión de Cornish- Fisher frente a la expansión de Gram-Charlier cuando los generadores fotovoltaicos son conectados a la red. La expansión de Gram-Charlier presenta problemas cuando las variables aleatorias que influyen en el problema son no gaussianas, como es el caso de los generadores fotovoltaicos.

Se ha formulado también en esta Tesis Doctoral un método híbrido que combina la optimización PSO con el flujo de cargas radial probabilista, el método denominado JFPSO-PRLF. Con este método se pretende minimizar la media de la variable aleatoria que representa a las pérdidas del sistema mediante la ubicación y tamaño óptimo de los generadores fotovoltaicos.

Se ha visto como la aplicación de esta técnica mejora el perfil de tensiones respecto al sistema sin GD y minimiza las pérdidas en el mismo.

Otras conclusiones, más generales, que se pueden extraer al término de esta Tesis se citan a continuación:

Los SFCRs sirven de apoyo a la red de distribución y su instalación conlleva mejoras en las subestaciones eléctricas, en los centros de trasformación y líneas lo que revierte en una superior calidad de suministro para el usuario final, en particular, en zonas rurales donde la calidad es peor y el coste asociado a la potencial mejora, en muchos casos, no justifica la inversión necesaria.

Para las compañías eléctricas instalar SFCRs, dado su carácter modular, representa una ventaja adicional al no tener que planificar nuevas centrales de generación de grandes dimensiones, además, de lograr mejorar los parámetros de calidad en sus propias redes.