Integración masiva de generación fotovoltaica distribuida en redes de distribución

• Autores: Gabriel Tévar Bartolomé
• Directores de la Tesis: Antonio Gómez Expósito (dir. tes.), Angel Arcos Vargas (dir. tes.)
• Lectura: En la Universidad de Sevilla ( España ) en 2021
• Idioma: español
• Número de páginas: 129
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  • Tesis en acceso abierto en: Idus
• Resumen

  • En el proceso de cambio en el que se encuentra actualmente el sector eléctrico, se espera un fuerte incremento de la generación fotovoltaica de pequeña potencia, en forma de autoconsumo, conectada a las redes de distribución de baja y media tensión. La red de distribución existente en la actualidad se ha planificado y diseñado para atender fundamentalmente el consumo. Esta misma red es la que va a tener que integrar ese incremento de la generación fotovoltaica, y tendrá que hacerlo salvaguardando en todo momento los requerimientos de seguridad y de calidad del suministro. Para ello, no cabe duda de que los gestores de las redes de distribución deberán aprender a adaptarse a esta situación. En este trabajo se desarrolla una serie de procedimientos para evaluar el impacto de la integración de niveles crecientes de penetración de generación fotovoltaica distribuida en la red de distribución, fundamentalmente la de baja tensión, desde una perspectiva de planificación de la red a medio y largo plazo. Dicho impacto se concreta en una cuantificación de las congestiones, una estimación de la variación de las pérdidas técnicas respecto a la situación inicial sin generación, y una valoración de las inversiones y costes de O&M asociados necesarios para adaptar la red de manera que la calidad de servicio no se vea alterada. En este trabajo no se analizan otros aspectos que pueden incidir en la red en el corto plazo y que tienen otro tipo de soluciones mediante actuaciones de operación. El análisis se desarrolla sobre un caso de estudio real, a partir de una extensa zona de distribución con más de 80,000 consumidores, teniendo en cuenta la red de distribución real que la alimenta, y generando escenarios de penetración creciente de generación fotovoltaica. Los procedimientos que se han desarrollado pivotan sobre un Modelo de Red de Referencia, similar al empleado por el Regulador español, capaz de incorporar zonas de red de distribución de tamaño real, y que permite la resolución de flujos de cargas en media y baja tensión. Para la cuantificación de las pérdidas anuales el modelo resuelve 8,760 flujos de carga al año. Para corregir las congestiones y sobretensiones que se van produciendo a medida que se conectan más instalaciones fotovoltaicas, el modelo identifica y simula diferentes soluciones de adaptación de la red, cuantifica la inversión necesaria en cada caso, y selecciona la que resulte más económica. Una de las principales conclusiones del trabajo es que, aunque ya desde la llegada de las primeras instalaciones fotovoltaicas pueden producirse localmente congestiones e incremento de las pérdidas en determinados circuitos de baja tensión, a partir de niveles de penetración fotovoltaica del 30-45% (dependiendo de la métrica usada para cuantificar dicha penetración) empiezan a producirse congestiones significativas que llevan a que las pérdidas técnicas superen a las del escenario base sin generación FV, y empiezan a ser necesarias inversiones crecientes para la adaptación de las redes. Desde una perspectiva de planificación de largo plazo, sin tener en cuenta otros costes relacionados con actuaciones de operación, y sin considerar otras inversiones indirectas necesarias en este proceso de integración de las renovables como las relativas a digitalización de la red, monitorización, automatización y sistemas, en términos económicos (inversión, costes de O&M y pérdidas), los costes directos por potencia FV instalada alcanzan los 2.73 €/kWp para escenarios con penetración FV del (30-45%) y los 10.18 €/kWp para escenarios del (50-75%) de penetración. Para futuras líneas de trabajo quedan por valorar aspectos como, por ejemplo, las posibles sinergias entre el autoconsumo fotovoltaico y la también esperada penetración del vehículo eléctrico con recarga vinculada en el domicilio, la incorporación de los mercados locales de flexibilidad que se prevén en el futuro marco normativo europeo, o la incorporación masiva del almacenamiento a nivel doméstico, en combinación con la generación fotovoltaica.