Ampliando la capacidad de la red: cómo el balanceo de fases retrasa las costosas actualizaciones de transformadores.

Introducción

A medida que la demanda de energía continúa en aumento debido a la electrificación de la calefacción y al crecimiento de los vehículos eléctricos, ya medida que la economía global se aleja de los combustibles fósiles, la red eléctrica, especialmente las redes de distribución, se están volviendo cada vez más complejas, dinámicas y sobrecargadas. Nuestras redes de baja tensión, la columna vertebral de la distribución de energía, enfrentan desafíos sin precedentes.

El incremento en la demanda y en las fuentes de energía renovable, como la solar residencial, no solo complica la red, sino que también aumenta la necesidad de actualizaciones costosas y que consumen mucho tiempo en cables y transformadores. Sin embargo, dado el alto costo y el tiempo que requieren las actualizaciones de activos, estas deben considerarse como un último recurso, especialmente cuando las redes de baja tensión ya son los segmentos más costosos de mantener debido a su gran extensión.

A medida que aumentan los casos de capacidad limitada en las redes de distribución, los operadores del sistema se encuentran bajo una presión cada vez mayor. Fenómenos de calidad de energía, tales como las violaciones de voltaje (aumentos y caídas de voltaje), son cada vez más comunes. La ruta convencional —actualizar los activos mediante el reemplazo de cables, la reconductorización o la instalación de nuevos transformadores— a menudo toma un tiempo considerable, debido en gran parte al largo proceso de adquisición de permisos en lugar de a la financiación.

Para abordar estos retrasos, los operadores han estado explorando una amplia gama de medidas no convencionales que permiten ampliar la capacidad existente y posponer durante algunos años la necesidad de realizar mejoras importantes en los activos. Este tiempo adicional suele permitir una planificación más estratégica de las futuras actualizaciones, al mismo tiempo que asegura que tanto los recursos humanos como financieros se destinen primero a las necesidades más críticas.

El balanceo de cargas por fase es una de esas soluciones no convencionales para escenarios de capacidad restringida. El desequilibrio de cargas por fase es causado por cargas monofásicas en las redes de baja tensión. Esto a menudo resulta en que una fase se acerca a sus límites térmicos o de voltaje, mientras que las fases restantes permanecen subutilizadas, como se ilustra en la Figura 1. Al redistribuir de manera estática las cargas entre las fases para equilibrar la utilización, se puede liberar capacidad adicional y reducir la carga máxima, poniendo así costosos refuerzos en los activos.

Esta solución, aunque no es aplicable en todos los escenarios, es rentable y se puede implementar rápidamente. En las siguientes secciones analizamos cómo se puede implementar este proceso: específicamente, cómo se evalúan los escenarios de capacidad restringida, cuáles son los requisitos necesarios para la implementación del proceso y cómo las herramientas Dewesoft pueden agilizar y simplificar dicho proceso.

Restricciones de capacidad en redes de baja tensión

En cualquier punto de una red de baja tensión, la capacidad para consumir o suministrar energía eléctrica está limitada. Esta limitación se debe principalmente a dos factores:

1. En primer lugar, los límites térmicos (de corriente) de los componentes de la red pueden restringir el flujo de potencia.

2. En segundo lugar, la elevación o caída de tensión en ese punto puede representar una restricción. La magnitud de este cambio de tensión depende de la impedancia de la red de distribución de energía.

La Figura 2 muestra una red de distribución simplificada, desde la subestación primaria hasta los usuarios finales. Los únicos puntos donde el perfil de tensión presenta discontinuidades son el regulador de voltaje en el transformador de la subestación primaria y el transformador con cambio de derivaciones en la subestación secundaria.

En una red de baja tensión, la capacidad para consumir o suministrar energía siempre está limitada por ciertos factores.

1. Uno de los factores clave son los límites térmicos (de corriente) de los componentes de la red, los cuales pueden restringir la cantidad de energía que fluye a través de ellos.

2. Otro factor es el aumento o caída de voltaje en un punto específico de la red. Esto ocurre debido a la impedancia del sistema de distribución eléctrica, que influye en cómo varía el voltaje a medida que fluye la energía.

Restricciones de capacidad mediante planificación de inversión en activos

Cuando los Operadores de Sistemas de Distribución (DSO, por sus siglas en inglés) enfrentan restricciones de capacidad, normalmente evalúan estos escenarios desde la perspectiva de la planificación de inversiones en activos. En casos impulsados por limitaciones de voltaje, la atención suele centrarse en alimentadores específicos de baja tensión (BT); sin embargo, cuando la restricción está relacionada con la corriente, el enfoque cambia hacia los alimentadores de BT o los transformadores de distribución (DTs).

Esta nota técnica se enfoca en las restricciones térmicas en los transformadores de distribución. Las capacidades nominales estándar en redes de distribución típicamente incluyen: 35kVA, 50kVA, 100kVA, 160kVA, 250kVA, 400kVA, 630kVA, 1000kVA, 1250kVA y 1600kVA. Cuando surge un problema de capacidad, el DSO generalmente considera instalar una unidad una o dos escalas por encima de la existente.

Otro factor clave es la montura del transformador: las unidades por debajo de 400 kVA suelen instalarse en postes (Figura 4), mientras que aquellas de 400 kVA o más se montan en plataformas (Figura 5). Actualizar un transformador montado en poste por uno montado en plataforma representa un costo considerablemente mayor y puede retrasar el proyecto hasta por dos años o más, debido a la necesidad de obtener permisos adicionales.

La Tabla 1 presenta una estimación de los costos asociados a cada tipo de actualización, incluyendo tanto el equipo como la mano de obra.

Evaluación de casos con restricciones

Analizamos las corrientes de carga por fase de 1,564 transformadores de distribución (DTs) en la red del cliente, lo que representa aproximadamente el 60 % de todos los DTs en su infraestructura. Nuestro proceso de evaluación identifica cualquier intervalo de tiempo continuo en el que al menos una fase supere el 80 % de la capacidad nominal por línea del transformador (calculada como potencia nominal / 3 / voltaje nominal) durante un periodo mínimo de una hora. Cuando se detecta un intervalo de alta carga, se calcula el promedio de las corrientes de fase y de neutro exclusivamente a partir de los datos de dicho intervalo.

De los 1,564 DTs analizados, 415 cumplieron con estos criterios y fueron marcados como candidatos para balanceo de carga. Para cada uno de estos candidatos, se estimaron tanto los niveles de utilización como los niveles de desequilibrio, junto con el horizonte temporal estimado para su eventual reemplazo.

También se calculó el Costo de Refuerzo Adicional (ARC, por sus siglas en inglés), que refleja la inversión de capital adicional requerida para reemplazar un transformador antes de tiempo, en caso de que las cargas no estuvieran balanceadas por fase. Al diferir esa actualización mediante un balanceo de carga efectivo, un DSO puede generar ahorros medibles, reflejados en la diferencia entre los cronogramas de reemplazo en escenarios “balanceado” vs. “desequilibrado”.

La utilización del transformador en escenarios con y sin balanceo de fases puede calcularse mediante la siguiente fórmula:

A. Utilización del transformador (Escenario balanceado)

B. Utilización del transformador (Escenario Desequilibrado)

Aquí, S₃ϕ representa la potencia total trifásica, Sₙ la potencia por la línea de neutro, y C la capacidad nominal del transformador.

Posteriormente, se calculan los horizontes temporales T_bal y T_imb para el reemplazo del transformador en cada escenario, aplicando una tasa de crecimiento anual de carga g (típicamente del 3 %).

Finalmente, se determina el Costo de Refuerzo Adicional (ARC) tomando la diferencia en los valores presentes netos (VPN) entre los escenarios balanceado y desequilibrado, considerando una tasa de descuento d (establecida en 4 %). Este cálculo incluye tanto los gastos estándar de reemplazo (basados en la Tabla 1) como cualquier costo adicional asociado a la transición hacia una unidad montada en plataforma. En esencia, el ARC representa el costo que se habría evitado si no hubiera sido necesario realizar un refuerzo anticipado.

C. Horizonte Temporal (Escenario Balanceado)

D. Horizonte Temporal (Escenario Desequilibrado)

E. Valor Presente del Costo de Refuerzo (Escenario Balanceado)

F. Valor Presente del Costo de Refuerzo (Escenario Desequilibrado)

Varios ejemplos de transformadores de distribución (DTs) con alta carga seleccionados por el algoritmo —junto con sus horizontes operativos extendidos y los valores correspondientes de ARC— se muestran en las Figuras 5, 6, 7 y 8. De los 415 DTs candidatos, se encontró que 377 presentaban una diferencia en el horizonte temporal de más de dos años al comparar los escenarios balanceado y desequilibrado; estos 377 fueron posteriormente priorizados para balanceo de carga. En conjunto, su ARC total ascendió aproximadamente a 750,000 €.

Un gráfico circular con la distribución total del ARC por capacidad de transformador, mostrado en la Figura 9, revela que un impactante 46 % del ARC total proviene únicamente de 24 unidades con capacidad de 250 kVA. Este aumento de costo se debe principalmente a que un transformador de 250 kVA debe actualizarse a una unidad de 400 kVA, lo que implica pasar de un montaje en poste a uno en plataforma. Esto conlleva costos adicionales por obras civiles, permisos y zanjeo. En algunos casos, los DSO omiten por completo la capacidad intermedia de 250 kVA y actualizan directamente de 160 kVA a 400 kVA, lo que incrementaría aún más el ARC, aunque dicho escenario no fue considerado en este análisis.

Un aspecto importante a destacar es que balancear un transformador también implica balancear los alimentadores de baja tensión asociados. Cuando un DT se acerca a su límite de capacidad, al menos uno o más alimentadores BT también suelen estar alcanzando sus propios límites, por lo que puede haber implicaciones significativas de ARC en el lado de los alimentadores.

Este efecto es especialmente notorio en unidades de mayor capacidad (>400 kVA), ya que, aunque la carga total en el DT tiende a estar estadísticamente más balanceada, cada alimentador individual atiende a un subconjunto más pequeño de clientes (usualmente entre 10 y 30). Grupos pequeños de clientes son más propensos al desequilibrio de fases, lo que amplifica la necesidad de medidas de balanceo específicas en esos alimentadores.

El costo de cada reconexión de carga puede variar considerablemente, principalmente debido a las diferencias en la complejidad del sitio. Una tarea sencilla puede tomar solo 15 minutos, mientras que trabajos más complejos que requieran una plataforma aérea pueden extenderse hasta una hora. Como resultado, los costos individuales de reconexión oscilan entre aproximadamente 50 € y 500 €.

Además de los costos directos, el tiempo es un factor crítico. Aunque realizar una actualización del transformador de inmediato podría parecer lo ideal, el proceso de obtención de permisos y ejecución de obras civiles puede generar retrasos de un año o más.

Para cubrir esta brecha, el balanceo de carga representa una solución práctica. Permite mantener una calidad de energía estable para los usuarios mientras se concreta la actualización completa.

Identificación en tiempo real de fases eléctricas en campo con Gridphase

El cliente implementó Gridphase con un modelo global de fases para agilizar las reconexiones de cargas monofásicas y otras operaciones en la red. El sistema de información geográfica (GIS) se alinea con el marco global de fases (ver Figura 10) y con las fases eléctricas reales. Esta integración permite una planificación más rápida, una ejecución eficiente en campo y una reducción en errores de identificación.

Una referencia global de fases crea un sistema de identificación consistente en toda la red de distribución, desde las barras de alta tensión hasta las cargas de baja tensión.

Al alinear transformadores, alimentadores y medidores con una designación de fase absoluta común, el cliente puede detectar y corregir desequilibrios de carga mediante análisis de datos y cálculos de flujo de potencia trifásico.

Este sistema también contribuye a mitigar fallas monofásicas, elimina la confusión derivada de etiquetados locales inconsistentes de fases, y simplifica los procedimientos de mantenimiento al contar con una referencia de fase clara.

El resultado es una mejor planificación, un balanceo de cargas más preciso y una reducción de costos y tiempos de inactividad en toda la red.

El video muestra el funcionamiento de Gridphase utilizando el modelo de red en una subestación secundaria.

¿Por qué no es necesaria la identificación del alimentador?

Una vez que un alimentador ha sido correctamente asignado y documentado en el sistema GIS, generalmente no es necesario volver a verificarlo en campo. Su recorrido y conexiones cambian muy rara vez, y puede identificarse fácilmente gracias a su trazado geográfico único.

Por el contrario, aunque los datos de fase también pueden almacenarse en el GIS, la medición en campo sigue siendo crucial. Esto se debe a que los códigos de color y otros marcadores visuales no permiten diferenciar de forma confiable las fases individuales, ya que todas se encuentran dentro de un solo cable de baja tensión. Por ello, se requiere una verificación en sitio para garantizar la precisión de la información de fase y la correcta ejecución de cualquier operación de reconexión.

¿Por qué son suficientes las reconexiones estáticas?

En esta red de baja tensión, cada cliente monofásico está limitado a una capacidad máxima de 1 × 35 A. Por lo tanto, el desequilibrio de fase en el peor de los casos, bajo esquemas de reconexión estática, queda limitado a 35 A. Esto indica que los casos más significativos de desequilibrio de fase se deben a factores sistemáticos, los cuales pueden corregirse mediante una redistribución física de las cargas entre fases.

También existen otros métodos, como los balanceadores estáticos (por ejemplo, transformadores en zig-zag conectados en derivación), que ayudan a reducir la corriente en el neutro disminuyendo la impedancia de secuencia cero. Sin embargo, en muchos casos, las reconexiones estáticas simples ofrecen beneficios suficientes para extender la operación de la red durante algunos años más. Al aliviar las restricciones de capacidad a corto plazo, estas reconexiones permiten prolongar la vida útil de los activos, aplazar actualizaciones costosas y dar a las utilities un margen de tiempo adicional para una planificación estratégica más efectiva.

Conclusión

Las reconexiones estáticas representan una estrategia práctica y rentable para mejorar el balance de carga y aumentar la capacidad de alojamiento en redes de baja tensión. Aprovechando los medidores inteligentes instalados en las redes y el análisis de datos de medición, este enfoque no solo aborda las restricciones actuales, sino que también ofrece un método escalable para adaptarse al crecimiento futuro de la demanda.

Si bien la mayoría de los métodos no convencionales para extender la capacidad —incluidas las reconexiones estáticas— tienen una vida útil efectiva más corta en comparación con el reemplazo completo de activos, el balanceo de cargas por fase sigue siendo una herramienta valiosa en el conjunto de soluciones del operador de distribución. Es especialmente útil en situaciones que requieren intervenciones rápidas y de bajo costo que permitan aplazar actualizaciones de infraestructura a gran escala.

Al incorporar soluciones como Gridphase, los operadores obtienen información precisa sobre las fases, reducen los errores en campo, y aseguran que cualquier cambio se refleje de forma coherente en los modelos de red.

Con estas acciones proactivas, los activos de red pueden mantenerse en operación por más tiempo, permitiendo a los DSO planificar estratégicamente sus inversiones de capital y priorizar las actualizaciones más críticas. Además, la integración de reconexiones de carga como parte de las operaciones rutinarias en campo puede realizarse con un impacto mínimo en los recursos. En conjunto, este enfoque mesurado contribuye a mantener la calidad del suministro, gestionar el aumento de la demanda, y ofrecer un sistema de distribución eléctrica más resiliente y eficiente.