Aplicación de Tecnologías de Red Inteligente en la Gestión de Pérdidas de Línea en Zonas de Transformadores de Baja Tensión

Como un componente esencial de la red de distribución, las áreas de distribución de baja tensión (en adelante denominadas "zonas de transformadores de baja tensión") afectan directamente los beneficios económicos de las empresas de suministro de electricidad y la calidad del consumo de electricidad para los usuarios finales a través de sus problemas de pérdidas en línea. Sin embargo, los enfoques de gestión tradicionales tienen deficiencias obvias en términos de precisión y eficiencia. En este contexto, la aplicación de tecnologías de redes inteligentes proporciona nuevas soluciones para la gestión de pérdidas en línea. Al introducir medios técnicos avanzados, no solo se puede mejorar efectivamente el nivel de refinamiento de la gestión de pérdidas en línea, sino que también se pueden apoyar los objetivos de ahorro de energía y reducción de emisiones, lo cual es de gran importancia para promover el desarrollo de alta calidad en la industria eléctrica.

1.Problemas de Pérdidas en Línea en Zonas de Transformadores de Baja Tensión
Los problemas de pérdidas en línea en zonas de transformadores de baja tensión se clasifican principalmente en pérdidas técnicas y pérdidas de gestión. Las pérdidas técnicas se derivan de las pérdidas inherentes del equipo y las restricciones operativas, por ejemplo, las pérdidas de hierro y cobre en los transformadores y las pérdidas de potencia causadas por la resistencia de la línea. Tomando como ejemplo una línea de distribución de baja tensión típica, cuando el área de la sección transversal del conductor es de 50 mm² y la corriente de carga alcanza 200 A, la pérdida de potencia por kilómetro de la línea es aproximadamente de 4 kW.

Cuando el área de la sección transversal del conductor se aumenta a 70 mm² bajo las mismas condiciones, la pérdida se puede reducir aproximadamente en un 30%. Por otro lado, las pérdidas de gestión suelen ser causadas por errores de medición, robo de electricidad o operación y mantenimiento inadecuados. Por ejemplo, la precisión de medición de los contadores de electricidad mecánicos tradicionales en condiciones de carga ligera es solo del 85% aproximadamente, muy inferior a la de los contadores inteligentes, que supera el 99%. Además, el desequilibrio trifásico puede aumentar significativamente las pérdidas en línea; si el desequilibrio de corriente trifásica en una zona de transformador excede el 15%, la tasa de pérdidas en línea aumentará entre 2% y 5%. La existencia de estos problemas indica que la inspección manual ya no puede satisfacer las demandas de la gestión refinada, y se necesitan urgentemente métodos inteligentes para mejorar la eficiencia de la gobernanza.

2.Tecnologías de Red Inteligente Aplicadas en la Gestión de Pérdidas en Línea de Zonas de Transformadores de Baja Tensión

2.1 Tecnología HPLC (Comunicación de Línea Eléctrica de Alta Velocidad)
El principio fundamental de la tecnología HPLC es utilizar las líneas de distribución de baja tensión existentes como medio de comunicación, acoplándose señales moduladas de alta frecuencia a las líneas de potencia a través de circuitos de acoplamiento para lograr la transmisión de datos de alta velocidad. Esta tecnología se aplica principalmente en escenarios como el monitoreo en tiempo real de las condiciones de operación de la línea en zonas de transformadores, la recolección de datos de energía eléctrica e interacción de información de consumo de electricidad del usuario.

Durante la implementación, el primer paso es realizar una encuesta en el sitio del entorno de línea de la zona de transformador para evaluar las características del canal y los niveles de interferencia, determinando así la frecuencia portadora óptima (generalmente dentro de 1.7–30 MHz) y el método de acoplamiento. A continuación, se instalan acoplos dedicados y módulos de comunicación HPLC en el lado de baja tensión del transformador de distribución, cajas de rama y contadores de electricidad del usuario para establecer una red de comunicación a través de la zona de transformador. Mientras tanto, se despliega un sistema de estación maestra para integrarse sin problemas con los sistemas de aplicación superior a través de la conversión de protocolos.

Durante la fase de operación y mantenimiento, se deben realizar inspecciones y calibraciones regulares del equipo, monitorear la calidad de la señal de comunicación y abordar cualquier anomalía de manera oportuna. Por ejemplo, si la atenuación de la señal portadora excede 30 dB o la tasa de error de bit supera 1×10⁻⁴, se deben investigar fallos en la línea o fuentes de interferencia electromagnética. Si es necesario, se debe ajustar la potencia de transmisión (generalmente en un rango de –10 dBm a 30 dBm) o reemplazar los acoplos para garantizar el funcionamiento estable del sistema. 

Para mejorar la estabilidad de la comunicación, los sistemas HPLC generalmente adoptan esquemas de modulación adaptativa, seleccionando dinámicamente modos de modulación según la calidad del canal. Los diferentes esquemas de modulación varían en tasa de datos, inmunidad al ruido y alcance, requiriendo una configuración optimizada según las fluctuaciones de carga y las condiciones de ruido en la zona de transformador. Por ejemplo, se puede habilitar una modulación de orden superior durante la noche, cuando las cargas son más ligeras y los niveles de ruido son más bajos, para mejorar el rendimiento de datos, mientras que al cambiar a un modo robusto durante las horas pico del día se asegura la confiabilidad de la comunicación. La Tabla 1 enumera tres métodos de modulación comúnmente utilizados en sistemas HPLC junto con sus características técnicas, proporcionando referencia para la configuración de parámetros en campo.

Tabla 1 Comparación de Características Técnicas de Métodos de Modulación Comunes para HPLC

2.2 Dispositivo de conmutación inteligente de fases
El principio del dispositivo de conmutación inteligente de fases es medir las corrientes y voltajes trifásicos, calcular el desequilibrio de carga en tiempo real y, cuando este desequilibrio excede un umbral preestablecido (típicamente 10%–20%), controlar la conmutación de las cargas para reequilibrar las cargas trifásicas. Este dispositivo se aplica principalmente al final de las zonas de transformadores, especialmente en áreas con cargas monofásicas pesadas.

Durante la implementación:
En primer lugar, se debe seleccionar una ubicación de instalación adecuada, como en cajas de distribución o en el lado de baja tensión de los transformadores de distribución, para garantizar la facilidad de construcción y mantenimiento.
En segundo lugar, se debe realizar una inspección en el sitio para comprender la distribución de la carga y configurar razonablemente la capacidad del interruptor (ver Tabla 2). Durante la fase de instalación y puesta en marcha, se deben realizar pruebas de simulación de carga para optimizar la estrategia de control y las configuraciones de protección; por ejemplo, la configuración de protección contra sobrecorriente generalmente se configura en 1.2 veces la corriente nominal.
En tercer lugar, se debe mejorar el sistema de monitoreo de operación de la zona de transformador para permitir el intercambio de información y el control remoto con el dispositivo de conmutación.
En cuarto lugar, durante la fase de operación y mantenimiento, se deben realizar regularmente pruebas preventivas en el interruptor para identificar y abordar oportunamente posibles fallos, como el desgaste mecánico o el mal contacto, asegurando así una operación segura y confiable. Además, se debe realizar un análisis periódico de las tendencias de variación de la carga en la zona del transformador para ajustar la lógica de control y las configuraciones de parámetros del interruptor según sea necesario.

Tabla 2 Referencia de Configuración de Capacidad para Equipos de Conmutación Inteligentes

2.3 Regulador automático de tensión para líneas de baja tensión
El principio básico del regulador automático de tensión para líneas de baja tensión es medir la tensión y la corriente de la línea en tiempo real, calcular parámetros como la impedancia de la línea y el factor de potencia, y ajustar automáticamente la posición del cambiador de tomas del transformador según la desviación, con el fin de mantener la tensión de salida dentro de un rango aceptable. Este dispositivo se aplica principalmente en redes de distribución de baja tensión, especialmente en áreas al final de las líneas donde la tensión tiende a ser excesivamente alta o baja.

En primer lugar, debe seleccionarse una ubicación de instalación adecuada, como el lado de baja tensión de un transformador de distribución o una celda de anillo, y realizar una inspección en el sitio para comprender el radio de suministro y la distribución de los usuarios a lo largo de la línea.
En segundo lugar, se debe determinar la capacidad del regulador (ver Tabla 3) y la estrategia de control. Durante la fase de instalación y puesta en marcha, deben realizarse pruebas sin carga y con carga para verificar la precisión del ajuste de tensión (generalmente se requiere que esté dentro de ±1,5%) y el tiempo de respuesta (normalmente no debe superar los 30 segundos), así como validar funciones de protección como sobretensión y subtensión.
En tercer lugar, después de la puesta en marcha, se debe establecer un sistema integral de gestión operativa, definiendo claramente los requisitos para la inspección, operación y mantenimiento para garantizar el funcionamiento seguro y estable del regulador. Por ejemplo, si la tensión monofásica se desvía continuamente más allá de ±7% del valor nominal durante 5 minutos, o si la desequilibración de la tensión trifásica supera el 2%, se debe identificar rápidamente la causa y tomar medidas correctivas. El análisis de datos operativos muestra que los reguladores automáticos de tensión configurados correctamente pueden mejorar las tasas de cumplimiento de la tensión de la línea entre un 5% y un 15%, reduciendo significativamente las pérdidas de línea causadas por violaciones de tensión.

Tabla 3 Referencia de selección para reguladores automáticos de tensión para líneas de baja tensión

3.Aplicación de la Tecnología

3.1 Antecedentes del Caso y Problemas de Pérdidas en Línea
La Zona de Transformador A está ubicada en el centro de un distrito urbano antiguo, con un radio de suministro de energía de 1.5 km, sirviendo a 712 clientes residenciales y 86 clientes comerciales. La infraestructura de distribución de la zona incluye principalmente un transformador de distribución S11-M.RL-400/10 con una capacidad nominal de 400 kVA; seis alimentadores de baja tensión—dos con conductores JKLGYJ-120 mm² y cuatro con conductores JKLGYJ-70 mm²—con una longitud promedio de línea de 510 metros por circuito; además, hay cuatro unidades de anillo principal HXGN-12 y 18 gabinetes de distribución integrados de baja tensión.

En los últimos años, debido a la renovación urbana localizada y la expansión de establecimientos comerciales, la carga en esta zona de transformador ha mostrado un crecimiento continuo. Por ejemplo, en 2018, la carga pico alcanzó 285 kW, con un aumento en el consumo de electricidad del 7.6% interanual, sin embargo, la tasa de pérdida en línea fue tan alta como 9.7%, superando significativamente el objetivo de gestión del 6.5% para el mismo período.

Las inspecciones en el lugar revelaron los siguientes problemas clave:

• Contacto deficiente en los puntos de conexión del transformador de distribución y las líneas, causando calentamiento localizado y pérdidas adicionales;

• Distribución desigual de la carga trifásica, con un desequilibrio máximo del 18.2%;

• Conexiones no autorizadas y robo de electricidad por parte de ciertos usuarios;

• Dispositivos de medición envejecidos con errores de medición que exceden ±5%.

Estos factores contribuyeron colectivamente a pérdidas en línea persistentemente altas en la zona, creando un desafío de gobernanza severo.

3.2 Selección y Implementación de la Tecnología
Para abordar los problemas de pérdidas en línea en la Zona de Transformador A, se implementó una solución integral que integra la comunicación HPLC, interruptores inteligentes de cambio de fase y reguladores de voltaje automáticos, después de una evaluación exhaustiva.

Primero, se instalaron acopladores HPLC y módulos de comunicación en el lado de baja tensión del transformador, y se desplegó equipo correspondiente en cada caja de rama y medidor de usuario, estableciendo una red de comunicación de portadora de línea de alta velocidad que cubre toda la zona de transformador. Esta red habilitó el monitoreo en tiempo real del estado operativo, incluyendo voltaje, corriente, potencia en barras y ramas, así como indicadores críticos como la temperatura del equipo y la distorsión armónica. Así, el personal de operaciones y mantenimiento pudo detectar anomalías de manera oportuna. Además, los datos de medición de energía de alta precisión proporcionaron un sólido apoyo para el análisis y la gestión de las pérdidas en línea.

Segundo, se instalaron seis unidades de interruptores inteligentes de cambio de fase (con una corriente máxima de operación de 250 A) en cajas de rama principales y ubicaciones de carga clave. Estos interruptores miden continuamente el desequilibrio de corriente trifásica y redistribuyen automáticamente la carga cuando el desequilibrio excede el 15%, equilibrando eficazmente las tres fases. Las pruebas de campo confirmaron que las acciones de conmutación se completaron en 30 ms, con transiciones suaves que no causaron interrupción a los usuarios. Tres meses después de la puesta en marcha, el desequilibrio trifásico en la zona disminuyó del 18.2% al 6.5%, y la tasa de pérdida en línea disminuyó en 1.7%.

Tercero, para abordar las violaciones de voltaje al final de las líneas, se instaló un regulador de voltaje inteligente de 200 kVA a 710 metros del transformador. El regulador acepta un rango de entrada de voltaje de 210–430 V y mantiene una salida de 220 V ±2%. Ajusta automáticamente su relación de espiras basándose en mediciones de voltaje en tiempo real al final de la línea, manteniendo el voltaje terminal consistentemente dentro del rango aceptable. Desde su puesta en marcha, el regulador ha respondido rápidamente a través de diversos picos y valles de carga, elevando la tasa de cumplimiento de voltaje en nueve puntos de monitoreo clave de 87% a más de 98.5%.

A través de un enfoque de gestión de ciclo cerrado de “monitoreo–control–optimización”, estas medidas han mejorado significativamente el rendimiento de pérdidas en línea de la Zona de Transformador A, logrando un ahorro estimado de energía anual de aproximadamente 120,000 kWh, con beneficios económicos notables. Una comparación de los indicadores clave se muestra en la Tabla 4.

Tabla 4 Comparación de Indicadores Clave de la Zona A Antes y Después de la Gobernanza Integral

En la implementación real, también se deben tener en cuenta los siguientes puntos:
Primero, en cuanto a la confiabilidad de la comunicación HPLC, la potencia de transmisión, la codificación del canal y otros parámetros deben configurarse razonablemente según las condiciones específicas de la zona del transformador; si es necesario, se pueden utilizar métodos de retransmisión para extender la distancia de comunicación.
Segundo, el tiempo y la lógica de interbloqueo de las operaciones de los interruptores de conmutación de fase deben establecerse cuidadosamente para evitar acciones de conmutación excesivas o erróneas, por ejemplo, el interruptor puede configurarse para actuar solo cuando el desequilibrio supere el 15% y persista durante 3 minutos.
Tercero, la selección y configuración adecuadas de la capacidad del regulador de voltaje deben incluir un margen determinado para prevenir ajustes frecuentes que puedan causar desgaste mecánico; consulte la Tabla 5 para obtener directrices sobre la selección y configuración de reguladores de voltaje automáticos.

Tabla 5 Referencia de Selección de Modelos para Reguladores de Voltaje Automáticos

Además, un equipo de operación y mantenimiento de alta calidad es también crítico para garantizar la operación estable a largo plazo del sistema. Solo alineándose estrechamente con las necesidades reales, seleccionando y optimizando soluciones técnicas según las condiciones locales y respaldándolas con un sólido mecanismo de gestión, se puede lograr una mejora continua en la gobernanza de pérdidas por línea.

4. Conclusión
La gestión de pérdidas por línea en zonas transformadoras de baja tensión es de gran importancia para mejorar la calidad del suministro eléctrico y la eficiencia económica, y la aplicación de tecnologías de red inteligente proporciona un fuerte apoyo en este sentido. En la práctica, tecnologías como HPLC (Comunicación por Línea Eléctrica de Alta Velocidad), dispositivos de conmutación de fase inteligentes y reguladores automáticos de voltaje de baja tensión se han convertido en focos clave de investigación e implementación. Con estas tecnologías, se pueden realizar el monitoreo en tiempo real de las condiciones operativas de la zona transformadora, el equilibrio dinámico de las cargas trifásicas y la regulación precisa del voltaje terminal.

Tomando como ejemplo la Zona Transformadora A en una ciudad de condado, después de una remediación integral, la tasa de pérdida por línea disminuyó del 9,7% al 6,1%, y la tasa de cumplimiento de voltaje mejoró en 11,5%, logrando beneficios económicos y sociales significativos.

Sin embargo, aún hay áreas que requieren mejora en las aplicaciones actuales de tecnología, por ejemplo, mejorar aún más las capacidades de anti-interferencia de la comunicación y perfeccionar las estrategias de control autoadaptativo del equipo. A futuro, el enfoque debería desplazarse hacia el diseño integrado y el control coordinado de los dispositivos inteligentes, y una exploración más profunda de los modelos de predicción de pérdidas por línea basados en big data e inteligencia artificial. Además, es esencial fortalecer la capacitación técnica del personal de operación y mantenimiento para garantizar la operación estable a largo plazo del sistema. Estas medidas proporcionarán soluciones más eficientes y sostenibles para la gestión de pérdidas por línea en zonas transformadoras de baja tensión.