REVISTA INGENIO
Impact Assessment of V2G Ancillary Services on a Distribution Network: A Case Study of the
Centro Babahoyo Feeder
Martin Junior Mainato Baren | Universidad Técnica Estatal de Quevedo, UTEQ - Ecuador
Frixon Samuel Macias Salazar | Universidad Técnica Estatal de Quevedo, UTEQ - Ecuador
Cristian Samuel Laverde Albarracín | Universidad Técnica Estatal de Quevedo, UTEQ - Ecuador
, (), - , . -
e article addresses the implementation of Vehicle-to-Grid (V2G) technology in the electrical grid
of Babahoyo, Ecuador, to evaluate its inuence on energy eciency. Despite the technological growth
in electrical networks, with the integration of renewable energies and control devices, such as electric
vehicles (EVs), there is a lack of previous research in Babahoyo and studies on V2G. Ecuador consumes
a signicant portion of its energy in fossil fuels for transportation, and EVs are considered an ecient
and ecological solution. V2G technology allows EVs to inject energy into the grid during peak demand,
improving eciency and regulating power. e study includes simulations that reveal that the incor-
poration of Electric Vehicle Charging Stations (EVSE) in the Babahoyo network smoothes demand on
weekdays, reduces overload in transformers and improves the quality of the electrical supply.
V2G, Red de distribución, servicios au-
xiliares, vehículo eléctrico.
V2G, Distribution network, ancillary
services, electric vehicle.
1.
INTRODUCCIÓN
En la actualidad las redes de distribución de energía eléc-
trica están en auge tecnológico, las redes eléctricas están
incorporando tecnologías que permiten la generación a
partir de fuentes renovables, como la energía fotovoltai-
ca y eólica, así como la implementación de dispositivos
de medición y control para optimizar su funcionamiento
ante la incorporación de nuevas cargas, una de estas nue-
vas cargas son los vehículos eléctricos. [1]. En el Ecuador
hay pocos estudios como [2] y [3], que evalúan el im-
pacto del parque de VEs sobre las redes de distribución
y por ende no existe un estudio que considere la imple-
mentación de V2G en la ciudad de Babahoyo.
Ecuador destina gran parte de su energía al trans-
porte, principalmente a través de combustibles fósiles
contaminantes con un 98% del consumo de energía pro-
veniente de diésel y gasolinas. Especícamente, el 78%
del diésel y el 95,6% de las gasolinas fueron consumidos
en actividades de transporte. Esta alta dependencia de
combustibles fósiles genera serias implicaciones ambien-
tales, incluyendo emisiones signicativas de gases de efec-
to invernadero, contaminación del aire y contribución al
cambio climático. Para abordar esta problemática, se con-
sidera que los vehículos eléctricos (VEs) son una opción
eciente y efectiva [2 ] . La tecnología V2G permite que los
https://doi.org/10.29166/ingenio.v8i2.8150 pISSN 2588-0829
2025 Universidad Central del Ecuador eISSN 2697-3243
CC BY-NC 4.0 —Licencia Creative Commons Reconocimiento-NoComercial 4.0 Internacional ng.revista.ingenio@uce.edu.ec
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de
Distribución: Caso de Estudio Alimentador Centro Babahoyo
El artículo aborda la implementación de la tecnología Vehicle-to-Grid (V2G) en la red eléctrica de Baba-
hoyo, Ecuador, para evaluar su inuencia en la eciencia energética. A pesar del crecimiento tecnológico
en las redes eléctricas, con la integración de energías renovables y dispositivos de control, como vehí-
culos eléctricos (VEs), existe una carencia de investigaciones previas en Babahoyo y de estudios sobre
V2G. Ecuador consume una parte signicativa de su energía en combustibles fósiles para el transporte, y
se considera a los VEs como una solución eciente y ecológica. La tecnología V2G permite que los VEs
inyecten energía en la red durante picos de demanda, mejorando la eciencia y regulando la potencia.
El estudio incluye simulaciones que revelan que la incorporación de Estaciones de Carga de Vehículos
Eléctricos (EVSEs) en la red de Babahoyo suaviza la demanda en días laborables, reduce la sobrecarga en
transformadores y mejora la calidad del suministro eléctrico.
Recibido: 25/1/2025
Recibido tras revisión: 14/4/2025
Aceptado: 30/5/2025
Publicado: 10/7/2025
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VEs inyecten energía almacenada en sus baterías a la red
durante momentos de alta demanda, aliviando la carga y
mejorando la eciencia. Además, esta tecnología ayuda a
regular la potencia activa, equilibrar las cargas y ltrar ar
-
mónicos de corriente y tensiones en la red [5].
La implementación de la tecnología V2G a la ciudad
de Babahoyo representa un avance tecnológico represen-
tativo, además representa un aporte importante al medio
ambiente. También hay que considerar que, al tener la op-
ción de aportar energía a la red, podremos realizar el neteo
de energía de los kWh suministrados y reducir los rubros
de energía eléctrica consumidas en la localidad, haciendo
uso de las regulaciones creadas en los últimos años por
la Agencia de Regulación y Control de Energías y Recur-
sos Naturales No Renovables ARCERNNR No. 001/2021
y 002/2022.
En resumen, el presente estudio analiza el impacto de
la tecnología V2G en la red eléctrica de Babahoyo, Ecua-
dor. Destaca los benecios de los VEs para optimizar el
uso de energía y reducir la contaminación, este último se
medirá mediante el uso del factor de emisión de equiva-
lencias de gases efecto invernadero. Además, se investiga
cómo la tecnología V2G afecta los parámetros eléctricos
y aporta servicios auxiliares de la red, para lo cual se rea-
liza diferentes simulaciones con el uso del soware Cym-
dist, en el cual se emplearán 3 escenarios con diferentes
casos de estudios, para conocer el comportamiento de la
curva de la demanda cuando existe la hora pico y como
los vehículos aportan con diferentes servicios auxiliares
a la red de distribución.
1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA TECNOLOGÍA V2G
1.1.1. Tecnología Vehicle-2-Grid
Los VEs han experimentado una revolución en la in-
dustria automotriz en las últimas décadas, impulsando
un cambio signicativo hacia una movilidad más limpia y
sostenible. Estos innovadores automóviles utilizan moto-
res eléctricos y baterías recargables en lugar de motores
de combustión interna, lo que les permite producir cero
emisiones en el punto de uso y reducir drásticamente el
impacto ambiental en comparación con sus contrapartes
de gasolina y diésel [6].
Los propietarios de VE también disfrutan de un
menor costo operativo, ya que los vehículos eléctricos
requieren menos mantenimiento y el precio de la elec-
tricidad suele ser más bajo que el de la gasolina o el dié-
sel. Además, su eciencia energética es notable, ya que
los motores eléctricos son más ecientes en la conver-
sión de energía en movimiento que los motores de com-
bustión interna [6].
En la actualidad, existen cuatro tipos principales
de vehículos eléctricos, a saber, Vehículos Eléctricos de
Batería (BEVs), Vehículos Eléctricos Híbridos Enchufa-
bles (PHEVs), Vehículos Eléctricos Híbridos (HEVs) y Ve-
hículos Eléctricos de Celda de Combustible (FCEVs) [6].
Esta tecnología permite que un VE no solo reciba
energía de la red eléctrica (Grid-to-Vehicle), sino que
también pueda devolver energía en sentido contrario,
desde las baterías del vehículo hacia la red (Vehicle- to-
Grid). Gracias a esta capacidad de ujo bidireccional de
energía, el VE puede funcionar como un sistema de alma-
cenamiento de energía cuando está conectado a la red [6].
Sin embargo, en este último caso, se debe tener en
cuenta las diversas necesidades de autonomía de cada
usuario, que pueden variar ampliamente entre diferentes
vehículos y propietarios [6].
1.1.2. Modelo de red eléctrica para la implementación de
Vehicle to grid
Los componentes esenciales de un sistema V2G inclu-
yen: 1) una conexión eléctrica de doble vía con la red,
2) la capacidad de comunicación con las estaciones de
carga para gestionar los procesos de carga y descarga,
3) un sistema de auditoría de los servicios prestados a la
red (como un medidor bidireccional), y 4) estaciones de
carga junto con vehículos habilitados para V2G [7].
Figura 1.
Dibujo esquemático que muestra las conexiones propuestas de la
línea eléctrica y el control inalámbrico entre los vehículos y la red
eléctrica.
La comunicación entre el operador y los VEs posibilita
una coordinación eciente entre ambas partes, permi-
tiendo la gestión óptima de la potencia de carga. Esto
garantiza que se cumplan tanto los requisitos de carga
del VE como la entrega de energía a la red, según lo re-
querido [7].
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
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Mainato M. et al.
Los sistemas de comunicación para la bidireccionali-
dad de la energía en V2G, utilizan los siguientes pro-
tocolos y tecnologías:
Figura 2.
Diagrama representativo de los protocolos de comunicación en la
movilidad eléctrica
Estándares para la comunicación entre los Vehículos
eléctricos y las estaciones de carga
1.1.2.1 ISO IEC 15118
El propósito de esta regulación es optimizar las comuni-
caciones entre las estaciones de carga, vehículos eléctri-
cos y la red eléctrica [8]. Hasta ahora, la única normativa
existente en este ámbito era la IEC 61851, que se encar-
gaba de regular la comunicación entre las estaciones de
carga y los vehículos eléctricos [8].
Esta normativa incorpora diversas características, ta-
les como la regulación del ‘plug and charge’, que implica
un conector capaz de identicar el modelo del vehículo
sin requerir que el propietario introduzca manualmen-
te los detalles de carga para el pago. Asimismo, facilita la
comunicación y regulación de dispositivos V2G y vehicle
to home (V2H). Además, permite que los operadores de
la red tengan la capacidad de intervenir en el proceso de
recarga, ajustando la intensidad de carga, ya sea para au-
mentarla o reducirla según sea necesario [9].
1.1.2.2 IEC-61851-1
Este estándar tiene como objetivo su aplicación en siste-
mas de suministro de energía para la carga de vehículos
en carretera, abarcando un rango de tensiones de entra-
da de hasta 1000V en corriente alterna o hasta 1500V
en corriente continua, y un rango de tensiones de salida
de hasta 1000V en corriente alterna o hasta 1500V en
corriente continua. Esto incluye a vehículos eléctricos
de carretera, así como a vehículos híbridos enchufables
(PHEV) que obtienen toda o parte de su energía de un sis-
tema de almacenamiento [10].
La norma internacional IEC 61851-1 ha denido cua-
tro modos de carga para los VEs, este estudio se centra-
rá el modo 4, ya que este permite la bidireccionalidad del
ujo de energía entre el VE y el EVSE [10].
El modo cuatro de carga habilita la recarga en co-
rriente continua (CC). Dado que este modo opera con al-
tas potencias, el convertidor debe estar ubicado fuera del
vehículo y en la propia estación de carga. En este modo
de carga, existen dos estándares para los conectores, uno
de origen japonés y otro europeo, conocidos como CHA-
deMO y CCS respectivamente [9].
• CHAdeMO
CHAdeMO representa una norma de carga en corriente
continua (CC) destinada a vehículos eléctricos, permi-
tiendo una comunicación sin interrupciones entre el au-
tomóvil y el dispositivo de carga [11]. Es una norma de
origen japones, publicada por organismos de normaliza-
ción como la IEC, IEEE, EN y JIS; dichos enchufes son
idénticos en todo el mundo y por lo general son usados
por los fabricantes de vehículos japoneses, coreanos y al-
gunos europeos [9].
En la actualidad, CHAdeMO es el único protocolo de
carga en el mundo con la funcionalidad de carga bidirec-
cional (V2G) habilitada, con producción a gran escala y
un sistema de certicación implementado para garanti-
zar la interoperabilidad entre vehículos eléctricos y dis-
positivos V2G. Hasta la fecha, existen más de 20 modelos
de cargadores bidireccionales disponibles y se han insta-
lado más de 10,000 unidades de este tipo en Japón y en
todo el mundo [11].
Los proyectos que utilizan las capacidades V2G del
protocolo CHAdeMO se han estado llevando a cabo en
todo el mundo desde 2012. Recientemente, su escala y nú-
mero han estado creciendo, con cada vez más iniciativas
en Europa y Estados Unidos. Estos proyectos de demos-
tración proporcionan hallazgos y datos valiosos para la
implementación a gran escala de la tecnología V2H (Ve-
hicle-to-Home) / V2G en el mercado [11]
• CCS1/2
El sistema CCS1/2 es el estándar de carga rápida que se
ha implementado en la Unión Europea para la carga de
vehículos eléctricos [12]. Permite que se carguen absolu-
tamente todos los vehículos, incluso los que antes venían
con otros conectores. La Unión Europea establece que to-
das las recargas de VEs que se realicen en el modo de car-
ga 4 deben implementar al menos un conector CCS [12].
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La ventaja de este tipo de conector CCS2 hembra es que
permite la carga rápida, pero también permite recibir la
carga de un conector de carga lenta tipo 2 llamado Men-
nekes [12]. Con lo cual, con el CCS2, los vehículos se
pueden cargar en casa con la corriente alterna durante
la noche. Y luego, cargar a toda potencia en cualquier
electrolinera [12]. Está compuesto por un total de 9 pi-
nes que permiten la carga en corriente alterna (AC) y en
corriente continua (CC) [12]. Estos pines del conector
CCS2 se organizan en dos grupos:
• Los pines de carga en corriente continua (CC), que
se usan para la carga rápida de la batería del ve-
hículo
• Los pines de carga en corriente alternan (AC), encar-
gados de la carga normal o lenta.
En el sistema CCS2, los conectores incluyen un pin de
control y un pin de proximidad, con funciones idénticas
a las del tipo 2 (Menekkes). Además, se encuentran dos
conectores de potencia, uno para el polo negativo (CC-)
y otro para el polo positivo (CC+), dado que se trata de
corriente continua, y un pin de protección o conexión a
tierra, que es compartido con el tipo 2 [12].
El protocolo europeo de carga rápida conocido como
CSS Combo, es promovido por la asociación CharIN, que
incluye a miembros como BMW, Ford, Honda y fabrican-
tes de equipos [8]. En contraste con CHAdeMO, este pro-
tocolo es de acceso abierto, lo que signica que cualquiera
puede acceder a las últimas versiones o actualizaciones
sin necesidad de ser miembro de una organización [8].
Inicialmente, se reguló bajo la norma DIN SPEC 70121,
pero actualmente, el estándar de comunicación para
carga rápida conforme a este protocolo está denido en
la norma IEC 15118 [8].
1.1.2.3 SAE J3072
La norma SAE J3072 establece los requisitos para una
función de sistema de inversor de soporte de red que está
integrada en un vehículo eléctrico enchufable (PEV) que
se conecta en paralelo con un sistema de energía eléctri-
ca (EPS) a través de equipos de suministro de vehículos
eléctricos (EVSE) acoplados conductivamente [13]. Esta
norma también dene la comunicación entre el PEV y el
EVSE requerida para congurar y autorizar la función de
inversor a bordo del PEV para la descarga en un sitio. Los
requisitos aquí establecidos están destinados a ser utili-
zados en conjunto con IEEE 1547 y IEEE 1547.1. Esta
norma también respaldará inversores interactivos que
cumplan con los requisitos de IEEE 1547-2003 y IEEE
1547.1-2005, reconociendo que muchas jurisdicciones
de servicios públicos pueden no autorizar la interco-
nexión [13].
1.1.2.4 IEEE 2030.5
El protocolo de comunicación IEEE 2030.5 aporta un
valor signicativo a los operadores de la red eléctrica al
ayudarles a conectarse y aprovechar el mundo de los re-
cursos energéticos distribuidos [14].
Tiene como objetivo ayudar a los fabricantes, opera-
dores e integradores de sistemas de EVSE y PEV a imple-
mentar los requisitos de SAE J3072 utilizando el protocolo
IEEE 2030.5 [15]. El EVSE es un servidor IEEE 2030.5 que
aloja todos los recursos necesarios de SAE J3072 para in-
teractuar con un PEV compatible con J3072 [15]. Cuan-
do un PEV se conecta al EVSE, comienza la secuencia de
autorización de SAE J3072. El PEV establece una sesión
TLS para comunicarse con el servidor EVSE [15]. El PEV
realiza la Búsqueda de Recursos para encontrar las ubica-
ciones de los recursos relevantes en el servidor EVSE, lue-
go el PEV lleva a cabo el Intercambio de Información de
J3072 necesario para obtener la autorización para la des-
carga, el EVSE evalúa el intercambio de información para
determinar si el PEV cumple con todas las condiciones
necesarias para la autorización de la descarga. El EVSE
otorga o niega la autorización [15].
Esta secuencia de operaciones, desencadenada por la
conexión inicial del PEV al EVSE, ocurre una sola vez. Si
el EVSE niega la autorización al PEV, este último no inten-
ta nuevamente la secuencia de autorización. En su lugar,
el PEV opera en su modo de operación “No SAE J3072”,
continuando, monitoreando la señal de autorización de
la descarga en caso de cambios en su estado de autoriza-
ción [15].
Luego, el PEV ingresa a operaciones periódicas don-
de monitorea continuamente su autorización para la des-
carga. Si el PEV está autorizado para la descarga, envía
información de metrología y estado al servidor EVSE. Si
el PEV no está autorizado para la descarga, envía el esta-
do de “no autorizado” al EVSE y puede enviar informa-
ción de metrología y otro estado, pero no está obligado a
hacerlo. Las operaciones periódicas continúan durante la
duración de la sesión de carga [15].
1.1.3. Servicios Auxiliares de V2G
El V2G tiene la capacidad de proporcionar servicios
complementarios, tales como una regulación rápida de
la frecuencia y la tensión, la gestión del equilibrio de car-
ga, una eciente reserva de energía y respaldo de energía
para la integración con fuentes de energía renovable. En
este contexto, la función del agregador u operador de red
es de suma importancia, ya que actúa como un interme-
diario entre los vehículos eléctricos y el sistema eléctrico,
permitiendo la optimización del ujo de energía de ma-
nera que se logre una regulación efectiva de la red [16].
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
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Mainato M. et al.
Cabe mencionar que un agregador en la tecnología de
Smart grid, es un intermediario entre los propietarios de
los vehículos eléctricos y la red de energía eléctrica, esto
con la nalidad coordinar y gestionar la participación de
los VEs conectados a la red en respuesta a la demanda [16].
Los principales servicios auxiliares que se evaluaran
en el presente artículo son: la amortización de la curva
de demanda del alimentador y las variaciones de tensio-
nes que ocurren a lo largo del alimentador.
1.1.3.1 Regulación de tensión
La regulación de tensión desempeña un papel funda-
mental en el suministro de potencia reactiva a la red
eléctrica. La implementación de sistemas de compensa-
ción reactiva en las cercanías de las cargas resulta más
efectiva, ya que minimiza la necesidad de transportar
potencia reactiva a través de las redes de distribución.
Esta estrategia no solo contribuye a la reducción de pér-
didas eléctricas en las líneas, sino que también optimiza
la eciencia operativa de la red, favoreciendo una mayor
estabilidad y calidad del servicio eléctrico [17].
La regulación de la tensión mediante V2G se lleva a
cabo mediante un cargador bidireccional de cuatro cua-
drantes que, según las necesidades del sistema, posibili-
tará la inyección de potencia reactiva desde el vehículo
eléctrico hacia la red [17].
El cargador bidireccional permite una mayor versati-
lidad en la participación de la gestión de energía hacia la
red, ya que este permite que el vehículo no solo consuma
energía de la red para cargar su batería, sino que también
pueda devolver energía hacia la red cuando sea necesa-
rio. El término denominado “4 cuadrantes” se reere a la
capacidad del cargador opere bajo 4 conguraciones dis-
tintas: el primer cuadrante el cargador actúa entregando
energía eléctrica al VE desde la red y el segundo cuadran-
te el VE libera la energía almacenada en la batería y la de-
vuelve a la red para contribuir al suministro de energía
cuando se lo requiera [17].
2. MÉTODO
2.1 CARACTERÍSTICAS DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
El alimentador Centro Babahoyo es de tipo radial, está
conectado a la subestación Terminal Terrestre que tiene
una capacidad de 20/25MVA está ubicada en la parte cén-
trica de la ciudad en las coordenadas -1.80365,-79.52168;
el alimentador constituye la red de distribución primaria
de la ciudad de Babahoyo, esta operando a un nivel de
tensión de 13.8 kV en el lado de alta tensión y mediante
transformadores de distribución se reduce a tensiones de
240/120 V, el alimentador cuenta con un total de 2705
usuarios regulados.
La longitud de alimentador es de 2427.4m, la mayor
parte del alimentador abastece a la demanda energéti-
ca urbana, a pesar de que existe una mayor cantidad de
usuarios residenciales, la carga de los clientes industriales
es mayor.
Tabla 1.
Consumo de energía por tipo de usuario
Tipo de usuario Cantidad de
usuarios
Consumo de
energía
%
kVA
Residenciales 1804 33% 521.75
Comerciales 783 32% 496.55
Industriales 118 35% 478.75
2.2 MODELAMIENTO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Para el modelamiento del alimentador de distribución,
fue necesario obtener los datos de la empresa Distribui-
dora como: Longitud de cada tramo del alimentador,
dispositivos de maniobra y protección (reconectadores,
seccionadores y fusibles), tipo de estructuras, transfor-
madores y conductores. El modelamiento con los datos
reales presenta la ventaja de conocer la participación de
los servicios auxiliares de V2G antes y después de la in-
corporación en la red de distribución, todo el modela-
miento de la red se lo realizo en el soware CYME 9.0
debido a su alta especialización en el análisis de re-
des de distribución eléctrica, especialmente en sistemas
que integran recursos energéticos distribuidos, como
la generación fotovoltaica, almacenamiento de energía
y tecnologías de EVSE. En la gura 3 se muestra la red
de distribución del alimentador Centro Babahoyo, en el
cual con la ayuda del mapa de colores permite identicar
la densidad de carga a lo largo del alimentador, donde el
color amarillo indica que existe una densidad de carga
elevada, mientras que el color azul denota una densidad
de carga menor.
Figura 3.
Recorrido del alimentador Centro Babahoyo en el Soware CYME
148
2.3 DESCRIPCIÓN DE LOS CASOS DE ESTUDIO
Para realizar el análisis de la incorporación de V2G en la
red de distribución, se tomó a consideración escenarios
diferentes para conocer el comportamiento de la red de
distribución mediante la penetración de servicios auxi-
liares. El primer escenario consiste en modelar el sistema
con curvas de carga de los usuarios en la red en días
laborables comprendidos de lunes a viernes, el segun-
do escenario se realizará en los días comprendidos el
n de semana y el último escenario será evaluado en días
festivos, el objetivo de considerar los escenarios men-
cionados es para conocer el comportamiento de la red
mediante la inserción de servicios auxiliares mediante el
V2G, en diferentes eventualidades del año.
Para cada escenario se realizarán los respectivos casos
de estudio, el primer caso de estudio consiste en mode-
lar el sistema de distribución en condiciones normales; es
decir cómo está operando la red actualmente, el segundo
caso consiste en modelar la red con inserción de los VEs
y conocer cómo éstos ayudan a suavizar la curva de la de-
manda del alimentador y nalmente el siguiente caso se
analizará las tensiones a lo largo del alimentador para ver
donde se están produciendo estas condiciones anormales
y dar posibles soluciones con la inserción de los EVSEs.
2.4 MODELO DE ESTACIONES DE CARGA DE VEHÍ
CULOS ELÉCTRICOS
Para realizar los casos de estudio con el soware CYME,
se utilizó un sistema de almacenamiento por baterías
(BESS), el cual consta con diferentes componentes como
el módulo de batería que almacena la potencia activa pro-
veniente de la red y la transere cuando esta es solicitada
por medio de los convertidores DC/DC, como la energía
debe ser enviada hacia la red eléctrica utiliza un inversor
CA/CC. Por otro lado, usando la capacidad del inversor,
la potencia reactiva puede ser transferida en distintas
direcciones. Dado que todos los componentes mencio-
nados no cuentan con capacidades de operación inteli-
gente, el BESS incorpora un controlador especializado.
Este controlador gestiona el suministro bidireccional de
potencia activa y reactiva (carga/descarga), basado en un
esquema de control avanzado que utiliza mediciones en
tiempo real de variables eléctricas en puntos estratégicos
de la red. De esta manera, el BESS contribuye a la re-
gulación dinámica del sistema, optimizando el perl de
tensión y mejorando la calidad y conabilidad del servi-
cio eléctrico. Este módulo BESS será el modelo del equipo
bidireccional de carga de vehículos eléctricos
(EVSE – Electrical Vehicle Supply Equipment) para las
respectivas simulaciones.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Para la implementación de las EVSEs, se consideraron
ciertos aspectos técnicos, como la potencia de los carga-
dores y su ubicación, debido a que éstos juegan un papel
fundamental en la conguración de la red. Los EVSEs
fueron ubicados en lugares y establecimientos de acceso
públicos, entre los cuales se tiene al garaje del malecón
de la ciudad y al parqueadero del GAD municipal, así
mismo se colocó en una gasolinera la cual está conecta-
da al alimentador a estudio y nalmente en una avenida
principal, donde existe un mayor ujo vehicular debido
a que en esta avenida están ubicadas la mayoría de en-
tidades públicas, todos estos criterios se aplicaron a las
EVSEs con potencias de 50kW y 20kW. Las EVSEs con
potencias de 7kW fueron ubicadas cerca de conjuntos re-
sidenciales. En la tabla 2 se indica la cantidad de EVSEs
instaladas a lo largo del alimentador. Cabe recalcar en
estaciones de 7.4kW hasta la actualidad no se cuenta con
opciones comerciales que permitan la bidireccionalidad
de la energía, sin embargo, se consideran estas estacio-
nes debido a que a nivel mundial son las potencias más
utilizadas en el mercado residencial.
Tabla 2.
Cantidad de cargadores habilitados para v2g instalados en el ali-
mentador
Potencia de los
cargadores Unidades Ubicación de los EVSEs en los
nodos
50 kW 6 1068234, OID891, OID50772,
OID900, OID898, OID866
20kW 12
1068158-I, OID831-I, OID856-I,
OID862-I, OID874-I, OID878-I
OID882-I, OID888-I
OID893-I, OID896-I
OID900-I, 1068147-I
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
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Mainato M. et al.
7.4kW 30
1067489-R, 1068138-R, 1068139-
R
1068156-R, 1068181-R
1068182-R, 1068183-R
1068195-R, 1068197-R
1068198-R, 1068207-R
1068208-R, 1068209-R
1068214-R, 1068222-R
1068223-R, OID50778-R,
OID50770-R, OID9125-R,
OID7311-R, OID7302-R,
OID7268-R, OID7267-R,
OID6103-R, OID5992-R,
OID5975-R, OID3994-R,
OID2321-R, 1068281-R,
OID908-R,
Las potencias utilizadas de los cargadores son de valores co-
merciales**
Una vez que se efectuó la ubicación de los EVSEs, se con-
guraron, para realicen el proceso de carga y descarga,
para lo cual los EVSEs responderán en función a la car-
gabilidad de la línea en el tramo al cual están conectados,
si la cargabilidad está por debajo del 65% los cargadores
empezaran a suministrar energía a las baterías de los ve-
hículos y si está por encima del valor referenciado estos
empezaran a descargarse para
aliviar la demanda de la red.
Figura 4:
Carga-descarga del conjunto de los EVSEs conectados al alimentador.
La funcionalidad de carga de los vehículos se da en horas
comprendidas entre las 8 de la mañana hasta las 17:00 ho-
ras de la tarde, que corresponden a los vehículos que se co-
nectaran a los cargadores de 50kW y 20kW. Según [18], en
un estudio realizado en Canadá se logró determinar que
las estaciones públicas son más propensas a ser utilizadas
desde las 8:00 a.m. hasta las 16:30 p.m., por lo cual dichas
horas se denotan debido a que en ese horario se efectúa
la carga de los vehículos en espacios públicos como par-
queos y garajes de ciertos establecimientos que compren-
den el horario laboral de los propietarios de los vehícu-
los, una vez pasado este horario la energía almacenada de
los VEs pueden tener la capacidad de ser enviada hacia
la red por medio de las EVSEs, para abastecer una parte
de la demanda dando como resultado un aplanamiento
en la curva de la demanda en cabecera del alimentador.
Así mismo los vehículos que se conectaran a cargadores
de 7.4kW realizarán su carga en horas de la madrugada,
el comportamiento de la carga de estos VEs permite que
en las horas durante se produce el valle de la curva de la
demanda, incremente la misma [18]. En la gura 4 se
muestra la potencia tanto de carga y descarga del grupo
de EVSEs conectados en el alimentador.
3.1 Caso de estudio: Incorporación de EVSE en el ali-
mentador
Para el caso de estudio analizado se tomó como referen-
cias la gestión de inicio y nalización de la carga tanto en
cargadores de espacios públicos como los tipos residen-
ciales según [18]. En el cual se denotan que existe una
mayor densidad de inicio en carga en espacios públicos
en horas comprendidas entre las 7:30 a
8:30 a.m. y un segundo pico entre las 12:00 y 1:30 p.m.,
mientras que para los cargadores de los usuarios residen-
ciales suele iniciarse entre las 5 p.m. y 6 p.m., dicho com-
portamiento se lo puede apreciar mediante la gura 5.
150
Figura 5.
Curvas de inicio de sesión para los cargadores públicos y residenciales.
En la gura 6 se muestra la distribución de nalización de
cargas, para los usuarios residenciales la gestión de carga
termina entre las 7:30 a.m. y las 8:00 a.m. Mientras que
las estaciones de carga públicas se dan en horas com-
prendidas entre las 4:00 p.m. y 5:00 p.m. Este estudio fue
tomado como referencia para la evaluación del compor-
tamiento de la curva a lo largo del día, si bien los hora-
rios de inicio y nalización de las sesiones de carga no
coinciden exactamente entre los usuarios residenciales y
las estaciones públicas, se observa una cierta similitud
en las tendencias generales. Esta diferencia se debe a las
variaciones en los perles de demanda de cada tipo de
infraestructura, lo que provoca que, los horarios especí-
ficos de inicio y término no se alinean completamente.
En el caso inicial el comportamiento de la curva de
carga diaria del alimentador comprendido en un día, in-
dica que, en periodos del día, a partir desde las 7:00 am,
empieza a aumentar la demanda producida por los con-
sumidores, donde se empieza a producir el valor pico a
partir de las 16:00, mientras que las horas valles del ali-
mentador se dan en horas comprendidas desde las 2:00
am hasta las 6:00 am.
Se realizó una comparación del comportamiento de la
curva de la demanda de energía de la red cuando se conec-
taron los EVSEs, para aquello se observó que las curvas
de la demanda de las 3 fases en el periodo comprendido
desde las 5:00 a.m. hasta las 07:00 a.m. no existe un cam-
bio en la curva de demanda debido a que en este hora-
rio, por lo general las estaciones de carga de los usuarios
residenciales culmina, ya que en ese horario los propie-
tarios de los vehículos los utilizan para la transportación
hacia su destino y conectarlos nuevamente a una esta-
ción de carga por lo general tipo pública, como se denota
en la graca 7, a partir de las 7:00 a.m. nuevamente exis-
te variación en la demanda. Así mismo, se evidenció que
la curva de la demanda cuando existe inyección de poten-
cia hacia la red eléctrica disminuye en horas pico corres-
pondiendo a la 6:00 pm, pasando de 418kVA a 410kVA
para la fase A, 487kVA a 469kVA para la fase B y 555kVA
a 549kVA para la fase C respectivamente. En horas com-
prendidas del valle de la curva esta empieza a incrementar
en las horas comprendidas entre la 1:00 am hasta las 5:00
am, dicha eventualidad se da debido a que los cargadores
conectados a los usuarios residenciales gestionan su car-
ga en estos horarios, dando como resultado el suavizado
de la curva de la demanda en cabecera del alimentador.
En la gura 7 se muestra las curvas de la demanda
por cada fase, correspondiendo la curva de color roja a la
fase A, la curva azul a la fase B y a la curva negra a la fase
C respectivamente, el comportamiento de las curvas de-
nota que incorporando EVSEs en la red de distribución
esta disminuye en horas del día, lo que ayuda a que la red
en este horario pueda tener la capacidad de satisfacer una
mayor demanda, así mismo ayuda a disminuir la cargabi-
lidad en los equipos de la red como lo son las líneas y los
transformadores de la red de distribución.
3.2 CASO DE ESTUDIO: CONDICIONES ANORMALES
PRESENTADAS EN EL ALIMENTADOR.
Tabla 3.
Subtensiones efectuadas en el alimentador
Nodos con subtensiones en el alimentador
Nombre del
nodo
Subtensión con
EVSEs %
Subtensión
sin EVSE %
Hora de la sub-
tensión
1056 94,54 94,49 7/5/2021 10:00
210 93,98 93,97 7/5/2021 17:00
216 92,00 91,98 7/5/2021 9:00
217 94,94 94,92 7/5/2021 18:00
237 92,00 92,01 7/5/2021 8:00
268 94,86 94,84 7/5/2021 17:00
346 88,44 88,45 7/5/2021 1:00
361 92,93 92,88 7/5/2021 9:00
365 93,91 93,91 7/5/2021 1:00
856 92,49 92,48 7/5/2021 8:00
Tabla comparativa del caso base y el caso 1**
Al realizar los respectivos ujos de carga mediante los
perles de los usuarios se obtuvo los nodos que pre-
sentan problemas de tensión como lo es la subtensión,
para el ujo de carga efectuado en el alimentador Cen-
tro Babahoyo se eligió límites de trabajo en función a la
condición que se presente; mayor al 105% se presentara
una sobretensión y menor a un 95% se presentara una
subtensión, esto con respecto a los límites de tensión,
mientras que para los límites de sobrecarga para líneas o
transformadores, se tomó un valor del
100%, lo cual se evidencia que incorporando potencia
mediante los cargadores de los vehículos se logra corre-
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
151
gir en pequeñas proporciones el porcentaje de la subten-
sión como se le puede apreciar en la tabla 3.
3.3 CASO DE ESTUDIO: INCORPORACIÓN DE EVSES
EN NODOS CON SUBTENSIONES.
En los nodos que se producían subtensiones se imple-
mentó los EVSEs para que estos permitan que las tensio-
nes estén dentro del rango establecido (0.95 y 1.05 pu), a
pesar de que se conectaron los EVSEs en los nodos con
subtensiones no todos los nodos presentaron mejoras en
las tensiones, para el nodo 1056 en un inicio presentaba
una subtensión del 94.54% con un tiempo de 7 horas, al
implementar el EVSE en el nodo, este si corrigió sus valo-
res pasando a un 97% dejando de presentar la subtensión
como se muestra en la gura 8, sin embargo, para el nodo
346 el valor de tensión no entró en los rangos estableci-
dos, la curva de la gura 9 muestra el comportamiento de
la curva de la tensión a lo largo del día, se observa que en
las horas desde la 1:00 hasta las 14:00 el EVSE suminis-
tra suciente potencia reactiva para que los valores de la
tensión se mantengan en 240V, pero a las 16:00 ya no es
capaz de mantener el valor de tensión debido a que este
se descarga al límite congurado, es por ello que el EVSE
con esa potencia no es capaz de solucionar del todo
incrementar la potencia del EVSE o implementar otro
el problema de subtensión, una solución factible es un
mecanismo que inyecte reactivos a dicho nodo que me-
jore el perl de tensión.
La potencia de los EVSEs es de gran importancia ya
que, dependiendo de la capacidad de estos, tendrán la ca-
pacidad de suministrar servicios auxiliares a la red de dis-
tribución, como la energía reactiva para ayudar a corregir
las caídas de tensión producidas a lo largo del día.
Caso de estudio: Incorporación de EVSEs en equipos
con sobrecargas.
Se realizó un análisis en función a la cargabilidad de los
equipos, en el cual se determinó que el transformador
1068270 presentaba una cargabilidad de 103.5% de ma-
nera global, como se observa en la gura 10 el trans-
formador en las 24 horas del día presenta cargabilidad
elevada, debido a que abastece a 67 usuarios que están
ubicados donde existe alto consumo de energía de la red,
correspondiendo 28 a usuarios comerciales, 35 residen-
ciales y 4 industriales; dicho transformador está ubicado
en el centro de la ciudad de Babahoyo.
Al implementar la EVSE el comportamiento de la ten-
sión del nodo, como se muestra en la gura 11, presentó
una mejora, es decir una disminución en la cargabilidad
del transformador, en horas desde las 07:00 p.m. hasta
03:00 a.m. la cargabilidad paso de un 103.5% a un 94.6%
disminuyendo la cargabilidad del transformador, sin em-
bargo en horas desde las 3:00 a.m. hasta las 7:00 a.m.
el transformador se sobrecargó pasando de un 103.5%
a 112.6%, dicho comportamiento se reeja debido a que
los vehículos eléctricos se conectan a la red, mientras que
en horas del día desde las 7:00 a.m. hasta las 18:00 p.m.
el comportamiento de la curva se mantiene igual debido
a que no existe ni carga ni recarga de los vehículos eléc-
tricos mediante los EVSEs, dicho comportamiento de la
curva durante las 24 horas se da debido a que los EVSEs
se los conguró a que trabajen con el comportamiento de
los cargadores residenciales. En las horas donde se produ-
cían las descargas de energía hacia la red se observa como
la tecnología V2G por medio del controlador
de carga puede ayudar a la red de distribución.
3.4 Caso de estudio: Incorporación de EVSEs en el ali-
mentador en nes de semana y días festivos.
La curva de carga de demanda en general varía entre días
laborables y días festivos/nes de semana debido a cam-
bios en los patrones de consumo. En días laborables, la
demanda tiende a ser más alta durante las horas de tra-
bajo, impulsada por la actividad industrial y comercial,
así como por las rutinas diarias de las personas. Durante
los días festivos y nes de semana, la demanda se redis-
tribuye, con una disminución en la actividad industrial y
comercial, y un aumento en el consumo residencial, espe-
cialmente en actividades de entretenimiento y hogareñas.
Al vericar las curvas de carga del alimentador sin
EVSE del caso de estudio “Incorporación de EVSE en el
alimentador”, gura 5 y las curvas de carga del alimenta-
dor de este caso, las cuales se encuentran gracadas en la
gura 12 se puede evidenciar la redistribución de la de-
manda en las horas del día en el alimentador, en días de
nes de semana y días festivos.
El comportamiento de la curva de carga del alimen-
tador al incorporar los EVSEs se puede visualizar en la
gura 12, donde la mayoría de los EVSEs empiezan a car-
garse a la 1:00 am y terminan de cargarse a las 5:00 am
aproximadamente. La descarga de ciertos vehículos que
todavía se encuentran conectados a la red, empieza des
-
de las 7:00 am hasta las 19:00 pm y por último vuelven a
conectarse los EVSEs a la 21:00 pm.
Se realizó una comparación del comportamiento de la
curva de la demanda de energía de la red cuando se conec-
taron los EVSEs, para lo cual se evidenció que la curva de
la demanda cuando existe inyección de potencia hacia la
red eléctrica disminuye, en horas pico correspondiendo a
las 14:00 pm, pasando de 537kVA a 531kVA para la fase
C, 486kVA a 468kVA para la fase B y 376kVA a 369kVA
para la fase A respectivamente.
Durante las horas de menor demanda eléctrica, la
curva de carga comienza a mostrar un aumento en su va-
lor, específicamente en el intervalo de tiempo que abarca
desde la 1:00 de la madrugada hasta las 5:00 de la maña-
na. Este fenómeno se produce debido a que los cargadores
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
152
conectados en los hogares de los usuarios empiezan a ges-
tionar su carga durante este período.
En la Figura 12, se presentan las curvas de demanda
correspondientes a cada fase de manera diferenciada. La
curva de color rojo representa la fase A, la curva azul co-
rresponde a la fase B, y la curva de color negro se reere
a la fase C. La observación clave en el comportamiento
de estas curvas indica que, al incorporar los EVSEs en la
red de distribución, se produce una disminución en la de-
manda durante ciertas horas del día. Este efecto contri-
buye a que la capacidad de la red eléctrica en ese período
sea suciente para satisfacer una demanda mayor, al mis-
mo tiempo que reduce la carga en los componentes de la
red, como las líneas de distribución.
3.5 CASO DE ESTUDIO: INCORPORACIÓN DE EVSES
EN NODOS CON SUBTENSIONES ANÁLISIS EN FINES
DE SEMANA Y DÍAS FESTIVOS.
Luego de realizar el análisis de subtensiones con la imple-
mentación de EVSEs de manera general, los perles de
tensión en varios nodos no presentaron mejoras consi-
derables comparando con el perl de tensión del caso sin
EVSEs, ya que no superaron el valor mínimo de subten-
sión permitido (0.95).
Para solucionar los problema de subtensión se incor-
poró nuevos EVSEs de 50 kW en los nodos que presenta-
ron subtensiones en la red, con la nalidad de mejorar el
perl de tensión en los nodos críticos, para el nodo 1056
en un inicio presentaba una subtensión del 93.98% con un
tiempo de 12 horas, al implementar el EVSE en el nodo,
este si corrigió sus valores pasando a un 98% dejando de
presentar la subtensión como se muestra en la gura 11,
donde la curva de color rojo representa al perl de ten-
sión en el nodo 1056 cuando no se ha incorporado ningún
EVSE a la red, la curva de color azul representa al perl
de tensión del nodo cuando se incorporó EVSEs de ma-
nera general a la red y el color negro representa la curva
del perl de tensión en el nodo cuando se incorporó EV-
SEs en los nodos que presentaban subtensión.
El nodo 346 el valor de subtensión era uno de los más
críticos, la curva de la gura 7 muestra el comportamien-
to de la curva de la tensión a lo largo del día, se obser-
va que presenta una subtensión de 88.48% en todo el día
sin EVSE en el nodo, con la incorporación del nodo el
perl sube a 98 %, dejando el nivel de tensión en el ran-
go permitido.
3.6 CASO DE ESTUDIO: INCORPORACIÓN DE EVSES
EN EQUIPOS CON SOBRECARGAS.
Se llevó a cabo un análisis centrado en la carga de los
equipos, y como resultado, se determinó que el transfor-
mador 1068270 presentaba una carga global del 103.5%,
este valor se reeja en la Figura 10, donde se observa,
que, a lo largo de las 24 horas del día, el transformador
opera a un nivel de carga del 103.5%.
Sin embargo, tras la implementación de las EVSE, se
observó una mejora en su carga. Durante las horas com-
prendidas entre la 1:00 a.m. y las 3:00 a.m., la carga del
transformador disminuyó del 103.5% al 96.3%, aliviando
la carga del transformador en ese período. No obstante,
entre las 3:00 a.m. y las 7:00 a.m., se registró un aumento
en la carga, llegando al 112.6%. A las 7:00 a.m., el EVSE
se desconecta de la red, simulando la partida de los usua-
rios para realizar otras actividades. Durante este período,
la carga se mantuvo en 103.5% debido a la inactividad del
EVSE. Finalmente, desde las 6:00 p.m. hasta la mediano-
che, el EVSE vuelve a inyectar energía en la red, reducien-
do la carga del transformador al 96.3% para nalizar el día,
como se observa en la gura 16, donde la curva de color
roja continua representa a la cargabilidad del transforma-
dor sin la incorporación de los EVSEs, y la curva de color
azul discontinua representa a la cargabilidad del transfor-
mador con la incorporación de los EVSEs.
3.7 Discusión
El estudio llevado a cabo por [2] destacó las ventajas de
los VEs en la red de distribución, con un enfoque en el
nivel de carga de los alimentadores y los transformado-
res de distribución, así como los niveles de tensión y la
demanda en los alimentadores. A través de varios esce-
narios planteados, se pudo determinar la inuencia de la
incorporación de VEs de distintos modelos. Se observó
que una penetración del 10% de vehículos de tipo Kia
logró reducir la carga del transformador durante las ho-
ras pico, lo que representó un resultado positivo para la
red de distribución. A diferencia del estudio realizado se
tomó a consideración un modelo de cargador para vehí-
culos eléctricos donde se evaluó la curva de la demanda
en días laborables y no laborables, donde se evalúo la
tensión a lo largo del alimentador, en el cual se tomó a
consideración cargadores de tipo residenciales y de uso
público, para conocer cómo se comporta la curva en todo
instante de tiempo. En la investigación [18], describen el
comportamiento de la gestión de carga en el inicio y na-
lización de los cargadores de uso público y residenciales,
lo que ayudó a describir el comportamiento de la curva
de los EVSEs en el alimentador Centro Babahoyo, en el
estudio desarrollado hubo resultados favorables para el
alimentador estudiado, dentro de los resultados más re-
levantes se tiene una disminución en la curva de carga
en los días laborables mediante la implementación de los
EVSE, ya que éstos fueron ubicados en lugares idóneos
para la carga de los EVs, así mismo ciertos transforma-
dores que estaban operando en estado de sobrecarga me-
diante la inyección de energía mediante los VEs se logró
reducir la cargabilidad de los transformadores pasando a
valores por debajo del 100%.
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
153
4. CONCLUSIONES
La implementación de la tecnología V2G (Vehi-
cle-to-Grid) en la red eléctrica de la ciudad de Babahoyo,
Ecuador, ofrece benecios signicativos tanto para la op-
timización del uso de la energía como para la reducción
de la contaminación ambiental. Esta tecnología permite
que los vehículos eléctricos inyecten energía almacena-
da en sus baterías en la red durante momentos de alta
demanda, lo que alivia la carga y mejora la eciencia.
Además, contribuye a regular la potencia activa y equi-
librar las cargas en la red. Al incorporar puntos de carga
de vehículos eléctricos en lugares estratégicos, se logra
suavizar la curva de la demanda durante el día laborable,
reduciendo la carga en los transformadores y líneas de
distribución. Esto también conduce a una disminución
de la sobrecarga en ciertos equipos de la red, mejorando
la calidad del suministro eléctrico.
En los resultados obtenidos tras la implementación de
estaciones de carga de vehículos eléctricos (EVSEs) en la
red de distribución de Babahoyo, se evidenció una re-
ducción signicativa en la carga de los transformadores.
Por ejemplo, el transformador 1068270, que inicialmen-
te operaba al 103.5% de su capacidad, experimentó una
disminución al 96.3% durante ciertas horas, aliviando así
la sobrecarga. Además, se logró una reducción en la car
-
ga pico de la red, disminuyendo la demanda de 537kVA
a 531kVA en horas de alta demanda. Estos datos numéri-
cos respaldan las ventajas de la tecnología V2G en la opti-
mización de la red eléctrica y la mejora de la conabilidad
del suministro, destacando su potencial para la gestión in-
teligente de la energía.
El análisis detallado de la incorporación de EVSEs
(Estaciones de Carga de Vehículos Eléctricos) en la red
eléctrica de Babahoyo revela la importancia de esta tec-
nología para mejorar la eciencia del sistema eléctrico.
Los EVSEs, ubicados estratégicamente en lugares públicos
y residenciales, juegan un papel crucial en la gestión de la
carga y descarga de vehículos eléctricos. Durante los días
laborables, contribuyen a aplanar la curva de la demanda,
reduciendo la carga en horas pico y mejorando la capaci-
dad de la red. En días festivos y nes de semana, redistri-
buyen la demanda de energía, adaptándose a los patrones
de consumo cambiantes. Además, se observa que los EV-
SEs pueden ayudar a corregir problemas de subtensión y
sobrecarga en ciertos nodos y equipos de la red. Esta in-
vestigación destaca el potencial de la tecnología V2G para
mejorar la infraestructura eléctrica y promover la adop-
ción de vehículos eléctricos como una alternativa más sos-
tenible y eciente en el transporte.
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Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
154
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155
Figura 6.
Curvas de nalización del comportamiento de los cargadores pú-
blicos y residenciales.
Figura 7.
Curvas de la demanda en cabecera del alimentador de las 3 fa-
ses, con y sin implementación de EVSEs.
Figura 8.
Comportamiento de la tensión en el nodo 1056 cuando se imple-
mentó EVSE.
Figura 9.
Comportamiento del perl de tensión a lo largo del día en el
nodo 346
Figura 10.
Porcentaje de cargabilidad del transformador cuando no
existe inyección de energía mediante los EVSEs durante
un día laborable.
Figura 11.
Porcentaje de cargabilidad del transformador durante el periodo
de un día con y sin EVSE
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
ANEXOS
156
Figura 12.
Porcentaje de cargabilidad del transformador durante el perio-
do de un día
Figura 13.
Tensión en el nodo 1056 durante el n de semana, mediante di-
ferentes escenarios.
Figura 14.
Tensión en el nodo 1056 en condiciones diferentes en días de -�
nes de semana
Figura 15.
Porcentaje de cargabilidad del transformador durante el periodo
de un día de n de semana
Figura 16.
Porcentaje de cargabilidad del transformador con carga y descar-
ga del EVSE durante el periodo de un día.
Evaluación del Impacto de Servicios Auxiliares de V2G en una Red de Distribución: Caso de estudio Alimentador Centro Babahoyo
