IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 47

bles usando la capacidad no utilizada en la red, reduciendo
así notablemente el costo de acceso a la red para la demanda
flexible. En el caso de las contingencias no predichas, la
capacidad no utilizada se devolvería a los dno titulares para
garantizar la seguridad del suministro. la tabla 1 resume las
diferencias entre los modelos actuales y el intercambio de los
sistemas de energía.
cabe señalar que habría desafíos técnicos y normativos
significativos a la hora de alinear los objetivos de los opera-
dores primarios y secundarios para garantizar una coordina-
ción y una transición fluidas. cuando surja la necesidad de
devolver la capacidad no utilizada al operador primario, el
operador secundario debe esencialmente interrumpir el sumi-
nistro a su demanda flexible. por ejemplo, cuando es nece-
sario, la industria de las telecomunicaciones normalmente
evita que las nuevas llamadas se conecten a la red existente,
pero las conversaciones en curso no son interrumpidas. los
desafíos técnicos y normativos deben considerarse de forma
apropiada para dar tanto a los operadores primarios como
a los secundarios un grado mayor de precisión en términos
de disponibilidad de capacidad para que puedan optimizar y
coordinar sus redes según los intereses tanto de demanda fija
como flexible. no hacerlo conllevaría un sistema mucho más
complicado, así como clientes insatisfechos.
El avance clave requerido para lograr el Sna es hacer
visible la disponibilidad de carga dinámica de la capacidad
no utilizada de la red. En general, en el Reino Unido, la etapa
final de monitoreo del sistema está en los alimentadores de
salida de 11 kV en una subestación primaria, donde se mide
tanto la corriente como la tensión. En la actualidad, la carga
en tiempo real de las subestaciones de distribución junto con
los alimentadores de 11 kV no se registra ni es visible sin
una visita al sitio. además, las mediciones del indicador de
demanda máxima tomadas durante una visita al sitio mues-
tran una precisión deficiente en el rango de carga.
Sin el apoyo del "big data", el dno suele diseñar la red
según criterios de "ajuste fácil" pasivos. Esto asegura que
el sistema pueda funcionar dentro de los límites legales y
se mantenga resiliente en el peor de los casos, como la hora
punta de la tarde durante el período más frío del invierno. El
enfoque se basa en la suposición de que el crecimiento de la
carga para los clientes existentes sea relativamente bajo, uni-
forme y predecible. la adopción a gran escala de la tecno-
logía de baja emisión de carbono en las redes de Bt podría
cambiar esta evaluación del peor de los casos y desvirtuar
las suposiciones de crecimiento de carga actuales. Un desa-
fío clave del diseño es identificar el momento en que estos
cambios probablemente ocurran. la visibilidad limitada del
uso de activos y el estado de la red dificultan a un dno la
optimización de planificación y funcionamiento de su red.
Un mejor entendimiento de la forma en que probablemente
la conducta de los clientes afecte la carga y la tensión de la
hora del día "margen" disponible en diferentes partes de la
red de Bt, es esencial en la planificación de la seguridad de
una red futura.
mayo/junio 2018

Una solución considerada para el conocimiento de la
situación es el monitoreo general. En la práctica, dicha solu-
ción podría ser excesivamente costosa: se ha estimado que
costaría £2 mil millones monitorear todas las redes de Bt en
el Reino Unido. Se podrían usar estadísticas inferenciales,
otra característica del "big data", para observar todo el
sistema extrayendo datos de las poblaciones menores. dicho
proceso pretende maximizar los valores del "small data"
y así evitar los datos "costosos". la pregunta crucial es si
existe un método simple y rentable que pueda proporcionar
la visibilidad de flujos en la red de distribución de Bt.
En el Reino Unido, los dno han llevado a cabo una serie
de proyectos para responder esta pregunta. El proyecto de
plantillas de Red de Bt era uno de estos proyectos emble-
máticos. proporciona monitoreo remoto de la corriente y la
tensión a más de 800 subestaciones de distribución. además,
se han instalado monitores de tensión en aproximadamente
3,500 sitios en el extremo de los alimentadores de Bt. Enton-
ces se desarrolló un conjunto de plantillas de subestaciones
de red de Bt para ofrecer perfiles de carga y tensión de refe-
rencia que pudieran aplicarse en el Reino Unido.
los métodos de perfil de carga tradicionales se basan en
técnicas de aprendizaje supervisado y clientes asignados en
clases domésticas, comerciales e industriales predefinidas.
dado que la industria tiene poco conocimiento previo de
las cargas de Bt y de los estados de las redes, el proyecto
propone un nuevo algoritmo de aprendizaje semi-supervi-
sado de tres etapas. El primer paso es una agrupamiento no
supervisado para buscar plantillas de subestaciones típicas.
El siguiente paso es asignar una subestación desconocida
a la plantilla más semejante. El último paso es estimar los
niveles de carga de las subestaciones de Bt a través del uso
de la regresión de grupos.
Esto ha generado dos resultados importantes. En primer
lugar, las plantillas desarrolladas fueron validadas por cinco
de siete dno en el Reino Unido y, en general, lograron una
precisión del 87%. En segundo lugar, un impacto incluso
mayor y más duradero del proyecto ha sido el aprendizaje
asociado a los perfiles de tensión. Esto, a su vez, ha dado
lugar a otro proyecto relacionado con el análisis de reduc-
ción de tensión.
Western power distribution (Wpd) solicitó a la Univer-
sidad de Bath realizar un estudio en relación con los efectos
de un esquema de reducción de tensión para aquellos perfiles
de tensión cercanos al límite superior de los límites lega-
les. los investigadores de la Universidad de Bath concluye-
ron que dicho esquema podría reducir significativamente la
demanda, las facturas de los clientes y la emisión de car-
bono. al adoptar el método para los clientes de Gales del
Sur, Wpd redujo la tensión en un 1%. Esto le ha ahorrado a
los clientes de Gales del Sur aproximadamente £14 millones
al año. Existen planes para utilizar este enfoque en las cuatro
áreas con licencia de Wpd, en la medida de lo posible. Si
se pone en marcha a nivel nacional, junto con la adopción
de tolerancias de tensión (±10%), se estima que la política
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018

Contenidos
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Cover1
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Cover2
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Contenidos
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IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Cover3
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Cover4
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