IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 50

La ANM se basa en nuevas funciones de monitoreo, control y
planificación de redes, que también se desarrollaron y demostraron
en laboratorios y en redes de distribución en vivo.
del sistema global, necesaria para ejecutar un caso práctico.
Por esta razón, se utilizó un paso de integración intermedio donde los pares de componentes del sistema se probaron juntos para comprobar su interacción antes de colocar
muchos de ellos juntos. Este paso intermedio se denomina
el laboratorio de integración, porque su enfoque principal es
la integración.

Principales Resultados
Conceptos de IDE4L
Hasta la fecha, las redes de distribución eléctrica se han diseñado y operado como redes pasivas de acuerdo con un punto
de diseño que les obliga a controlar todas las condiciones de
carga probables. Hoy, las redes de distribución están sobredimensionadas debido a la calidad de las obligaciones de suministro y y a las posibilidades de control de FED que faltan. Con
ese punto de diseño, la única manera de aumentar el número
de usuarios con servicio es agregar recursos de infraestructura de red en proporción al crecimiento de la carga.
La gestión de una infraestructura de suministro de energía
se mejora mediante la utilización de recursos activos en la
ANM y, especialmente, coordinando el funcionamiento de
las FED desde el punto de vista del sistema completo para
lograr beneficios de sinergia, en lugar de optimizar su funcionamiento desde el punto de vista de una única parte. Para
alcanzar esta visión, es fundamental integrar los recursos
activos como parte de una red activa en lugar de simplemente
conectarse a la red con el principio de "instalar y olvidar".
Métodos de Control de la Red de Distribución Activa

Una red de distribución activa utiliza la controlabilidad de
las FED, además de los activos de la red. Los requisitos de
conexión (códigos de red) son un método eficaz para establecer capacidades técnicas para el control de las FED. Algunos
ejemplos de requisitos de conexión aplicables son la reducción
de la producción y el control de la tensión o potencia reactiva
de una unidad de GD. Una tarifa de red dinámica o basada en
la potencia proporciona incentivos a los clientes para trasladar
la demanda de carga a la red durante las horas valle.
El GRD también puede controlar directamente una red
de distribución. El control directo se aplica cuando se necesitan acciones de control rápidas y precisas, por ejemplo,
para mantener la calidad de tensión requerida en la red. El
GRD puede controlar sus recursos directamente. Tradicionalmente, las redes de distribución europeas han incluido
muy pocos elementos de control, tales como cambiadores
50

ieee power & energy magazine

de tomas en carga (CTC) en transformadores primarios y
unidades de compensación de potencia reactiva en subestaciones primarias. El control remoto de los conmutadores de
redes de MT también se puede utilizar para la gestión de la
congestión cambiando la ubicación de los disyuntores normalmente abiertos a lo largo de los alimentadores de MT.
Recientemente, se han introducido CTC para transformadores secundarios para mitigar los problemas de tensión en las
redes de BT. En el futuro, las baterías de almacenamiento de
energía también pueden proporcionar recursos interesantes
para la gestión de la red.
La continuidad del suministro de electricidad a los clientes es una de las principales preocupaciones de los GRD
hoy en día. La automatización de la distribución reduce la
duración de la interrupción, mientras que los disyuntores
adicionales a lo largo de los alimentadores de MT reducen
la frecuencia de interrupción. Las soluciones automatizadas
de localización de fallas, aislamiento y restablecimiento del
servicio (FLISR, por sus siglas en inglés) pueden combinar
ambas mejoras a través de la lógica FLISR en dispositivos
electrónicos inteligentes (IED, por sus siglas en inglés) distribuidos o un sistema de gestión de distribución (DMS, por sus
siglas en inglés) centralizado y mediante un control directo
de disyuntores e interruptores. El siguiente paso para mejorar la confiabilidad puede ser proporcionado por microrredes
con capacidad de funcionamiento aislado mediante el apoyo
a la restauración del suministro de una conexión de reserva
congestionada y aislar automáticamente las condiciones de
falla y resincronizar después de la fase de restauración.
La oportunidad del GRD de reducir la producción puede
ser obligatoria por código de red como en Alemania o puede
requerir un contrato especial entre el GRD y el cliente. De
forma similar, el control de tensión de unidades GD puede ser
obligatorio por código de red, o puede ser necesario un contrato especial para permitir que el GRD controle la tensión o la
potencia reactiva de una unidad GD. Los códigos de red y los
contratos especiales deben aplicarse solo a los recursos de control que no estén basados en el mercado, como la energía reactiva o las acciones de control de emergencia, como los recortes
de la producción. Por lo tanto, la respuesta a la demanda debe
asignarse principalmente a los servicios de flexibilidad.
Además de los métodos de control más tradicionales, los
GRD pueden utilizar servicios de flexibilidad de agregadores comerciales. El proyecto Address ha propuesto dos tipos
de servicios de flexibilidad, llamados redefinición programada y condicional de FED flexibles, que también se han
utilizado en el proyecto IDE4L. La redefinición programada
mayo/junio 2017

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017