IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2020 - 80

A medida que continúa la adopción generalizada de FED y más
consumidores se convierten en participantes activos, la gestión de
los efectos de los flujos de potencia inversa correspondientes se
está convirtiendo en una tarea cada vez más difícil.

mercados de los sistemas de distribución porque los servicios del mercado serán proporcionados por un sistema separado. Esto es consistente con las discusiones actuales en todo
el mundo sobre el requerimiento de que los operadores de
sistemas de distribución gestionen los mercados minoristas
o a nivel de la distribución y los coordinen con los mercados
mayoristas de electricidad. Sin embargo, los ADMS serán
responsables de las acciones correctivas en tiempo real que
mantienen una operación confiable de la red en presencia de
estos nuevos paradigmas de mercado.

Aplicaciones de ADMS de corto plazo
Las aplicaciones de corto plazo dependen en gran medida de
los métodos de optimización basados en modelos que requieren
un modelo de red preciso, la disponibilidad de datos operativos
detallados en tiempo real y métodos de optimización escalables. En las siguientes secciones detallamos dos ejemplos de
aplicaciones de corto plazo: 1) optimización a nivel de la red
para mejorar el rendimiento de los sistemas de distribución de
potencia y 2) restablecimiento basado en modelos para mejorar
la resistencia de los sistemas de distribución de potencia.

Optimización a nivel de la red
A medida que continúa la adopción generalizada de FED
y más consumidores se convierten en participantes activos,

Transmisión

la gestión de los efectos de los flujos de potencia inversa
correspondientes se está convirtiendo en una tarea cada vez
más difícil para las empresas de distribución. Las soluciones
pasivas, es decir, los estándares que imponen restricciones
en la capacidad/salida instalada de las FED, ya no son efectivas cuando abordan problemas de tensión y congestión.
De manera alternativa, las aplicaciones del ADMS de nueva
generación que aprovechan las capacidades de observación
y control mejoradas de los sistemas de distribución modernos para gestionar de manera activa y óptima los activos de
red y la operación de las FED pueden convertirse en una
solución preferible. Se muestra una ilustración gráfica de
estos enfoques en el Gráfico 1. Por ejemplo, los parques eólicos o fotovoltaicos (FV) conectados a media tensión (MT)
podrían gestionar su potencia activa y reactiva activamente
antes de que se rompan las restricciones de la red en lugar
de limitar el tamaño de sus instalaciones en función del
peor escenario (es decir, condiciones de carga mínima). Se
podría aplicar un concepto similar a los sistemas FV de los
clientes de baja tensión (BT) en lugar de simplemente adoptar configuraciones de voltios-vatios que inevitablemente
penalizarán a los clientes cerca del final de un alimentador
(donde se espera que la tensión esté en su punto más alto).
Los activos de red controlables, como los cambiadores de
tomas en carga (CTC) y las banco de capacitores también

Solución
pasiva

Transmisión

La capacidad de
instalación está limitada
a mitigar problemas.

MT

MT

Configuración de FED
optimizada centralmente.

La configuración voltio-vatio penaliza
injustamente a clientes de BT al final de
los alimentadores.
BT

Optimización a
nivel de red

BT

gráfico 1. Una solución pasiva frente a la optimización a nivel de la red.
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enero/febrero 2020
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2020

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