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Un proyecto de demostración en
funcionamiento
Después de las pruebas realizadas en 2017, RTE instaló una
línea de demostración en 2018 con 102 SmartModules (34
por fase) en el circuito Dantou-Villeneuve de 63-kV en el sur
de Francia para resolver situaciones de sobrecarga post-contingencia. El sistema tiene la capacidad de modular aproximadamente el 10 % de la impedancia total de la línea.
La gestión del control del flujo de potencia de la línea
conduce a un uso optimizado de la red en tiempo real y
representa una solución flexible a la incertidumbre local.
Los SmartModules mostrados en el gráfico 6 ofrecen varios
beneficios económicos potenciales a través de su flexibilidad
operativa, posible reutilización y reubicación, y baja inversión inicial en gastos de capital que proporciona soluciones
fácilmente escalables si el sistema necesita un cambio en el
futuro. La instalación requiere una interrupción corta de la
línea: el trabajo se puede completar en menos de 10 minutos
por módulo cuando se utilizan helicópteros. Los SmartModules están diseñados para durar al menos 20 años (incluidos
los controles y la electrónica de potencia) con un mantenimiento preventivo limitado (evaluaciones visuales durante
las inspecciones de línea regulares al menos cada cinco
años) y reparaciones, de ser necesario.

Aplicaciones y próximos pasos
Hay una solución disponible para que los planificadores de
la red resuelvan sobrecargas y adapten rápidamente la red
redirigiendo el flujo de potencia en lugar de construir nuevas
líneas. Al igual que las soluciones de la DLR, los SmartModules son una forma de desarrollar flexibilidad en la operación de la red al influir en los flujos de las líneas. Los dispositivos se han implementado en conductores de línea a 63 kV en
el proyecto de demostración, pero son posibles instalaciones
de hasta 400 kV. El proyecto instalado utiliza la regulación de
"modo push", que aumenta la impedancia de la línea.
Los nuevos dispositivos FACTS de modulación de flujo
de potencia utilizan un enfoque similar de tecnología compacta. Se pueden instalar en subestaciones y ofrecen modos
de operación push y pull (que aumentan o disminuyen la
impedancia del circuito). En comparación con los reactores
en serie y los transformadores de cambio de fase, el nuevo
equipo FACTS promete una operación flexible mejorada y es
la opción económica para algunas aplicaciones que requieren una modulación de flujo de tamaño mediano.

Baterías grandes para los propósitos de
la red
Áreas de la red de subtransmisión
congestionadas por la generación renovable
Un número creciente de áreas de subtransmisión de 63 y
90 kV están o estarán congestionadas en el futuro cercano
debido a los grandes volúmenes de generación renovable.
Esto no es fortuito: durante los últimos 10 años, las nego56	

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ciaciones entre las autoridades reguladoras, las empresas
de servicios públicos y las partes interesadas de la industria energética condujeron a muchos planes regionales de
desarrollo de energías renovables. Los planes facilitaron el
desarrollo de la red a través de costos compartidos entre
los propietarios de nuevas generaciones, en particular los
nuevos actores en la energía renovable. Eso llevó a la creencia, ampliamente compartida entre las partes interesadas
en Francia, de que los planes de expansión de la red serían
demasiado caros para dar cabida al 100 % de la potencia
nominal de los generadores renovables. Por lo tanto, se
decidió dimensionar la red general para adaptarse al 70 %
de las capacidades de potencia nominal de las fuentes renovables. Esto puede conducir a una restricción localizada de
la generación renovable cuando toda la generación renovable en un área relativamente pequeña está produciendo
cerca del 100 % de sus capacidades nominales.

Almacenamiento de energía por baterías como
componente de la red
Los planes requieren la instalación de tres sistemas de
almacenamiento de energía con baterías grandes. El
tamaño de cada sistema de batería será de 12 MW (la
potencia nominal) y de 24 MWh (la calificación energética). Las baterías se conectarán a la red de 63 kV en
dos ubicaciones y a la red de 90 kV en una ubicación. Se
espera que los tres proyectos estén operativos para fines
de 2020. Fueron diseñados para dos aplicaciones principales. Primero, pueden actuar rápidamente (0-12 MW en
1 s) y usarse para acciones correctivas rápidas. Después
de una falla o una interrupción, si ocurre una sobrecarga
en una línea, la batería comenzará a cargarse (porque está
en sentido ascendente de la sobrecarga), y la sobrecarga
se eliminará rápidamente. La segunda aplicación está más
orientada a la energía. En condiciones en que la generación renovable es muy alta (posiblemente resultando en
congestión), la batería almacenará energía. La energía
almacenada se descargará cuando disminuya la generación renovable y no haya congestión en el sistema de subtransmisión local.

Simulaciones para localización optimizada
Se realizaron grandes estudios para encontrar la ubicación
óptima en la red para las tres baterías. Comenzando con 15
sitios potenciales, dos años de datos de red archivados por
hora se modificaron para las condiciones y los perfiles de
generación del año 2021. Se realizaron simulaciones de red
y se determinó el uso óptimo de las baterías para gestionar
la congestión. Se calculó la cantidad total de generación
renovable a restringir para proporcionar una indicación del
impacto de las baterías en las posibles ubicaciones. En conjunto con los estudios de factibilidad técnica que se realizaron en paralelo, se eligieron ubicaciones en los Alpes del
Sur, la Costa Oeste del Atlántico y las regiones del noreste
de Francia.
marzo/abril 2020



IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2020

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Contents
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