IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2022 - 42

rán completamente operativos en los próximos 12 meses.
El territorio de servicio es relativamente circular, urbano y
bien integrado, lo que permite que haya múltiples vías eléctricas
para suministrar carga en la mayoría de las áreas del
territorio de servicio, ofreciendo así flexibilidad y minimizando
al mismo tiempo los periodos de inactividad en caso
de que los equipos presenten fallas. En la primavera de 2021,
la empresa de servicios públicos fijó el objetivo de eliminar
todas las emisiones de gases de efecto invernadero de su
suministro eléctrico invirtiendo en energía renovable, FED,
almacenamiento y tecnologías emergentes para el año 2030.
En un estudio de 2020 realizado por el SMUD se anunció
el Plan de Fuentes Distribuidas Integradas (IDRP, por sus
siglas en inglés), se planteó una perspectiva a 10 años sobre
el sistema de distribución y se identificaron las inversiones
necesarias para respaldar el crecimiento de las FED y los
VE. También se estimó el valor potencial de las FED en el
aplazamiento de las inversiones en sistemas de distribución
convencionales para las subestaciones, los transformadores
y la reconducción. Los resultados muestran que, al utilizar
las capacidades de las FED para apoyar la tensión y suministrar
capacidad, las necesidades de inversión total en 10 años
podrían reducirse en hasta un 10 %.
El análisis consideró varios escenarios de FED para ver
cómo estas podrían afectar el rendimiento de los sistemas
y evaluó las necesidades de mitigación bajo dos visiones
alternativas:
✔ Operación habitual: la creciente demanda de electricidad
de las FED, los VE y el crecimiento general
podría cubrirse mediante actualizaciones en las subestaciones,
las líneas de distribución y los transformadores
secundarios.
✔ Apoyo de FED: se toman en cuenta las capacidades de
las FED para poder gestionar la carga y reducir o aplazar
las inversiones utilizando capacidad de almacenamiento
de baterías, respuesta a la demanda, eficiencia
energética y la carga gestionada de VE.
Resultados clave
En el estudio del IDRP se revelaron algunos factores importantes
que afectarán la planificación de distribución. Si no
Distribución de probabilidades
de la carga de VE en
la hora pico
P10
Carga máxima
Carga esperada de VE
figura 1. El impacto esperado de la carga de vehículos
comparado con los resultados de las probabilidades.
42
ieee power & energy magazine
P99
se tienen en cuenta estos resultados, podría haber una sobreinversión
en el sistema de distribución y costos innecesarios
para los contribuyentes. Nuestro estudio muestra que un
aumento significativo en FED puede tener cabida sin alzas
importantes en los costos mientras su crecimiento sea balanceado
y se gestione bien. Por ejemplo, el Plan de Carbono
Cero a 2030 del SMUD que se adoptó en 2021 anticipa el
crecimiento de VE en la región de Sacramento; de aproximadamente
20,000 a casi 300,000 para 2030, y el aumento de
viviendas completamente eléctricas de cerca de 50,000 en la
actualidad a unas 150,000 en 2030. Estos cambios drásticos
deben gestionarse con cautela para mantener las tarifas bajas
y una alta confiabilidad de forma continua. En particular,
se destacan cuatro resultados, cada uno de los cuales tiene
implicancias para la planificación y las operaciones, lo que
se analiza en las siguientes secciones.
A menos que se gestione con cautela, los
VE podrían constituir el 10 % de la demanda
máxima para 2030
Se espera que la cantidad de VE crezca de manera drástica en
California durante la próxima década, y este será el impulsor
más importante del crecimiento de la carga. No es sorprendente
que, a menos que gestionemos la carga con cautela,
los VE puedan causar estragos en el sistema de distribución
y constituir hasta el 10 % de nuestra carga máxima para
2030. No obstante, si se gestiona de manera adecuada, el
crecimiento robusto de VE (e incluso volúmenes más altos)
podría tener cabida dentro de la infraestructura existente. La
clave es evitar cargas durante las horas pico y gestionarlas.
Para gestionar con éxito la carga de VE, debemos no solo
tener los equipos correctos (comunicación entre la red y los
vehículos, idealmente junto con un DERMS y un ADMS),
sino que también debemos entender dónde se verá la carga.
Esto quiere decir, saber qué clientes son los que más probablemente
compren un VE, sus hábitos de carga y qué partes
de la red de distribución afectarán. Ello implica desarrollar
pronósticos detallados según la ubicación de la demanda de
carga de los VE.
Para efectos de la planificación, debemos conocer no solo
los impactos esperados en cada alimentador, sino la distribución
de probabilidades del régimen de carga de los VE. Es
necesario anticipar la probabilidad de que se sobrecarguen
los componentes del sistema. El mero uso de los valores
esperados de acuerdo con un perfil de carga es demasiado
simplista. Corremos el riesgo de sobrecargar los equipos si
la carga sube más, arriesgando también la confiabilidad. Por
el contrario, si utilizamos un escenario peor e igualmente
simplista para la planificación (por ejemplo, el final de una
distribución de probabilidades en que hay un 99 % [P99] de
posibilidades de que la carga sea menor que el nivel indicado),
corremos el riesgo de sobreinvertir, lo que generaría
altos costos. Cada empresa de servicios públicos debe definir
también su tolerancia al riesgo y enfocarse en mantener
la confiabilidad en general. La figura 1 ilustra la carga
marzo/abril 2022

IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2022

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2022

Contents
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