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las edificaciones. A medida que aumente la carga, también
lo hará la necesidad de actualizar el sistema de distribución
para apoyar el crecimiento. Entonces, la pregunta sobre las
FED es: " ¿cómo podemos utilizarlas para reducir los costos
totales de las actualizaciones y el funcionamiento del sistema
de distribución? "
En el estudio se muestra que la diferencia en costos entre
un sistema donde las FED se gestionan con cautela y uno en
que estas no son controladas y no se utilizan las capacidades
para apoyar las operaciones del sistema de distribución es
de aproximadamente un 10 %. En otras palabras, los costos
de capital del sistema de distribución pueden reducirse en
un 10 % al utilizar las capacidades de las FED para reducir
la carga máxima, apoyar la estabilidad de la tensión, minimizar
la retroalimentación y controlar el tiempo de la carga.
Es posible hacer estos ahorros a través de un subconjunto
relativamente limitado de FED, concretamente, respuesta a
la demanda, carga gestionada y respuesta a la demanda de
VE, así como el uso gestionado de almacenamiento de baterías
distribuidas. Juntas, estas fuentes sirven para aplazar
inversiones, principalmente en las actualizaciones de subestaciones
de distribución y, en menor grado, los costos de
las actualizaciones y la reconducción de los transformadores
de servicio.
La figura 2 ilustra la magnitud relativa del ahorro en
costos por las subestaciones, las actualizaciones de los
alimentadores y los transformadores de servicio como
resultado del uso de las capacidades y los impactos en la
demanda de las FED. No es sorprendente que las ubicaciones
exactas del nuevo crecimiento de la carga y las FED
controlables sean muy inciertas, y que el modelado de escenarios
de los sistemas futuros esté impulsado, en parte, por
suposiciones. Por lo tanto, los ahorros estimados en costos
que se muestran en la figura 2 también son inciertos. Pese
a ello, es importante contar y considerar estos potenciales
ahorros y adaptar las prácticas de planificación en distribución
para visibilizarlos.
La figura 2 sugiere que, en general, la contribución
máxima de las FED es bastante limitada (el máximo anual del
sistema del SMUD es de aproximadamente 3,000 MW). No
obstante, las pequeñas contribuciones en lugares estratégicos
de la red pueden aportar un valor significativo. La figura 2
también indica que las contribuciones del almacenamiento
de energía y los VE son limitadas. Esto es principalmente
una consecuencia de la adopción relativamente baja que se
esperaba entre los clientes residenciales. Si bien son valiosas,
estas fuentes demoran en crecer y hay poca experiencia
operativa para ver cómo rinden cuando su confiabilidad y
predictibilidad son críticas; por ejemplo, en condiciones de
carga máxima durante el verano, cuando posiblemente deban
suministrar energía y capacidad por varios días durante una
ola de calor. Para conocer el valor de la demanda flexible
en cinco a 10 años, es necesario iniciar programas viables
ahora, junto con modelos de negocios sostenibles, que
demuestren su rendimiento en ese ámbito.
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ieee power & energy magazine
La utilización de FED requiere visibilidad y
control
Aunque en el estudio del IDRP se muestra el valor teórico de
las FED, la realidad de reflejar ese valor es compleja. Dado
que las FED suelen estar detrás o en el medidor del cliente,
la mayoría de las empresas de servicios públicos tiene poco
control o visibilidad de lo que hacen estos dispositivos. De
hecho, muchas de ellas han limitado también la visibilidad del
estado concurrente y la carga de los circuitos y alimentadores
de distribución individuales. Para utilizar las opciones de flexibilidad
y control de las FED, se necesita la visibilidad del sistema
de distribución y la capacidad para controlarlas de forma
individual o grupal. En otras palabras, contar con un ADMS y
un DERMS es importante para utilizar y controlar completamente
las FED. Actualmente, el SMUD está implementando
capacidades del ADMS y del DERMS que permitirán reflejar
el valor de las FED y controlar los riesgos que plantean.
El reflejo de los valores de las FED
requiere un nuevo enfoque de
planificación
La mayoría de las empresas de servicios públicos de California
espera ver un crecimiento robusto y continuo de las
FED. La electrificación del transporte y las construcciones
es una política prioritaria y será el principal impulsor de
crecimiento de la carga en las próximas décadas. Al mismo
tiempo, esta nueva carga no puede ser tratada ni pronosticada
de la misma forma que se hizo en el pasado. Con las
construcciones y el transporte electrificados, hay más oportunidades
de gestionar la carga para que puedan minimizarse
los costos del sistema al apoyarla. Si la gestión tiene
éxito, las FED pueden aumentar el factor de carga en nuestros
sistemas de distribución, aplazar actualizaciones, incrementar
la confiabilidad y ahorrar dinero en el caso de los
clientes. Sin embargo, para reflejar estos valores, se necesita
una planificación mejorada, así como nuevas herramientas
y metodologías.
Históricamente, muchas empresas de servicios públicos,
como el SMUD, han utilizado un enfoque simple de planificación
en distribución basándose en su máximo anual real
del sistema, lo que luego se normaliza para considerar las
condiciones meteorológicas y se convierte en un evento de
menor probabilidad pero de alto impacto, como una carga
máxima que ocurre una vez cada 10 años. La planificación
se basa en la carga " no gestionada " , en que se considera
solo la tendencia histórica de las FED y, a menudo, no el
crecimiento futuro. Luego, se distribuye la carga máxima
pronosticada entre las subáreas del sistema de distribución
utilizando datos históricos y el criterio de los expertos, y se
modelan escenarios deterministas del flujo de carga para la
hora de demanda máxima del año en cuestión.
Existen dos razones principales por las que este enfoque
debe cambiar. En primer lugar, podría no producir un
resultado rentable debido a que no considera el impacto del
crecimiento futuro de las FED y el valor que estas pueden
marzo/abril 2022

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

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