IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2022 - 45

tener en el control y la modificación de la carga máxima. En
segundo lugar, a pesar de las inversiones identificadas que
utilizan este método, la confiabilidad podría deteriorarse,
pues algunas FED pueden aumentar la carga y podrían tener
un impacto desproporcionado en subconjuntos del sistema
de distribución que podrían perderse si no se pronostica de
forma explícita su crecimiento. Para reflejar mejor el valor
de las FED y modernizar la planificación de distribución a
fin de cubrir las necesidades de la red con sus cambios, se
analizan tres áreas de oportunidad en la siguiente sección.
Pronóstico de la carga
El enfoque simple de la planificación
en distribución que se describió
anteriormente corre el riesgo
de perder la variabilidad de la
carga y los efectos sectoriales del
crecimiento no homogéneo de las
FED.
FED y otros impulsores de la
carga
Las FED crecerán en respuesta
a señales no relacionadas con el
sistema de distribución, y estarán
impulsadas principalmente por
factores como la demografía, el
nivel de ingresos, el costo de sus
tecnologías, los niveles de subsidio
y, tal vez, su apoyo normativo,
financiero y político local. Por
ejemplo, en una ciudad se podría
ofrecer devoluciones de impuestos
para quienes instalen baterías
y ayudar a acelerar o simplificar
los permisos, mientras que
en otra podría haber un enfoque
menos acomodaticio. Todos estos
factores contribuirán a un crecimiento
desigual de la carga,
lo que se traduce en un impacto
variable en las subestaciones y los
alimentadores.
El crecimiento de las FED también
podría cambiar la forma de la
carga para que el tiempo y la duración
de las cargas máximas sean
diferentes en comparación con lo
registrado históricamente. Al hacer
una planificación a largo plazo del
sistema de distribución, es esencial
considerar estos factores. Esto
quiere decir que podría ser necesario
que un pronóstico de carga
descendente a nivel de sistema sea
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reemplazado, o al menos complementado, por un pronóstico
sectorial ascendente que refleje diferentes expectativas de crecimiento
en el territorio de servicio. A medida que surjan estos
patrones, también podrían abrir oportunidades para incentivar
estratégicamente a las FED en áreas donde puedan ayudar a
aliviar las restricciones o aplazar las actualizaciones.
Carga gestionada y no gestionada
Los pronósticos de planificación en distribución normalmente
utilizan carga no gestionada como base. Esto significa
Riesgo de las FED y ubicaciones
individuales en los sistemas
de control
Riesgo de
carga
subyacente en
el alimentador o
el sistema
Riesgo conjunto de la carga
neta considerando
la covarianza
Riesgo de las FED y
ubicaciones individuales
en la carga neta
Carga de planificación = carga máxima esperada + suma de impactos
esperados de las FED + covarianza entre la carga y las FED
(a)
(b)
figura 3. Los (a) riesgos de la carga y de las FED y el (b) impacto de la covarianza
para la variabilidad de la carga neta.
MW
Carga máxima
Capacidad del alimentador
t2
t1
t3
Aplazamiento
Carga neta
t2 = Inicio del trabajo de actualización del alimentador
t1 = El plan de distribución identifica la actualización del sistema por el t3
t3 = El alimentador está en su capacidad, a menos que se actualice
(sin considerar los impactos de las FED)
Tiempo
figura 4. El dilema de los planificadores de distribución.
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