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para el futuro. Los nuevos modelos de distribución energética
y los datos que requieren se necesitan para adaptarse a una mejor comprensión del impacto del sistema. A través del modelado efectivo del sistema de distribución, se realiza una amplia
gama de beneficios, como por ejemplo la confianza mejorada
en las evaluaciones de impacto de FED, una mayor visibilidad
en los detalles del funcionamiento físico del sistema de distribución y una mejor utilización de los activos actuales. Los
modelos permiten a los servicios públicos evaluar mejor las
soluciones para acoger las FED y realizar determinaciones de
valores. Las variaciones en las condiciones de red y de FED
pueden evaluarse para permitir a los ingenieros de distribución
que consideren una amplia gama de posibles condiciones mediante las cuales las FED pueden interactuar con la red.
Para lograr este nivel de detalle, sin embargo, se requiere
una gran cantidad de datos validados. Puesto que no todos los
servicios públicos modelan todo su sistema de distribución,
llenar este agujero de información es una prioridad. A medida
que se moderniza la red, se espera que los datos disponibles
y válidos lleguen a ser más frecuentes. Más datos agregados
y granulares del alimentador a través de sensores avanzados
y sistemas de automatización pueden tanto soportar modelos
de validación como hacer ajustes en ellos. Los alimentadores
de distribución también cambiarán con el tiempo debido a
nuevas interconexiones de cliente, mejoras planeadas, mantenimiento y restauración de apagones. El mantenimiento de
modelos de sistemas es un proceso continuo. La orientación
con respecto a los requisitos de modelado del sistema de distribución, las interrupciones y las priorizaciones están ampliamente cubiertas en un informe reciente del EPRI.
Los estudios de ingeniería detallados son una extensión
natural de estas nuevas capacidades de planificación y captación de matices importantes sobre cómo las FED pueden
adaptarse en el ámbito del alimentador, proporcionando
observaciones y métodos que pueden aplicarse en todo el
sistema con cientos o incluso miles de alimentadores distribuidos. Los enfoques analíticos, como los estudios de capacidad de adopción, pueden señalar la cantidad de FED que
pueden aplicarse sin necesidad de mejoras en la red.
Los estudios de caso sugieren que es necesario lo
siguiente:
✔✔ modelos de carga de cliente mejorados que capten las
variaciones espaciales y temporales de las demandas
variables en altos niveles de granularidad
✔✔ métodos avanzados de previsión capaces de caracterizar tanto la inclinación del cliente para adoptar varias
tecnologías FED, así como hasta qué punto es probable que se apliquen dichas tecnologías para apoyar las
necesidades de capacidad del sistema.
✔✔ métodos de planificación y herramientas capaces de
captar los crecientes niveles de variabilidad e incertidumbre y riesgo para el sistema.
Qué medidas de FED están dispuestos a adoptar los clientes, y
a qué costo, puede ser la mayor fuente de incertidumbre sobre
el beneficio neto asociado con cualquier escenario de FED.
marzo/abril 2017

La modernización del sistema de distribución también será
fundamental para mantener la seguridad y la confiabilidad,
al mismo tiempo que minimiza el costo general del sistema
y maximiza los beneficios para el cliente de las FED. Más
allá de las mejoras mencionadas de capacidades analíticas
de los planificadores de distribución, las áreas adicionales
de modernización que facilitarán la integración de la FED
y la pondrán en funcionamiento incluyen la incorporación
de datos reales de sensores y herramientas para un mayor
conocimiento de la situación del operador, el seguimiento
en los ámbitos de red y clientes, una previsión más acertada,
una mayor automatización y las comunicaciones mejoradas
de las FED y con el control de las mismas.
Este estudio es un punto de partida para entender la
amplia gama de situaciones según las cuales las FED pueden
interconectarse. Los resultados descritos tienen la finalidad
de poner de relieve "lo más importante" en la evaluación del
valor ubicacional de las FED. Los resultados numéricos proporcionan ejemplos para ese fin y también subrayan cómo
los enfoques sistemáticos, basados en el detalle, pueden
aportar información fundamental a tales investigaciones y
conducir a prácticas, programas y políticas más sólidas.

Lecturas Complementarias
"Time and locational value of DER: Methods and applications," EPRI, Palo Alto, CA, Rep. 3002008410, 2016.
"Defining a roadmap for successful implementation of a
hosting capacity method for New York State," EPRI, Palo
Alto, CA, Rep. 3002008848, 2016.
"The integrated grid: A benefit-cost framework," EPRI,
Palo Alto, CA, Rep. 3002004878, 2015.
"Distribution feeder hosting capacity: What matters
most in planning for DER?" EPRI, Palo Alto, CA, Rep.
3002004777, 2015.
J. Smith, M. Rylander, L. Rogers y R. Dugan, "It's all
in the plans: Maximizing the benefits and minimizing the
impacts of DERs in an integrated grid," IEEE Power Energy
Mag., vol. 14, n.º 2, pp. 20-29, marzo/abril de 2015.

Biografías
Jeff Smith pertenece a Electric Power Research Institute,
Knoxville, Tennessee.
Bruce Rogers pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee.
Jason Taylor pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee.
Jeffrey Roark pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee.
Bernie Neenan pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee.
Thomas Mimnagh pertenece a Consolidated Edison of
New York, Nueva York.
Erik Takayesu pertenece a Southern California Edison,
Pomona, California.
p&e

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