IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 49

Con su programa REV, reguladores y expertos del estado de Nueva
York han venido desarrollando un planteamiento innovador para
proporcionar electricidad.
nada menos que 12 horas en un día de máximos de 2018 y
un aumento general de la demanda de 52  MW por encima
de la capacidad máxima del sistema. El Gráfico 1 señala las
zonas y las redes afectadas dentro de Brooklyn y Queens, a las
que normalmente se conoce como zonas BQDM. El Gráfico 2
muestra la curva de duración de carga que el BQDM debe
abordar en relación con la capacidad de la subestación. El planteamiento tradicional según los ingenieros de planificación de
servicios públicos sería el de diseñar mejoras de capacidad del
sistema y construir nuevos circuitos de distribución, normalmente con la ayuda de cierto "margen" en otras redes y subestaciones cercanas. Sin embargo, en el caso de la zona BQDM,
el margen limitado en las subestaciones cercanas significaba
requerir de una nueva subestación y líneas de subtransmisión
(una propuesta costosa en la ciudad de Nueva York, donde el
terreno es un bien escaso y la instalación de nuevas líneas de
distribución y transmisión subterráneas resulta especialmente
complicado y costoso). Una regla de oro de los servicios públicos eléctricos afirma que el costo del equipo y del cableado
subterráneo es cerca de diez veces mayor que el de los equipos
y tendidos aeéreos y que en la ciudad de Nueva York lo que se
precisa más son los equipos subterráneos. Junto con los costos
de subestación se encuentra el gasto que supone mover tramos
de varias redes de BQDM a la nueva subestación.
Los nuevos circuitos de distribución siempre requieren
expansiones costosas o la incorporación de nuevas subestaciones, las cuales, a su vez, pueden requerir líneas de transmisión mejoradas y hasta nuevas fuentes de producción.
Suministrar electricidad a los clientes en una de las ciudades
más grandes del mundo resulta siempre caro y hacerse con
el espacio para ubicar nuevos equipos eléctricos lleva mucho
tiempo y representa un desafío para ingenieros y diseñadores.

EDP: Planteamiento Ascendente
para las Nuevas Cargas
La mayoría de los grandes servicios públicos eléctricos
dispone de departamentos de planificación de distribución
eléctrica (EDP, por sus siglas en inglés). Los ingenieros de
EDP tienen muchas responsabilidades que incluyen el seguimiento del crecimiento de la carga y la medición de la confiabilidad; su previsión de carga anual y plan presupuestario
son especialmente importantes. El nuevo crecimiento de la
carga y los fenómenos meteorológicos a menudo afectan
considerablemente los pronósticos de carga y los ingenieros
de EDP deben prever sus necesidades de electricidad de sistema basándose en esos factores. Las cargas de aire acondicionado normalmente conllevan máximos de red de Con
marzo/abril 2017

Edison y las previsiones anuales se elaboran y revisan una
vez finalizada la temporada estival. Las previsiones utilizan
datos de crecimiento de carga y rastrean las ubicaciones de
nuevas cargas previstas para velar para que esté disponible la suficiente energía eléctrica durante los momentos de
máxima demanda y a lo largo del año. Los servicios públicos, así como los operadores de producción y transmisión,
rastrean datos de carga similares en los sistemas de transmisión y de energía eléctrica de gran escala para asegurarse
de que todo servicio público esté preparado para afrontar
máximos de potencia.
La previsión de datos de EDP se acostumbra a compartir
con los departamentos de planificación de sistemas (los que
supervisan la transmisión y las subestaciones) para poder
rastrear un mayor volumen de mediciones de máximos del
sistema y planificar las expansiones de las transmisiones
y las subestaciones necesarias para prestar servicio a los
numerosos circuitos de distribución. Los departamentos
de planificación del sistema generalmente necesitan varios
años de datos de previsión para diseñar, obtener los permisos necesarios y construir nuevas líneas de transmisión o
expandir las actuales; para servicios públicos que dependen
de operadores de sistema independientes o propietarios de
transmisiones, este retraso puede ser aún mayor.
A menudo, se tardan años para conseguir una autorización de las agencias de regulación gubernamentales (locales
y estatales) y de grupos ecologistas para construir nuevas
líneas de transmisión y subestaciones. Además, los servicios
públicos de transmisión muchas veces sufren costos elevadísimos para el desarrollo de las actuales rutas de transmisión.
La construcción y el diseño de transmisión aérea a menudo cuestan varios miles de dólares por pie; las líneas subterráneas, como las que se necesitan para la zona BQDM,
normalmente cuestan a razón de diez veces más por unidad
de longitud que las líneas aéreas. Zonas como las de Brooklyn o Queens disponen, hoy en día, de una gran variedad
de sistemas y plantas subterráneas que complican aún más
la instalación de líneas de transmisión y subestaciones. Las
repercusiones para el público y los patrones de tráfico en una
ciudad densamente poblada también pueden ser muy importantes y los intentos para mitigar estos impactos incrementan
el costo y la duración del proyecto.
Debido a que la inmensa mayoría de carga eléctrica nueva
se origina en la parte de distribución del sistema de servicios públicos, los ingenieros de EDP captan casi todas las
cargas nuevas que deben prestar servicio usando el pronóstico de sistema de distribución eléctrica. Hasta hace poco,
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017

IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - Cover1
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 5
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 6
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 7
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 8
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 23
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 24
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 55
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Marzo/Abril 2017 - 112
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