IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 26

El Proyecto Flexible Interconnection
Capacity Solutions
Los territorios de NYSEG y RG&E del Estado de Nueva
York son similares a tantas otras zonas rurales del noreste
de Estados Unidos. Muchos desarrolladores de energía solar
buscan crear proyectos en zonas similares para aprovechar
tierras más baratas y tener acceso a incentivos. Un resultado de esto es que los múltiples proyectos de FED están
pasando por la fase de planificación al mismo tiempo en las
mismas áreas, causando interacciones e interdependencias
que son difíciles de planificar. Para mantener la confiabilidad del sistema, muchos de estos proyectos requieren varias
soluciones tecnológicas para poder conectarse, incluido el
disyuntor de transferencia directa (DTT, por sus siglas en
inglés) y la protección de sobretensión neutra (sistemas de
control de protección para protegerse contra posibles situaciones operativas no deseadas de sistemas con altas penetraciones de FED, p. ej., aislamiento no deseado). Un aumento
sustancial en la actividad de FED en los últimos dos o tres
años ha hecho que la cola para la interconexión se saturara
en muchas áreas dentro del estado. Para los equipos de interconexión de servicios públicos cada vez resulta más difícil
procesar y evaluar aplicaciones de interconexión dentro de
los plazos dictados por el reglamento.
Los proyectos de FED también pueden causar mejoras
para la red de distribución a través de capacidad complementaria del transformador o alimentador, o cambios de
los sistemas de control de tensión actuales. Los costos de
todas estas soluciones pueden hacer que algunos proyectos
de FED no sean económicos. Aunque no es posible eliminar
completamente la necesidad de estas soluciones, es posible
identificar proyectos donde los sistemas de control innovadores pueden regular o "restringir" el acceso a la red para
las FED. Los sistemas de control innovadores pueden proporcionar alternativas rentables que ponen los proyectos en
línea bajo un riesgo de reducción mínimo mientras se adhieren a los límites del sistema. La implementación de sistemas
de control innovadores a menudo requiere una inversión en
monitoreo y comunicaciones, ya que gran parte de la red de
distribución actual no es visible en tiempo real.
FICS señala los proyectos de FED que podrían beneficiarse de este nuevo enfoque y les ofrece interconexiones
a través de la implementación de una plataforma de ANM
para proporcionar control en tiempo real y gestión de FED
operativas. La introducción de la ANM en la etapa de planificación representó un reto adicional para los equipos de
interconexión de NYSEG y RG&E, que deben abordarse
utilizando nuevas herramientas de planificación y métodos
de evaluación de interconexión.
En 2016, el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI, por sus siglas en inglés) publicó una hoja de ruta
para la correcta implementación de un método de capacidad
de almacenamiento para el Estado de Nueva York. En esta
hoja de ruta, el EPRI define la capacidad de almacenamiento
como "la cantidad de FED que pueden incorporarse sin que
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afecte negativamente a la calidad energética o a la confiabilidad de las configuraciones existentes de control y sin necesidad de mejoras de infraestructura".
Este enfoque para determinar la capacidad de almacenamiento es representativo del pensamiento actual de la industria en Norteamérica. Para planificar las FED, se han creado
una variedad de estándares y "exámenes" técnicos para
determinar la capacidad de almacenamiento de las redes de
distribución. En Nueva York, los servicios públicos propiedad de inversores han implementado este enfoque para crear
mapas de "zonas rojas" a nivel de alimentadores que señalan
donde se pueden dar o no las oportunidades de interconexión
para los desarrolladores de FED, a menudo sin datos específicos a nivel de alimentadores. Se espera que el enfoque del
EPRI se adopte, con una serie de valores de capacidad de
almacenamiento para cada ubicación en el sistema de distribución que son estáticos y deben renovarse cada vez que se
conecta una nueva FED o se realizan cambios en el sistema
de distribución. Esto ayudará a los desarrolladores de FED
que buscan mayor transparencia durante la fase de planificación y autorización de su proyecto.
El proyecto FICS, sin embargo, tiene como objetivo ir más
allá mediante el aumento de penetración de FED de la capacidad de almacenamiento fija a una capacidad más dinámica,
a través de la gestión activa de las FED dentro de los límites operativos de la red en tiempo real. Esto significa que, si
se detecta que un proyecto de FED incumple uno o más de
los exámenes técnicos en la fase de planificación, puede que
no sean necesarias las mejoras de sistema para proceder con
la interconexión. El incumplimiento de un examen técnico
como, por ejemplo, la subida de tensión o la capacidad térmica, desencadenaría un conjunto adicional de análisis relacionados con la frecuencia y la magnitud del incumplimiento.
Estos estudios también exploran el impacto del control de la
unidad de FED en el rendimiento general esperado del sitio
durante todo el año. Por ejemplo, una instalación fotovoltaica
de 2 MW de potencia infringiría una limitación de subida de
tensión, pero si se gestionara potencia real o reactiva durante
el incumplimiento, resultaría en un riesgo de restricción del
1% para el desarrollador fotovoltaico. Los desarrolladores de
FED son capaces de modelar y considerar las implicaciones
financieras de restricción para sus proyectos.
La idea de que la restricción (o soluciones técnicas o
comerciales similares) por parte de la ANM podría ser una
buena solución se ha demostrado en Reino Unido, donde se
han añadido 300 MW de FED al sistema en los últimos años.
Esto también ha resultado en la publicación, por parte de
la U.K. Energy Networks Association, de una guía de buenas prácticas para seguir simplificando la implementación y
garantizar buenas prácticas en la adopción. En consonancia
con esta forma de pensar se encuentra la siguiente observación
de la Agencia Internacional de la Energía en un informe sobre
la gestión de sistemas de energía de baja emisión de carbono:
La restricción limitada puede ser más rentable que la
renovación de la infraestructura de red. La restricción
mayo/junio 2017



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