IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 69

Los DNO podrían proporcionar una nueva fuente de flexibilidad
mediante el control de dispositivos de regulación de la tensión
existente solo cuando los necesiten, y en la medida en que los
necesiten, los OST.
existen variaciones significativas: los valores np que oscilan de 0,67 (otoño) a 2,11 (verano) para las residenciales en
mayor medida; de 0,86 (invierno) a 1,98 (otoño) para las no
residenciales en mayor medida; y de 0,7 (invierno/verano/
otoño) a 1,91 (en invierno) para las mixtas. Más detalles y
debates de los resultados están disponibles en el informe
final de CLASS.
Los valores proporcionados por los modelos basados
en el componente y los basados en la medición se encontraban relativamente cerca al examinar las subestaciones
principales residenciales en mayor medida. Dado que el
enfoque basado en el componente había considerado solamente la demanda residencial (por simplicidad, debido a la
difícil tarea de modelar la demanda industrial y comercial),
esto proporcionó un grado de validación. Sin embargo, las
mayores discrepancias con las otras dos categorías de subestaciones principales ponían de relieve la contribución de la
demanda no residencial. Para tener en cuenta estas discrepancias, el modelo de carga basado en el componente mejoró
gracias a la incorporación del modelo basado en la medición
para subestaciones no residenciales, creando así un modelo
de carga más flexible y confiable aplicable a cualquier subestación sin necesidad de medidas adicionales.

Capacidad de Tensión
El grado al que se puede reducir la tensión en una subestación
principal (es decir, la capacidad de tensión) está limitada por
los clientes de BT de corriente descendente, cuyas tensiones no pueden ser suministradas por debajo de los límites
legales, y también está afectada por las redes de corriente
ascendente. Para ello, un enfoque de tres fases cuantifica la
capacidad de tensión, teniendo en cuenta estas influencias
y tomando en consideración, al mismo tiempo, las redes de
MAT y de BT, como se resume en el Gráfico 5 y como se
describe a continuación.
✔✔ Influencia de la MAT. Las tensiones en redes de MAT
afectan a la posición de la toma de las subestaciones
principales que, a su vez, determinan el número de
posiciones de tomas disponibles. Para ello, se utilizó un
modelo real de red de MAT para calcular las tensiones
en la parte principal de los transformadores de la subestación principal (el cuadrado azul en el Gráfico 8)
y, en última instancia, la altura correspondiente a la
toma de CTC.
✔✔ Influencia de la BT. La garantía de que las tensiones
de los clientes de BT están por encima del límite legal
mayo/junio 2017

determina el grado al que se pueden reducir las tensiones en las subestaciones principales. Para ello, se
analizó un conjunto de 57 alimentadores reales de BT
utilizando un enfoque Monte Carlo, en el que la tensión menor de la barra colectora de BT (el cuadrado
verde en el Gráfico 8) que no afecta a los clientes se
cuantifica estadísticamente teniendo en cuenta la variabilidad en los perfiles de demanda residencial. Esto
permite que los DNO puedan cuantificar de verdad el
impacto que las tensiones de la barra colectora de BT
puedan tener sobre los clientes, lo cual es fundamental
para la cuantificación de la capacidad de tensión.
✔✔ Estudio de AT. Por último, teniendo en cuenta las influencias de la MAT y de la BT, así como los modelos
de carga de tiempo variable y los perfiles de demanda
que se desarrollaron previamente, se lleva a cabo un
análisis de flujo de potencia en la red de AT asociada
a la subestación principal como una manera de cuantificar en última instancia la correspondiente capacidad
de tensión y la reducción potencial de la demanda.
El volumen de reducción de la demanda que puede
lograrse en una subestación principal determinada varía
en función del día y de la estación. Los factores pertinentes incluyen la composición de la demanda y las interacciones entre los niveles de tensión. Por ejemplo, una subestación principal residencial en mayor medida, con demanda
máxima de unos 15 MW (invierno, alrededor de las 6:00 p.
m.), se descubrió que era capaz de alcanzar hasta los 600 kW
de reducción de la demanda (otoño, alrededor de las 6:00 p.
m.) sin afectar a los clientes de BT y tomando en consideración todas las interacciones de la red de distribución. Sin
embargo, durante las épocas con menor demanda y capacidad de tensión limitada, esta reducción podría ser de apenas
40 kW (verano, a primera hora del día).

Beneficios Regionales y Nacionales
Los beneficios que pueden originarse por un programa de
LM solo pueden entenderse plenamente cuando se tienen
en cuenta las contribuciones de millones de clientes. Para
ello, una cuantificación evaluó los beneficios que CLASS
podría liberar tanto a nivel regional (para el noroeste de
Inglaterra, con ~2,1 millones de clientes residenciales)
como nacional (para Reino Unido, con ~27,9 millones de
clientes residenciales). Esto se logró mediante la extrapolación de los resultados obtenidos para las subestaciones principales que participaron en los ensayos según las
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017

IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - Cover1
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - Cover2
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 1
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 2
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 3
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 4
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 5
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 6
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 7
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 8
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 9
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 10
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 11
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 12
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 13
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 14
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 15
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 16
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 17
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 18
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 19
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 20
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 21
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 22
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 23
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 24
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 25
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 26
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 27
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 28
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 29
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 30
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 31
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 32
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 33
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 34
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 35
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 36
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 37
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 38
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 39
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 40
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 41
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 42
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 43
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 44
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 45
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 46
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 47
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 48
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 49
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 50
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 51
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 52
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 68
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 69
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 71
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 111
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 113
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 114
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 115
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 116
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 117
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 118
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 119
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 120
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 121
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 122
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - Cover3
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