Power & Energy Magazine - Spanish - July/August 2019 - 92

la incapacidad para monitorear y controlar las plantas de
generación distribuida individualmente ha dado lugar a operaciones de distribución cada vez más dinámicas en áreas
con alta penetración de estos dispositivos. Se requerirá el
desarrollo de nuevas soluciones de software que modelen la
incertidumbre asociada con la variabilidad de la generación
distribuida a través de un trabajo cercano y asociaciones con
la industria de servicios públicos, proveedores, organizacioC
nes de I+D y el gobierno.
Con una alta penetración de las FED, las aplicaciones tradiHC 2
cionales de EMS en los centros de control requerirán una adecuada observación/visibilidad para las fuentes de generación
B
que normalmente no se presentan directamente en el modelo
de operación de hoy o detrás de las zonas de carga equivalentes. Bajo el requisito de interoperabilidad, los EMS deben
HC 1
poder monitorear/controlar las FED de la misma manera que
los generadores tradicionales se monitorean actualmente,
A
es decir, a través de/a partir de un agregador o instalaciones
de FED o jerárquicamente a través de la interacción con los
sistemas de gestión de distribución (DMS, por sus siglas en
Cantidad de FED
inglés) y los sistemas de gestión de FED (DERMS, por sus
siglas en inglés). Es posible que las aplicaciones de EMS
C: no se permiten FED de ninguna capacidad en
esta región, independientemente de la ubicación
también deban incluir modelos de sistemas de distribución
adecuados para tener en cuenta los efectos de las FED, una
HC máxima
tarea que podría requerir una gran cantidad de fuentes inforB: se aceptan algunas capacidades (cantidades) de
máticas y una mejora de la infraestructura SCADA. Los DMS
FED en esta región para ubicaciones específicas
y DERMS abordarán los problemas de control de operación y
despacho en el punto de interconexión de las FED y proporHC mínima
cionarán un apoyo confiable y operativo de datos a los EMS
A: todas las capacidades (cantidades) de FED en
del BPS. Los DMS no tendrán que modelar y monitorear las
esta región son aceptables, independientemente de
la ubicación
instalaciones de las FED y también evaluar los modelos de
carga de distribución cerca de las FED para garantizar el flujo
de energía local adecuado y los perfiles de tensión.
gráfico 4. HC según límite. (Fuente: Cho et al.)
El monitoreo preciso de la dinámica rápida del sistema
introducida por las energías renovables y las FED es vital para el
funcionamiento seguro y confia¿Cuándo se tiene previsto alcanzar la HC de GD?
60
ble de las redes de T&D moder54 %
nas y futuras. La implementación
50
de la tecnología de sincrofasor
basada en GPS permite una mejor
40
visibilidad porque registra la ten28
%
sión y la corriente a altas tasas de
30
30-120 veces/s (mucho más rápido
20
que los sistemas SCADA existen13 %
tes) y puede calcular y sincronizar
10
los parámetros de manera muy
5%
precisa, como el ángulo de fase y
0
frecuencia, a través de la red, así
Ya se alcanzó
La HC se
La HC se
No se tiene previsto
como los parámetros de calidad
la HC
alcanzará
alcanzará
alcanzar el
en diez años
en 15 años
límite de HC
de energía. Las herramientas que
utilizan mediciones sincronizadas
se han implementado a nivel mungráfico 5. Resultados de encuestas que incluyen las opiniones de más de 100 opdial para mejorar la confiabilidad,
eradores de sistemas de distribución en 23 países sobre cuándo esperan cumplir con
el rendimiento y la seguridad de
sus límites de HC. GD: Generación Distribuida. (Fuente: SM Ismael et al.)
(%)

Índice de rendimiento

de servicios públicos cuente con monitoreo y control para
cada dispositivo. Algunas compañías de servicios públicos
tienen SCADA implementado en el sistema de distribución
que puede proporcionar resultados deterministas, aunque

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