IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December 2020 - 126

lo más rápido posible en condiciones
anormales. Dado el costo de un sistema
FV en ese momento, se esperaba que el
crecimiento de las instalaciones fuera
pequeño en el futuro próximo.
Solo una década después, a finales de 2010, SDG&E tenía 11,644
instalaciones FV para un total de
84,765  kW. Empezabamos a tener
una buena idea de cómo las FED impactan en la red cuando se produce
un uso generalizado.
En 2011, en un circuito rural del
condado de San Diego, se descubrió
un excelente ejemplo del impacto de
las FED en la red. Se habían colocado
medidores de la calidad de potencia en
el secundario de una estación de medición primaria al final de un circuito
largo, que utilizaba un pequeño conductor de cobre para el último segmento de la línea. Al final del circuito, se
conectó un sistema FV de 1 MW. Se
observó que la tensión del circuito primario fluctuaba enormemente debido a
la producción de potencia intermitente de este sistema FV con un inversor
tradicional a medida que se disipaba
la niebla de la mañana. SDG&E había
identificado los factores que determinaban el impacto de un sistema FV en
la red y reconoció, dada la experiencia
alemana (que California estaba emulando), que era necesario actualizar los
requerimientos de interconexión de la
Regla 21, incorporando la funcionalidad del inversor inteligente para evitar
la experiencia de retroalimentación de
50.2 Hz en Alemania.
Después de un taller patrocinado
por la CPUC en 2013, se autorizó un
esfuerzo para actualizar la Regla 21,
y el Grupo de trabajo de inversores
inteligentes comenzó a trabajar en los
requerimientos técnicos. Este esfuerzo resultó en requerimientos y plazos
para la implementación y el desarrollo
del estándar UL 1741-SA, lo que permitió las pruebas de la nueva Regla
21 de California. Se inició y aprobó una actualización de IEEE 1547,
aprovechando el trabajo en California.
El IEEE 1547.1, el estándar de prueba
para inversores inteligentes, también

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fue aprobado y se publicará pronto. Se
espera que esto desencadene otra ronda de trabajo para armonizar todos los
estándares. El punto clave del estándar 1547 fue que la unidad FED debe
brindar soporte a la red y solucionar
problemas creados por la adición de las
FED, como intermitencia, variabilidad
y alta tensión.
A finales de 2019, SDG&E tenía
aproximadamente 179,000 instalaciones FV con una capacidad nominal
de 1,233 MW. En conjunto, este es el
generador más grande en el territorio
de servicio de SDG&E, que, debido
a las políticas de NEM, no es medido ni controlado directamente por los
operadores de la red. Como resultado,
los operadores de la red enfrentan desafíos descomunales. Deben mantener
el equilibrio entre la oferta y la demanda en la red en tiempo real frente a la
generación de energía fluctuante de los
sistemas FV que pueden desafiar la estabilidad de la red.

Avances en la integración
de las FED en SDG&E
La adopción de las FED ha crecido
exponencialmente en las últimas dos
décadas y está lista para continuar
expandiéndose. En SDG&E, nos enor-
gullecemos de tener un proceso de interconexión muy optimizado. Al usar
un portal de clientes en línea, los clientes comerciales y residenciales de vía
rápida (86 % de todas las solicitudes)
pueden obtener permiso para operar en
paralelo con la red en 1.3 y 2.5 días,
respectivamente.
Nuestro plan de recursos de distribución incorporó pruebas piloto de
agregaciones FV con inversores inteligentes para intentar la regulación de
la tensión primaria y los servicios de
microrredes. Se realizaron importantes
inversiones en software de análisis de
capacidad de almacenamiento que, en
un año y medio, cambió el proceso de
planificación de la distribución. Nuestro análisis de flujo de carga pasó de
1 hora pico del año a 576 h cuasi dinámicas para 10 perfiles de FED diferentes, observando dos días (típico alto

y bajo) durante 24 h para cada uno de
los 12 meses del año. Los ingenieros
de SDG&E también desarrollaron un
marco de aplazamiento de la inversión
en distribución para los servicios de
distribución tal como se define en California: sobrecargas térmicas máximas,
servicios de confiabilidad (back-tie),
resiliencia/microrredes y regulación de
la tensión.
SDG&E también cuantifica la naturaleza de la necesidad (por ejemplo,
la magnitud) de que las FED potencialmente difieran soluciones más típicas,
y existe un grupo asesor de planificación de distribución y un ingeniero profesional independiente que revisa los
proyectos de servicios públicos todos
los años. Se dispone de participación
en el mercado mayorista de las FED y
agregaciones tanto para energía como
para servicios auxiliares.

Tenemos mucho trabajo
por delante
Si bien nuestra industria ha logrado
avances importantes, todavía queda
un largo camino por recorrer antes de
que podamos concretar en conjunto
la visión de aprovechar las FED para
los servicios de la red. Si pretendemos
ayudar a nuestra industria a llegar allí,
un próximo paso importante es realizar
un inventario abierto y transparente de
las brechas que deben resolverse para
garantizar que el sistema energético
mundial se mantenga seguro, confiable, resiliente y protegido. También es
necesario avanzar en las áreas de requerimientos de interoperabilidad, desarrollo basado en modelos validados,
formulación de estándares, y pruebas
de extremo a extremo. Además, el
DOE, sus laboratorios nacionales y
otras organizaciones de I+D de todo el
mundo deben hacer uso de su financiamiento para realizar investigaciones y
estudios piloto, a fin de resolver estos
problemas e identificar, a un nivel macro, cuánto costará lograr la visión del
estado final. Los cinco artículos en esta
edición sobre la integración de las FED
son un comienzo en esta dirección.
p&e


noviembre/diciembre 2020



IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November/December 2020

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