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Sin embargo, estos impactos no se distribuyen de manera
uniforme y algunos sitios se ven gravemente afectados, perdiendo hasta un 45-95 % durante un día en particular (figura
9), con evidentes implicaciones de equidad. La restricción
más extrema se observa durante la primavera (septiembre-
noviembre), cuando las temperaturas moderadas y los recursos solares robustos parecen generar aumentos en la tensión
de la red local (figura 10). Las consultas de clientes en el área
de SAPN en relación con los sistemas FV y las sobretensiones también muestran un patrón estacional y un pico durante
la primavera (figura 11).

Soluciones
Evolución en las técnicas de gestión de la tensión

Los DNSP australianos están siguiendo una serie de técnicas de gestión de la tensión a medida que aumenta la
penetración de la energía FVD. Un método tradicional de
mitigar la propagación de la tensión al final de las líneas en
alimentadores de media tensión con perfiles de carga similares es con la compensación por caída en la línea (LDC,
por sus siglas en inglés). Al incrementar la tensión con un
cambiador de toma en carga mientras aumenta la carga,
la LDC mitiga la caída de tensión de la carga máxima al
final del alimentador y, por consiguiente, la propagación
de la tensión en el peor caso. La LDC también se puede
aplicar durante los flujos inversos para disminuir tensiones. El resultado es una mayor propagación de la tensión al
inicio del alimentador, con tensiones más altas durante la
demanda máxima y tensiones inferiores en los flujos inversos, a cambio de una reducción en la propagación de la tensión al final del alimentador. La implicación es que, en las
partes de la red con restricciones de tensión (normalmente
hacia el final de los alimentadores de media tensión más
extensos), una disminución en la demanda mínima puede
provocar una propagación mayor de la tensión y que se
sobrepasen las restricciones de tensión con la misma facilidad con que aumenta la demanda máxima. De este modo,
las restricciones de tensión asociadas con flujos inversos
pueden planificarse para usar los pronósticos de demanda
mínima de manera proactiva, de la misma forma en que se
han usado los pronósticos de demanda máxima para planificar el aumento durante cargas máximas.
La mayoría de las redes de distribución australianas tiene
una topología más parecida a las de las redes europeas que a
las de los Estados Unidos, con transformadores de distribución (media/baja tensión) trifásicos más grandes, nominales
de baja tensión y de 400-VP-P  que brindan suministro desde
10 hasta varios de cientos de clientes y a circuitos secundarios de baja tensión que pueden tener una extensión de
cientos de metros. En áreas rurales con densidades de clientes mucho menores, son más comunes los alimentadores
monofásicos (incluyendo el retorno a tierra de un solo cable)
y los transformadores de distribución más pequeños para un
solo cliente. Además, la mayoría de los transformadores de
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distribución australianos cuenta con un cambiador de tomas
sin carga que requiere ajustes manuales a cargo del personal de campo. Como resultado, aunque los cambiadores de
tomas sin carga puedan alterar permanentemente las tensiones máximas y mínimas en una red suministrada de baja
tensión, no reducen la propagación de tensión.
Las reducciones de las tomas y el balance de fases de
las cargas y de los sistemas FV son las primeras opciones
y las de menor costo para gestionar la tensión cuando sea
viable. De otro modo, la excesiva propagación de tensión (ya
sea resultado de un aumento en la demanda máxima o una
reducción en la demanda mínima) se puede mitigar de cuatro
maneras distintas:
1)	 reduciendo la impedancia de la red, ya sea usando
conductores de impedancia más baja (generalmente
más grandes) o transformadores de clasificación más
alta
2)	 reduciendo la magnitud de los flujos eléctricos reales,
ya sea de manera tradicional dividiendo los alimentadores, con respuesta a la demanda para cambiar la
demanda, o con tecnologías de almacenamiento de
energía, como los BESS
3)	 ajustando los flujos de potencia reactiva, ya sea de
manera tradicional con baterías de condensadores y
la corrección del factor de potencia particular o con
dispositivos modernos, como los compensadores síncronos estáticos (STATCOM, por sus siglas en inglés)
y la compensación de potencia reactiva en inversores
inteligentes particulares
4)	 usando una tecnología reguladora como un regulador
de media o baja tensión y un transformador de distribución que regule la tensión.
Un resumen de las medidas actuales y potenciales de gestión
de la tensión se muestra en la figura 12. Dado que continúa
el uso de FED y mejora la visibilidad en la red de distribución, es posible que los desafíos de gestión de la tensión se
aborden de manera más económica a través de soluciones de
media tensión, es decir, iniciativas que impacten en regiones
extensas de la red, en lugar de medidas localizadas y principalmente reaccionarias en la red de baja tensión.

Flujos inversos
Desafíos
Cuando se consideran de manera colectiva, las fuentes de
energía FVD son, por lejos, el mayor generador en el NEM. La
segunda planta más grande es la de carbón negro de Bayswater, de 2.6 GW. Ya se están observando flujos de potencia
inversos considerables en el sistema de distribución de toda
Australia Meridional y el área metropolitana de Queensland.
En la región en que opera SAPN, el 42 % de las subestaciones
de la zona ya han sido observadas en condiciones de flujos
inversos, y otro 32 % cerca de los flujos inversos. En algunos
casos, los flujos inversos son lo suficientemente grandes para
superar los límites de potencia inversa de las -subestaciones
noviembre/diciembre 2020
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