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1.2

Tensión del bus (pu)

1.1

GD compensada con la carga

1
GD modelada
0.9

0.8

0.7
0

2

4
6
8
Tensión del bus (pu)

10

12

gráfico 5. La tensión del nodo de 230 kV cerca de una
falla trifásica, con y sin FED modeladas. pu: por unidad;
GD: generación distribuida.

Carga neta y FED

70
60

Carga neta

(MW)

50
40
30
20
10
0

Salida de FED
0

2

4

6
Tiempo (s)

8

10

12

8

10

12

(a)
Tensión

1.2

Tensión (pu)

1
0.8
0.6
0.4

0

2

4

6
Tiempo (s)
(b)

Sin modelo

Regla 21 de California

IEEE 2018

gráfico 6. Las sensibilidades de la carga neta, suministro
de FED y la tensión del bus del BPS a la configuración de
modelado de FED.
44

ieee power & energy magazine

de la transmisión, el pronóstico y las operaciones de la red
en el California Independent System Operator (CAISO).
El gráfico 4 proporciona un ejemplo del efecto que la
energía FVD tiene en el perfil de carga neta de Pacific Gas
& Electric (PG&E), lo que impulsa la necesidad de diferentes tiempos de estudio y niveles de carga neta del proceso
de planificación de transmisión 2018-2019 de CAISO. Las
curvas azules muestran la carga neta luego de restar la salida
de FVD, denominada "carga gestionada". El gráfico muestra
claramente un cambio en el tiempo de carga neta máxima,
que, en muchas partes del estado, se desplaza fuera de los
tiempos en los que la energía solar FV se encuentra disponible. Los niveles de penetración de FVD también están
causando un cambio drástico en los niveles mínimos de carga
neta, los cuales deben estudiarse cuidadosamente. También
se necesita un análisis de sensibilidad para operar y planificar los periodos de ajuste de carga. Todos estos problemas
se ven agravados por los modificadores de carga, como la
eficiencia energética, la respuesta a la demanda, las tarifas
por el tiempo de uso y la carga de vehículos eléctricos.
La incertidumbre para pronosticar la carga neta, lo cual
incluye a la FVD, es una preocupación para los estudios de
confiabilidad del BPS. CAISO coordina sus pronósticos de
carga y se basa en pronósticos a largo plazo elaborados por
la Comisión de Energía de California (CEC). El pronóstico
de demanda de energía de la CEC incluye una estimación
por hora de la carga de consumo y modificadores de carga
para desarrollar la perspectiva gestionada mediante la cual
se planifica el sistema de transmisión.
Dado que la FVD está cambiando los periodos máximos de carga neta, la selección de las condiciones críticas
de estudio debe cambiar. Los estándares de planificación
requieren una evaluación de las condiciones de carga
máxi ma y baja. Sin embargo, con una gran cantidad de
FED, pueden no darse condiciones críticas del sistema
durante ninguno de esos periodos. Esto requiere un
número aún mayor de estudios de sensibilidad en diferentes escenarios de suministro y carga, los cuales incluyen
a la carga máxima bruta, la carga máxima neta (en la
interfaz de transmisión-distribución) y las condiciones
mínimas de carga neta (por ejemplo, un fin de semana de
primavera durante condiciones de carga baja). Las tablas
1 y 2 muestran cómo las FED se incorporaron a los escenarios de estudio de CAISO durante el proceso de planificación de la transmisión 2018-2019. Además de estas
sensibilidades, la consideración del suministro de generación conectado al BPS y los supuestos para las áreas de
planificación vecinas son vitales, ya que tienen un impacto
sobre los problemas de confiabilidad locales o en el área
más amplia. Esto lleva a la necesidad de una mayor coordinación entre los administradores de planificación.
Con la creciente penetración de las FED, CAISO ha incorporado explícitamente los recursos de pronóstico en los estudios de estabilidad y flujo de energía a los últimos tres ciclos
de planificación para justificar sus características operativas
noviembre/diciembre 2019



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